TEKNIK PEMBORAN
PERENCANAAN SUMUR(WELL PLANNING)
Perencanaan sumur merupakan suatu hal yang sangat penting dalam
persiapan program pemboran. Untuk itu, diperlukan berbagai macam
prinsip-prinsip teknik disamping faktor pelaksanaan dan pengalaman.
Walaupun suatu metode perencanaan sumur sudah dipraktekan, tetapi
masih memungkinkan terjadinya perubahan sejalan dengan pelaksanaan
pemboran itu sendri, dan pada akhirnya semuanya harus memperhatikan
beberapa faktor, yaitu : keamanan, minimisasi biaya pemboran, dan
metoda produksi yang digunakan.
Dalam suatu perencanaan sumur akan melibatkan berbagai disiplin
keahlian, yaitu para ahli yang berpengalaman dalam bidang pemboran
yang dapat memadukan semua aspek pemboran secara baik. Mereka
menggunakan perlengkapan maupun piranti teknik, seperti komputer
dan beberapa alat bantu lainya dalam merencanakan sumur.
Dalam merencanakan sumur seorang drilling engineer harus dapat
berperan sebagai seorang detektif seperti Sherlock Holmes yang
mampu melihat karakter dan aspek perencanaan dalam usaha untuk
menemukan tempat atau area yang terdapat masalah.
1. Perencanaan Sumur
Dalam perencanaan sumur diperlukan beberapa variabel sebagai
berikut :Keamanan (safety)Biaya minimum (minimum cost)Usable
HolePada kenyataannya tidak selalu faktor-faktor di atas terdapat
pada setiap sumur, karena adanya kendala-kendala yang terkait
dengan masalah geologidan peralatan pemboran, seperti tekanan,
temperatur, keterbatasan ukuran casing, ukuran lubang bor, mapun
anggaran.
1.1. Keamanan (Satety)
Faktor keamanan harus mendapat prioritas yang paling tinggi
dalam perencanaan program pemboran. Pertimbangan manusia harus
ditempatkan diatas seluruh aspek. Dalam pelaksaanaan pemboran,
perencanaan sumur dapat dirubah, jika sampai terjadi problem
pemboran yang akan membahayakan para pekerja. Kegagalan faktor
keamanan ini dapat mengakibatkan kematian, kebakaran, dan cacat
pada individu .
Prioritas selanjutnya dalam segi keamanan yang harus selalu
diperhatikan adalah perencanaan pemboran harus didesain agar dapat
meminimalkan resiko terjadinya semburan liar (blow-out) dan faktor
kemungkinan terjadi problem pemboran (hole problems). Desain ini
harus berdasarkan pada sumber data yang terkait dalam perencanaan
sumur.
1.2. Biaya Minimum.
Dalam perencanaan sumur diusahakan untuk menekan biaya sekecil
mungkin, tanpa mengabaikan aspek keamanan. Pada banyak kasus, biaya
dapat di sesuaikan pada batas-batas tertentu dalam usaha
perencanaan (Gambar-1). Hal Ini bukan berarti membangun Monumen
baja untuk faktor keamanan jika biaya tambahan tidak diperlukan.
Pada sisi lain,uang harus di keluarkan untuk membangun sistem
keamanan.
1.3. Usable Hole (Lubang Bor Terpakai)
Lubang bor yang mencapai target kedalaman tidak selalu sesuai
seperti yang di harapkan. Jika sumur yang dihasilkan pada akhirnya
tidak sesuai
dengan konfigurasi, maka sumur tersebut tidak dapat dilakukan
komplesi dan akibatnya sumur tersebut tidak dapat diproduksikan
(gagal).
Untuk itu, istilah usable tersebut harus memenuhi ketentuan
sebagai berikut :
Ukuran diameter lubang bor sesuai dengan komplesi sumur yang
akan dilakukan .Formasi produksi tidak mengalami kerusakan yang
tidak dapat di perbaiki.
Gambar-1Biaya pemboran vs perencanaan sumur yang baikPerencanaan
sumur akan sukar dicapai, jika dijumpai adanya tekanan abnormal,
sumur dalam yang mengalami problem geometri sumur ataupun lumpur
.
2. Klasifikasi Tipe Sumur
Seorang drilling engineer dalam membuat perencanaan pemboran
harus memahami tentang tipe-tipe sumur, yaitu :
Sumur wildcatSumur eksplorasiSumur deliniasiSumur infillSumur
reentry
Pada umumnya untuk sumur wildcat memerlukan perencanaan yang
lebih rumit dibandingkan dengan tipe lainnya. Sedangkan untuk sumur
infill dan reentry memerlukan perencanaan yang lebih sederhana.
Perencanaan pemboran sumur wildcat hanya dengan menggunakan
sedikit data geologi. Sumur wildcat adalah merupakan sumur yang
sangat mahal, karena bersifat gambling dalam penentuan titik sumur.
Sedangkan untuk berbagai pemboran untuk sumur-sumur pengembangan
dapat di gunakan data dari beberapa sumber yang tersedia.
3. Tekanan Formasi
Tekanan formasi (tekanan pori) adalah tekanan yang dijumpai pada
sumur dan sangat berpengaruh dalam perencanaan sumur. Tekanan
formasi dapat dikategorikan normal, abnormal (tekanan tinggi) atau
tekanan subnormal (tekanan rendah).
Tekanan normal biasanya tidak mendatangkan masalah dalam
perencanaan sumur, dan berat lumpur yang digunakan berkisar 8,5 -
9,5 lb/gal.
Pencegahan kick dan blouw-out dapat diminimalkan, tetapi tidak
boleh di hilangkan sama sekali. Pada kondisi tekanan normal
diperlukan casing yang dapat menahan tekanan tersebut, maupun
tekanan normal pada sumur-sumur dalam dengan kedalaman lebih dari
20.000 ft karena adanya pembebanan tension/collapse.
Sumur-sumur yang bekanan subnormal diperlukan casing tambahan
untuk melindungi zona lemah atau formasi yang bertekanan rendah.
Tekanan yang lebih rendah dari tekanan normal ini dihasilkan dari
faktor geologi atau tektonik atau dari hilangnya tekanan (pressure
depletion) pada interval produksi.
Tekanan abnormal mempengaruhi perencanaan sumur, yaitu meliputi
:Casing and tubing designPenentuan densitas dan jenis lumpurCasing
setting depth selectionPerencanaan semen
Berikut adalah masalah-masalah yang harus dipertimbangkan akibat
adanya formasi yang bertekanan tinggi (abnormal) :Kick dan
blowoutTerjadinya defferential pressure dan terjepitnya pipaHilang
lumpur atau sirkulation akibat lumpur terlalu beratHeaving
shale
Karena kesulitan yang berkaitan dengan perencanaan sumur
eksplorasi yang bertekanan tinggi, maka kriteria desain, studi
detail daerah, dan berbagai usaha harus dijustifikasi. Seorang
drilling engineer harus mampu membatasi permasalahan dalam
merencanakan parameter-parameter yang terkait dengan perencanaan
sumur seperti deliniasi ataupun infill.
4. Perencanaan Biaya
Biaya yang diperlukan untuk perencanaan sumur disesuaikan
sebagai perbandingan dari biaya pemboran sebenarnya. Pada banyak
kasus, kurang dari US$1.000 dikeluarkan untuk perencanaan sebuah
sumur yang bernilai US$1 juta, hal ini berarti merepresentasikan
1/10 dari 1% biaya pemboran.
Sering kali hasil akhirnya adalah merupakan biaya pemboran yang
melebihi jumlah yang diperlukan. Untuk itu, diusahakan mengurangi
data-data yang tidak terlalu penting. Meskipun data yang baik
biasanya dapat diperoleh dengan biaya kurang dari US$ 2,000 US$
3,000 per prospek, beberapa perencanaan sumur tanpa pengetahuan
tentang kemungkinan terjadinya problem pemboran. Kurangnya
pengeluaran biaya pada tahap awal dalam proses perencanaan sumur
hampir selalu menimbulkan biaya pemboran menjadi lebih tinggi dari
perkiraan.
5. Proses Perencanaan Sumur
Perencanaan sumur adalah merupakan suatu proses pekerjaan yang
sistematis dan urut. Hal ini memerlukan banyak aspek perencanaan
yang dikembangkan sebelum mendisain item-item lainnya. Sebagai
contoh, perencanaan densitas lumpur harus dilakukan sebelum
pembuatan program casing, karena densitas lumpur akan berpengaruh
terhadap pembebanan pada pipa. Gambar-2 memperlihatkan sistematika
perencanaan sumur.
Program bit dapat dilakukan kapan saja dalam perencanaan sumur
setelah historical data dievaluasi. Program bit biasanya
berdasarkan pada parameter-parameter pemboran dari sumur-sumur
sebelumnya. Tetapi, pemilihan bit
dapat dipengaruhi oleh perencanaan lumpur, seperti performance
PDC dalam oil based mud. Selain itu, ukuran bit juga ditentukan
berdasarkan ukuran diameter casing yang diperlukan.
Gambar 2Proses Perencanaan Sumur
PERSIAPAN OPERASI PEMBORAN
Dalam operasi pemboran, peralatan pemboran yang digunakan dapat
dikelompokkan menjadi 5 sistem, yaitu :
1. Sistem Pengangakatan (Hoisting System)2. Sistem Pemutar
(Rotating System)3. Sistem Sirkulasi (Circulating System)4. Sistem
Tenaga (Power System)5. Sistem Pencegah Semburan Liar (BOP
System)
Kelima sistem tersebut diatas mempunyai hubungan yang erat
antara satu dengan yang lain. Dengan kata lain, bahwa kerja
sistem-sistem tersebut berlangsung pada waktu yang bersamaan.
Operasi pemboran adalah merupakan suatu kegiatan yang terpadu
dengan kegiatan-kegiatan lainnya dalam industri perminyakan.
Pada masa sekarang, operasi pemboran dapat dilaksanakan baik di
darat (on-shore) maupun di lepas pantai (off-shore). Peralatan yang
digunakan untuk operasi pada kedua tempat tersebut pada prinsipnya
sama, perbedaannya adalah tempat untuk menempatkan menara (rig)
serta perlengkapannya.
Tahap Persiapan Operasi Pemboran ini meliputi :
1. Persiapan tempat2. Pengiriman pelaratan ke lokasi3.
Penunjukan pekerja4. Persiapan rig dan pendiriannya.5. Peralatan
penunjang dan pemasangannya6. Persiapan akhir.
Persiapan TempatPada tahap persiapan tempat ini, terdiri dari
beberapa tahapan, yaitu :Pembuatan sarana transpotasiPembutan kolam
cadangan (reserve pit)Persiapan lubang bor (Cellar)Memasang
Conductor PipePenyediaan air
Gambar 3Pembuatan Sarana Transportasi
Gambar 4Pemasangan Pipa Conductor
Gambar 5Pembuatan Cellar
Gambar 6Pembuatan Kolam Cadangan (Reserve Pit)
Gambar 7Penyediaan AirPengiriman Peralatan ke LokasiPengiriman
peralatan melalui daratPengiriman peralatan melalui airPengiriman
peralatan melalui udara
Gambar 8Pengiriman Peralatan (Darat, Laut, Udara)
Penunjukan Pekerja
Dalam pelaksanaan operasi pemboran, kebutuhan personil yang
berpengalaman adalah merupakan kebutuhan mutlak yang harus
dipenuhi. Personil-personil tersebut terdiri dari kru kontraktor
pemboran dan kru perusahaan jasa (service company).
Kebutuhan personil tersebut adalah sebagai berikut :
o Company mano Tool pushero Drillero Derrickmano Rotary helpero
Motor mano Rig mechanic.o Rig electriciano Mud engineero Mud
loggero Casing and cementing crew
Gambar 9Personil Yang Mendukung Operasi Pemboran
Mendirikan Rig
Pengiriman unit rig ke lokasi pemboran biasanya berupa
bagian-bagian (modul-modul). Kontraktor pemboran dan kru-nya dengan
menggunakan mesin derek segera memulai pemasangan dan pendirian
menara bor atau rig (rigging up).
Peralatan Penunjang dan Pemasangannya
Dengan selesainya pendirian rig, tahap berikutnya adalah mulai
memasang peralatan-peralatan penunjang. Peralatan penunjang ini
biasanya dikirim dengan truck, tetapi untuk bebarapa komponen yang
besar, seperti mud pump biasanya dikirim dengan truck yang
dilengkapi dengan mesin derek atau dengan menggunakan flat bed
truck.
Dengan telah siapnya peralatan penunjang, kru pemboran dengan
tugasnya masing-masing mulai menyambung bagian-bagian dari berbagai
peralatan yang terangkai menjadi suatu sistem dari rotary drilling
yang siap untuk melaksanakan operasi pemboran. Material pemboran,
seperti bahan-bahan lumpur pemboran, dan peralatan-pelatan lainnya
seperti drill pipe, drill collar, tool joint juga diatur pada
tempat yang telah tersedia.Pada dasarnya persiapan tahap rigging up
ini dapat dikatakan mendekati penyelesaian, sehingga lokasi
pemboran tersebut telah berubah menjadi suatu komplek rotary
drilling yang modern
Gambar 10Urutan mendirikan Menara
Persiapan Akhir
Persiapan akhir ini meliputi 2 hal pokok, yaitu :
1. Persiapan Lumpur Pemboran, kru pemboran mulai mempersiapkan
lumpur pemboran untuk circulating system. Pada umumnya pada saat
pelaksanaan pemboran surface hole, tekanan formasi pada trayek ini
relatif kecil, sehingga cukup digunakan air tawar.
2. Pengecekan Komponen-komponen Sistem Pemboran, persiapan akhir
untuk memulai pemboran kini sudah hampir mendekati penyelesaian.
Persiapan akhir ini termasuk pengecekan untuk kedua kalinya dari
setiap komponen sistem pemboran yang ada pada sistem rotary
drilling.
Pengecekan sistem pemboran tersebut meliputi :
Sistem Pengangakatan (Hoisting System)Sistem Pemutar (Rotating
System)Sistem Sirkulasi (Circulating System)Sistem Tenaga (Power
System)Sistem Pencegah Semburan Liar (BOP System)
Setelah tahap persiapan akhir telah selesai, maka operasi
pemboran dapat dilaksanakan baik untuk membor sumur minyak atau
gas.
Gambar 11Sistem Pengangakatan (Hoisting System)
Gambar 12Sistem Pemutar (Rotating System)
Gambar 13Sistem Sirkulasi (Circulating System)
LUMPUR PEMBORAN
Lumpur pemboran merupakan faktor yang penting dalam operasi
pemboran. Kecepatan pemboran, efisiensi, keselamatan dan biaya
pemboran sangat tergantung dari lumpur pemboran yang dipakai.
Lumpur pemboran diperkenalkan pertama kali dalam pemboran putar
pada sekitar awal tahun 1900. Pada mulanya orang hanya menggunakan
air untuk mengangkat serbuk bor (cutting) secara kontinyu. Kemudian
dengan berkembangnya teknologi pemboran, lumpur mulai digunakan,
dan fungsi lumpur menjadi semakin komplek dan untuk memperbaiki
sifat-sifat lumpur tersebut ditambahkan bahan-bahan kimia
(additive).
1. Fungsi Lumpur Pemboran
Fungsi utama lumpur pemboran adalah :1. Mengangkat serbuk bor ke
permukaan2. Mengontrol tekanan formasi3. Mendinginkan serta
melumasi pahat dan drillstring4. Membersihkan dasar lubang bor5.
Membantu dalam evaluasi formasi6. Melindungi formasi produktif7.
Membantu stabilitas formasi
1.1. Mengangkat Serbuk Bor ke Permukaan
Serbuk bor yang dihasilkan pada waktu operasi pemboran harus
segera diangkat ke permukaan agar tidak terjadi penumpukan serbuk
bor di dasar lubang. Kapasitas pengangkatan serbuk bor tergantung
dari beberapa faktor, antara lain : kecepatan aliran di anulus,
viskositas plastik, yield point lumpur pemboran dan slip velocity
dari serbuk bor yang dihasilkan.
Secara umum, resultan kecepatan (atau kecepatan pengangkatan)
serbuk bor adalah merupakan perbedaan antara kecepatan di anulus,
Vr, dan slip velocity, Vs. Dengan menggunakan power-law model, slip
velocity serbuk bor dapat dihitung dengan persamaan :
1.2. Mengontrol Tekanan Formasi
Untuk keselamatan pemboran, tekanan formasi yang tinggi juga
harus diimbangi dengan tekanan hidrostatik lumpur yang tinggi,
sehingga tekanan hidrostatik lumpur lebih besar dari tekanan
formasi. Secara efektif perbedaan anatara tekanan hidrostatik
lumpur dengan tekanan formasi (overbalance pressure) harus sama
dengan nol, tetapi dalam praktek harganya sekitar 100 - 200 psi.
Untuk mengontrol tekanan formasi tersebut dilakukan dengan mengatur
berat (densitas) lumpur.
1.3. Mendinginkan serta melumasi pahat dan drillstring
Perputaran pahat dan drillstring terhadap formasi akan
menghasilkan panas, sehingga dapat mempercepat keausan pahat dan
drillstring. Selain panas yang ditimbulkan akibat gesekan juga
panas yang berasal dari formasi itu sendiri, dimana semakin dalam
formasi yang dibor, temperatur juga semakin tinggi. Dengan adanya
lumpur pemboran, maka panas tersebut dapat ditransfer keluar dari
lubang bor. Lumpur pemboran dapat membantu mendinginkan drillstring
dengan menyerap panas dan melepaskannya, melalui proses konveksi
dan radiasi, pada udara di sekitar mud pit. Lumpur pemboran juga
dapat melumasi pahat dan drillstring dengan menurunkan friksi
drillstring dan pahat dengan formasi yang ditembus. Untuk
mendapatkan pelumasan yang lebih baik pada umumnya dapat
ditambahkan sedikit minyak kedalam lumpur.
1.4. Membersihkan Dasar Lubang Bor
Secara umum, pembersihan dasar lubang bor dilakukan dengan
menggunakan fluida yang encer pada shear rate tinggi saat melewati
nozzle pada pahat. Ini berarti bahwa fluida yang kental kemungkinan
besar dapat digunakan untuk membersihkan lubang bor, jika fluida
tersebut mempunyai sifat shear thinning yang baik. Dan pada
umumnya, fluida dengan kandungan padatan (solid content) yang
rendah merupakan fluida yang paling baik untuk membersihkan dasar
lubang bor.
1.5. Membantu Dalam Evaluasi Formasi
Sifat fisik dan kimia lumpur pemboran berpengaruh terhadap
program well logging. Pada saat tertentu diperlukan informasi
tentang kandungan hidrokarbon, batas air-minyak, dan lainnya untuk
korelasi, maka dilakukan well logging, yaitu memasukkan sonde/alat
kedalam sumur, misalnya log listrik, maka diperlukan media
penghantar, dalam hal ini lumpur merupakan penghantar listrik.
Sebagai contoh, lumpur dengan kadar garam yang tinggi akan
menghambat pengukuran spontaneous potensial (SP) karena konsentrasi
garam dari lumpur dan formasi hampir sama. Disamping itu, oil mud
akan menghambat resistivitas karena minyak akan bertindak sebagai
insulator dan dapat mencegah terjadinya aliran listrik. Oleh karena
itu, pemilihan lumpur pemboran harus sesuai dengan program evaluasi
formasi.
1.6. Melindungi Formasi Produktif
Perlindungan formasi produktif sangat penting. Oleh karena itu,
pengendapan mud cake pada dinding lubang bor dapat mengijinkan
operasi pemboran terus berjalan dan tidak menyebabkan kerusakan
formasi produktif. Kerusakan formasi produktif biasanya akan
menurunkan permeabilitas disekitar lubang bor.
1.7. Membantu Stabilitas Formasi
Pada lubang bor sering dijumpai adanya problem stabilitas yang
disebabkan oleh fenomena geologi, seperti zona rekahan, formasi
lepas, hidrasi clay, dan tekanan tinggi. Lumpur pemboran harus
mampu mengontrol problem-problem tersebut, sehingga lubang bor
tetap terbuka dan proses pemboran dapat terus dilanjutkan.
Perencanaan sistem lumpur untuk menjaga stabilitas lubang bor
sering digunakan sebagai basis untuk pemilihan jenis dan sifat
lumpur.
2. Komposisi Lumpur Pemboran
Secara umum lumpur pemboran terdiri dari tiga komponen atau fasa
pembentuk sebagai berikut :
1. Fasa cair (air atau minyak)2. Fasa padat ( reactive solids
dan inert solids)3. Bahan kimia (additive)
2.1. Fasa cair
Fasa cair lumpur pemboran pada umumnya dapat berupa air, minyak,
atau campuran air dan minyak. Air dapat dikelompokkan menjadi dua,
yaitu air tawar dan air asin. Air asin juga dapat dikelompokkan
menjadi dua, yaitu air asin tidak jenuh dan air asin jenuh. Sekitar
75% lumpur pemboran menggunakan air, karena mudah didapat, murah,
mudah dikontrol jika terdapat padatan-padatan (solid content) dan
merupakan fluida yang paling baik sebagai media penilaian formasi.
Istilah oil-base muds digunakan jika kandungan minyaknya lebih
besar dari 95%. Sedangkan emulsion muds mempunyai komposisi minyak
50 -70% (sebagai fasa kontinyu) dan air 30 - 50% (sebagai fasa
diskontinyu).
2.2. Fasa padat (solids)
Fasa padat dibagi dalam dua kelompok, yaitu padatan dengan berat
jenis rendah dan padatan dengan berat jenis tinggi. Padatan berat
jenis rendah dibagi menjadi dua, yaitu Non-reactive solid (inert
solid) dan Reactive solid.
2.2.1. Reactive Solid
Reactive solid adalah clay, merupakan padatan yang dapat
bereaksi dengan air, membentuk koloid. Clay dapat didefinisikan
sebagai berikut :
Padatan dengan diameter kurang dari 2Partikel yang bermuatan
listrik dan mampu menyerap airMaterial yang dapat mengembang
(swelling) jika menyerap air
Clay (atau low-gravity reactive solid) ditambahkan ke dalam air
agar diperoleh sifat-sifat fisik seperti viskositas dan yield point
yang diperlukan untuk mengangkat serbuk bor atau untuk menjaga agar
serbuk bor tidak mengendap pada saat tidak ada sirkulasi (lihat
persamaan 1 dan 2). Mekanisme pembentukan viskositas dan yield
point yang tinggi pengembangannya sangat komplek dan belum
seluruhnya dapat difahami. Hal ini dihubungkan dengan struktur
internal partikel-partikel clay dan gaya-gaya elektrostatik yang
mempertahankannya jika clay terdispersi dalam air.
Pada dasarnya ada dua jenis clay yang digunakan dalam pembuatan
water-base mud, yaitu :
a) Bentonitic clay (gel) ; adalah merupakan anggota dari
kelompok clay montmorillonite (smectite), dan hanya dapat digunakan
dengan air tawar, karena baik viskositas maupun yield point tidak
dapat terbentuk pada air asin. Bentonit yang ada di pasaran bukan
merupakan sodium montmorillonite murni, tetapi mempunyai kandungan
sodium montmorillonite sekitar 60 -70%. Sodium montmorillonte
adalah merupakan material yang berbentuk plat-plat seperti
lembaran-lembaran buku. Plat-plat tersebut . Bentonitsangat tipis
dengan ukuran partikel kurang dari 0.1menyerap air tawar pada
permukaan partikel-partikelnya, sehingga dapat menaikkan volumenya
sampai 10 kali atau lebih, yang disebut swelling atau hidrasi.
Besarnya swelling yang terjadi dapat dilihat dengan meningkatnya
kekentalan atau viskositas lumpur, yang tergantung dari luas
permukaan dan total jumlah air yang diserap oleh clay.b)
Attapulgite (salt gel) ; adalah merupakan anggota dari kelompok
clay palygorskite, dan hanya dapat mengasilkan viskositas dan yield
point yang tinggi baik pada air tawar maupun air asin. Salt water
clay (attapulgite), akan terjadi swelling jika dimasukkan dalam air
asin.
Gambar 14Peralatan Solid Control Lumpur
PENYEMENAN SUMUR PEMBORANGambar 15Proses PenyemenanGambar
16Sistem Pencegah Semburan Liar (BOP System)
Gambar 17Sistem Tenaga (Power System)
Kelima sistem tersebut diatas mempunyai hubungan yang erat
antara satu dengan yang lain. Dengan kata lain, bahwa kerja
sistem-sistem tersebut berlangsung pada waktu yang bersamaan.
Operasi pemboran adalah merupakan suatu kegiatan yang terpadu
dengan kegiatan-kegiatan lainnya dalam industri perminyakan.
Pada masa sekarang, operasi pemboran dapat dilaksanakan baik di
darat (on-shore) maupun di lepas pantai (off-shore). Peralatan yang
digunakan untuk operasi pada kedua tempat tersebut pada prinsipnya
sama, perbedaannya adalah tempat untuk menempatkan menara (rig)
serta perlengkapannya.
TEKANAN FORMASI DANGRADIEN REKAH
1. PENDAHULUAN
Pengetahuan tentang tekanan formasi (tekanan pori) adalah
merupakan hal yang sangat penting, karena tekanan formasi sangat
berpengaruh terhadap casing design, densitas lumpur, laju
penembusan, problem pipa terjepit dan well control. Perkiraan dan
penentuan zona yang bertekanan tinggi sangat penting karena adanya
resiko terjadinya blowout (semburan liar). Pada umumnya air asin
yang terperangkap pada zona-zona yang berasosiasi dengan lapisan
shale yang tebal terbebaskan selama proses sedimentasi berlangsung.
Fenomena ini akan dijelaskan pada pembahasan berikutnya.
Proses kompaksi dapat digambarkan dengan sebuah model sederhana
yaitu berupa sebuah selinder yang berisi suatu fluida dan sebuah
pegas (mewakili matriks batuan). Overburden stress dapat
disimulasikan dengan menggunakan sebuah piston yang ditekan kebawah
pada selinder. Overburden ) dan tekanan fluida(S) ditahan oleh
pegas ( (p), maka :
+ p ...................................................(1)S
=
Jika tekanan overburden bertambah (karena proses sedimentasi
terus berlangsung) maka beban tambahan tersebut harus ditahan oleh
matriks dan fluida dalam pori. Pada formasi dimana fluida dapat
bergerak bebas maka kenaikan beban harus ditahan oleh matriks,
sedangkan fluida yang tersisa sebagai hidrostatik. Dalam kondisi
tersebut maka tekanan formasi disebut Normal, dan nilainya
proporsional terhadap kedalaman dan densitas fluida. Tetapi jika
formasi tersebut tersekat sehingga fluida terperangkap, maka
tekanan fluida tersebut akan bertambah diatas harga hidrostatik.
Kondisi ini disebut sebagai Overpressure (yaitu bagian dari beban
overburden ditransfer dari matriks ke fluida yang mengisi ruang
pori). Luas bidang kontak antar butir tidak dapat bertambah karena
hadirnya air yang tidak kompresibel, maka pertambahan beban
tersebut akan ditransfer ke fluida, sehingga tekanan pori naik.
2. TEKANAN FORMASI NORMAL
Jika perlapisan sedimen terendapkan di dasar laut, maka
butir-butir sedimen tersebut akan terkompaksi satu dengan yang
lain, sehingga air akan terperas dari dalam ruang pori. Jika proses
tersebut tidak terganggu, dan air bawah permukaan masih tetap
berhubungan dengan laut diatasnya melalui ruang pori yang saling
berhubungan, maka akan menghasilkan tekanan hidrostatik. Gradien
hidrostatik (psi/ft) nilainya bervariasi tergantung dari densitas
fluida. Pada umumnya air asin di lapangan minyak mempunyai kadar
mineral terlarut bervariasi antara 0 sampai 200.000 ppm. Sehubungan
dengan hal itu, maka gradien hidrostatik nilainya bervariasi antara
0,433 psi/ft (air murni) sampai sekitar 0,50 psi/ft. Pada umumnya
secara geografis gradien hidrostatik diambil sebesar 0,465 psi/ft
(dengan asumsi kadar garam 80.000 ppm). Gradien ini menunjukkan
tekanan normal. Sedangkan untuk setiap tekanan formasi yang
nilainya diatas atau dibawah 0,465 psi/ft disebut tekanan abnormal
(overpressured).
Besarnya bulk density dari suatu batuan ditentukan oleh matriks
dan air yang mengisi ruang pori.
atau..........................................(2)dimana ;b =
bulk density batuan berporim = densitas matriksf = densitas fluida
dalam ruang pori= porositas
Karena litologi dan kadar fluida tidak konstan, maka bulk
density nilainya akan bervariasi terhadap kedalaman.
Gradien overburden diturunkan dari tekanan yang dikenakan pada
batuan diatas kedalaman tertentu. Hal ini dapat dihitung dari
spesific gravity yang bervariasi antara 2.1 (batupasir) sampai 2,4
(batugamping). Dengan menggunakan spesific gravity rata-rata = 2,3,
maka gradien overburden dapat dihitung :
2,3 x 0,433 = 0,9959 psi/ft.
Pada umumnya untuk perhitungan nilai gradien overburden
dibulatkan menjadi 1 psi/ft, dan gradien overburden juga sering
disebut sebagai gradien geostatik. Harus diingat bahwa gradien
overburden nilainya bervariasi terhadap kedalaman karena kompaksi
dan perubahan litologi, sehingga nilainya tidak dapat dianggap
konstan.
3. TEKANAN ABNORMAL
Tekanan abnormal didifinisikan sebagai tekanan yang menyimpang
dari gradien tekanan normal. Penyimpangan tersebut dapat Subnormal
(kurang dari 0,465 psi/ft) atau Overpressured/Tekanan Abnormal
(lebih besar dari 0,465 psi/ft). Secara umum tekanan subnormal
jarang sekali dijumpai dan dapat menyebabkan masalah yang lebih
sedikit jika dibandingkan dengan overpressure. Tekanan abnormal
terjadinya sangat berkaitan erat dengan adanya sealing mechanism.
Penyekatan (sealing) mencegah adanya ketetimbangan tekanan yang
terjadi dalam urutan proses geologi. Sekat (seal) terbentuk oleh
adanya penghalang permeabilitas (permeability barrier) yang
dihasilkan dari proses fisik maupun kimiawi.
Penyekat fisik (physical seal) dapat terbentuk dari efek
gravitasi patahan selama proses pengendapan atau pengendapan dari
bahan dengan ukuran butir yang lebih halus. Penyekat kimiawi
(chemical seal) terbentuk karena adanya pengendapan kalsium
karbonat, sehingga akan mengakibatkan terjadinya penghalang
permeabilitas rata-rata. Contoh lain dari adanya diagenesa kimia
selama proses kompaksi adalah bahan organik. Baik proses fisika
maupun kimia kemuanya akan menyebabkan terbentuknya penyekat,
seperti proses pelarutan gypsum.
3.1. Tekanan Subnormal
Mekanisme terbentuknya tekanan subnormal (lebih kecil dari
tekanan hidrostatik) dapat dijelaskan sebagai berikut :
(a) Ekspansi Panas (Thermal Expansion)Karena batuan sedimen dan
fluida yang mengisi pori berada pada lingkungan yang dalam, dimana
temperatur juga mengalami kenaikan, maka fluida akan mengembang.
Hal ini akan menyebabkan penurunan densitas, dan akibatnya tekanan
akan berkurang.
(b)Formation ShorteningSelama proses kompresi berlangsung akan
menyebabkan perlapisan batuan terlipat (bagian atas terlipat ke
atas, sedangkan bagian bawah terlipat ke bawah), sehingga
perlapisan bagian tengah akan mengembang, sehingga mengakibatkan
terjadinya tekanan subnormal
(c) DeplesiJika hidrokarbon atau air diproduksikan dari formasi
yang tidak mengalami efek subsidence, maka akan menyebabkan
terjadinya tekanan subnormal. Hal ini sangat penting jika pemboran
sumur dikembangkan pada reservoir yang telah lama diproduksikan.
Sebagai contoh, gradien tekanan akuifer di salah satu lapangan
minyak di Texas besarnya hanya 0,36 psi/ft.
(d) PenguapanPada daerah kering, seperti di Timur Tengah batas
water table dapat berada pada kedalaman ratusan meter dari
permukaan, hal ini akan menurunkan tekanan hidrostatik.
(e) Permukaan PotensiometrikPermukaan potensiometris ini
mengikuti relief formasi dan dapat menghasilkan baik tekanan
subnormal maupun tekanan tinggi (overpressure). Permukaan
potensiometris didefinisikan sebagaibatas ketinggian kenaikan air
yang dibor dari aquifer yang sama. Permukaan potensiometris dapat
berada ribuan foot diatas atau dibawah permukaan tanah
(f) Pergeseran EpirogenikPerubahan elevasi dapat menyebabkan
terjadinya tekanan abnormal pada formasi yang terbuka secara
lateral, tetapi dibagian lainnya tersekat. Jika singkapan arahnya
naik akan menghasilkan tekanan tinggi, dan jika arahnya ke bawah
akan menghasilkan tekanan subnormal.
Perubahan tekanan jarang disebabkan oleh adanya perubahan
elevasi saja, tetapi juga karena adanya proses erosi dan
pengendapan. Adanya kehilangan atau pertambahan saturasi air pada
batuan sedimen juga penting.
Batas besarnya tekanan subnormal kurang diperhatikan dalam
praktek di lapangan.
3.2. Tekanan Formasi Abnormal (Overpressured Formation)
Ada beberapa formasi yang tekanan porinya lebih besar dibanding
dengan kondisi normal (gradien 0,465 psi/ft). Tekanan formasi dapat
diplot antara gradien hidrostatik dan gradien overburden (1
psi/ft). Beberapa contoh tekanan tinggi yang telah dilaporakan
adalah :
Gulf Coast 0,8 - 0,9 psi/ft.Iran 0,71- 0,98 psi/ftNorth Sea 0,5
- 0,9 psi/ftCarpathian Basin 0,8 - 1,1 psi/ft.
Dari data tersebut diatas terlihat bahwa tekanan abnormal dapat
dijumpai di seluruh dunia. Mekanisme terbentuknya tekanan abnormal
ada berbagai faktor, diantaranya adalah permukaan potensiometris
dan penyusutan formasi (formation foreshortening).
Selain itu, mekanisme terbentuknya tekanan abnormal juga dapat
disebabkan oleh :
(a). Kompaksi Sedimen yang tidak SempurnaPada proses pengendapan
clay atau shale yang sangat cepat, maka air yang terbebaskan sangat
kecil. Pada kondisi normal porositas awal yang tinggi (+/-50%) akan
berkurang karena air terperas keluar melaui struktur pasir yang
permeabel atau melalui penyaringan dari clay/shale itu sendiri.
Jika proses sedimentasi terlalu cepat, sehingga tidak terjadi
proses pembebasan air, akibatnya air akan terperangkap dan
selanjutnya menahan tekanan overburden.
(b). Patahan
Patahan dapat merubah struktur batuan sedimen, sehingga zona
permeabel berhadapan dengan zona impermeabel. Hal ini akan
menyebabkan terjadinya penghalang bagi aliran fluida, akibatnya air
tidak dapat keluar dari shale dan selanjutnya akan menghasilkan
tekanan abnormal.
(c). Perubahan Fasa Selama Proses Kompaksi
Mineral dapat mengalami perubahan fasa dengan naiknya tekanan,
seperti gypsum + anhydrite + air bebas. Diperkirakan bahwa lapisan
gypsum setebal 50 ft akan menghasilkan kolom air setinggi 24 ft.
Sebaliknya anhydrite dapat terhidrasi pada kedalaman untuk
menghasilkan gypsum dengan peningkatan volume sampai 40%.
Transformasi montmorillonite menjadi illite juga akan melepaskan
sejumlah air.
(d). Deposisi Batu Garam Masif
Deposisi batu garam dapat terjadi karena batu garam bersifat
impermeabel, sehingga fluida dalam formasi yang berada dibawahnya
akan menghasilkan tekanan abnormal. Tekanan abnormal biasanya
dijumpai pada zona-zona dibawah perlapisan batu garam.
(e). Salt Diaperism
Gerakan keatas dari kubah garam yang berdensitas rendah karena
adanya efek apung (bouyancy) yang mengganggu perlapisan sedimen
akan menghasilkan anoma;i tekanan. Garam juga dapat berfungsi
sebagai penghalang (impermeable seal) terhadap pembebasan air dari
clay secara lateral.
(f). Kompresi Tektonik
Kompresi lateral sedimen dapat menghasilkan pengangkatan sedimen
lapuk atau perlipatan sedimen yang lebih kuat, sehingga formasi
yang secara normal terkompaksi akan naik ke bagian yang lebih
tinggi. Jika tekanan mula tetap, maka pengangkatan formasi tersebut
dapat menghasilkan tekanan abnormal.
(g). Migrasi Fluida
Migrasi fluida dari zona tekanan tinggi ke zona yang lebih
dangkal yaitu dengan melalui patahan atau dari casing/semen yang
buruk akan dapat menyebabkan terjadinya kick, karena perubahan
litologi tidak dapat mendeteksi adanya tekanan yang tinggi. Dengan
kata lain, bahwa tekanan abnormal dapat terjadi pada
formasi-formasi dangkal jika terjadi migrasi gas dari
formasi-formasi dibawahnya.
(h). Pembentukan Hidrokarbon
Shale yang terendapkan dengan sejumlah bahan-bahan organik akan
menghasilkan gas, karena bahan organik akan terdegradasi pada saat
proses kompaksi. Jika gas tersebut tidak terbebaskan, maka akan
berkembang menjadi tekanan abnormal. Produk organik juga membentuk
garam yang akan terendapkan dalam ruang pori, sehingga akan
menurunkan porositas dan menghasilkan suatu penghalang (seal).
4. PROBLEM PEMBORAN YANG BERKAITAN DENGANTEKANAN FORMASI
Jika pemboran menembus formasi dengan tekanan hidrostatik lumpur
yang cukup memadai, maka dapat mencegah :1. lubang bor runtuh dan2.
masuknya fluida formasi.
Untuk mencapai kondisi tersebut, maka tekanan hidrostatik lumpur
harus sedikit lebih besar dari tekanan formasi (disebut sebagai
overbalance). Tetapi jika overbalance terlalu besar akan
menyebabkan :
1. Menurunkan laju penembusan (chip hold down effect)2. Hilang
lumpur (aliran lumpur masuk ke formasi)3. Rekah formasi (melebihi
gradien rekah formasi)4. Pipa terjepit (differntial pressure pipe
stuck).
Tekanan formasi juga berpengaruh terhadap perencanaan casing.
Jika zona tekanan abnormal berada diatas zona subnormal, maka
densitas lumpur yang sama tidak dapat digunakan pada kondisi
tersebut (karena zona bawah akan rekah). Untuk itu, maka zona atas
harus dipasang casing, agar berat lumpur dapat diturunkan untuk
melanjutkan pemboran pada zona bawah. Problem umum yang sering
terjadi adalah penempatan surface casing terlalu tinggi, sehingga
ketika pemboran menembus zona tekanan abnormal kick tidak dapat
disirkulasikan keluar dengan lumpur berat karena terjadi rekah
formasi pada zona atas yang tidak dipasang casing. Setiap rangkaian
casing harus dipasang pada kedalaman maksimum berdasarkan data
gradien rekah formasi. Jika hal ini tidak dilakukan, maka harus
dipasang casing tambahan atau liner sebagai protektor. Hal ini
bukan saja mahal, tetapi juga akan memperkecil diameter lubang bor,
sehingga akan menimbulkan masalah pada saat sumur dikomplesi.
Berdasarkan hubungan antara tekanan formasi dengan
problem-problem pemboran, maka tekanan formasi abnormal harus
diidentifikasikan sebelum perencanaan program pemboran
dilakukan.
5. ZONA TRANSISI
Perubahan tekanan fluida dari normal menjadi abnormal pada suatu
interval zona impermeabel disebut sebagai zona transisi, yaitu
akibat adanya air konat yang terperangkap pada saat proses
sedimentasi. Jika zona transisi berupa lapisan shale yang tebal,
maka tekanan formasi secara gradual bertambah besar. Zona transisi
ini dicirikan oleh adanya perubahan gradien tekanan secara
menyolok. Dibawah zona transisi abnormal gradien tekanan mengecil
lagi. Variasi tekanan formasi pada sumur yang bertekanan abnormal.
Zona transisi memberikan indikasi kepada kru pemboran supaya
menyadari bahwa mereka akan menembus zona tekanan abnormal.
Gambar 18Ploting Pressure Gradient
MASALAH PEMBORAN(HOLE PROBLEMS)
Masalah-masalah yang berhubungan dengan pemboran sumur minyak
sebagian besar disebabkan oleh karena adanya gangguan keseimbangan
terhadap tegangan tanah (earth stress) di sekitar lubang bor yang
disebabkan akibat adanya aktivitas pembuatan lubang bor itu
sendiri, dan adanya interaksi antara lumpur pemboran dengan formasi
yang ditembus.
Tegangan tanah bersama dengan tekanan formasi berusaha untuk
mengembalikan keseimbangan yang telah ada sebelumnya, dengan cara
mendorong lapisan batuan untuk bergerak ke arah lubang bor.
Untuk itu, lubang bor harus dijaga stabilitasnya dengan cara
menyeimbangkan tegangan tanah dan tekanan formasi di satu sisi
dengan tekanan lumpur pemboran di sekitar lubang bor serta
komposisi kimia lumpur pada sisi yang lain.
Dalam modul ini akan diuraikan secara singkat tentang
masalah-msalah yang paling sering terjadi pada saat operasi
pemboran berlangsung. Sebagian besar materi modul ini diambil dari
beberapa artikel maupun literatur terbaru yang pada saat ini banyak
digunakan dalam industri perminyakan.
Masalah pemboran (hole problems) secara umum dapat
diklasifikasikan menjadi 3, yaitu :
1. Pipa Terjepit (Pipe Stuck)2. Sloughing Shale, dan3. Hilang
sirkulasi (Lost Circulation)
Gambar 19Problem Lubang Sumur
SUMUR BOR
perminyakan umumnya dikenal tiga macam jenis sumur :Pertama,
sumur eksplorasi (sering disebut juga wildcat) yaitu sumur yang
dibor untuk menentukan apakah terdapat minyak atau gas di suatu
tempat yang sama sekali baru.Jika sumur eksplorasi menemukan minyak
atau gas, maka beberapa sumur konfirmasi (confirmation well) akan
dibor di beberapa tempat yang berbeda di sekitarnya untuk
memastikan apakah kandungan hidrokarbonnya cukup untuk
dikembangkan.Ketiga, sumur pengembangan (development well) adalah
sumur yang dibor di suatu lapangan minyak yang telah eksis.
Tujuannya untuk mengambil hidrokarbon semaksimal mungkin dari
lapangan tersebut.Istilah persumuran lainnya :Sumur produksi :
sumur yang menghasilkan hidrokarbon, baik minyak, gas ataupun
keduanya. Aliran fluida dari bawah ke atas.Sumur injeksi : sumur
untuk menginjeksikan fluida tertentu ke dalam formasi (lihat
Enhanced Oil Recovery di bagian akhir). Aliran fluida dari atas ke
bawah.Sumur vertikal : sumur yang bentuknya lurus dan
vertikal.Sumur berarah (deviated well, directional well) : sumur
yang bentuk geometrinya tidak lurus vertikal, bisa berbentuk huruf
S, J atau L.Sumur horisontal : sumur dimana ada bagiannya yang
berbentuk horisontal. Merupakan bagian dari sumur berarah.LUMPUR
PEMBORAN
Lumpur berbentuk Gell membantu menggantung potongan2 yang di
borGell menjaga agar potongan2 tidak jatuh ke lubang dan bertumpuk
diSekitar mata bor. Daya apung gell diukur dari gell itu
sendiri.Bila pekerja memompa dan mensirkulasi lumpur kekentalan gel
lumpurMenurun shg mengijinkan pengeboran mengalir lebih muda.
umpur menstabilkan lubang menjaganya dari kelongsoran atau
keruntuhan.Begitu lumpurBergerak ke atas lubang ia biasanya
mengalir melalui formasi2 yang dapat dirembes.
Cairan dari lumpur dapat menembus melalui formasi . Ketika
lumpur berada disebelah formasiYang dapat dirembes itu, tekanan
memaksa cairan terpisah dari lumpur atau filltrip melaluiBukaan 2
yang kecil sekali atau ruangan pori2 didalam formasi.Waktu
filtripnya dipaksa keluar dari lumpur yang tersisa adalah lapisan
tipis/plester dari partikelPartikel padat yg disebut potongan
lumpur / mud cake. Plester dari partikel2 padat di sampingLubang
banyak kesamaannya dari plester dari dinding gedung.Mud cake
membantu menjaga lubang dari kelongsoran/keruntuhan.CASING SUMUR
BOR
Fungsi Casing Setelah suatu pemboran minyak dan gas bumi
mencapai kedalaman tertentu, maka kedalaman sumur tersebut perlu
dipasang casing yang kemudian dilanjutkan dengan proses penyemanan.
Casing merupakan suatu pipa baja yang berfungsi antara lain :
Mencegah gugurnya dinding sumur, menutup zona bertekanan abnormal,
zona lost dan sebagainya. Tujuan utama dari perencanaan casing
adalah mendapatkan rangkaian casing yang cukup kuat untuk
melindungi sumur baik selama pemboran maupun
Selama bertahun-tahun pemboran putar konvensional (pahat pada
ujung rangkaian pipa pemboran) telah mendominasi dunia pemboran
minyak dan gas di seluruh dunia, terutama semenjak rotary rock bit
muncul pada tahun 1909. Dengan metode pemboran ini dapat terjadi
beberapa kali cabut-masuk rangkaian pemboran pada suatu sumur.
Pemboran dengan casing merubah dasar tersebut. Pemboran ini
menawarkan kinerja yang sama dengan pemboran menggunakan pipa bor
konvensional. Pekerjaan memasukkan casing dan membor formasi yang
dilakukan bersamaan dapat menghilangkan sejumlah langkah dalam
pemboran konvensional dan menyediakan beberapa keuntungan
tambahan.
Teknik pemboran casing pertama kali di lakukan di Canada.
Pemboran dilakukan dengan menggunakan casing 7 dan berhasil
mencapai kedalaman 1000 m. Konsep dari Casing drilling adalah
sederhana : yaitu daripada menggunakan drill pipe, bor lubang
dengan menggunakan casing yang kemudian juga akan secara permanen
disemen. Ketika casing point dicapai, posisi casing langsung telah
ada di dasar sumur, sehingga akan mengurangi waktu untuk trip
rangkaian yang biasa dilakukan dengan pemboran konvensional. Jika
sumur tidak bagus, rangkaian casing bisa di recover kembali.
Hasilnya adalah lebih sedikit kendala yang tidak diinginkan
terjadi, operasi lebih aman, dan penyelesaian sumur yang lebih
cepat.
Pengalaman lapangan sebelumnya menunjukkan bahwa pemboran dengan
casing adalah suatu pilihan yang menguntungkan. Pengembangan yang
berkelanjutan terhadap peralatan dan prosedur telah meningkatkan
potensi penerapannya baik untuk formasi keras maupun lunak, baik di
darat maupun di laut (off shore).
Dengan mengurangi waktu untuk trip, pemboran dengan casing dapat
memotong waktu yang dibutuhkan untuk membor sumur 20 30 %. Tanpa
trips, unscheduled event yang dapat terjadi karena cabut-masuk
rangkaian dapat dihilangkan seperti kicks, sidetrack yang tidak
disengaja, swab, surge, dan reaming.Pada dasarnya ada dua metoda
untuk membor dengan casing yaitu :
1. Pemboran casing dengan retrieveable BHAyaitu digunakan suatu
BHA tambahan di dalam casing yang dapat diretrieve. BHA ini
biasanya terdiri dari mud motor, under reamer dan bit
konvensional.2. Pemboran casing tanpa retrieveable BHAyaitu dengan
menggunakan casing itu sendiri sebagai BHA yang diputar langsung
dan disemen di dasar.
Di Indonesia, sudah ada beberapa lapangan yang sudah menerapkan
teknologi casing drilling ini, salah satunya di lapangan Tugu Batu
Pertamina EP Cirebon.Ada banyak perusahaan yang capable untuk
melakukan pekerjaan Casing Drilling ini.Salah satunya adalah Tesco
dan Weatherford. Dalam Penggunaanya, Casing Drilling harus
menggunakan Top Drive System, karena membutuhkan tenaga yang cukup
besar.
Dengan Casing Drilling, kita akan dapat menghemat waktu dalam
proses
Mungkin tidak ada satu onderdil minyak yang sampai membuat 250
juta rakyat Indonesia membicarakannya belakangan ini yaitu pipa
"casing" yang diterjemahkan sebagai selubung. Padahal di lapangan
bentuknya sekedar pipa baja dan kurang menarik untuk
didongengkan.Harga casing sekitar sepertiga biaya pengeboran, tak
heran beberapa operator mencoba menghemat pemakaiannya. Seperti
halnya orang mengebor tanah untuk dipasang jetpump yang di Pondok
Gede ditulis "Cervis ZePam" - untung bukan salah tulis "Cervic Zus
Pam." maka pada kedalaman tertentu sumur yang berdinding tanah ini
harus di lindungi oleh selubung agar tidak rontok. Begitu juga
sumur diperminyakan.Bedanya casing ini harus kuat dipuntir,
ditarik, ditekan dan diplembungkan pendeknya tahan dibuatremekdan
tidak bisa menghandalkan lem Isarplas. Tidak boleh ada bagian
casing yang bocor sedikitpun semua harus mulus tanpa dempul.Sebagai
ilustrasi perkenankan saya membuat anda sedikit berkerut dengan
perhitungan sederhana. Sebatang casing rata-rata 12 meter, dan
berukuran (diameter) 13.4 inci atau 24,4 cm. Kalau pengeboran sudah
mencapai katakanlah 2000 meter maka paling tidak dibutuhkan 170
batang casing. Maka menara bor harus mampu menahan berat 200 ton
berat pipa.Yang bikin pusing bahan casing harus dipilih dari baja
yang paling kuat ulirnya. Soalnya casing nomor buncit akan menahan
berat casing dari nomor dua sampai seratus tijuh puluh dengan berat
tak kurang 200 ton. Bayangkan ulir seperti nampak pada gambar harus
menahan bebas seberat itu. Bisa "kiwir-kiwir."Ternyata penderitaan
casing bukan hanya dicekek oleh teman-teman yang bergantung
dibawahnya, sifat cairan adalah makin dibawah makin berat
tekanannya, lagi-lagi casing yang menderita. Belum lagi saat
terjadi semburan gas liar (amit-amit) maka pipa dapat tambahan
derita gencetan. Gampangnya kalau casing saja dibuat harus mampu
mengatasi gencetan 200 ton, maka bisa dibayangkan betapa dahsyat
musuh yang akan dihadapinya yaitu luapan atau semburan gas
liar.Teknologi membuat casing juga tidak sembarangan. Casing
sendiri dibuatnya bukan seperti membentuk pipa ledeng. Ia dibentuk
saat baja masih panas "mongah-mongah" alias panas banget, lalu
ditusuk sehingga berlubang.ada gambar pertama nampak seseorang
sedang "roughneck" alias pekerja bor papan bawah sedang mengancing
casing sambil menengadah ke atas. Rupanya ia menunggu isyarat dari
manusia papan atas alias manusia menara alias "spiderman."
a.k.aderrickman.Nampak juga alat pemegang casing yang diisebut
"spider." Jadispider mansejatinya sudah dikenal dikalangan
perminyakan, hanya ia pakai baju overall, bukan kaos.Spider ini
harus kokoh karena memang beban yang ditahannya sangatlah berat.Dan
yang terakhir adalah casing saat diangkut dari tumpukannya untuk
dibawa ke lantai bor. Setiap batang diberidoppelindung agar tidak
ketempelan pasir atau tanah. Dan yang lebih penting lagi tidak
kepentok benda keras sehingga merusakdraadnya.Urusancasingmemang
bikin pusing.BIT
Kegunaan Pahat BorUntuk mendapatkan kedalaman yang diharapkan
diperlukan suatu alat yang letaknya di ujung rangkaian pipa
pemboran dinamakan mata bor atau bit. Mata bor atau bit adalah alat
yang terpasang di ujung paling bawah dari rangkaian pipa yang
langsung berhadapan dengan formasi atau batuan yang di bor. Adanya
putaran dan beban yang diperoleh dari rangkaian pipa bor diatasnya,
akan menyebabkan mata bor itu menghancurkan batuan yang terletak
dibawah sehingga akan menembus semakin dalam bebatuan tersebut.
Lumpur yang disirkulasikan akan keluar melalui mata bor dan
menyemprotkan langsung kebatuan yang sedang dihancurkan di dasar
lubang bor. Semprotan ini akan ikut membantu menghancurkan
batuan-batuan itu. Batuan yang disemprot oleh Lumpur tadi akan
lebih mudah lagi dihancurkan oleh mata bor, sehingga dengan
demikian akan diperoleh laju pemboran yang lebih cepat.DRILL
STRING
DRILL STRING COMPONENTSDRILL PIPE ( SIFATNYA LENTUR , SEPEK
SESUAI KONDISI SUMUR , UKURAN UMUM 5 IN DIA DAN PANJANG 8.2-9.1 M ,
ISTILAH BATANG PIPA ; JOINTS) , UJUNG ; PIN SAMBUNGAN LAKI2, BOX
SAMBUNGAN PEREMPUAN.PIPA KELAS BERAT ( DIPASANG DI UJUNG BAWAH
DRILL PIPE ) BERFUNGSI MENGURANGI TEGANGAN DARI DRILL COLLARSBENTUK
POLOS / LICINBENTUK ULIRRig Bor
Rig pengeboranDari Wikipedia bahasa Indonesia, ensiklopedia
bebasLangsung ke:navigasi,cari
Rig pengeboran daratRig pengeboran adalah suatu bangunan dengan
peralatan untuk melakukan pengeboran ke dalam reservoir bawah tanah
untuk memperolehair,minyak, ataugas bumi, atau depositmineralbawah
tanah. Rig pengeboran bisa berada di atas tanah (on shore) atau di
atas laut/lepas pantai (off shore) tergantung kebutuhan
pemakaianya. Walaupun rig lepas pantai dapat melakukan pengeboran
hingga ke dasar laut untuk mencari mineral-mineral, teknologi dan
keekonomian tambang bawah laut belum dapat dilakukan secara
komersial. Oleh karena itu, istilah "rig" mengacu pada kumpulan
peralatan yang digunakan untuk melakukan pengeboran pada
permukaankerak Bumiuntuk mengambil contoh minyak, air, atau
mineral.Rig pengeboran minyak dan gas bumi dapat digunakan tidak
hanya untuk mengidentifikasi sifat geologis dari reservoir tetapi
juga untuk membuat lubang yang memungkinkan pengambilan kandungan
minyak atau gas bumi dari reservoir tersebut.Rig pengeboran dapat
berukuran:Kecil dan mudah dipindahkan, seperti yang digunakan dalam
pengeboran eksplorasi mineralBesar, mampu melakukan pengeboran
hingga ribuan meter ke dalam kerakBumi. Pompalumpuryang besar
digunakan untuk melakukan sirkulasilumpur pengeboranmelaluimata
bordan casing (selubung), untuk mendinginkan sekaligus mengambil
"bagian tanah yang terpotong" selama sumur dibor.Katroldi rig dapat
mengangkat ratusan tonpipa. Peralatan lain dapat
mendorongasamataupasirke dalam reservoir untuk mengambil contoh
minyak dan mineral; akomodasi untuk kru yang bisa berjumlah
ratusan. Rig lepas pantai dapat beroperasi ratusan hingga ribuan
kilometer dari pinggirpantaiDasar Teori Casing
Fungsi Casing
Setelah suatu pemboran minyak dan gas bumi mencapai kedalaman
tertentu, maka kedalaman sumur tersebut perlu dipasang casing yang
kemudian dilanjutkan dengan proses penyemanan. Casing merupakan
suatu pipa baja yang berfungsi antara lain : Mencegah gugurnya
dinding sumur, menutup zona bertekanan abnormal, zona lost dan
sebagainya. Tujuan utama dari perencanaan casing adalah mendapatkan
rangkaian casing yang cukup kuat untuk melindungi sumur baik selama
pemboran maupun produksi dengan biaya yang murah. Beberapa fungsi
casing adalah sebagai berikut :
Mencegah Gugurnya Dinding Sumur
Pada lapisan batuan yang tidak terkonsolidasi dengan baik, maka
pada saat pemboran menembus lapisan tersebut dapat menyebabkan
terjadinya pembesaran pada lubang bor. Pembesaran pada lubang bor
ini adalah akibat runtuhnya dinding sumur, lebih jauh apabila
lapisan lunak ini berselang-seling dengan lapisan keras maka akan
memberikan efek pembelokan terhadap drill string.
Mencegah Terkontaminasinya Air Tanah Oleh Lumpur Pemboran
Dalam suatu pemboran, untuk mengimbangi tekanan formasi
digunakan lumpur pemboran yang memiliki densitas tertentu. Lumpur
pemboran ini akan memberikan/mengimbangi tekanan hidrostatik dari
formasi. Pada dinding sumur akan terbentuk mud cake sedangkan
filtrat lumpur akan masuk menembus formasi. MAsuknya filtrat lumpur
ke dalam formasi dapat menyebabkan adanya air. Untuk mencegah
terjadinya pencemaran air formasi maka dipasanglah casing.
Menutup Zona Bertekanan Abnormal dan Zona Loss
Zona bertekanan abnormal adalah zona yang dapat menyebabkan
terjadinya well kick yaitu masuknya fluida formasi ke dalam lubang
bor. Terlebih apabila fluida ini berupa gas dan tidak segera
ditanggulangi maka akan terjadi semburan liar (blow out)yang sangat
membahayakan. Sedangkan zona loss adalah zona dimana lumpur
pemboran menghilang masuk ke formasi.
Membuat Diameter Sumur Tetap
Sebagaimana disebutkan diatas bahwa pada dinding sumur akan
terbentuk mud cake. tetapi ketebalan mud cake ini merupakan fungsi
dari waktu dan permeabilitas dari batuan yang ditembus.Bila
permeabilitasnya besar maka mud cake semakin tebal. Dengan
dipasangnya casing maka diameter sumur akan tetap, hal ini terutama
akan bermanfaat apabila kita membutuhkan data volume annulus secara
tepat.
Mencegah Hubungan Langsung Antar Formasi
Sebagai contoh apabila suatu sumur dapat menghasilkan minyak dan
gas dari lapisan yang berbeda dan dikehendaki untuk diproduksi
bersama-sama maka untuk memisahkan dua lapisan produktif tersebut
dipasang casing dan packer.
Tempat Kedudukan BOP dan Peralatan ProduksiBOP (Blow Out
Preventer) merupakan peralatan untuk menahan tekanan sumur yang
berada dalam kondisi kick. BOP ini diletakkan pada surface casing.
Peralatan produksi yang dipasang pada casing misalnya X-mas Tree
dll.
APLIKASI PENGGUNAAN SISTEM DRILLING WITH CASING PADA PEMBORAN
EKSPLORASI DENGAN SURFACE CASING 13 3/8 DI LAPANGAN LEPAS
PANTAI
Dalam 20 tahun belakangan ini, pencarian persediaan minyak
menjadi semakin penting karena sumber-sumber gas alam dan minyak
mentah yang ada sudah semakin menipis dengan pesat, karena dipakai
oleh negara-negara industri. Pada saat ini kenyataannya sulit untuk
menemukan lapangan minyak baru di darat. Ditambah pula oleh fakta
baru, bahwa banyak cekungan tepi benua merupakan tempat endapan
minyak yang potensial, keadaan semacam ini yang melengkapi kondisi
awal bagi lahirnya teknologi lepas pantai. Dalam perkembangannya,
pada operasi-operasi pemboran sumur dilepas pantai selalu dilakukan
pengembangan teknologi dan metode-metode alternatif baru untuk
penghematan biaya operasional.Dalam penulisan tugas akhir ini,
terbagi atas beberapa BAB yaitu : BAB II akan membahas mengenai
struktur geologi dan stratigrafi dari lapangan lepas pantai Blok
Nila Laut Natuna selatan, BAB III membahas mengenai dasar unit
pemboran dengancasing, cara kerja/mekanisme serta keuntungan dan
kerugian dalam penerapan yang mempengaruhi pemboran dengan
casing.Selain itu juga, pada BAB IV akan membahas mengenai aplikasi
penggunaan dari sistem DWC, tingkat keberhasilan dari cara kerja
sistem DWC, kemampuan pipacasing khususnya casing 13 3/8 saat
menahan beban yang terjadi dalam pelaksanaan operasi pemboran dan
pengaruh pelaksanaan pemboran dengan casing terhadap waktu dan
biaya operasional yang dikeluarkan. BAB V akan membahas hasil
analisa dari aplikasi penggunaan sistem DWC pada pemboran lepas
pantai dan terakhir adalah BAB IV yang akan membahas Kesimpulan
dari penulisan Tugas Akhir ini.Pelaksanaan Tugas Akhir ini memilih
Sumur Melati-01 yang terletak di lapangan lepas pantai
ConocoPhillips Inc. Ltd. di Blok Nila Laut Natuna Selatan,
khususnya pada pemboran interval selubung permukaan dengan ukuran
pipacasing 13 3/8 sebagai obyek penelitian dengan mempertimbangkan
sumur ini telah selesai dibor maka data-data yang diperlukan untuk
melakukan analisa dan perhitungan dalam kondisi standar dapat
dilakukan. Lapangan lepas pantai di Blok Nila Laut Natuna Selatan
dibeli oleh ConocoPhillips Inc. Ltd. pada tahun 2003 dari
Pemerintah Republik Indonesia. Pada saat ini Blok Nila telah membor
7 sumur dan belum menemukan cadangan hidrokarbon.Dalam rangka untuk
Continue Improvement atau menambah peningkatan pada operasi
pemboran sumur di Blok Nila pihak perusahaan Conocophillips
menggunakan sistem DWC yang diharapkan dapat mengurangi biaya
pemboran sekaligus sebagai sistemalternatif untuk mengatasi masalah
pemboran seperti dogleg, keyseat, swabbing dan masalah-masalah
pemboran lainnya.Tujuan dari penulisan tugas akhir ini adalah
mengetahui bagaimana prosedur dan penggunaan dari sistem Drilling
With Casing, juga pemilihan casing yang akan digunakan pada sistem
DWC berdasarkan gaya-gaya di dalam sumur (tekanan collapse, tekanan
burst dan tekanan tension) dengan menggunakan metode grafis. Selain
itu juga agar dapat mengetahui metoda pemboran mana yang lebih
efektif, efisien dan ekonomis. Juga diharapkan dari hasil studi ini
akan diperoleh suatu metoda pemboran yang paling tepat untuk
digunakan pada interval selubung permukaan, khususnya bagi lapangan
lepas pantai ConocoPhillips Inc. Ltd. di Laut Natuna Selatan, namun
tidak tertutup kemungkinan untuk digunakan juga di lapangan lain,
baik di darat (onshore) atau lepas pantai (offshore).BAB IITINJAUAN
UMUM LAPANGAN
Lapangan Nila di Laut Natuna Selatan merupakan lapangan minyak
dan gas yang dioperasikan oleh ConocoPhillips. Lapangan Nila
merupakan lapangan yang dipercayakan Pertamina kepada
ConocoPhillips dalam bentuk kerja sama PSC (Production Sharing
Contract). Tinjauan umum Lapangan Nila ini meliputi regional
geologi dan stratigrafi.
2.1 Letak Geografis Lapanagan
Blok Nila secara geografis terletak pada 106o107o BT dan 04o 50
05o 00 LU. Blok Nila terletak pada cekungan barat dalam Blok B
ConocoPhillips di antara Blok Lasmo, Premier dan Gulf di sebelah
utaranya.Wilayah kerja ini terletak sekitar 90 km sebelah utara
pulau Matak, atau kurang lebih 1175 km utara Jakarta (lihat gambar
2.1).
2.2 Geologi Regional Lapangan
Blok Nila terletak di cekungan Natuna bagian barat dari Lautan
Natuna bagian selatan. Cekungan ini berasal dari masa Eosen sampai
Oligosen yang Basement yang mengandung bermacam-macam batuan granit
dan metasedimen merupakan daerah pembentukan bagi lapisan klasik
syn-rift (proses pengendapan yang terjadi akibat pergeseran kerak
bumi), yang diselingi terkadang dengan lapisan-lapisan tipis batuan
beku, ini berdasarkan dari Formasi Belut .Di beberapa waktu pada
syn-rift, sediment graben (sisipan) lacustrine terakumulasi dan
membentuk lapisan sumber minyak yang sangat penting.
Gambar 2.1Lokasi Lapangan Nila Laut Natuna Selatan8
Pada pertengahan Oligosen gerak patahan berhenti,
sedimen-sedimen fasa rifting dan sinking merupakan lapisan yang
menutupi batas patahan lama dan disebut formasi Gabus. Ini terdiri
dari daerah besar reservoir fluvio-alluvial (pengendapan batuan
yang terjadi di darat,merupakan umur pengendapan yang paling muda
kurang lebih 20.000 tahun).Awal diera Oligosen akhir, patahan
Malay-Natuna bertukar silang lapisan tanpa dipengaruhui oleh
temperatur, sebagai akibat dari gerakan tektonik transgressional
NW-SE. Pembentuk patahan dan beberapa daerah batas cekungan berubah
menjadi antiklin yangbesar yang mana menjadi bagian dari target
utama dari eksplorasi ini. Indikasi pertama kali dari invers (hasil
pengendapan yang terlipat kembali) dan pemudaan kembali batas
pantai dilihat dalam getaran yang diperbaharui untuk reservoir
batuan pasir berkualitas tinggi yang terdiri dari bagianbesar
formasi Gabus. Antara pembesaran syn-invers tak berpusat,
pengendapan didominasi oleh shale-shale brackish-lacustrine
(pengendapan shale yang terbentuk pada lingkungan air payau) dari
formasi barat, penutup atas yang terpenting. Penutup dari batas
cekungan, klasik co-eval dari formasi udang terendapkan dan
membentuk reservoir penting di beberapa lapangan.Tahap Miosen Awal,
getaran pembaharuan dari penekanan dan invers dihasilkan dari erosi
pembesaran invers dari dataran tinggi dan pengikisan yang
didominasi dari batuan klastik pasiran yang bergerak ke daerah
tersebut. Ini didasarkan dari bagian batuan pasir arang bawah.
Internal ini ditutup kebanyakan oleh penutup shale-shale tipis.
Invers berlanjut secara beruntun dari Miosen awal dan pertengahan
dengan deposisi yang didominasi dari formasi arang atas
fluvio-deltaic (pengendapan yang terjadi di laut). Invers di daerah
Nila sangat dramatis dan kebanyakan formasi arang menghilang dari
daerah sturuktur Nila. Beberapastruktur telah digabungkan menjadi
formasi Gabus.Penekanan berhenti di akhir Miosen pertengahan dan
sebuah daerah unconfirmity bersudut mengembang. Pengendapan dari
daerah terusannya yang terbentuk karena fasa sinking dan terdiri
dari pengendapan marine dangkal formasi muda.
2.3 Struktur Stratigrafi Lapangan
Stratigrafi cekungan Natuna Barat pada sumur Melati-01 dimulai
dari basement pra-tersier dan seluruh pengendapan tersier
dijelaskan pada gambar 2.2. Urutan lithostratigrafi di Cekungan
Natuna Barat dari yang paling tua (basement) sampai ke yang muda
menurut Conoco Block B Team (1997) dibagi atas lima kelompok,
yaitu:1. Batuan Dasar atau Basement, berumur Pra-Tersier.2.
Kelompok Belut, berumur antara Eocene sampai Oligocene Bawah.3.
Kelompok Gabus, berumur akhir Oligocene.4. Kelompok Udang, berumur
antara akhir Oligocene atas sampai awal Miocene.5. Kelompok Barat,
berumur antara Oligocene Bawah sampai Miocene Bawah.6. Kelompok
Arang, berumur antara Miocene Bawah sampai Miocene Tengah.7.
Kelompok Muda, berumur antara Miocene Atas sampai Pleistocene.
1. Basement
Arsitektur basement Laut Natuna berkembang selama fasa
pergerakan pada zaman Eosen sampai awal Oligosen yang menyebabkan
terbentuknya tiga unit geologi utama yaitu, cekungan Natuna Barat,
Natuna high dan cekungan Natuna Timur. Basement pada umumnya
terdiri dari batuan beku dan metamorfik atau endapan continental
yang non-marine.
2. Formasi Belut
Proses pengendapan dimulai pada zaman awal Oligosen, di mana
hasil pelapukan batuan granit dari basement mengisi palung dan
lembah yang telah terbentuk. Pada blok B ConocoPhillips, formasi
ini disebut formasi Belut yang ekivalen dengan formasi Gajah,
Sotong, Terumbuk dan Tenggiri pada Blok lainnya.
3. Formasi Gabus
Pengendapan berlanjut pada akhir Oligosen yang membentuk formasi
Gabus. Bagian bawahnya terdiri dari endapan aluvial dan delta,
sedangkan padaEndapan transgressive delta front terbentuk di bagian
atasnya dan inter distributary bay. Formasi Gabus terdiri dari
batuan pasir pada sistem delta yang pada umumnya sangat berlempung
dan susah diperkirakan penyebarannya
4. Formasi Udang
Formasi Udang terbentuk pada akhir Oligosen atas sampai awal
Miosen yang ditandai oleh proses pengendapan bidang yang landai
dengan energi lemah kebagian atas formasi. Hal ini menyebabkan
terbentuknya endapan klastik halus pada sistem meandering dan
brackish lacustrine.
5. Formasi Barat
Pengendapan berlangsung pada awal Miosen yang dominan terdiri
dari batuan lempung yang disisipi batuan pasir
Gambar 2.2Kolom Stratigrafi Blok B Natura Barat8
. Pengaruh endapan marine mulai ditemukan pada bagian bawah
formasi barat yang ditandai dengan serbuk tanaman air tawar.
6. Formasi Arang
Formasi Arang terbentuk dalam kurun waktu Miosen-Bawah sampai
akhir Miosen-Tengah yang terdiri dominan dari batuan pasir kasar
sampai halus dan glauconitic sandstone (pengendapan batuan pasir
yang terjadi di laut dalam) menunjang terjadinya pengendapan
marine.Pada Miosen-Tengah terjadi proses regresi yang menyebabkan
terbentuk endapan batuan pasir kasar yang disisipi carbonaceous
shale terdapat pada bagian atas formasi Arang. Lapisan atas ini
tererosi pada akhir Miosen-tengah.
7. Formasi Muda
Sejak Miosen-Atas sampai sekarang, formasi muda diendapkan pada
proses transgresi diatas formasi yang lebih tua dan batasannya
memberi refleksi yang berharga pada seismic maker. Formasi muda
terdiri dari shallow marine muda dan sand stones.BAB IIITEORI DASAR
PEMBORAN DENGAN CASING
Perkembangan teknologi pemboran di dunia telah membuat
pembaharuan dalam segi operasi pemboran, salah satunya adalah
pemboran dengan Casing. Pemboran dengan casing adalah penyempurnaan
dan pengembangan dari Casing While Drilling. Faktor yang membawa
operator untuk menggunakan teknologi ini adalah pengurangan waktu
dalam kurva pemboran dan pengurangan biaya peralatan yang berdampak
akan mengurangi biaya pemboran.Ada dua metode dasar atau sistem
penggunaan dari pemboran dengan casing yaitu :1. Dengan memasukkan
retrievable bottom hole assembly ke dalam casing dan menggunakan
motor untuk menggerakan pahat konvensional dan reamer, yang
selanjutnya disebut dengan casing drilling.2. Dengan sistem memutar
casing dari permukaan dan menggunakan sistem penyambungan casing
internal dan pahat yang dapat dibor kembali dengan peralatan BHA
penyemenan di tempat, yang selanjutnya disebut dengan drilling with
casing.Penggunaan kedua metode atau sistem ini tergantung dari
kegunaan dan fungsi pemakaian di lapangan, karena pemboran dengan
casing ditawarkan sebagai solusi bagi masalah-masalah yang mungkin
terjadi pada saat pemboran.
3.1 Konsep Dasar Casing Drilling
Sistem casing drilling adalah sistem atau metode pemboran dengan
menggunakan casing sebagai rangkaian pipa pemboran. Dalam hal ini
fungsi dari rangkaian pipa pemboran sebagai media untuk melewatkan
energi mekanik dan hidrolik kepada pahat bor digantikan oleh casing
sehingga dalam pengoperasiannya sistem ini memerlukan peralatan
khusus atau beberapa bentuk modifikasi dari peralatan konvensional
yang sudah ada.Pada dasarnya, suatu rangkaian casing drilling
terbagi menjadi dua rangkaian utama (lihat gambar 3.1), yaitu :1.
Rangkaian Bottom Hole Assembely (BHA)Rangkaian BHA casing drilling
terdiri dari :a. Pilot Bit.b. Underreamer.c. Motor untuk
Dirrectional Control (jika diperlukan).d. Rangkaian peralatan LWD
dan MWD (jika diperlukan).2. Rangkaian Pipa CasingRangkaian pipa
casing pada casing drilling telah didesain khusus untuk menahan
beban putaran dan tekanan, yang telah dilengkapi pula dengan
parameter khusus seperti :a. Casing Lock Collarb. Casing Torque
Collarc. Centralizer Khususd. Sistem pengunci pada bagian akhir
rangkainPada aplikasinya rangkaian BHA diturunkan dan dipasang pada
bagian akhir casing dengan sutu sistem pengunci khusus, kemudian
kedua rangkaian tersebut diturunkan secara bersamaan ke dalam
lubang bor dan melakukan pekerjaan pemboran sampai menembus formasi
yang dituju. Sedangkan untuk mengoperasikan sistem BHA serta untuk
mencabut rangkaian BHA apabila kedalaman yang sudah tercapai atau
diperlukan untuk mengganti bit atau motor digunakan powerfull
wireline unit.
Gambar 3.1Rangkaian Downhole Tools Casing Drilling5Sistem
penyemenan yang digunakan pada casing drilling tidak jauh berbeda
dengan sistem penyemenan yang digunakan pada operasi pemboran
konvensional. Operasi penyemenan pada sistem ini dilakukan dengan
menurunkan bottom plug terlebih dahulu sehingga bottom plug
terkunci pada landing collar setelah itu barulah dipompakan semen
dan didorong dengan menggunakan cementing plug hingga cementing
plug terkunci pada bottom plug dengan suatu mekanisme pengunci
khusus yang selanjutnya berfungsi untuk menahan tekanan balik dari
semen yang dipengaruhui oleh tekanan formasi. Setelah itu barulah
dilakukan pemboran untuk fase selanjutnya.
3.2 Tujuan Penggunaan Casing Drilling
Casing drilling terutama didesain untuk suatu kondisi yang
mengharuskan operator segera memasang casing setelah membor,
sehingga kemungkinan terjadinya masalah formasi dapat dikurangi.
Dengan segera menurunkan dan memasang casing pada lubang bor,
masalah formasi yang disebabkan oleh runtuhnya formasi shale pada
saat memasang casing dapat dicegah. Sistem ini juga dapat
mengurangi time spent waiting maupun unscheduled event, yang
terutama penting untuk operasi pemboran lepas pantai, di mana arus
pasang surut sangat berpengaruh pada saat harus dilakukan
pencabutan BHA dan menurunkan casing dengan segera. Selain dapat
diperoleh efisiensi biaya operasional dan efisiensi waktu operasi
yang berarti, dengan digunakannya metode casing drilling ini faktor
keselamatan dapat ditingkatkan pula (dengan mengurangi tenaga kerja
yang diperlukan).3.3 Keuntungan Penggunaan Casing Drilling
Keuntungan yang dapat diperoleh dengan menggunakan sistem casing
drilling pada suatu operasi pemboran antara lain adalah sebagai
berikut :
3.3.1 Efisiensi Rig
Keuntungan yang dapat diperoleh dari penggunaan rig khusus pada
operasi casing drilling adalah : Desain rig lebih kecil dan ringan
sehingga transportasinya lebih mudah. Mengurangi biaya sewa rig.
Membutuhkan horse power dan perawatan yang lebih sedikit.
Mengurangi pengulanggan kerja pada drawwork (pada saat triping
time).Dalam mengoperasikannya sistem casing drilling dapat juga
digunakan rig konvensional dengan memodifikasi beberapa
sistemnya.
3.3.2 Efisiensi Operasional
Dalam segi operasional, keuntungan yang bisa diperoleh dari
penggunaan sistem casing drilling adalah : Diperlukan konsumsi
bahan bakar yang lebih sedikit (dengan digunakannya diameter
rangkaian pemboran yang lebih besar pada casing drilling, maka
pressure loss pada rangkaian pemboran dapat diminimalkan sehingga
tenaga pompa yang diperlukan tidak terlalu besar dan penggunaan
bahan bakar dapat dihemat). Mengurangi biaya lumpur dan semen.
Mengurangi waktu tripping (pada saat penggantian BHA). Mengurangi
masalah deviasi dan dogleg.
3.3.3 Efisiensi Unscheduled event
Untuk meminimalkan unscheduled event pada suatu operasi pemboran
keuntungan bisa diperoleh dari penggunaan sistem casing driling
adalah : Dapat mengatasi timbulnya masalah pada lubang sumur yang
disebabkan oleh tekanan swab dan surge. Dapat mengaatasi timbulnya
masalah pada zona waterflow, shear dan fluid loss pada saat
menempatkan casing. Dapat mengatasi timbulnya rongga pada lubang
bor saat dilakukan reaming back dari rangkaian pipa pemboran.
3.4 Keterbatasan Penggunaan Casing Drilling.
Pada sistem ini terdapat beberapa keterbatasan yang disebabkan
oleh penggunaan casing sebagai rangkaian pemboran. Keterbatasan
tersebut antara lain adalah : Kecepatan putaran casing string tidak
terlalu tinggi. Keterbatasan beban torsi yang mampu ditahan oleh
casing pada saat rangkaian casing diputar. Hanya efektif digunakan
pada sumur-sumur pengembangan (development well). Timbulnya masalah
fatigue.3.5 Konsep Dasar Drilling With Casing (DWC)
Drilling with casing adalah suatu metode atau sistem dengan
menggunakan rangkaian casing sebagai rangkaian pipa pemboran. Dalam
hal ini rangkaian pipa pemboran sebagai media untuk melewatkan
energi mekanik atau hidrolik kepada pahat bor, digantikan oleh
casing. Berbeda dengan konsep pemboran casing drilling yang telah
diterangkan sebelumnya, Drilling With Casing menggunakan pahat bor
khusus yang dinamakan Drillshoe, yang akan diletakkan pada
sambungan casing pertama.Dengan sistem ini, setelah lubang yang
dibor dengan casing mencapai kedalaman casing setting depth,
penyemenan ditempat dapat langsung dilaksanakan tanpa harus
diangkat dulu dari lubang (tanpa memerlukan tripping) dan tidak
membutuhkan alat lain dalam casing untuk penyemenan. Karena float
valve sudah diletakkan pada rangkaian casing selama operasi
pemboran. Setelah CSD (casing setting depth) dicapai dan lubang bor
dibersihkan dengan mensirkulasikan lumpur di dalam lubang, lalu
bottom plug diturunkan sampai duduk pada float collar kemudian
pompakan bubur semen dan didorong dengan top plug, maka membrane
pada bottom plug akan pecah dan semen akan masuk mengisi annulus
sampai posisi top plug berhimpit dengan bottom plug, dan setelah
pekerjaan penyemenan selesai Drillshoe dapat langsung dibor dengan
pahat PDC konvensional untuk fase pemboran selanjutnya.Sistem
pemboran dengan casing ini tidak membutuhkan modifikasi untuk rig
pemboran konvensional. Peralatan yang dibutuhkan untuk operasi ini
adalah sistem top drive. Karena tidak ada yang dihilangkan dari
casing, tidak ada persyaratan khusus untuk kabel bor atau peralatan
penanganan pipa khusus untuk operasi ini. Sampai saat ini, tidak
ada operasi DWC yang menggunakan rig penggerak kelly.
3.6 Tujuan Penggunaan Sistem DWC
Teknik pemboran dengan menggunakan casing tidak dapat dipungkiri
lagi sebagai teknik yang mampu mengurangi biaya-biaya pembuatan
sumur, atau mempermudah pembuatan sumur yang efektif dan praktis
selama bisa diaplikasi dilapangan. Pemboran dengan casing
memberikan keuntungan dalam penyelesaian pekerjaan dimana tripping
time untuk mengangkat peralatan pemboran dan waktu untuk menurunkan
casing ke kedalaman setting depth di eliminasi dan pekerjaan dapat
langsung dilanjutkan pada tahap penyemenan tanpa masalah.
3.7 Keuntungan Penggunaan Sistem DWC
Keuntungan yang dapat diperoleh dengan penggunaan sistem DWC
pada suatu operasi pemboran dapat dibagi menjadi beberapa bagian
yaitu efisiensi rig, efisiensi fluida, efisiensi operasional,
efisiensi unscheduled event.
3.7.1 Efisiensi Rig
Keuntungan yang dapat diperoleh dari efisiensi rig pada operasi
DWC adalah : Tidak memerlukan rig khusus atau bisa menggunakan rig
konvensional sehingga tidak ada biaya untuk menyewa rig yang
khusus. Tidak diperlukkan sewa transportasi , perawatan dari drill
pipe dan drill collar. Membutuhkan horse power dan perawatan yang
lebih sedikit. Mengurangi pengulangan kerja pada drawwork (pada
saat triping time).
3.7.2 Efisiensi Fluida
Keuntungan yang dapat diperoleh dari efisiensi fluida pada
operasi DWC adalah : Laju alir dapat dikurangi. Meningkatkan
pengangkatan cutting sehingga pembersihan lubang dapat lebih
effisien.
3.7.3 Efisiensi Operasional
Dalam segi operasional, keuntungan yang bisa diperoleh dari
penggunaan sistem DWC adalah : Diperlukan konsumsi bahan bakar yang
lebih sedikit ( dengan digunakannya diameter rangkaian pemboran
yang lebih besar pada sistem DWC, maka pressure loss pada rangkaian
pemboran dapat diminimalkan sehingga tenaga pompa yang diperlukan
tidak terlalu besar, dan dengan adanya hal tersebut maka penggunaan
bahan bakar dapat lebih dihemat ). Menggurangi waktu tripping (
pada saat tripping dan penggantian BHA ) Menggurangi masalah
deviasi dan dogleg. Mengurangi kebutuhan horse power rig, karena
kebutuhan rate pompa dan tekanan yang lebih kecil.
3.7.4 Efisiensi Unscheduled event
Dalam meminimalkan unscheduled event pada suatu operasi pemboran
keuntungan yang bisa diperoleh dari penggunaan sistem DWC adalah :
Dapat meminimalkan timbulnya masalah pada lubang sumur yang
disebabkan oleh tekanan swab dan surge.
3.8 Keterbatasan Sistem DWC
Pada sistem DWC terdapat beberapa keterbatasan yang disebabkan
penggunaan casing sebagai rangkaian pemboran.
Keterbatasan-keterbatasan tersebut antara lain adalah : Torsi
pemboran harus tidak boleh melebihi dari torsi casing. Teknologi
saat ini dibatasi hanya untuk formasi yang lunak. Kedalaman
dibatasi oleh kemampuan bit. Penggantian bit tidak memungkinkan
karena harus mencabut seluruh rangkaian, sehingga menjadi tidak
efisien.
3.9 Sistem DWC dan Alat Alat Khusus yang Digunakan
Sistem DWC dengan menggunakan casing drill shoe yaitu bagian
terbawah dari rangkaian casing sebagai pengganti drill bit. Drill
shoe ini didesain dan berfungsi sebagai pahat pemborannya.
Pemutaran casing di permukaan menggunakan top drive system. Ada dua
cara untuk menghantarkan torsi dan putaran dari top drive ke
rangkaian casing pemboran, yaitu dengan casing spears atau water
bushing.Rangkaian pemboran pada sistem ini terbagi menjadi dua
rangkaian utama yang pertama rangkaian adalah BHA yang terdiri dari
drill shoe, float collar, dan casing. Sedangkan yang kedua adalah
peralatan pengangkatan yang harus bisa menahan berat, melakukan
permutaran torsi dan mengandung tekanan. Perputaran DWC membutuhkan
metode penyambungan dari top drive dengan casing, untuk menggerakan
rangkaian casing.Ada dua alternatif peralatan pengangkatan yang
digunakan yaitu : water bushing (casing cross over) dan casing
spears.
3.9.1 Drillshoe
Drillshoe adalah alat yang berfungsi sebagai pahat.yang diset di
bawah rangkaian pemboran (lihat gambar 3.6). Bagian tengah dari
nose alat ini terbentuk dari alumunium alloy, yang dapat dibor
dengan segala macam bit / pahat.Alat ini dibentuk dengan kombinasi
dari elemen thermally stable diamond cutting (intan pemotong yang
stabil dalam temperatur dan densitas tinggi), tungsten carbide
(besi berat tempaan yang terbuat dari bahan sejenis karbid) di
depan blade dan badan luarnya mempunya PDC cutter.
Drillshoe sangat agresif dan akan membor secara cepat dengan WOB
rendah. Alat pemboran yang agresif dapat membuat torsi yang tinggi
untuk berat yang rendah.
Gambar 3.2Profile Drillshoe6Tiga jenis model drillshoe yang
digunakan dalam pemboran dengan casing yaitu:1. Drillshoe 12.
Drillshoe 23. Drillshoe 3Adapun keterangan dari ketiga jenis
drillshoe yang digunakan adalah sebagai berikut,
1. Drillshoe 1
Drillshoe 1 (gambar 3.7) mempunyai sistim kerja untuk lapisan
atau formasi yang tidak begitu keras dan juga menghemat biaya
ketika melakukan pemboran di bandingkan dengan pemboran
konvensional, saving cost sewaktu akan mempersiapkan dan melakukan
penyemenan (Cement in Place), tanpa adanya lagi Running Casing,
drillshoe 1 merupakan produk berjenis inti aluminium yang berpusat
di tengah dengan integral cutting blades.Pisau (blades) terbuat
dari bahan-bahan yang keras yang akan menghasilkan ketahanan
terhadap adanya abrasi dikarenakan pengaruh pemboran, nozzel yang
dapat di bor (Drillable) terdapat di antara blades langsung kepada
fluida pemboran yang berfungsi atau berpengaruh kepada pendinginan
dan cuttings removal.Pusat dari drillable core terdapat di dalam
badan baja (steel body) yang merupakan profile dari keseluruhan
dari blades dan dilanjutkan kepada badan dari shoes yang melingkar
hingga kepada diameter luar.Badan besi yang terdapat di dalam badan
(body) berhubungan dengan blades di luar dari diameter luar cutting
dan strutkur cutting yang terbuat dari carbide yang akan akan dibor
keluar kepada keseluruhan diameter.
Gambar 3.3Drillshoe 112
Ketahanan terhadap abrasi dilindungi oleh kandungan metal
matriks yang mengandung carbide Bricketts.
2. Drillshoe 2Drillshoe 2 secara umum merupakan konstruksi yang
hampir sama dengan Drillshoes 1, di mana (Gbr 3.8) terdapat
pembaharuan terhadap cuttingnya yang terdapat di blades, yang
mengandung berbagai jenis cutter jenis TSP yang terdapat di sekitar
permukaan blades.Ini akan menghasilkan kemampuan untuk membor
formasi yang lebih keras dan interval yang lebih dalam atau kata
lain berkemampuan dalam menembus zona yang lebih dalam dalam
pemboran dengan casing blades-nya di modifikasi dengan PDC cutter
kepada diameter gauge-nya di sekeliling bagian luar dari
drillshoe.
Gambar 3.3Drillshoe 212
2. Drillshoe 3
Drillshoe 3 merupakan produk yang telah dikembangkan dari dua
jenis Drillshoe di atas (Gbr. 3.9) di mana telah dikombinasikan
dengan keunggulan atau keuntungan dengan struktur cutting dari
jenis PDC di mana merupakan standar dari mata bor PDC.Dengan
kemampuan untuk meletakkan atau menempatkan non drillable dari
struktur cutting ke dalam lubang sumur, jadi hanya meninggalkan
material dari pipa pemboran di daerah pahatnya tanpa merusak dari
blades drillshoes.
Gambar 3.5Drillshoe 312
3.9.2 Water Bushing
Water bushing (cross over) adalah sebuah alat sederhana yang
berfungsi untuk menyambungkan top drive ke casing dan dapat di
pasang pada torsi rendah. water bushing dibuat agar casing yang
paling atas terhubungkan dengan top Drive sewaktu lubang dibuat dan
sambungan menambah (lihat gambar 3.10).Ini adalah suatu operasi
yang sangat sederhana, penyambungannya dilakukan langsung dari
water bushing ke casing, di mana jenis ulir dari bagian water
bushing harus sama dengan ulir casing.
Gambar 3.6Water Bushing11
3.9.3 Casing Spear
Casing spear sama fungsinya seperti water bushing yaitu alat
sederhana untuk menyambungkan top drive ke casing. Seperti dapat
dilihat pada gambar 3.11. Casing spear didesain untuk penyambungan
cepat pada casing, casing spears dihubungkan dengan casing tidak
dengan ulir, tapi melalui bagian dalam casing yang dimasukkan oleh
spears yang juga dilengkapi dengan pack-off yang dapat menahan
tekanan fluida (seal).
Gambar 3.7Casing Spear11
menyebabkan ulir casing sama sekali tidak dipergunakan sehingga
untuk penyambungan, hanya memerlukan satu koneksi, mengurangi waktu
dan berarti akan mempercepat proses penyambungan dengan top drive
system.Stop ring diposisikan dekat dengan puncak spear untuk
memastikan pegangan diletakkan pada tempat yang tepat di dalam
casing. putaran ke kiri tanpa pengangkatan khusus akan melepaskan
casing sedangkan putaran ke kanan memasang spear untuk memegang
rangkaian casing.
3.10 Prosedur Kerja Umum
Pada Drillshoe 1 (HVOF Tungsten Carbide) dan Drillshoe 2
(Thermally Stable Diamond), kedua-duanya sangatlah agresif dan
cepat dalam melakukan pemboran dengan WOB yang rendah. Peralatan
pemboran yang agresif dalam menimbulkan torque yang besar untuk
berat yang rendah. Sangat direkomendasikan nilai WOB dijaga sampai
minimum, sampai beban torque yang didapat dari Drillshoe diketahui.
Hal ini dikarenakan jika menggunakan berat WOB yang besar terlalu
awal, kemungkinan dapat menyebabkan beban torque yang terlalu besar
atau menyebabkan terlalu banyak pemakaian cutting
structure.Prosedur kerja pada pemboran dengan casing melalui
beberapa persiapan yaitu 3:? Persiapan Awal Pada Pemboran
1. Membongkar semua peralatan dan lakukan pemeriksaan
peralatan.2. Memeriksa dan mencatat nomor seri, ukuran dan tipe
alat.3. Memastikan tidak ada kerusakan pada aluminium nose atau
cutting structure.4. Memeriksa bagian nozzle.5. Memindahkan
pelindung ulir (thread protector) dan memeriksa jika ada
kerusakan.6. Memastikan bahwa tidak ada lapisan yang sobek atau
serpihan didalam peralatan.
? Menyambung Casing Drilling String
1. Mendirikan Drillshoe box-up diatas keset karet atau alas
kayu.2. Membersihkan dan keringkan sambungan.3. Memasukan casing
joint dan putar dengan beban torque normal.4. Mengangkat dan
menjalankan casing seperti prosedur normal sampai 1 joint dari
bagian akhir.5. Mengangkat rangkaian casing dengan water bushing
atau drilling spear.
? Proses Awal Pemboran
1. Memompakan lumpur dengan aliran bertekanan tinggi seperti
yang direkomendasikan.2. Memastikan indikator berat pada kondisi
nol dan catat tekanan pompa dan rotary torque.3. Menjalankan
pemboran dengan lambat sampai ke mudline dan dengan hati-hati
monitor nilai WOB, torque dan tekanan.4. Dianjurkan bahwa joint
pertama dilakukan pemboran dengan berat minimum sampai rangkaian
casing berdiri tegak dan stabil pada lubang.
? Pemboran Awal
1. Selalu melakukan pemompaan dan memuutar rangkaian sebelum
sampai ke bawah.2. Menaikkan berat secara beransur untuk mencapai
ROP yang diinginkan.3. Mengingat, berat WOB yang melampaui batas
akan mengurangi umur alat.4. Memonitor tekanan pompa secara
hati-hati.
? Pekerjaan Penyemenan
Float collar yang terpasang bersamaan dengan rangkaian casing
dapat membuat operasi penyemenan segera dimulai begitu target total
depth dicapai. Operasi penyemenan ini dapat dilakukan seperti
prosedur penyemenan normal.? Drilling OutDrilling out atau pemboran
selanjutnya pada Drillshoe dapat digunakan dengan pahat bor standar
atau dengan Drillshoe tipe lainnya.A. Pemboran selanjutnya dengan
pahat bor.- Aluminum nose sangat baik dibor dengan WOB medium, RPM
rendah dan flow rate maksimum.- Diperkirakan waktu yang dibutuhkan
menembus nose Drillshoe adalah 5 20 menit.- Jangan melakukan
putaran ketika menarik BHA naik keatas shoe, kecuali benar-benar
diperlukan.
B. Pemboran selanjutnya dengan Drillshoe- Aluminum nose
sebaiknya dibor dengan WOB yang sangat rendah, RPM rendah dan flow
rate maksimum.- Diperkirakan waktu yang dibutuhkan menembus nose
Drillshoe adalah 10 - 40 menit.- Jangan melakukan putaran ketika
menarik naik keatas shoe, kecuali benar-benar diperlukan.
3.11 Metode Perhitungan yang Digunakan pada DWC
Dalam pemilihan material casing yang tepat pada aplikasi sistem
DWC ini, perlu diperhitungkan pula beberapa faktor lain yang dapat
mempengaruhi kemampuan pipa casing yang dalam hal ini akan
digunakan sebagai rangkaian pipa pemboran. Faktor-faktor yang harus
diperhitungkan agar rangkaian pipa casing dapat mampu menahan beban
tekanan lain adalah, beban collapse, beban burst serta beban
tension.Metode perhitungan yang digunakan untuk perhitungan ini
adalah metode grafis4. Metode ini secara luas digunakan untuk
memilih sesuai berat, grade dan menentukan kedalaman casing yang
akan diseting. Beban burst, collapse dan tension ditentukan dengan
menggunakan grafik tekanan vs kedalaman. ini.
3.11.1 Beban Collapse
Beban collapse adalah beban yang ditimbulkan oleh tekanan fluida
yang terdapat di luar rangkaian pipa pemboran (pada annulus).Metode
ini beranggapan bahwa beban collapse ditimbulkan oleh tekanan
formasi di sepanjang casing tersebut sebelum penyemenan dilakukan.
Metode ini juga beranggapan yang sama dengan metode maksimum load
bahwa bahwa beban collapse akan mencapai harga terbesar pada saat
sumur mengalami lost circulation dengan sebagian tinggi lumpur
tersisa di dalam sumur/casing. Biasanya fluida yang berpengaruh
terhadap beban collapse yang ditimbulkan adalah lumpur serta semen
pada saat casing dipasang terutama tekanan hidrostatik pada saat
semen disirkulasikan sampai ke permukaan.Pembebanan fluida yang
membantu casing menahan collapse (back up) adalah lumpur dengan
densitas yang paling ringan yang dipakai saat pemboran kedalaman
selanjutnya di bawah kaki casing.Tahapan-tahapan perhitungan untuk
mengetahui besarnya beban collapse yang harus ditanggung oleh pipa
adalah sebagai berikut :1. Menghitung tekanan eksternal dan tekanan
Internal pada kolom lumpur di luar dan di dalam casing.2.
Menghitung tekanan collapse (Pc) dari perbedaan tekanan eksternal
dan tekanan internal.3. Pada grafik kedalaman vs tekanan,tarik
garis dari Pc = 0 di permukaan dan Pc = maksimum di casing shoe.
Garis ini adalah garis tekanan collapse.Pc di shoe = 0.052 x mud
weight (ppg) depth (ft) 3.14. Menarik garis lurus harga collapse
dari casing yang tersedia.5. Persilangan dari garis tekanan
collapse dan garis lurus dari casing tertentu akan mendapatkan
kedalaman yang sesuai untuk casing tersebut.3.11.2 Beban Burst
Beban burst adalah beban yang yang disebabkan oleh tekanan
hidrostatik lumpur di dalam casing dan tekanan permukaan. Beban
burst untuk surface casing ditimbulkan oleh kolom lumpur yang
mengisi seluruh panjang casing dan tekanan maksimum tertentu yang
dapat dicapai pada bagian atas dan bawah serta pada masing-masing
kedalaman antara bagian atas dan dasar rangkaian pipa bor.Beban
burst maksimum dapat ditemui pada saat terjadi kick dan dalam
annulus berisi gas dan lumpur. Untuk dapat menghitung beban burst
yang harus ditahan oleh pipa, maka berdasarkan pada metode grafis
tahapan-tahapan perhitungannya adalah :1. Menghitung gradient
tekanan formasi.Gf = Gradient rekah (ppg) x
0.052................................................ 3.22.
Menghitung tekanan eksternal dari tekanan formasi yang diharapkan
dari kedalaman selanjutnya.Pf = Gf (psi/ft) depth
(ft)...........................................................
3.33. Menghitung tekanan dalam casing.Pi = Pf (psi) (TD (ft) CSD
(ft) ) x Gradien gas (psi/ft)............. 3.4
4. Menghitung tekanan luar casing.Pe = 0.052 x berat lumpur
(ppg) x CSD (ft).................................... 3.5
5. Denga perbedaan tekanan yang diperoleh dari tahap 3 dan tahap
4 akan memberikan tekanan burst di shoe.Pb di shoe = (Pi (psi) -
Pe(psi) ) x SF burst ............ 3.6Sedangkan harga burst di
permukaan diberikan menggunakan persamaan :Pb di permukaan = Pf -
TD Gf ................................................. 3.7di mana
:Pb = Tekanan burst, psi.Pf = Tekanan formasi, psi.TD = Total
depth, ft.CSD = Casing setting depth, ft.Gf = Gradien formasi,
psi/ft.6. Memplot tekanan burst pada grafik dan tarik garis lurus
harga burst yang tersedia dari casing.7. Persilangan dari garis
tekanan burst dan garis lurus dari casing tertentu akan mendapatkan
kedalaman yang sesuai untuk casing tersebut.
3.11.3 Beban Tension
Beban tension sebagaimana diketahui adalah beban dari berat
rangkaian casing yang digantung di dalam sumur. Tetapi dengan
adanya lumpur di dalam sumur tersebut akan memberikan gaya apung
terhadap casing tersebut sehingga berat casing akan lebih ringan
bila dibandingkan dengan berat casing di udara. Akibat lain dari
adanya gaya apung ini adalah bahwa pada sebagian rangkaian casing
tepatnya pada bagian bawah, casing berada dalam kondisi kompresif
dan selebihnya pada keadaan tension.Pada tiap-tiap bagian dari
rangkaian casing beban tensile atau beban kompresif harus dapat
diketahui secara pasti. Perhitungan beban tension sangat penting
untuk dilakukan pada bagian-bagian terpisah dari rangkaian casing.
Prosedur ini perlu dilakukan pada saat masing-masing bagian dari
casing diturunkan ke dalam lubang bor serta disemen pada densitas
fluida yang berbeda.Perhitungan beban tension digunakan untuk
mengevaluasi kekuatan casing untuk memilih sambungan (coupling)
yang sesuai dan untuk menghitung beban biaksial. Untuk menghitung
beban tension maksimum yang harus ditahan oleh rangkaian casing
pada masing-masing bagian, dapat digunakan langkah - langkah
sebagai berikut :1. Menentukan berat rangkaian casing di udara :..
3.8Wia = L P2. Menentukan buoyancy factor : 3.9BF =3. Menentukan
desain beban ( maximum tension )... 3.10T = W BFdi mana :W = Berat
rangkaian casing, lb.L = Panjang casing ( kedalaman ), ft.P = Berat
casing / joint, ppf.BF = Buoyancy factor.= Berat lumpur pemboran,
ppg.T = Beban tension,lb.
3.11.4 Beban Biaksial
Beban biaxsial adalah gaya-gaya yang bekerja pada casing yang
terdapat di dalam sumur terjadi secara kombinasi. Dengan adanya
tension maka akan menurunkan collapse resistance dan menaikkan
burst resistance.Jadi dapat disimpulkan dari uraiain di atas, bahwa
terdapat empat kondisi dasar yang perlu diperhatikan dalam
penggunaan casing.1. Bila tekanan dalam tekanan luar maka akan
terjadi pembebanan burst.2. Bila terkanan luar tekanan dalam maka
akan terjadi pembebanan collapse.3. Bila Tension minimum Yield
Strength maka akan terjadi Deformasi Permanent.4. Tension akan
menurunkan Collapse Resistance.Parameter yang akan dihitung pada
beban biaksial ini adalah :a. Tes tekanan = 60% Pb .... 3.11b. TST
= BW + . ................ 3.12c. SF tension =
.......................................... 3.13d. SF burst =
................................. 3.14e. SF collapse =
................................................. 3.15f. BF = 630 x
D x Wn
.........................................................................
3.16g. SL = 3200 Wn.. 3.17di mana :Wia = Berat di udara,lbs.Bf =
Bouyancy factor.Pb = Tekanan burst, psi.TST = Total kekuatan
tensile,lbs.ID = Inside Diameter, in.SF = Safety Factor.BF =
Kekuatan bending, lbs.Wn = Berat persatuan panjang, lbs.SL = Shock
Load/kekuatan drag, lbs.
3.12 Perhitungan Waktu dan Cost/foot Pemboran.
Dalam aplikasi penggunaan DWC pada operasi pemboran lepas pantai
di sumur Melati-01, perhitungan waktu operasional perlu dilakukan
sebagai salah satu faktor penentu kemungkinan digunakannya sistem
ini, karena waktu operasional berhubungan dengan segi
keekonomisannya. Apabila waktu yang dicapai dengan menggunakan
sistem DWC ini lebih besar atau sama dengan sistem konvensional
maka sistem DWC ini tidak layak untuk digunakan, karena secara
langsung berhubungan dengan biaya opersional yang akan ditanggung
oleh perusahaan.Pada dasarnya ada dua jenis biaya operasional yang
harus dipertimbangkan dalam perhitungan estimasi biaya yang
dilakukan yaitu :1. Biaya untuk peralatan y