Download - PEMBORAN Ariefp.DOC
BAB IIIPEMBORAN DAN KOMPLESI
Perencanaan pemboran horisontal sangatlah penting sebelum dilakukannya
pemboran horisontal, dengan tujuan dapat melaksanakan operasi pemboran sesuai
dengan waktu yang tepat untuk memperhitungkan segala sesuatu yang
berhubungan dengan harga, perencanaan pemboran horizontal kurang lebih
dengan operasi pemboran yang biasa dilakukan (pemboran tegak dan pemboran
miring), hanya saja akan berbeda peralatannya pada operasi bawah permukaan,
untuk pemboran horizontal akan lebih rumit dibandingkan dengan pemboran
biasa
3.1. Perencanaan Lintasan Pemboran
Pelaksanaan Pemboran Horisontal tidak jauh berbeda dengan pemboran
sumur-sumur vertikal, hanya saja pemboran horisontal memerlukan suatu desain
pembelokan yang merupakan proses perencanaan/penentuan arah/bidang bersudut
tinggi untuk mencapai target yang direncanakan.
Sebelum melakukan pengeboran horisontal terlebih dulu harus dibuat
rencana pengeboran (drilling planning), yang menyangkut juga masalah design
pembelokan karena semua kegiatan-kegiatan yang nanti akan dilaksanakan
berpedoman pada program tersebut.
3.1.1. Pengarahan lubang
Design pembelokan merupakan proses perencanaan penentuan arah/bidang
bersudut tinggi untuk mencapai target yang direncanakan. Dalam pelaksanaan
pemboran, pengontrolan terhadap arah lintasan merupakan hal yang menentukan
keberhasilan pencapaian target. Design pembelokan bertujuan untuk :
1. Menghindari terjadinya problem-problem operasi.
2. Meminimalkan terjadinya pergeseran akhir pembelokan (end of the
curve/EOC).
3. Meminimalkan panjang pipa pemboran pada proses pembentukan sudut.
4. Toleransi terhadap penyimpangan target kecil.
5. Toleransi terhadap berbagai peralatan produksi dan peralatan penunjang
lain.
Langkah awal dari perencanaan pemboran horisontal adalah
merencanakan lintasan pemboran atau target pemboran. Design pemboran
berisikan proposal dari berbagai lintasan yang dapat dibor dan secara ekonomi
menguntungkan.
Lubang bor pada pemboran horisontal dibagi menjadi tiga phase, yaitu :
1. Bagian lubang vertikal
2. Bagian penambahan sudut kemiringan sampai kedalaman target
3. Bagian pemboran horisontal
Pada perencanaan, masing-masing bagian digambarkan dalam kondisi
ideal sesuai dengan sudut arah dan besar laju pertambahan sudut yang diinginkan.
Dalam penggambaran tersebut ditunjukkan posisi KOP, arah target, besar DABU,
besar DADO, panjang bagian horisontal, serta ukuran dan kedalaman casing yang
akan dipasang.
Penggambaran bagian pertambahan sudut dilakukan dengan metode
Radius Of Curvature. Metode ini menganggap segmen-segmen lubang bor berupa
busur suatu lingkaran yang menyinggung dua titik survey yang mempunyai sudut
kemiringan tertentu. Sedangkan pada penggambaran bagian lubang tanpa
pertambahan sudut digunakan metode tangential.
Interval perhitungan disesuaikan dengan satuan DABU, yaitu 100 ft. Hasil
perhitungan tiap bagian lubang digambarkan dalam bentuk proyeksi vertikal dan
horisontal yang selanjutnya dijadikan pembandingan hasil perhitungan data
survey operasi pemboran di lapangan.
3.1.1.1. Prinsip Pembelokan
Pembelokan lubang bor dalam pemboran horisontal dilakukan dengan
besar sudut kemiringan dan arah tertentu sesuai dengan type pemboran horisontal
yang dipilih. Pembelokan lubang bor dimulai dari KOP hingga target arah yang
diinginkan (EOC/End Of Curvature), pembelokan arah diusahakan agar tidak
mengalami penyimpangan terhadap rencana / target, untuk itu arah lubang bor
dikontrol melalui peralatan Measurement While Drilling (MWD).
Sedangkan pengaturan sudut dilakukan dengan tiga cara, yang pada
prinsipnya merupakan cara penyusunan peralatan pemboran horisontal (BHA),
sehingga dapat menimbulkan efek tertentu terhadap sudut kemiringan pemboran
yang dilakukan. Prinsip-prinsip tersebut adalah :
1. Prinsip Pendulum
2. Prinsip Fulcrum
3. Prinsip Stabilisasi
Prinsip-prinsip ini berhubungan erat dengan pengaturan jarak antara titik
tangential (titik sentuh peralatan dengan dinding sumur yang terdekat dengan bit)
terhadap bit. Pengaturan ini dilakukan dengan menempatkan stabilizer pada jarak
tertentu pada bit.
Pengontrolan arah yang baik adalah penting di dalam pemboran
horisontal, sebab pengontrolan yang kurang baik akan menyebabkan :
1. Menghabiskan waktu serta biaya mahal.
2. Dog Leg dan Key Seat.
Disamping itu untuk mengontrol arah yang baik juga diperlukan :
1. Perencanaan lubang bor yang baik.
2. Pemilihan peralatan-peralatan yang tepat.
3. Memonitor secara akurat dari setiap arah pemboran.
A. Prinsip Pendulum
Pada cara ini, jarak titik tangentsial diperbesar dengan jalan menempatkan
stabilizer jauh dari bit (30 – 90 ft di atas bit). Dengan cara penempatan ini dan
dengan pemakaian stabilizer yang berukuran kecil, maka gaya gravitasi
mempunyai kecenderungan menarik bit ke arah sumbu vertikal lubang, akibatnya
sudut kemiringan semakin kecil. Pengaturan pengurangan besar sudut kemiringan
dilakukan dengan jalan mengatur ukuran stabilizer dan jarak stabilizer terhadap
bit.
B. Prinsip Fulcrum
Prinsip ini dimaksudkan untuk memperbesar sudut kemiringan yang telah
tercapai, yaitu dengan cara menempatkan stabilizer didekat bit dan juga
pembebanan yang cukup berat pada drill stem. Karena stabilizer akan menjadi
tumpuan berat seluruh peralatan di atasnya, maka ketika mendapatkan
pembebanan stabilizer memberikan efek menggeser ke arah bit, dan setiap
penekanan senantiasa akan memperbesar sudut kemiringan. Penambahan besar
sudut kemiringan dapat diatur dengan mengubah-ubah ukuran stabilizer dan besar
pembebanan tanpa mengubah letak / posisi stabilizer pada saat pemboran, dapat
dijelaskan pada gambar 4-9.
C. Prinsip Stabilisasi
Prinsip Stabilisasi ini dimaksudkan untuk menjaga sudut kemiringan yang
telah tercapai. Hal ini dapat dilakukan dengan jalan menyusun BHA sekekar
mungkin, sehingga dapat mengurangi atau bahkan menghilangkan pengaruh
pembebanan dan perubahan titik tangensial. Prinsip-prinsip ini sering dilakukan
untuk bagian pertambahan, penurunan dan mempertahankan sudut yang dipasang
bersama-sama dengan alat MWD.
Hal-hal lain yang perlu diperhatikan dalam pengaturan sudut kemiringan
adalah besar WOB, RPM, dan faktor hidrolika pada bit. WOB yang terlalu besar
akan memperbesar sudut kemiringan, sedangkan RPM dan hidrolika yang terlalu
besar akan mengakibatkan pembesaran lubang (wash out), sehingga sudut
kemiringan mengecil
3.1.1.2. Cara Pembelokan
Pemboran horisontal dapat dilakukan dengan cara konvensional dan cara
steerable motor.
A. Cara Konventional
Pembuatan lubang bor horisontal dengan cara konventional, yaitu
memutar rangkaian pipa bor dengan rotary table. Pada rangkaian pipa tersebut
dipasang susunan Bottom Hole Assembly (BHA) tertentu untuk mencapai target
pemboran horisontal. Cara pemboran konventional ini pada saat pembuatan
lubang bor bersudut besar dapat dijelaskan sebagai berikut :
1. Build Up Rate dapat dicapai sekitar 4 – 5/100 ft.
2. Panjang bagian horisontal dapat mencapai sekitar 800 – 1000 ft dengan
sudut sekitar 82 - 85.
3. Sering terjadi kesulitan untuk menjaga arah lubang agar sesuai program
pemboran.
4. Memerlukan banyak jenis Bottom Hole Assembly
5. Pengaturan parameter pemboran seperti WOB, RPM, Flow Rate sangat
ditentukan dengan kondisi lubang (arah dan kemiringan) pada saat
pemboran berlangsung.
B. Cara Steerable Motor
Pembuatan lubang horisontal dengan cara steerable motor dengan
menggunakan suatu motor untuk memutar bit, sehingga pada cara ini rangkaian
pipa bor tidak berputar. Motor pemutar yang sedang dikembangkan saat ini
adalah buatan Nortrak.
Cara steerable motor ini pada saat pembuatan lubang bor bersudut besar
dapat dijelaskan sebagai berikut :
1. Jika diperlukan Build Up Rate dapat mencapai 6/100 ft.
2. Tidak terjadi kesulitan ketika mengebor pada bagian horisontal, karena
arah dan kemiringan dapat dijaga dengan ketelitian tinggi sesuai dengan
program pemboran.
3. Hanya memerlukan satu jenis Bottom Hole Assembly (BHA) untuk setiap
hole section.
4. Pengaturan parameter pemboran seperti WOB, RPM, Flow Rate relatif
lebih fleksibel daripada cara konvensional, sehingga memperbesar laju
pemboran.
5. Secara keseluruhan waktu pemboran dan biaya pemboran lebih kecil
daripada cara konvensional.
Semakin tipis lapisan produktif dapat mempersulit pembuatan lubang
horisontal, karena dapat memperkecil batas penyimpangan lubang bor, maka
disinilah dituntut ketelitian alat dan ketrampilan untuk menjaga arah dan
kemiringan sesuai dengan target rencana pemboran. Hal ini telah dapat diatasi
oleh Nortrak Steerable Motor dan teknologi MWD.
Gambar 3.1 Steereble Motor
3.1.1.3 Peralatan Pembelok
Setelah kedalaman titik belok ditentukan, maka mulai dari titik tersebut
kita arahkan lubang bor ke sasaran dengan sudut kemiringan tertentu dengan
menggunakan deflection tools.
Sewaktu membelokkan lubang bor dengan alat-alat pembelok, lubang bor
harus selalu ke arah mana sudut tersebut dapat mencapai sasaran. Pengarahan ini
dapat dilakukan pada titik belok atau setelah titik belok apabila ternyata lubang
bor yang dibuat telah menyimpang dari sasaran yang dikehendaki.
Setelah mencapai sudut tertentu (misalnya 14) maka digunakan bottom
hole assembly baik untuk menambah sudut atau memantapkan sudutnya.
Alat-alat yang digunakan untuk membelokkan arah pada pemboran
horisontal meliputi :
1. Badger bit
2. Spud bit
3. Knuckle joint
4. Whipstock
5. Turbo drill
6. Dyna drill
Berikut ini adalah keterangan dari beberapa peralatan pembelok dan
prinsip kerjanya yang digunakan dalam pemboran horisontal untuk mencapai
target yang diinginkan.
1. Badger Bit
Badger bit biasanya digunakan pada formasi yang lunak, dimana rate
pemborannya 40 ft/jam atau lebih. Pahat ini menggunakan jet bit biasa dengan
dua atau tiga cone. Prinsip kerjanya tertletak pada tidak seimbangnya jet lumpur
pada pahat tersebut, dengan salah satu jetnya berukuran lebih besar dari jet
lainnya.
Setelah pahat sampai di dasar lubang bor, jet terbesar diarahkan ke arah
yang dikehendaki. Rangkaian pipa pemboran (drill string) dikunci agar tidak
dapat berputar. Sedangkan lumpur pemborannya dipompakan dengan kapasitas
pemompaan yang dapat menghasilkan semburan cukup kuat untuk
menghancurkan batuan (jet effect yang tinggi). Apabila dalam pelaksanaannya
dijumpai batuan yang cukup keras, kadang-kadang pahat ditumbuk-tumbukkan.
Setelah sudut kemiringan lubang bor terbentuk dengan arah seperti pada
drilling planningnya, kemudian pahat dicabut dan diganti dengan pahat biasa.
Apabila arah lubang bornya belum tercapai, maka pengarahan badger bit dan
proses jet effect diulangi terus sampai diperoleh arah lubang bor yang
dikehendaki. Kadang-kadang pada pembelokan pertama (KOP), BHA sudah
dilengkapi dengan susunan untuk menaikkan sudut kemiringan. Setelah terbentuk
sudut kemiringan dan arah lubang bor yang sesuai, pengeboran dilanjutkan
dengan memutar pahat tanpa harus mengganti pahat yang lain dan BHA.
Cara ini menghasilkan beberapa keuntungan, antara lain penghematan
waktu untuk round trip, tidak perlu mengadakan pembesaran lubang bor. Akan
tetapi cara ini hanya terbatas digunakan pada batuan yang lunak dan
menggunakan jet effect yang efektif.
2. Spud Bit
Spud bit merupakan bit tanpa roller cutter, bentuknya seperti baji kop.
Prinsip kerja pahat ini adalah seperti pada budger bit, yeitu dengan mengarahkan
jet lumpur ke arah pembelokan lubang yang diinginkan.
Seperti juga pada badger bit, adanya penggunaan jet mengakibatkan alat
ini terbatas untuk formasi lunak saja. Karena bentuknya yang pipih di bagian
bawah, perusakan batuan dilakukan dengan menumbuk-numbukkannya ke dasar
lubang bor dengan ditunjang effect yang optimum.
Dengan demikian proses pengarahan dan perusakan batuan dapat
dilaksanakan terus sampai terbentuk sudut kemiringan dan arah yang sesuai.
Lubang bor yang dihasilkan tidak bulat, sehingga setelah pengarahan spud bit
harus dicabut dan diganti dengan pahat biasa dan BHA penaik sudut kemiringan.
3. Knuckle Joint
Knuckle joint pada prinsipnya merupakan suatu drillstring yang
diperpanjang dengan menggunakan suatu sendi peluru. Oleh karena itu
memungkinkan terjadinya putaran bersudut antara rangkaian pipa pemboran
dengan pahat, dimana antara drillstring dan bitnya disetel pada sudut tertentu.
Untuk mendapatkan sifat yang fleksibel (luwes), alat ini sering dipasang langsung
pada drillpipe tanpa menggunakan drill collar.
Adapun kerugian penggunaan alat ini adalah sukar untuk mengontrol arah
deviasinya karena adanya sudut belok yang mendadak. Perubahan deviasi sudut
yang sering terjadi adalah sebesar : 5 - 7/20 ft. Alat ini merupakan suatu drill
string yang diperpanjang dengan sendi peluru sehingga memungkinkan putaran
bersudut antara drill string dengan bitnya.
4. Whipstock
Whipstock adalah suatu alat dari besi tuang yang berbentukbaji dengan
saluran tempat bergeraknya bit yang melengkung hingga bit akan dibelokkan
arahnya. Whipstock ini haruslah disetkan pada daerah yang keras agar tidak
mudah ikut berputar dengan berputarnya drill string. Untuk ini serbuk bor di dasar
lubang harus dibersihkan lebih dahulu dan bila perlu dipasang landasan semen.
Dari dua jenis whipstock yang ada (yaitu whipstock yang retrieveable/bisa
diangkat kembali dan whipstock yang tidak retrieveable), yang umum digunakan
adalah jenis whipstock yang retrieveable. Penggunaan whipstock ini akan
menghasilkan panjang lubang yang terbatas (20 – 30 feet).
Setelah dimasukkan ke dalam lubang bor, whipstock diikatkan pada
rangkaian drill string dengan menggunakan dengan shear pin dengan maksud agar
whipstock tidak berputar sewaktu masuk ke dalam lubang bor dan juga untuk
mengetahui arah whipstock pada saat pengarahannya. Drill pipe yang digunakan
dalam pembuatan lubang bor ini hanya dipergunakan satu batang saja. Hal ini
dilakukan dengan maksud agar sambungan drill pipe (tool joint) tidak melewati
lubang yang ada pada leher whipstoknya.
Sesampainya di dasar lubang bor, arah whipstock ini diperiksa dengan
menggunakan alat perekam arah dan kemiringan (directional instrument survey).
Untuk menghilangkan torsi, rangkain pipa bor dinaikturunkan beberapa kali (4 –
5 kali). Untuk meyakinkan arah whipstock, pemeriksaan diulangi dengan
menurunkan kembali alat perekam. Dan setelah menunjukkan arah whipstock
yang sesuai, pahat didudukkan perlahan-lahan untuk mematahkan shear pin.
Pompa lumpur dijalan kan dan rotary table diputar secara perlahan-lahan (10 – 15
rpm), beban pada pahat diberikan secukupnya (1-3 ton). Kemudian putaran rotary
table dapat dinaikkan menjadi 40-50 rpm.
Sebelum pahat/bit dicabut, untuk membersihkan lubang bor dari cutting
maka perlu dilakukan sirkulasi lumpur terlebih dahulu. Dengan demikian
diharapkan running peralatan ke dalam lubang bor akan lancar. Selanjutnya
pemboran dilanjutkan dengan menggunakan pahat biasa dengan tambahan BHA
penaik sudut kemiringan (bila kemiringan sudut lubang bor belum mencapai
sudut yang diharapkan), dan untuk memperbesar lubang bor dalam pemboran
digunakan hole opener.
Whipstock dapat dipasang dengan mengkombinasikan peralatan lain untuk
mencapai tingkat sudut kemiringan yang diharapkan. Susunan tersebut dapat
dibuat seperti di bawah ini.
Susunan whipstock dengan peralatan-peralatan lain adalah sebagai berikut :
1. Whipstock + pahat + drill pipe, akan memberikan sudut kemiringan 3/4 - 1
½
2. Whipstock + pahat + stabilizer + drill pipe, memberikan sudut kemiringan 2 -
4.
3. Whipstock + pahat + stabilizer + universal joint + drill pipe akan memberikan
sudut kemiringan 5 - 7.
Hal-hal yang perlu diperhatikan sewaktu menggunakan whipstock :
1. Sebelum whipstock diturunkan, dasar lubang bor harus bersih dari
endapan cutting yang tertinggal. Kekurangbersihan dasar lubang bor akan
mengakibatkan tertimbunnya cutting dan proses pembelokannya dapat
terjadi di atasnya. Sewaktu pembesaran lubang dengan menggunakan hole
opener, kemungkinan yang dapat terjadi adalah masuknya hole opener ke
dalam lubang bor yang lama (salah sasaran).
2. Pengawasan terhadap shear pin, untuk menjaga agar tidak patah sebelum
dikehendaki.
3. Menyusun BHA sedemikian rupa sehingga sewaktu ujung pahat
menyentuh dasar lubang bor (setelah shear dipatahkan), kelly bushing
sudah berada pada master bushing dan kedudukan kelly yang berada di
atas rotary table masih cukup panjang (20 – 30 ft).
4. Upaya mempergunakan whipstock sesedikit mungkin. Untuk mencapai
tujuan ini adalah dengan mengupayakan pembelokan yang pertama harus
secermat mungkin sehingga menghasilkan sudut kemiringan dan arah
yang dikehendaki. Pemakaian whipstock yang terlalu sering akan
memperpanjang trip time.
5. Turbo Drill
Prinsip kerja turbo drill adalah drill stringnya tidak berputar akan tetapi
bitnya saja yang berputar. Bit disambung dengan drill string dengan membentuk
sudut tertentu sehingga didapat pembelokan yang kontinyu.
6. Dyna Drill
Dyna drill merupakan down hole mud motor. Seperti juga turbo drill,
dyna drill akan memutar bit tanpa harus memutar drill string. Adanya bent sub
pada peralatan ini akan menghasilkan lengkungan yang halus (smooth). Di dalam
pemakaian yang optimum, dyna drill sangat tergantung pada kecepatan operasi
dan beda tekanan pada pompa. Pemakaiannya disesuaikan dengan keperluan dan
kondisi yang ada.
Tabel 3-1Spesifikasi Dyna Drill
Diameterinch
DiameterLubang, in
PanjangFt
BeratLb3
Total Gear
Dump valve Bit Sub
56 ½7 ¾
6 – 7 7/8 8 ¾ - 12 ¼10 5/8 - 15
19,719,621,0
9001.5002.400
3 ½ rig4 ½ rig5 ½ rig
3 ½ rig5 ½ rig6 1/8 rig
Prinsip kerja kerja dyna drill ini adalah bila rotor diputar, pompa akan
menghisap cairan dan mengalirkannya ke saluran yang telah ditentukan. Pada
dyna drill ini tenaga hidrolis (volume dan tekanan) dari cairan pemboran akan
mengubah rotor yang berbentuk helicoidal menjadi tenaga mekanis (torsi dan
putaran).
Aliran fluida pemboran yang dipompakan melalui rangkaian pemboran
dengan kapasitas aliran tertentu akan memutar rotor dyna drill. Putaran rotor ini
akan diteruskan ke pahat, sehingga terjadi proses pengeboran. Dalam hal ini
rangkaian pipa pemboran tidak ikut berputar.
Untuk menggerakkan dyna drill diperlukan kapasitas aliran lumpur dengan
harga tertentu. Kapasitas aliran ini akan mempengaruhi besarnya kehilangan
tekanan (preasure loss). Untuk menghitung kapasitas hidrolis perlu diketahui
besarnya pressure loss pada peralatan di permukaan, drill pipe, drill collar, dyna
drill, pahat dan annulus. Pada saat berlangsungnya pemboran, kehilangan tekanan
yang terjadi pdaa setiap motor kira-kira 80 psi atau kira-kira 240 psi untuk 3 buah
motor. Kehilangan tekanan tergantung pada kekentalan, SG dan kapasitas aliran
lumpurnya. Kekenatalan berpengaruh kecil terhadap bekerjanya dyna drill,
sedangkan SG berpengaruh lebih besar. Kapasitas aliran lumpur sangat tergantung
dari ukuran dyna drillnya. Dari percobaan dan penyelidikan diperoleh kapasitas
aliran tertentu untuk dyna drill yang efektif, seperti terlihat pada tabel IV-2.
Tabel 3-2.Data Operasi Dyna Drill
Ukuran Dyna Drill
In. OD.
Volume Lumpur Gpm.
BedaTekanan
Psi.
Kecepatan PutarRpm.
Diameter Lubang Bor
In.
56 ½7 ¾
225325400
225225225
400350350
6 – 7 7/8 8 ¾ - 12 ¼10 5/8 – 15
Gaya hidrolis dari lumpur pemboran pada dyna drill ini dapat diuraikan menjadi
tiga buah vektor, yaitu :
1. Gaya yang digunakan untuk memutar motor dan merupakan bagian
terbesar dari gaya hidrolis.
2. Gaya yang digunakan untuk mengatasi gesekan.
3. Gaya yang digunakan untuk meneruskan aliran lumpur.
Bila dyna drill diturunkan ke dasar lubang bor dan pahat masih dalam
keadaan tergantung di atas lubang bor, kehilangan tekanan yang terjadi di dalam
rangkaian pipa pemboran akan tetap pada kapasitas aliran lumpur yang tetap.
Untuk ukuran dyna drill yang berbeda, perbedaan kehilangan tekanan berkisar
antara 50 – 70 psi. Dan apabila pahat telah mencapai dasar lubang bor dan
diberikan beban pahat, tekanan pemompaan akan bertambah. Besarnya
penambahan tekanan pemompaan ini sebanding dengan besarnya penambahan
beban pada pahatnya.
Bila beban pada pahat ditambah terus, tekanan pemompaan akan
bertambah terus hingga dicapai tekanan maksimum (kira-kira 300 – 350 psi).
Penambahan beban pahat yang berlebihan akan menyebabkan motor tidak
berputar meskipun masih ada aliran lumpur. Keadaan ini akan mempercepat
rusaknya motor dyna drill.
Putaran pahat ke kanan akan menimbulkan torsi ke kiri pada rangkaian
drill stringnya. Penambahan beban pada pahat akan menambah besarnya torsi dan
akan mencapai harga maksimum pada saat motor dalam keadaan diam, meskipun
masih terjadi aliran lumpur. Torsi ini akan berpengaruh pada waktu pengarahan
dyna drill sebagai alat pembelok, terutama pada pembelokan yang pertama kali
(KOP).
Ditinjau dari kegunaannya sebagai alat pembelok, dyna drill mempunyai
beberapa keuntungan, antara lain :
1. Dapat digunakan pada lapisan keras maupun lunak pada segala
kedalaman.
2. Penghematan waktu untuk round trip.
3. Setelah pembelokan lubang tidak diperlukan reamer ataupun hole
opener untuk memperbesar lubang bor.
4. Seluruh build up section dapat dibor secara berkesinambungan tanpa
harus mencabut pahat.
5. Lubang yang dihasilkan lebih rata, sehingga dapat dihindari
terbentuknya dog leg yang tajam.
6. Kecepatan pemboran lebih besar.
Selain dari beberapa keuntungan penggunaan ada pula kekurangannya,
antara lain :
1. Harganya jauh lebih mahal dibandingkan alat pembelok konvensional.
2. Diperlukan pemeliharaan lumpur yang cermat untuk memperoleh
kadar pasir yang rendah.
3. Bila terjadi hilang lumpur atau hilang sirkulasi, pemasukan bahan-
bahan penyumbat terbatas pada yang halus saja dan juga halus-kasar.
Peralatan-peralatan lainnya meliputi down hole motor, bent sub, non
magnetic drill collar, stabilizer dan peralatan pendukung lainnya. Fungsi dari
peralatan ini adalah sebagai peralatan penunjang yang sering digunakan pada
pembentukan sudut kemiringan dalam pelaksanaan operasi pemboran miring.
a. Down Hole Motor
Down hole motor merupakan suatu peralatan yang dipasang di atas pahat
dan dapat memutar pahat tanpa harus melakukan pemutaran rangkaian pipa
pemboran lainnya. Adapun sumber penggerak dari down hole motor ini dapat
berupa :
4. Aliran lumpur, yang akan memutar rotor dan meneruskan putaran putaran
tersebut ke pahat. Rotor dapat berbentuk sudu-sudu / helicoidal yang
apabila dikenai aliran lumpur akan berputar. Peralatan dengan sistem ini
dikenal sebagai turbo drill.
5. Tenaga listrik yang sumbernya di permukaan. Peralatan yang
menggunakan sistem ini dikenal sebagai elektro drill. Listrik dialirkan
melalui kabel ke motor yang dipasang di atas pahat. Karena harus
menggunakan kabel, diperlukan rekayasa dan rancang bangun khusus pada
rangkaian pipa pemboran sebagai tempat melekatnya kabel dan juga
diperlukan mekanisme khusus dalam memasang dan membongkar kembali
kabel pada saat round trip (cabut – masuk pahat / peralatan pemboran dari
lubang bor). Down hole motor akan berfungsi sebagai alat pembelok bila
dipergunakan bersama bent sub.
b. Bent Sub
Bent sub merupakan pipa penyambung (substitute) yang bentuknya
bengkok. Sudut pembelokan dibuat beberapa macam berdasarkan laju kenaikan
sudut kemiringan yang diinginkan. Untuk memilih bent sub didasarkan pada dyna
drill yang digunakan dan laju kenaikan sudut kemiringan yang diisyaratkan,
seperti tabel di atas.
Sebagai contoh, misalnya pada suatu sumur, pembelokan dilakukan pada
lubang 12 ¼ -dengan laju kenaikan sudut kemiringan 3/100 ft. Dyna drill yang
digunakan adalah 6 ½ dengan bent sub 2 atau dapat pula dyna drill 7 ¾ dengan
bent sub 1 ½ atau 2.
c. Non Magnetic Drill Collar
Non magnetic drill collar atau disebut juga kinematic model collar (K-
monel collar) adalah drill collar yang telah dihilangkan sifat kemagnetikannya.
Pada pengarahan alat belok, non magnetic drill collar dipasang di atas UBHO sub.
Untuk menentukan panjang non magnetic drill collar yang dipakai, telah dibuat
grafik yang menyatakan hubungan antara panjang non magnetic drill collar, sudut
kemiringan dan arah lubang bor dihitung dari arah utara-selatan. K-monel yang
sering digunakan mempunyai panjang berkisar antara 18 – 60 feet (2 joint).
d. Stabilizer
Stabilizer mempunyai peranan yang sangat penting di dalam pengaturan
sudut kemiringan lubang bor. Pemakaian stabiliser ini adalah untuk mengontrol
letak titik singgung antara drill collar dengan dinding lubang bor. Dengan
pemasangan stabiliser pada tempat dan jarak tertentu dari pahat, maka kemiringan
lubang bor yang dihasilkan oleh deflection tools dapat dikendalikan. Pemakaian
stabiliser pada beberapa tempat (multiple stabiliser) banyak diterapkan pada
pemboran berarah. Keuntungan penggunaan alat ini adalah sebagai berikut :
1. Mencegah terjadinya pembelokan lubang yang mendadak (dog leg).
2. Memberikan penambahan dan pengurangan sudut kemiringan secara
perlahan-lahan.
3. Menghindari tersandarnya drill collar pada dinding lubang bor
sehingga dapat mencegah terjepitnya rangkaian pipa pemboran
(deferential sticking).
Jenis stabiliser yang umum dipakai di lapangan ada 2, yaitu :
1. Rotataing sleeve stabiliser
2. Non rotating sleeve stabiliser
1. Rotating Sleeve Stabiliser
Jenis ini terdiri dari beberapa macam stabiliser, yaitu :
1. Permanent Blade Stabiliser adalah stabiliser yang mempunyai pisau-
pisau yang diikatkan pada bodynya dengan cara dilas.
2. Replaceable Blade Stabiliser adalah stabiliser yang pisau-pisaunya
diikatkan pada body dengan pasak dan ditahan dengan menggunakan
sekrup.
3. Integral Blade Stabiliser adalah stabiliser yang pisau-pisaunya menjadi
satu dengan bodynya.
2. Non Rotating Sleeve Stabiliser
Sleeve dapat dinaikturunkan dan berputar pada bodynya. Sewaktu drill
string berputar, stabiliser ini tidak ikut berputar.
3.1.2 Pemilihan Konfigurasi Pembentukan BUR
Posisi motor dan stabiliser serta bent housing akan memberikan efek
terhadap pertambahan sudut pada pembelokan lubang sumur.
Persamaan berikut digunakan untuk menjelaskan pertambahan sudut
(BUR) akibat kombinasi penempatan peralatan seperti dijelaskan pada gambar di
atas.
……………………………………………...(3-1)
= B’ – B1 + B2 ………………………………………...…..(3-2)
…………………………………….(3-
3)
Dimana :
= Sudut efektif motor, Deg.
BUR = Build Up Rate, Deg/100 ft.
B’ = Sudut equivalent pada single bent sub, Deg
B1 = Sudut stabiliser pertama, Deg
B2 = Sudut stabiliser kedua, Deg.
S1 = Jarak stabiliser pertam, inchi.
S2 = jarak stabiliser kedua, inchi
L1 = Jarak antara titik 1 dan 2, ft.
L2 = Jarak antara titik 2 dan 3, ft.
Harga sudut equivalen (B’) tergantung pada penempatan motor atau type
geometri mtor yang dipilih, untuk menghitung magnitudnya, maka bisa dilihat
berapa jumlah motor yang dipakai.
3.1.2.1 Geometri Type 1 Motor
Dasar geometri 1 merupakan down hole motor yang digunakan untuk
mengontrol builp up terletak pada posisi stabilizer awal.
Dimana :
B’ = ………………………………………………….(3-4)
B’ = sudut equivalen pada stabiliser pertama, Deg.
X = sudut Bent housing, Deg.
A = jarak antara bit-stabiliser pertama, ft.
B = jarak stabiliser pertama dengan Bent housing, ft.
C = Jarak Bent housing dengan stabiliser kedua, ft.
L1 = A, ft
L2 = B + C, ft
3.1.2.2 Geometri Type 3 Motor
Geometri type 3 motor ini tersusun atas bent housing, bent sub dan dua
stabiliser. Dimana stabiliser pertama diletakkan antara bit dan puncak/atas dari
bent housing.
Dimana :
B’ = …………………………….(3-5)
B’ = sudut equivalen pada stabiliser pertama, Deg
X = sudut bent housing, Deg
A = jarak antara bit-stabiliser pertama, ft
B = jarak stabiliser pertama dengan puncak bent housing, ft
C = jarak puncak bent housing dengan puncak bent sub, ft
D = jarak puncak bent sub dengan stabiliser kedua, ft
L1 = A, ft
L2 = B+C+D, ft
Sudut equivalen pada stabiliser pertama dipengaruhi oleh posisi stabiliser
pertama dan stabiliser kedua dari bit, bent housing dan bent sub.
3.1.2.3 Geometri Type 4 Motor
Geometri type 4 motor ini sama dengan geometri 3 motor, hanya lebih
kompleks. Untuk mencari harga sudut equivalen Dimana :
B’ = ………………………(3-6)
B’ = sudut equivalen pada stabiliser pertama, Deg
X = sudut kemiringan drive bushing, Deg
Y = sudut bent housing, Deg
Z = sudut bent sub, Deg
A = jarak antara bit-stabiliser pertama, ft
B = jarak drive bent dengan stabiliser pertama, ft
C = jarak stabiliser pertama dengan puncak bent housing, ft
D = jarak puncak bent housing dengan puncak bent sub, ft
E = jarak puncak bent sub dengan stabiliser kedua
L1 = A+B, ft
L2 = C+D+E, ft
3.1.3 Penentuan Lokasi Kick Of Point
Titik awal pembelokan (KOP) adalah titik dimana dilakukan pertambahan
sudut pada arah tertentu setelah pemboran tegak mencapai suatu kedalaman.
Penentuan lokasi KOP dibatasi oleh kedalaman target yang harus dicapai,
kemampuan peralatan dalam membentuk bagian pertambahan sudut serta kondisi
formasi yang dipilih sebagai landasan untuk kedudukan KOP.
3.1.3.1 Kondisi Lokasi KOP
Batasan lain yang perlu diperhatikan dalam penentuan lokasi KOP adalah
kondisi lokasi itu sendiri.
Sedapat mungkin lokasi KOP memenuhi kriteria berikut ini :
6. KOP tidak terletak pada zona lunak, Zona rekah, formasi berkemiringan
tinggi, zona perubahan lithologi dan kekerasan, zona loss, zona gas, zona
pembesaran lubang, dan zona swelling, agar tidak menyulitkan dalam
pembentukan sudut, arah, dan kemiringan.
7. KOP terletak pada jarak yang cukup di bawah casing shoe untuk
menghindari terjadinya pergesekan.
8. Pada pemboran dengan sistem cluster, KOP satu sumur tidak terlalu dekat
dengan sumur lain agar tidak terjadi gangguan logam terhadap hasil
survey sumur baru.
Ketika batasan di atas saling terkait satu sama lain, sehingga bila salah
satu batasan tidak memenuhi maka batasan tersebut dijadikan patokan untuk
dipenuhi oleh batasan lainnya dalam penentuan lokasi KOP selanjutnya.
3.1.3.2 Kedalaman Target
Kedalaman target yang harus dicapai, dalam hal ini adalah kedalaman titik
awal bagian horisontal berpengaruh pada penentuan lokasi KOP dan berhubungan
erat dengan besar DABU yang dapat dilakukan. Target yang dalam
memungkinkan untuk memilih DABU relatif kecil. Sebaliknya target yang
dangkal memerlukan DABU lebih besar. Tabel IV-3. menunjukkan hasil
perhitungan jarak KOP/target dan jarak pemboran (MD) yang diperlukan untuk
berbagai besar laju pertambahan sudut konstan.
Tabel IV-3.
Perhitungan Jarak KOP-Target dan Jarak Pemboran (MD)
DABU(/100 ft)
Jarak KOP-Target(TVD = H, ft)
Jarak Pemboran(MD, ft)
2,0 3,0 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 15,0 20,0 200,0
2864,79 1909,86 1432,39 1273,24 1145,61 1041,74 954,93 881,47 818,51 763,94 381,97 286,48 28,65
4500,00 3000,00 2250,00 2000,00 1800,00 1636,36 1500,00 1384,62 1285,71 1200,00 600,00 450,00 45,00
Dari tabel III-3 untuk target yang dalam dipilih lokasi KOP yang sesuai
dengan DABU yang relatif kecil, tetapi target yang dangkal, misalnya seperti 45
ft, diperlukan DABU yang lebih besar, yaitu 20/100 ft. Namun sekarang telah
dilakukan usaha untuk mendapatkan lubang horisontal pada target ayang dangkal
dengan DABU yang kecil.
3.1.3.3 Kemampuan Peralatan
Kemampuan peralatan yang tersedia dalam membentuk DABU
berpengaruh pada penentuan lokasi KOP. DABU yang besar memerlukan
konfigurasi drill stem dan peralatan khusus. Peralatan pemboran long radius dapat
digunakan pada DABU sekitar 5 - 7 /100 ft, tetapi sering digunakan pada DABU
4 - 5/100 ft. Pemboran dengan DABU lebih besar mengalami kesulitan dalam
mengontrol sudut arah disamping adanya batasan casing yang akan digunakan.
Peralatan konvensional lebih banyak digunakan karena lebih murah dan mudah
didapatkan di seluruh dunia.
3.1.3.4 Penentuan End Of Curvature dan Jenis Target Horisontal
Target adalah tempat atau bidang yang menjadi sasaran dari posisi bagian
horisontal yang harus dicapai. Keberhasilan pencapaian titik target sering disebut
dengan toleransi. Toleransi didefinisikan sebagai kemampuan menempatkan
bagian horisontal pada koordinal yang telah ditentukan dengan kemiringan
tertentu.
Kemiringan target terhadap kemiringan formasi dapat dihitung dengan
menggunakan persamaan :
…………………………(3-7)
dimana :
h = inklinasi bidang koordinat pada zone target, (derajat)
dip = inklinasi target plane, (derajat)
well = azimut bidang horisontal, (derajat)
Sedangkan kedalaman target dapat diperkirakan dengan menggunakan
persamaan :
TVDEOC = TVDTP + DISPL [Tan dip Cos (dip - well)] ………………(3-8)
Dimana :
TVDEOC =TVD dari EOC pada target plane, ft
TVDTP = TVD pada target plane, ft
DISPL = panjangb displacement dari lokasi permukaan ke EOC, ft
EOC = Azimuth EOC dari permukaan, (derajat)
Dalam penembusan zone target, type target horisontal secara umum dapat
dikategorikan menjadi tiga type, yaitu :
1. Defined vertikal depth, adalah sumur dengan bagian yang hosrisintal,
benar-benar vertikal (90) dari sumbu tegak.
2. Defined structurel, adalah sumur dengan target horisontal yang
mempunyai sudut mengikut/ sejajar dengan kemiringan struktur lapisan
reservoir yang ditembus.
3. Slant hole, adalah sumur horisontal yang menembus formasi target dengan
sudut kemiringan tinggi.
Pemilihan type-type target ini sangat dipengaruhi oleh kondisi/kedudukan
kemiringan formasi, batas WOC, sehingga dapat memperkirakan daerah-daerah
yang perlu diisolasi.
Sedangkan daerah pengurasan sumur horisontal merupakan fungsi panjang
daerah horisontal yang menembus target, serta ukuran dari bagian horisontal
tersebut. Panjang daerah horisontal yang dapat dicapai tergantung pada jenis
pemborannya serta peralatan yang digunakan dihitung dari EOC menuju target.
Hal ini dapat diperlihatkan pada oleh tabel III-3.
3.2 Perencanaan Drill String dan Bit
3.2.1 Perencanaan Drill String
Dalam perencanaan/ desain drill string banyak faktor yang harus
diperhatikan, terutama berjaitan dengan adanya beban dan tekanan yang harus
ditanggung oleh drill string.
3.2.2.2 Mekanika Drill String
Dua proses yang terjadi pada drill string adalah :
1. Menahan berat komponen yang ada di bawahnya.
2. Memberikan beban pada bit (drill collar)
Gaya-gaya yang menyebabkan terjadinya pembebanan pada drill string
tersebut bekerja pada satu baris kerja (yaitu vertikal) dimana satu sama lain saling
berlawanan.
Adanya gaya ini akan menyebabkan berat pipa yang harus ditahan ketika
pipa diturunkan ke dalam fluida lebih kecil daripada bila pipa tergantung di udara,
gradien tekanan udara dapat diabaikan. Konsep umum menyatakan bahwa
buoyancy adalah sama dengan berat fluida yang dipindahkan adalah benar untuk
keadaan-keadaan tertentu saja. Gaya buoyant timbul hanya jika terdapat suatu
ujung terbuka dan atau cross sectional area, yaitu tempat dimana tekanan
hidrostatik dapt bereaksi secara vertikal.
Tekanan hidrostatik dapat bekerja dari atas atau ke bawah, gaya buoyant
adalah resultannya. Kondisi diman ujung terbawah dari suatu string yang
tenggelam harus dalam keadaan kompression, membuat perhitungn-perhitungan
untuk itu menggunakan buoyed perfoot merupakan kesalahan teknis dalam
perhitungan gaya axial pada suatu tubular sring.
Karena axial compression yang disebabkan buoyancy tidak memberikan
kecenderungan pada pipa untuk melengkung, digunakan istilah titik netral, yaitu
titik yang mengindikasikan pipa di bawah titik tersebut mempunyai
kecenderungan untuk melengkung dan berlaku sebaliknya pada pipa di atas titik
tersebut, titik netral bukanlah titik nol axial stress.
Bila ada fluida, titik netral akan naik dan hanya berlaku sebagai titik
dimana tekanan hidrostatik sama dengan compressive stress, sebagaimana
didefinisikan oleh kilnkenberg bukan sebagai titik nol axial stress.
Oleh karena itu pada drill string baik titik netral maupun nol axial stress
ini tidak boleh terletak pada drill pipe, jika tidak, maka gaya pelengkungan yang
besar akan terjadi pada drill pipe dan akhirnya kerusakan pipa tidak dapat
dihindari lagi.
3.2.2.3 Pertimbangan Perencanaan Drill String
Pembebanan yang selalu dihadapi drill pipe string berkaitan peranannya
pada operasi pemboran seringkali menjadi suatu problema bagi drill pipe itu.
Problem akan terjadi dengan seketika bila yang diderita drill pipe melebihi
spesifikasinya.
Pada kenyataannya banyak sekali beban yang harus ditanggung drill pipe,
baik yang berkaitan dengan fungsinya maupun beban yang timbul tiba-tiba karena
suatu kondisi tertentu. Pada bagian ini akan dibahas macam-macam pembebanan.
1. Collapse
Beban collaps diakibatkan oleh tekanan di luar pipa yang yang sangat besar, bagian bawah string akan mengalami beban terbesar akibat tekanan ini. Pada operasi pemboran normal, tekanan terbesar di luar drill string terjadi ketika drill string diturunkan ke dalam sumur dalam keadaan kosong atau ketika dioperasikannya drill stem test.
2. Bursting
Bursting adalah tekanan yang diakibatkan oleh tekanan di dalam pipa.
Tekanan terbesar di dalam drill string terjadi pada saat peristiwa naiknya tekanan
bila jet atau nozzle tersumbat atau ketika pengoperasian DST.
dalam kedua kasus tersebut tidak mungkin tercapai tekanan yang menyebabkan
beban burst pada pipa karena dikontrol oleh tekanan lumpur masing-masing di
dalam dan di luar pipa. Hampir pada semua kasus yang tidak diperkirakan
sebelumnya, kedua berat lumpur, di dalam dan diluar pipa tersebut akan tetap
sama. Oleh karenanya besar tekanan burst akan dikontrol oleh tekanan
permukaan.
3. Dog Leg
Secara umum dog leg dapat dikategorikan menjadi dua, yaitu :
1. Gradual and Long Dog Leg
2. Abrupt Dog Leg
Pada saat drill pipe mengalami abrupt dog leg, tool joint dapat berada
tepat pada ujung dog leg. Keadaan tool joint yang pendek dan lebih kaku daripada
drill pipe menyebabkan yang berada di sekitar tool joint menjadi bengkok dan
bisa berbahaya. Untuk mencegah perubahan perlengkungan drill pipe yang terlalu
besar, maka besar gaya yang terjadi antara tool joint dengan ujung dog leg harus
dibatasi, hal ini berkaitan dengan beban tension yang diderita drill pipe, yaitu :
F = 0.0174 T …………………………………………..(3-9)
Dimana :
F = gaya antara tool joint dengan ujung dog leg
= besar perubahan sudut di sekitar dog leg
T = beban tension
Tipe kerusakan yang paling sering terjadi adalah karena kelelahan
pemakaian dan ini umumnya terjadi bila pipa mengalami cyclic bending stress.
Kerusakan karena rotasi pada dog leg akan mengalami suatu problem
serius bila sudut dog leg melebihi suatu harga kritis. Lubinski telah melakukan
penelitian untuk menentukan harga kritis ini dimana rotasi pada sudut dog leg di
bawah harga tersebut tidak menyebabkan kerusakan yang berarti. “Maximum
Permissible Dog Leg Severity” sebagai harga kritis dapat dihitung dengan
persamaan :
………………………………...…..(3-10)
dengan :
………………………………………………….(3-11)
dimana :
C = dog leg severity maksimum yang diijinkan, /100 ft
E = Modulus Young, psi. Untuk baja = 30 x 10 psi.
D = drill pipe OD, in
L = setengah jarak antara dua tool joint, in. Pipa range 2 = 180 in
T = beban tension di bawah dog leg, lb.
ob = bending stress maksimum yang diijinkan, psi.
I =momen inersia drill pipe
……………………………………………(3-12)
Dimana ob dihitung dari buoyed tensile stress (ot) dan tergantung pada
grade drill pipe. Persamaan untuk bending stress dengan grade pipa E dan S
diberikan oleh masing-masing persamaan berikut :
……………………………..(3-13)
dan
……………….………………………….(3-14)
persamaan ini berlaku untuk masing-masing ot. Grade E dan S sampai 67000 psi
dan 133400 psi.
Seperti telah dikemukakan di atas, kerusakan pipa terkuat akan terjadi jika
dog leg severity melebihi harga c. Kerusakan ini tergantung pada type metal
(aluminium atau baja), level korosi, stress dan sudut dog leg. Fraksi umur drill
pipe yang digunakan pada interval dog leg dapat dihitung dengan persamaan :
………………………………………………………(3-15)
dimana :
f = fraksi umur drill pipe
B = jumlah putaran drill pipe untuk mengebor pada interval dog leg yang
bersangkutan, RPM
N = jumlah putaran yanag dapat merusakkan drill pipe, RPM
Dengan :
………………………………………………...(3-16)
dimana :
R = kecepatan rotasi, RPM
d = panjang interval dog leg, ft
V = rate pemboran, ft/hr
Dan N tergantung pada bending stress (ob) dalam pipa dan tensile stress (ot).
Dimana :
……………………………………………………….(3-17)
…………………………………………………(3-18)
dimana :
T =tensile strength pipa, in
A = cross-sectional area pipa, in
E = modulus young, lb/in
D = drill pipe OD, in
Co = curvature pipa maksimum, rad/in
Co = c (KL)
Dimana :
c = curvature lubang, rad/in
L = setengah panjang joint drill pipe
Dalam hal adanya tension, maka efek bending stress menjadi lebih kuat, untuk itu
bending stress harus dikoreksi.
…………………………………………….(3-19)
dimana :
= faktor koreksi untuk b
T = tensile strength pipa, psi in
Sehingga besar ob sebenarnya adalah b. Dengan memasukkan harga ob
didapat N, maka f dapat dihitung. Bila lubang mengalami dog leg, selain beban
tension compression pada beban pipa, sejumlah beban juga harus ditanggung oleh
tool joint. Beban ini arahnya lateral dan besarnya berbanding dengan besarnya
sudut dog leg. Tapi agak sulit untuk menentukan sebenarnya besar gaya
maksimum yang dapat ditolerir antara tool joint dan dinding lubang, yang pasti
harga ini tergantung pada sejumlah faktor seperti abrasiveness permukaan tool
joint, drilling rate, banyaknya round trip dan sebagainya. Menurut Lubinski,
beban lateral pada tool joint sementara lubang mengalami dog leg, sebaiknya
dibatasi pada harga sebesar 2000 lb, beban di atas limit akan merupakan tool
joint. Persamaan berikut dapat digunakan untuk menentukan dog leg severity
maksimum yang diijinkan pada beberapa beban lateral :
……………………………………………….(3-20)
dimana :
F = lateral force pada tool joint, lb
L = setengah panjang drill pipe joint, in
3.2.2.4 Aspek Pembebanan
Perencanaan rangkaian drill string yang akan dipergunakan harus
mempertimbangkan beban drag, beban torsi, dari kemungkinan terketuknya drill
string yang akhirnya menyebabkan beban drag semakin besar, serta apabila
critical buckling force telah melebihi kekuatan yield rangkain pipa yang
dipergunakan, maka pipa akan patah.
A. Beban Torsi
Torsi yang berlebihan akan membatasi panjang bagian lubang yang dapat
ditembus. Torsi yang mampu memutar bit dalam pemboran menggunakan metoda
rotary dibatasi oleh :
4. Torsi maksimal yang dapat dilakukan oleh rotary table.
5. Kekuatan torsi pada sambungan
6. Kekuatan torsi pada bagian pipa yang tipis.
Berdasarkan API RP 7.6. menghitung beban torsi yang dapat ditanggung oleh
pipa pada kondisi tensile atau tertarik adalah :
………………………………(3-21)
…………………………………………(3-23)
dimana :
T = minimum torsi pada kondisi tension, lb-ft
I = polar moment inersia, in4
OD = outside diameter, in
Y = minimum yield strength, psi
Te = beban tensile, lb
A = luas permukaan pipa, in2
Perhitungan beban torsi akan semakin kritis apabila pemboran sudah
memasuki phase pertambahan sudut dengan membentuk suatu busur dengan
kelengkungan tertentu (build up) serta pada phase horisontal. Dengan diketahui
beban masing-masing phase pemboran, maka total beban torsi yang diderita drill
string dapat diperhitungkan. Dengan demikian kita dapat memperkirakan beban
prime mover (penggerak mula) yang harus dipersiapkan untuk mengatasi beban
torsi tersebut. Beban torsi atau puntiran juga dibatasi oleh kekuatan tool joint serta
jenis pipa yang digunakan. Apabila kita menghadapi kendala seperti ini maka
langkah selanjutnya adalah mendesain ulang lintasan lubang bor sehingga
diperlukan beban torsi yang minimum. Untuk lubang miring (curved hole) gaya
kontak lateral dihitung dengan menggunakan persamaan :
……………………….(3-23)
untuk lubang lurus :
FC = Wm Sin ………….………………………………….(3-24)
Dimana :
FC = gaya kontak lateral, lb/ft
FA = beban axial (+beban tensile), lb
Bv = vertical build curve, /100 ft
BL = lateral hole curvature, /100 ft, dimana BL = (Bt2 – Bv2)0,5
Wm = gaya apung pada pipa, lb/ft
Bt = total dog leg curvature, /100 ft
= sudut inklinasi, derajat
Pada prinsipnya penentuan torsi dapat dilakukan sebagai berikut :
…………………………………………….(3-25)
dimana :
T = torsi, lb-ft/ft
= friction factor, lb/ft
Fc = gaya kontak lateral, lb/ft
Odtj = outside diameter tool joint, in
Berikut ini beberapa persamaan yang telah diturunkan untuk menghitung
besarnya beban torsi yang timbul untuk masing-masing phase pemboran. Tetapi
pada lubang lurus dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan :
Untuk lubang miring :
……………………………………….(3-26)
Untuk lubang horisontal :
Dengan asumsi sudut kemiringan sebesar 90 dan friction factor () sebesar 0,33,
maka :
…………………………………………..(3-27)
Untuk lubang melengkung :
Sedangkan penentuan torsi pada bagian pertambahan sudut dapat menggunakan
persamaan dengan batasan-batasan sebagai berikut :
K = WOB – 0,33 Wm R ……………………………………(3-
28)
Untuk K negatif :
…………………………………………..(3-29)
Untuk K positif :
.………………..(3-30)
dimana :
T = torsi friksi pada sumur miring, ft-lbf
TH = torsi friksi pada horisontal,ft-lbf
TB = torsi friksi pada bagian pertambahan sudut, ft-lbf
OD = diameter luar tool joint atau collar, in
L = panjang pipa, ft
= kedalaman friksi (diambil 0,33)
= sudut kemiringan sumur, derajat
Wm = berat pipa dalam lumpur, lb/ft
R = jari-jari bagian pertambahan sudut, ft
K = konstanta perhitungan, lb
B. Beban Drag
Idealnya pemboran vertikal, drill string yang digunakan tidak akan
mengalami beban drag. Tetapi dengan daerah pertambahan sudut akan
menyebabkan drill string rebah dan menempel pada dinding lubang bor, sehingga
menimbulkan beban drag yang arahnya berlawanan dengan gerak drill string.
Semakin besar ssudut kemiringan sumur, beban drag semakin besar, beban drag
maksimum terjadi saat sumur membentuk sudut 90 atau pada saat pemboran ke
arah horisontal. Beban drag yang timbul pada kondisi ini sama dengan berat
benda yang menempel di sepanjang sumur horisontal setelah dikurangi gaya
apung.
Semakin berat rangkaian pipa yang tergeletak pada dinding sumur
semakin besar beban drag yang harus dihadapi. Secara keseluruhan drag dapat
diturunkan dengan baiknya pendesainan lumpur sehingga diperoleh kemampuan
pelumasan dan pengangkatan cutting yang baik sehingga terhindar dari
kemungkinan terjepitnya pipa.
Perhitungan beban drag untuk lubang lurus :
D = Wm L sin …………………………………………….(3-
31)
Perhitungan drag untuk lubang horisontal :
Dengan asumsi kemiringan lubang 90 dan koefisien friksi sebesar 0,33,
maka :
………………………………………………(3-32)
Sementara untuk phase bagian pertambahan sudut, beban drag dapat
diperkirakan dengan menggunakan persamaan berikut yang hanya berlaku pada
saat penurunan pipa ke dasar sumur.
K = FA – 0,25 Wm R ……………………………….……...(3-
33)
Untuk K negatif :
DB = 0,40 Wm R ……………………………………….…..(3-34)
Untuk K positif :
DB = 0,25 Wm R + 0,69 FA ……………………………….(3-35)
Sedangkan perhitungan untuk phase pertambahan sudut pada saat
penarikan drill string, besar beban drag dapat diperkirakan dengan menggunakan
persamaan berikut :
K = FA – 0,85 Wm R ……………………………………….(3-36)
Untuk K negatif :
……………………………………………….(3-37)
Untuk K positif :
DB = 0,69 FA – 0,25 Wm R ………………………………..(3-38)
Diman :
D = drag pada lubang miring, lbf
DH = drag pada lubang horisontal, lbf
DB = drag pada phase build rate, lbf
Wm = berat pipa dalam lumpur, lb/ft
L = panjang pipa yang bersentuhan dengan drag, ft
= koefisien friksi (diambil 0,33)
= sudut kemiringan sumur, derajat
R = jari-jari build curve, ft
FA = beban kompresi pada EOC, lb
Toleransi maksimum drag dalam pemboran ditentukan oleh strength dari
dinding drill pipe, tool joint dan peralatan penyambungan lainnya. Faktor-faktor
yang menyebabkan drag pada pipa adalah sebagai berikut :
7. Dog leg tidak hanya meningkatkan drag tetapi dapat menurunkan
kekuatan strenth dari drill pipe akibat gaya atau beban bending yang
disebabkan tingginya gaya kontak antara lubang bor dengan drill string.
8. Komponen-komponen peralatan yang mempunyai ujung tajam.
9. Mud cake yang tebal khususnya yang mengandung cutting.
10. Belokan yang mendadak/tajam, khususnya tanpa dog leg yang mulus
11. Lumpur tanpa lubrisitas.
12. Lapisan cutting yang mengendap pada dinding lubang bor pada bagian
bawah.
13. Terjadinya swelling.
Tujuan penentuan/ mengetahui besar beban drag adalah untuk
mempersiapkan kekuatan rig serta kemampuan prime mover untuk menurunkan,
menahan dan menarik drill string serta untuk mengatur distribusi WOB akibat
adanya beban drag.
C. Buckling
R.F. MITCHELL, telah menurunkan persamaan untuk meramalkan
tertekuknya (buckling) pipa pada lubang miring. Inti dasar dari persamaan adalah
gaya gravitasi bumi menarik pipa ke arah bagian bawah lubang yang cenderung
melengkungkan pipa, kekakuan pipa cenderung mempertahankan kelurusan pipa
dan beban pada bagian akhir pipa cenderung melengkungkan pipa. Adapun
persamaan yang dikembangkan adalah :
………..……………(3-39)
dimana :
BL = beban minimum penyebab tertekuknya pipa, lbs
BF = gaya apung, psi
= sudut kemiringan lubang, derajat
OD = diameter luar pipa, in
ID = diameter dalam pipa, in
H = diameter lubang (bukan ukuran bit), in
Berikut adalah persamaan lain yang dikembangkan untuk menentukan
besar axial load yang dapat menyebabkan pipa melengkung pada luang lurus.
……………………..(3-40)
dimana :
FC = maximum axial load pada dasar lubang vertikal, lbf
I =
As = 0,7854 (OD2 – ID2)
I = moment inersia, in4
OD = diameter luar pipa, in
ID = diameter dalam pipa, in
Wa = berat pipa di udara, lbf/ft
Mw = densitas lumpur, ppg
DH = diameter lubang bor, in
Dtj = diameter tool joint, in
Beban axial pada EOC dapat dihitung dengan menggunakan persamaan
berikut ini :
FCEOC = 0,59 F + 0,39 Wm R ………………………………(3-41)
Dimana :
FEOC = Axial load pada EOC, lbs
F = axial kompresi load di KOP, lbs
Mw = berat pipa dalam lumpur, lb/ft
R = radius build curve, ft
Sedangkan axial load yang menyebabkan tertekuknya pipa pada lubang horisontal
adalah :
………………………………...(3-42)
dimana :
F = axial load pipe di lubang horisontal, lbf
FEOC = axial load di EOC, lbf
DH = diameter lubang bor, in
Dtj = diameter tool joint, in
I = moment inersia, in4
L = panjang dari EOC sampai panjang pipa terakhir, ft
………………………………….(3-43)
dimana :
Dbuck = axial drag pipe tertekuk, lbf/ft
FA = gaya axial pada pipa tertekuk, lb
DH = diameter lubang bor, in
Dtj = diameter tool joint, in
I = moment inersia, in4
Dalam pendesainan kurva lengkungan bagian pertambahan sudut
diusahakan agar besar pertambahan sudut tersebut dapat memperkecil
kemungkinan menempelnya pipa pada dinding sumur, sehingga dapat
menurunkan beban drag dan torsi.
Berikut ini adalah persamaan yang dapat digunakan untuk menentukan
besarnya build rate yang harus dilakukan sehingga tidak terjadi kontak antar pipa
dengan dinding sumur.
………………………………(3-44)
dimana :
B = max. build rate yang dapat dilakukan, /100 ft
R = Radial clearance tool joint dengan pipa, in
L = panjang joint pipa, in
J =
E = modulus young (30 x 106) untuk baja
I = moment inersia pipa, in
=
As = luas penampang pipa, in
F = beban kompresi pada pipa, lbs
OD = diameter luar pipa, in
ID = diameter dalam pipa, in
ODtj = diameter luar tool joint, in
Sehingga ada load maksimum yang diijinkan pada pipa yang sudah
tertekuk dalam lubang vertikal, yang dapat dihitung dengan menggunakan :
…………………………...(4-45)
dengan :
F = beban maksimum pada vertikal, lbs
I = moment inersia pipa, in4
=
dimana :
OD = diameter luar pipa, in
ID = diameter dalam pipa, in
Wa = berat pipa di udara, lb/ft
MW = densitas lumpur yang digunakan, ppg
Dh = diameter lubang pemboran, in
Dtj = diameter tool joint, in
Maksimum curvature build rate bila menggunakan drill pipe pada saat
pemboran berlangsung, maka besar pertambahan sudut yang harus dibentuk agar
tidak terjadi kontak dengan dinding sumur dapat diperkirakan dengan
menggunakan persamaan :
………………………………….(3-46)
Sedangkan bila menggunakan HWDP, maka persamaan yang dipergunakan :
……………………………….(3-47)
3.2.3 Penentuan Jenis Pahat
Pada dasarnya setiap jenis bit mempunyai limitasi umur pemakaian
tergantung pada parameter yang dipakai pada saat itu, tetapi hal ini tidak bisa
dijadikan suatu pegangan yang pasti mengingat adanya parameter yang variabel
yang tidak dapat diketahui secara tepat, antara lain faktor formasi. Data dari
sumur sebelumnya dipakai sebagai bahan pertimbangan dalam pemilihan bit
untuk sumur-sumur berikutnya yang akan dibor pada struktur yang sama.
Sedangkan RPM yang optimum diperlukan untuk dikombinasikan dengan beratan
pada pahat (WOB). Kombinasi yang optimum ini diharapkan nentinya akan
mempunyai laju penembusan yang optimum pula.
3.2.3.1 Pemilihan Jenis Pahat
Pada umumnya pemboran horisontal menggunakan jenis-jenis pahat
dikarenakan beberapa alasan, yaitu :
1. Tri Cone Bit standart dimana mempunyai kelebihan pada penggunaannya,
karena masa pakainya lebih lama sehingga lebih ekonomis terutama pada
formasi yang mengandung shale yang akan mengurangi frekuensi tripping.
2. Polycristalin Diamond Bit (PDC) dimana tidak terdapat bagian yang
bergerak sehingga mengurangi kemungkinan operasi fishing akibat
lepasnya cone bit.
3. Pemilihan bit yang didasarkan pada keausan bit pada pemboran sumur
sebelumnya, dengan data-data yang diperlukan adalah keausan dan umur
pemakaian bit, ukuran nozzle, laju pemompaan, beban pada bit, putaran
pada meja dan laju penembusan. Beberapa hal yang harus diperhatikan
dalam menentukan keausan bit antara lain :
4. Keausan gigi bit, dihitung berdasarkan seberapa bagian gigi yang aus dan
hilang.
5. Keausan bearing.
6. Offset angle, adalah sudut mendatar yang terjadi antara sumbu bit dengan
bidang tegak, makin keras jenis bit makin kecil offset anglenya. Bila
keausan pada diameter bit tidak sama pada masing-masing conenya, ini
menandakan bit yang dipakai tidak cocok untuk formasi yang sedang
ditembus karena offset anglenya tidak cocok.
7. Break even analysis, adalah perbandingan biaya tiap feet (cost per foot,
CPF) dari bit yang bersangkutan. Batas kelayakan dan keekonomian suatu
jenis bit dapat diperkirakan sebelumnya dari manual yang dikeluarkan
oleh pabrik, jika sesuai dengan manual tersebut bisa dipastikan bahwa bit
tidak sesuai dengan formasi yang ditembus.
3.2.3.2 Perhitungan Weight On Bit (WOB)
Weight On Bit (WOB) atau beratan pada pahat memegang peranan
penting dalam kecepatan pemboran. Weight On Bit terletak pada drill collar, jadi
untuk menambah beban di atas bit kita cukup memilih drill pipe yang ukurannya
lebih besar. Apabila pembebanan terlalu di atas bit berat, maka jika menembus
batuan yang lunak akan mengakibatkan bit membelok dan dapat mengakibatkan
drill string tersangkut.
Beban pada pahat harus lebih besar dari kekuatan batuan (compressive
strength) agar bit dapat menembus batuan. Secara teoritis makin besar beban pada
pahat akan makin besar pula laju pemboran yang diperoleh. Pertambahan WOB
yang dapat meningkatkan laju pemboran harus diimbangi dengan kemampuan
membersihkan serbuk di dasar sumur yang mana kemampuan ini didukung
dengan penggunaan horse power pompa yang optimum. Apabila pembersihannya
tidak baik maka dapat menyebabkan gigi-gigi pahat akan menghancurkan serbuk
bor berulangkali dan mungkin sekali serbuk bor/cutting tersebut termampatkan
pada gigi pahat sehingga menimbulkan efek balling. Pada keadaan yang demikian
ini maka laju pemboran akan turun. Pada dimana cutting tidak dapat dibersihkan
dari dasar lubang bor karena akibat kurangnya hydroulic horse power pada bit
sehingga akan menurunkan laju pemboran dinamakan kondisi “flounder”.
Berdasarkan data lapangan dan laboratorium menunjukkan bahwa
hubungan antara ROP dan WOB mendekati garis lurus (linier), kemudian Gatlin
menurunkan persamaan :
R = a + bw ……………………………………………………(3-49)
Dimana :
R = laju pemboran, ft/jam
W = beban di atas pahat, lb
A & b = koefisien yang besarnya tergantung sifat batuan, jenis pahat, kecepatan
putar
pahat, kecepatan sirkulasi, dan sebagainya.
Dalam kondisi normal, biasanya WOB yang efektif dan aman berkisar 50
– 80 % dari berat drill collar yang digunakan. Pembebanan pada pahat yang
terlalu besar akan mempercepat kerusakan pahat (aus) dan akan memperpendek
waktu pemakaian. Pada umumnya umur pahat ditentukan oleh umur gigi,
bantalan atau kondisi pemotongannya tergantung pada bagian mana yang lebih
cepat rusak. Hal ini tergantung pada jenis pahat yang dipakai.
Efek bebanpahatb terhadap keausan gigi-gigi pahat sangat perlu untuk
diperhatikan dalam pengoperasiannya di lapangan, karena mengingat banyak
memakan waktu terbuang (round trip) dan juga beaya untuk membeli pahat yang
baru mahal harganya.
Pengaruh kombinasi WOB dan RPM terhadap laju pemboran telah
diselidiki Gatlin dan dicerminkan dalam persamaan sebagai berikut :
R = f Nn (w/db) = f w N0,5 …………………………………..(3-50)
Dimana :
db = diameter pahat, in
w = WOB, lb/in
Persamaan di atas digunakan untuk formasi lunak sampai keras.
Sedangkan untuk yang sangat keras persamaan tersebut tidak berlaku lagi,
demikian juga untuk harga WOB yang terlalu kecil.
Beban yang diberikan pada pahat (WOB) merupakan salah satu parameter
pemboran yang sangat berpengaruh pada laju penembusan. Selain itu juga
berpengaruh pada laju pertambahan sudut dalam pemboran horisontal, dimana
pertambahan WOB akan memperbesar laju penembusan. Pada pemborana
horisontal berat maksimum WOB meerupakan jumlah berat yang dihasilkan dari
rangkaian peralatan pemboran dengan panjang kedalaman sebenarnya pada drill
string (TVD) dikurangi dengan pergeseran axial pada bagian tersebut,
persamaannya adalah :
Max WOB = (Bf . Ws . TVD – Ff)I ………………………..(3-51)
Dimana :
db = diameter pahat, in
w = WOB, lb/in
Persamaan di atas digunakan untuk formasi lunak sampai keras.
Sedangkan untuk yang sangat keras persamaan tersebut tidak berlaku lagi,
demikian juga untuk harga WOC yang terlalu kecil.
Beban yang diberikan pada pahat (WOB) merupakan salah satu parameter
pemboran yang sangat berpengaruh pada laju penembusan. Selain itu juga
berpengaruh pada laju pertambahan sudut dalam pemboran horisontal, dimana
pertambahan WOB akan memperbesar laju penembusan. Pada pemboran
horisontal berat maksimum WOB merupakan jumlah berat yang dihasilkan dari
rangkaian peralatan pemboran dengan panjang kedalaman sebenarnya pada drill
string (TVD) dikurangi dengan pergeseran axial pada bagian
tersebut,persamaannya adalah :
Max WOB = (Bf . Ws . TVD . Ff)I ……………………….(3-
52)
Sedangkan berat gravitasi dari rangkaian pemboran ditimbulkan sepanjang
kedalaman lubang bor, yaitu :
…………………….(3-53)
dimana :
Max WOB = berat maksimum pada bit, lb
Gr Wt = gravitasi weight, lb
Bf = buoyancy factor
Ws = berat udara pada setiap bagian drill string, lb/ft
TVD = True Vertical Depth
I = indeks yang melambangkan setiap bagian dari rangkaian pemboran
Karena ada gaya gesekan antara rangkaian pipa bor dengan dinding lubang
bor maka berat pada pahat (WOB) berkurang, maka untuk mengatasi/mencukupi
WOB yang diinginkan harus ditambahkan suatu peralatan pemberat pada
rangkaian pipa pemboran misalnya Heavy Weight Drill Pipe (HWDP) sehingga
jumlah dari keseluruhan berat gravitasi ini dapat diaplikasikan sebagai berat pada
pahat (WOB).
3.2.3.3 Perhitungan RPM
Salah satu faktor yang umum dipertimbangkan dalam usaha mempertinggi
rate penetration adalah faktor mekanika yaitu kecepatan rotasi dan WOB. Pada
dasarnya pemilihan kecepatan rotasi dan WOB tidak lepas dari kondisi formasi,
kapasitas kerja peralatan (drill string) dan kondisi lubang bor. Banyak metode
yang dipakai untuk menentukan hubungan antara WOB – RPM, yaitu untuk
menentukan atau mendapatkan laju pemboran yang optimum, dua metode itu
diantaranya :
Metode Speer dan Metode Samerton.
A. Metode Speer
Speer mengemukakan bahwa laju pemboran optimum sangat
dipengaruhi/tergantung dari kombinasi WOB-RPM dan hidrolikanya. Untuk ini
dalam suatu operasi pemboran ada tiga masalah, yaitu :
1. Bagaimana menentukan besarnya WOB optimum dan RPM yang tepat
untuk peralatan yang digunakan.
2. Bagaimana mengkombinasikan ktiga faktor di atas dengan cost yang
minimum.
3. Bagaimana mengkombinasikan WOB-RPM optimum untuk peralatan
penunjang yang ada.
b. Metode Samerton
Samerton berpendapat bahwa laju pemboran berbanding lurus dengan
RPM dan kuadrat dari strength batuan, yang dirumuskan sebagai berikut :
……………………………………………(3-54)
dimana :
N = Laju Putaran, RPM
D = diameter lubang, in
S = Rock Strength
F = WOB, lb
Seperti halnya metode Speer, metode Samerton ini berdasarkan pada data
RPM dan WOB yang sudah ada. Gambar 4-28 menunjukkan chart metode
Samerton untuk mencari kombinasi WOB-RPM yang optimum.
Adapun langkah-langkah penentuan WOB – RPM yang optimum adalah
sebagai berikut :
1. Catat diameter bit yang dipakai dalam trayek pemboran.
2. Dari data lapangan atau data bit record, catat besarnya strength batuan dan
pilih RPM yang paling optimum / baik untuk suatu kondisi formasi yang
sama.
3. Dari data-data di atas, kita dapat menentukan besarnya WOB optimum
dengan menggunakan gambar 4-28. yang disesuaikan dengan ukuran
pahat.
WOB dan RPM yang digunakan merupakan kombinasi WOB-RPM
optimum, sedangkan penentuan besar ROP dihasilkan dari pemasukan data hasil
ke dalam formula Samerton.
Gambar. Chart Penentuan WOB – RPM Samerton
4.6. Peralatan BHA Berddasarkan Jenis Pemboran Horisontal
Peralatan BHA pada pemboran horisontal dapat dibedakan menjadi tiga
bagian, yaitu :
1. Motor Bottom Hole Assembly
Motor bottom hole ini merupakan bagian daripada motor penyedia tenaga-
tenaga yang digunakan untuk menggerakkan bit.
2. Rotary Bottom Hole Assembly
Rangkaian drill string akan digerakkan oleh rotary table atau tenaga swivel
pada permukaan.
3. Steerable Bottom Hole Assembly
Pada steerable BHA ini menggunakan bent sub, tilt, sub, offset stabiliser, dan
bottom hole motor.
Ketiga jenis BHA ini menggunakan MWD aatau steering tool yang dihubungkan
dengan non magnetik drill collar.
Prinsip pendulum, fulcrum, dan stabilisasi digunakan dalam menyusun
BHA untuk semua type pemboran horisontal.
3.3.1 Peralatan BHA Untuk Long Radius System
Sumur type long radius dibor dengan peralatan yang sama dengan type
medium radius, kecuali pada bent subnya lebih kecil. Kecepatan pembentukan
sudut berkisar antara 3 - 6/100 ft, sumur long radius ini sering dibor dengan
peralatan putar (rotary assembly), tetapi bagian pertambahan sudut dibor dengan
steerable motor agar pengontrolan arahnya dapat dideteksi dengan tepat serta
diperoleh lengkungan yang baik (smooth).
Steerable motor yang digunakan adalah bent housing motor yang diputar
untuk pemboran vertikal atau berarah di dalam pemboran horisontal, sedangkan
offset steerable system dengan single bends dan multiple bend untuk
mengarahkan benda.
Sistem peralatan pemboran horisontal type long radius system terdiri dari
orientation assembly, flexible drive pipe, dan stabilized straight assembly.
Peralatan pembentukan sudut pada sumur long radius digunakan 1 - 2 bent subs
yang dipasang diatas motor dan untuk mempertahankan sudut digunakan string
stabiliser.
Orientasi assembly berupa whipstock dengan kemiringan 7 - 9 yang
dipasang pada lokasi KOP. Curve Assembly dan flexible drive pipe merupakan
peralatan utama dalam pembelokan lubang.
3.3.2 Peralatan BHA Untuk Medium Radius System
Peralatan pemboran horisontal type medium radius system terdiri dari
HWDP, spiral drill collar, compressive service drill pipe, MWD, dan Experiment
tool. HWDP berukuran 3 ½ “ yang berada pada bagian vertikal dapat dijadikan
sebagai cadangan beban untuk WOB.
Bagian pembentukan sudut yang besar (250 – 1000 ft) pada sumur jenis
ini umumnya dibor dengan menggunakan motor yang terdiri dari bent subs, bent
housing dan stabiliser. Pada bagian horisontal dibor dengan menggunakan
steerable motor atau double titled U-Joint Motor.
Peralatan MWD, kecepatan pemboran serta roller bit digunakan dalam
memperbesar diameter lubang (5 ½ -12 ½ in). Untuk membuat lubang sumur
jenis ini digunakan Heavy Weight Drill Pipe (HWDP) atau Compressive Service
Drill Pipe (CSDP) untuk menghindari problem pelengkungan pipa (pipe buckling
Problems) dan untuk mendapatkan beban pada pahat.
CSDP berukuran 3 ½ dan 2 7/8 “ merupakan drill pipe khusus yang
dirancang flexible dan tahan dalam kondisi kompresi, dipasang pada bagian
peertambahan sudut dan horisontal. Agar tidak terjadi kontak yang berlebihan
dengan dinding lubang pada CSDP dipasang contack pad yang berukuran sama
dengan tool joint dengan posisi beraturan. Pada CSDP 2 7/8 “ ddipasang 3 pad
dengan jarak 7 ½ ft.
Bagian pembentukan sudut yang kecil (3 ½ - 5 ½ ) biasa dibor dengan
menggunakan slick assembly yang menggunakan high speed double bent motor
dengan pad atau stabiliser untuk menekan peralatan ke arah yang diinginkan.
Bagian horisontal umumnya dibor dengan steerable motor atau dengan rotary
assemblies.
3.3.3 Peralatan BHA Untuk Short Radius System
Eastment Christensen talah mengembangkan system short radius (40-60
ft) yang kegunaannya untuk mengebor 800 – 1500 ft pada bagian horisontal.
Prosedur untuk pembuatan lubang bor pada pemboran horisontal type short radius
system dengan menggunakan motor assembly adalah :
1. Turunkan dalam lubang bor peralatan angle build assembly.
2. Bor curve dengan fixed magnetic orientation dan memonitor kecepatan
pembentukan sudut.
3. Setelah selesai pemboran curve dengan high side orientation dan
memonitor.
4. Kemudian angkat peralatan dari lubang bor.
5. Tusunkan magnetic multi shot survey pada curve.
6. Jalankan dalam lubang peralatan untuk mempertahankan sudut
mengebor lurus.
7. Memonitor bagian lubang dengan peralatan survey system.
8. Bor untuk penyelesaian bagian horisontal.
9. Turunkan magnetik multi-shot survey untuk ketelitian pada bagian
lubang bor yang dibor.
Peralatan drill collar dan stabiliser digunakan pada bagian pembentukan
sudut untuk mengurangi torsi dan pengontrolan pada bagian horisontal dengan
mengubah letak serta ukuran diameter centralizer pada bit.
3.4 Perencanaan System Lumpur
Pemilihan sistem lumpur berkenaan dengan sifat-sifat lumpur yang cocok
dengan penanggulangan proble yang ditemui dalam pemboran horisontal. Syat\rat
yang harus dipenuhi sistem fluida pemboran ke arah lateral dapat berjalan dengan
baik tidak berbeda dengan fluida untuk pemboran berarah (horisontal /
directional). Dalam hal ini, lumpur yang dipilih diharapkan dapat memenuhi
fungsi-fungsi sebagai berikut :
a. Pembersihan lubang yang optimum
Pada bagian pertambahan sudut dan bagian horisontal, cutting sampai ke dasar
lubang dengan jarak jatuh yang pendek. Oleh karena itu pembersihan lubang
memerlukan perencanaan hidrolika dan sistem lumpur yang cocok. Lumpur
dengan viscositas dan gel strength rendah baik untuk pengangkatan cutting
berukuran kecil, sedangkan lumpur berviscositas dan gel strength besar cocok
untuk penangkatan cutting berukuran besar.
b. Membentuk mud cake yang tipis dan licin
Hal ini perlu untuk menghindari yang berlebihan dan terjepitnya rangkaian
peralatan. Sistem lumpur yang dipilih harus mempunyai fluid loss kecil dan
karaktersitik mud cake yang baik dengan harga koefisien friksi relatif kecil.
c. Menahan cutting saat sirkulasi terhenti
Sifat gel strength lumpur yang harus memadai dalam menahan cutting
Pengendapan cutting memperbesar gesekan, mempersulit kerja bit serta dapat
menyebabkan terjepitnya pipa.
d. Mendinginkan dan melumasi bit serta rangkain pipa
Bit dan rangkaian peralatan yang rebah pada dasar lubang akan menjadi panas
karena efek gesekan dan putaran yang kontinyu. Sistem lumpur panas jenis
yang memadai diperlukan agar peralatan tidak menjadi rusak dan bit tahan
lebih lama.
e. Media logging
Dalam pemboran horisontal digunakan MWD system yang dapat mencatat
resistivity dan radioaktivitas formasi. Sensor MWD memerlukan media
penghantar elektrolit untuk dapat mencatat data dengan baik. Water base mud
dan emulsion mud dapat digunakan untuk tujuan ini.
f. Mengimbangi tekanan formasi
Lumpur dengan densitas tertentu diperlukan untuk mengimbangi tekanan
formasi. Dalam keadaan statis, tekanan lumpur bor adalah sebesar :
P = 0,052 x MW x D ………………………………………...(3-55)
Dimana :
MW = berat lumpur, ppg
D = kedalaman, ft
Sedangkan pada keadaan dinamis, tekanan kolom lumpur adalah statis
ditambah tekanan pompa yang hilang di annulus di atas kedalaman tersebut.
3.4.1 Pemilihan Berat Lumpur Pada Pemboran Horisontal
Untuk memperoleh berat lumpur yang stabil pada lubang yang miring dan
lubang yang horisontal diperlukan tambahan kurang lebih 1 ppg sampai dengan 2
ppg dari berat lumpur semula (berat lumpur pada lubang horisontal), hal ini
dilakukan guna menahan tekanan batuan yang arahnya vertikal terhadap lubang
bor (menahan dinding lubang bor) serta berguna agar cutting dapat terangkat
dengan sempurna ke permukaan. Persamaan yang digunakan adalah sebagai
berikut :
……….(3-5)
dimana :
Mwhorisontal = Berat lumpur pada lubang horisontal, ppg
Mwvertikal = berat lumpur pada lubang vertikal, ppg
OBW = berat overburden (overburden stress), ppg
LOT = Leak Off Test, ppg
= kemiringan lubang bor
Dalam memilih lumpur pemboran yang akan digunakan terlebih dulu
harus diketahui variasi lapisan yang akan ditembus dan sifat fisik kandungan
lapisannya, disamping itu dipertimbangkan terhadap biaya perawatan pada waktu
pemboran haruslah serendah mungkin.
Pada pemboran horisontal sifat rheologi lumpur yang perlu diperhatikan
adalah :
1. Lumpur yang dapat memberikan yield point yang tinggi.
2. Lumpur dengan gel strength yang besar.
3. Lumpur dengan harga C300 dan C600 yang tinggi.
Sedangkan untuk pembersihan lubang bor yang baik dipertimbangkan hal-
hal sebagai berikut :
1. Aliaran turbulent.
2. Kecepatan di annulus (annulus velocity) harus lebih besar dari
kecepatan kritisnya. Semakin besar harga ratio Yp/Pv, akan asemakin
bagus lumpur tersebut sebagai media transformasi cutting ke
permukaan.
3.4.2 Penggunaan Lumpur Polymer Pada Pemboran Horisontal
Water base mud dan oil emultion mud dengan polymer sebagai fasa kimia
ternyata lebih murah, lebih mudah dikelola, dan mempunyai karakteristik yang
hampir menyamai lumpur minyak.
Sistem lumpur ini telah digunakan secara luas dalam pemboran horisontal.
Polymer ternyata dapat membentuk dan mengoptimumkan sifat-sifat lumpur
sehingga sesuai dengan kondisi dan problem yang dihadapi dalam pemboran
horisontal.
Polymer merupakan senyawa kimia kompleks, terdiri dari susunan
struktur cellulose atau polyether yang membentuk rantai panjang dan berat
molekul besar sekali. Secara umum polymer dalam lumpur pemboran dapat
berfungsi sebagai pengontrol fluid loss, pengontrol viscositas, mengurangi hidrasi
shale, memperbaiki karakteristik mud cake, mengurangi friksi dan torsi, serta
dapat berfungsi sebagai emulsifier. Jenis polymer yang banyak digunakan dalam
teknik pemboran horisontal adalah :
1. Lignosulfonate
Lignosulfonate berfungsi sebagai thinner dengan mengabsorbsi muatan
negatif pada clay sehingga gaya tolak menolak agregat clay dan sistemnya
meningkat dan viscositas lumpur turun. Penyebaran partikel yang terjadi juga
menurunkan laju fluid loss dan memperbaiki sifat mud cake. Lignosulfonate
degradasi pada temperatur di atas 300 F.
2. Lignite
Lignite dapat berfungsi sebagai thinner dan pengontrol fluid loss,
merupakan senyawa carboxyclic yang mempunyai berat molekul rendah, dan
memerlukan PH tinggi untuk larut dalam air. Lignite juga menyebarkan partikel
clay lumpur tetapi tidak dapat berfubgsi dengan baik dalam lumpur air asin dan
temperatur > 350 F.
3. Starch
Fungsi utama starch adalah sebagai pengontrol fluid loss dan dapat
berfungsi dalam lumpur air asin. Starch bersifat non ionic, mengental bila
terkontaminasi calcium memerlukan biocide untuk menghindari fregmentasi, dan
mengalami pada temperatur di atas 200 F. Starch memberikan effek yang baik
terhadap pengangkatan cutting karena melapisi cutting dan bersama KCl dapat
menstabilkan shale untuk mengurangi effek swelling.
4. CMC
CMC menurunkan fluid loss dengan melapisi clay dan dapat mengurangi
flokulasi untuk memberikan effek yang baik terhadap pengangkatan cutting dan
sifat mud cake. Untuk lumpur air tawar, CMC lebih sering dipakai dibandingkan
dengan starch. CMC mengalami degradasi di atas 250F.
5. Acrylic Polymer
Material ini termasuk polymer sintesis, bersifat basa, non ionic, dan
mempunyai berat molekul besar. Acrylic yang digunakan dalam lumpur adalah
dari kelompok polyacrylamide. Polyacrilamide dapat berfungsi sebagai
pengontrol viscositas dan memperbaiki sifat mud cake serta bersama KCl
mengurangi hidrasi dan swelling shale.
6. Alkylene Oxide Polymer
Material ini larut dalam air, non ionic, dan stabil terhadap kontaminasi
garam. Polymer ini berfungsi sebagai thinner, mengurangi water loss, dan dapat
bertindak sebagai emulsifier.
3.5 Perencanaan Casing
Beban yang dialami casing untuk sumur horisontal tak berbeda dengan
beban yang dialami pada sumur-sumur vertikal. Disain rangkaian casing
memerlukan perhitungan struktur seperti bending dan torsi, juga harus
diperhitungkan faktor-faktor lain seperti collaps dan tension. Perencanaan casing
memerlukan juga data ukuran casing dan kedalaman pemasangannya serta kondisi
tekanan dan besar DABU yang diterapkan. Data yang ada menunjukkan
komposisi ukuran casing yang banyak digunakan adalah 26 – 30 conductor
casing, 13 3/8 surface casing, 9 5/8 production casing, serta 4 ½ - 7 liner pada
bagian horisontal.
Bagian pertambahan sudut menimbulkan beban bending pada casing yang
dipasang dan memperbesar beban tension yang harus ditanggung oleh casing,
besar beban bending dapat ditentukan dengan persamaan berikut :
BL = 63 x DLS x OD casing x Wn …………………………..(3-56)
Beban bending dijumlahkan dengan beban tension akibat berat casing
pada bagian pertambahan sudut yang dapat dihitung dengan persamaan berikut :
W = W x B x cos ………………………………………….(3-57)
Dimana :
BL = bending load (beban akibat pembelokan), lb
DLS = dog leg severity, /100 ft
OD = diameter luar casing, in
W = berat casing, lb
W = berat peralatan di udara, lb
B = buoyancy factor
= sudut kemiringan rata-rata lubang bor,
=
Penjumlahan kedua beban di atas dikalikan dengan faktor desain 1,6 – 1,8
merupakan beban tension yang harus dipenuhi oleh casing pada bagian
pertambahan sudut.
Efek lain yang ditimbulkan oleh adanya bagian pertambahan sudut adalah
dalam pemilihan sambungan casing (coupling) yang kuat agar tidak terjadi
kerusakan pada sambungan. Namun untuk sumur pemboran horisontal harus
dipilih coupling yang mempunyai kekuatan yang sama dengan body casing atau
mempunyai effisiensi joint. Jenis coupling yang memenuhi syarat dan banyak
digunakan adalah Buttress Thread Coupling (BTC). Coupling jenis ini lebih
panjang dan mempunyai ulir persegi sehingga kekuatannya lebih besar. Berikut
ini adalah tabel untuk kekuatan maksimum dan minimum yield strength selubung.
Tabel IV-4Grade dan Yield Strength Selubung
(Neal J. Adams, 1985)Grade Yield Strength
MinimumYield Strength
Maksimum
F – 25H – 40J – 55K – 80P – 110
25,000 40,000 55,000 80,000 110,000
- 50,000 65,000 85,000 123,000
3.5.1 Perencanaan Casing dan Pemasangannya
Setelah pemboran sumur minyak dan gas bumi mencapai kedalaman
tertentu, maka kedalam sumur tersebut perlu dipasang casing yang kemudian
disusul dengan proses penyemenan. Casing merupakan suatu pipa baja, bergungsi
antara lain untuk :
1. Mencegah gugurnya dinding sumur
2. Menutup Zona bertekanan abnormal
3. Zona Lost
4. Sebagai fonadasi peralatan BOP
5. Memberikan tempat yang cukup untuk pemasangan peralatan produksi
3.5.2 Pemasangan Casing
Pemasangan casing pada lubang dengan sudut kemiringan yang tinggi
adalah sangat sulit karena mud cake pada dinding lubang bisa casing atau adanya
gaya friksi yang sangat berlebihan, berikut ini beberapa teknik penurunan casing
pada sumur dengan sudut kemiringan tinggi.
3.5.2.1 Casing Adjuster
Casing adjuster (anon, 1987) yang lebih umum digunakan untuk
meletakkan joint atau drilling jars, dipasang pada beberapa lokasi casing untuk
membantu casing ke bawah permukaan, casing adjuster dapat berfungsi sebagai :
1. Ketika casing adjuster menghantam daerah yang keras, casing adjuster
dapat digunakan sebagai bumper sub, sehingga akan mendorong
casing ke bawah.
2. Ketika casing mengalami sticking, adjuster dapat berfungsi sebagai
jaring sub untuk membantu melepaskan jepitan.
3. Setelah pemompaan semen, casing adjuster digunakan untuk
menempatkan semen, sehingga mengisi ruangan atau mendorong
fluida ke permukaan.
Diameter dalam adjuster sama dengan diameter casing dan diameter luar
sedikit lebih besar dari ukuran couplingnya, ukuran standar casing adjuster adalah
3 ft panjangnya dan bisa diexpand sampai 10 ft.
3.5.2.2 Drill Casing In
Dismukes (1986) mengusulkan sebuah teknk dengan menggunakan
Retractable Down Hole Drilling Motor, untuk menghancurkan hambatan yang
berada di depan casing.
Diusulkan pemasangan pembangkit listrik displacement atau turbine
retractable drilling Motor ke dasar sumur dengan wire line, dimana akan
berhubungan dengan shaft dan propeler atau bit untuk menghancurkan rintangan
dan serpihan-serpihan di depan casing.
3.5.2.3 Pengapungan Casing
Casing yang berat biasanya diapungkan untuk menghindari berat yang
harus ditanggulangi oleh rig, umumnya dengan menutup bagian bawah casing dan
diisi air atau lumpur, konsep ini telah dibuktikan untuk mengatasi gaya friksi
yang tinggi pada sumur dengan kemiringan yang tinggi.
Seal digunakan untuk memisahkan gas dengan lumpur (karbon dioksida,
sulfur dioksida, dan hydrogen sulfida) dan jika bercampur dengan lumpur tak
akan terjadi pendorongan lumpur yang bisa menyebabkan kick.
Gaya apung casing yang mengandung gas dan lumpur akan memberikan
efek dua buah gaya yang saling berlawanan, yaitu lumpur berada di bagian bawah
atau mendorong casing bergerak ke bawah, sementara gas berada pada bagian atas
sehingga menghasilkan gaya angkat yang akan memperkecil bidang kontak antara
casing dengan dinding lubang bor.
Keuntungan teknik ini bahwa gaya apung terdistribusi di sepanjang casing
dan akan menjaga casing tetap berada di tengah-tengah lubang bor, apabila bagian
bawah casing diisi lumpur atau cairan, bagian bawah casing akan bersentuhan
dengan dinding sumur dan menyebabkan friksi atau sticking.
Mobil juga memperkenalkan teknik memasukkan bahan pengisi casing
(polystryrene foam, polyurethane foam, kayu atau gabus). Setelah casing
dipasang, semen dapat mendorong bahan yang telah dimasukkan tersebut, dengan
desain ini gaya apung terdistribusi menahan di sepanjang casing dan tak ada
kecenderungan casing melakukan kontak dengan lubang bor.
3.6 Perencanaan Penyemenan Sumur Horizontal
Penyemenan pada lubang horisontal memerlukan penanganan yang lebih
khusus, bila dibandingkan denganpenyemenan pada lubang vertikal, untuk
memperleh effisiensi pemindahan lumpur di bawah kondisi sumur kemiringan
tinggi atau sumur horisontal dibutuhkan perhatian-perhatian khusus pada
penyemenan di lubang horisontal, memerlukan penanganan yang cermat seperti
sistem fluida pemboran dan sifat-sifatnya, ukuran lubang dan casing guna
mengoptimalkan displacement lumpur dan hasil pekerjaan penyemenan.
Di dalam penyemenan sumur horisontal, tiga hal utama yang harus
diperhatikan adalah :
1. Pemindahan lumpur (mud displacement)
2. Sifat-sifat lumpur
3. Disain bubur semen
3.6.1 Pemindahan Lumpur
Salah satu hal yang penting untuk diperhatikan dalam pekerjaan
penyemenan adalah teknik pemindahan lumpur (mud displacement) yang tepat.
Bila hal ini tidak dapat dilakukan dengan baik maka akan membentuk rongga
pada annulus, akan berakibat korosi dan interzonal communication pada casing.
Faktor-faktor yang mempengaruhi pemindahan lumpur tersebut adalah
sebagai berikut :
1. Kondisi lumpur
2. Pergerakan pipa
3. Sentralisasi pipa
4. Kecepatan fluida
5. Fluida pembersih
3.6.1.1 Kondisi Lumpur
Yang terpenting dari faktor-faktor teknik pemindahan ini adalah kondisi
lumpur harus baik sebelum pekerjaan penyemenan. Keinginan yang hendak
dicapai adalah dapat membuang atau mensirkulasikan lumpur yang “Low
Mobility Mud”.
Tabel IV-5. memperlihatkan properties lumpur yang sebaiknya dicapai
sebelum pekerjaan penyemenan dan tabel IV-6. memperlihatkan Yield Point (YP)
yang disarankan pada sumur berarah dan horisontal.
YP sumur berarah lebih besar daripada sumur vertikal. YP yang lebih
besar akan mengurangi pengendapan solid dari lumpur pada dasar lubang. Bila
terjadi pengendapan akan semakin sulit untuk dibersihkan.
Tabel IV-5. Sifat Lumpur
Properties ValueYield PointViscositas PlastisFluid LossGel Strength 10 sec/ 10 min
< 10< 20< 15
Flat profile (2/3 atau 2/10)
Tabel IV-6. Sifat Yield Point Lumpur
ANGLE YIELD POINT @ 72 f456085
152028
90 30
Bila memungkinkan Plastic Velocity (PV) sebaiknya diturunkan sebelum
penyemenan dilakukan, hal ini akan membantu dalam pendesakan bubur semen
dan konstruksi lubang akan baik.
Fluid loss lumpur akan berpengaruh terhadap ketebalan mud cake,
semakin rendah fluid loss semakin tipis mud cake yang terbentuk, yang
diinginkan adalah fluid loss yang rendah dan mud cake yang tipis. Mud cake yang
tebal akan mengurangi ikatan semen dengan formasi dan dapat menyebabkan
terjadi “migrasi gas” melalui annulus sehingga akan terbentuk channeling. Untuk
itu fluid loss yang rendah daripada lumpur pemboran adalah sangat disarankan.
3.6.1.2 Pergerakan pipa
Gerak memutar disarankan untuk sumur dengan kemiringan besar atau
sumur horisontal. Gerak naik turun hanya diperbolehkan dilakukan sebelum
pelaksanaan pekerjaan, sedangkan gerak memutar dapat dilakukan sebelum dan
selama proses penyemenan.
Untuk penyemenan dengan sudut besar atau horisontal linier, pergerakan
pipa dapat dipergunakan satu atau dua cara. Pilihan pertama dengan cara memutar
liner hanger lalu set sebelum conditioning lumpur. Pilihan kedua dengan cara
menggerakkan pipa baik memutar maupun naik turun sebelum liner hanger kita
set.
Tabel IV-7.Pergerakan Pipa vs Effisiensi Displacement
Pergerakan pipa Effisiensi displacement
None
20 rev/min
65
97
3.6.1.3 Centralisasi Pipa / Casing
Centralisasi casing adalah salah satu faktor untuk mendapatkan
pemindahan lumpur yang efisien. Penyemenan pada sumur horisontal centralisasi
secara mekanis adalah mutlak karena casing akan tidur pada lubang pemboran,
sehingga tidak akan mendapatkan aliran yang “uniform” pada sekitar casing, hal
ini menyebabkan tidak akan tersemennya secara menyeluruh/ maksimal casing
tersebut.
Maksud utama untuk centraliser adalah melindungi lubang selama fluida
pemboran dalam proses pemindahan agar pipa dapat dijaga tetap di tengah
lubang. Centralizer dapat pula digunakan untuk mencegah “sticking” pada
formasi yang permeabilitasnya tinggi.
Permasalahan yang biasa terjadi pada centralizer adalah tidak sesuai
jumlah yang dipergunakan. Masalah lainnya adalah akan menimbulkan gaya
gesek yang berlebihan pada lubang. Pengertian yang salah adalah minimal “stand
Off” terjadi pada centralizer, sebenarnya berada di titik tengah antar centralizer.
Jarak antara centralizer yang satu dengan yang lain dapat diperhitungkan dengan
menggunakan program komputer guna mendapatkan stand off yang dikehendaki
dengan minimum drag force, harga stand off yang disarankan adalah 70 %.
Ada dua macam centralizer di pasaran, pertama Bowspring centralizer
yang bertumpu pada daun berbentuk elips, pencapaian gaya centeringnya
langsung mengikuti bentuk casing, kedua Rigid Centralizer.
Peralatan casing lainnya disamping menggunakan centralizer adalah stop
collar, wall cleaner. Stop collar menjaga pengikatan di dalam selubung, wall
cleaner menghilangkan filter cake dan gel fluida pemboran yang terikut saat
penyemenan di antara permukaan formasi dan pipa selubung. Wall cleaner
berdasarkan cara kerjanya ada dua tipe, yaitu yang bekerja secara rotasi dan gerak
naik turun.
3.6.1.4 Laju Alir
Faktor dominan selanjutnya yang mempengaruhi pemindahan lumpur
adalah efek laju alir. Fluida dapat dipompa dengan tiga macam aliran, yaitu :
1. Turbulent
2. Laminar
3. Plug
Turbulent adalah aliran tercepat diantara ketiga di atas, dan pola aliran ini
adalah pada umumnya telah diakui sebagai aliran yang terbaik guna manghasilkan
maksimum pemindahan lumpur. Akan tetapi bubur semen tidak selalu dapat
dipompa dengan cara turbulent, hal ini karena dibatasi oleh sifat formasi yang
tidak memungkinkan untuk dilakukan secara turbulent, yaitu keterbatasan
kemampuannya menahan tekanan untuk tidak terjadi rekahan.
3.6.1.5 Spacers dan Pembersih
Spacers dan fluida pembersih yang digunakan bagi pekeerjaan
penyemenan agar smen dapat ditempatkan secara baik dan efisien sebaiknya
mempertimbangkan kondisi lumpur (oil base mud dan water base mus) pada
sumur miring dan horisontal, penggunaan spacers dan fluida pembersih ada dua
macam, yaitu :
Pertama : Seperti namanya spacers adalah sebagai pemisah fluida-fluida yang
tidak
“compatible” (misalnya semen dan lumpur bor). Dan spacers ini juga
membantu proses efisiensi pemindahan lumpur. Standar volume yang
disarankan untuk spacers ini adalah sekitar 1.000 ft ketinggiannya di
annulus atau 10 menit contact time pada zona interest, dengan asumsi
fluida dipompa dengan aliran turbulent.
Kedua : Fluida pembersih adalah fluida yang berfungsi sebagai fluida pencuci
formasi, dan tidak mempunyai partikel padatan di dalamnya.
Umumnya akan sangat mudah dipompa dengan aliran turbulent, dan
aliran ini akan membantu membersihkan lubang bor.
3.6.2 Sifat-sifat Lumpur
Sifat lumpur akan didesain sesuai volume annulus yang akan disirkulasi
secara komplit selama pekerjaan penyemenan, tight filter cake pada formasi dan
minimal daerah gel, serta lumpur yang tidak bergerak. Penelitian scale yang besar
telah dilakukan oleh Halliburton Service dan telah dikonfirmasikan bahwa
pemindahan lumpur kemiringan tinggi dan lubang horisontal dapat juga menjadi
rumit pada formasi yang rongga padatan rendah (low side channel of compacted
solids) yang mana dapat mengendap selama sirkulasi fluida pemboran.
Penelitian yang lebih luas telah menyimpulkan identifikasi besarnya yield
point pada kondisi 72 F dimana akan mengontrol pengendapan runtuhan pada sisi
rendah annulus ketika dipompa dalam aliran laminer. Jika diperoleh aliran
turbulent, akan mempunyai efek yang bagus untuk menghilangkan padatan yang
mengendap di rongga. Harga minimum dari yield point yang dibutuhkan
tergantung padatannya selama fase dinamis terendah seperti sudut kemiringan.
Harga fluid loss dan gel strength yang rendah memberikan kemungkinan
yang terbaik meminimalkan dehydrasi dan atau zona gel tinggi yang sukar
dihilangkan dari annulus. Rendahnya gel strength efektif untuk merendahkan
yield stress yang berguna untuk mengawali aliran lumpur pemboran dalam
breaking circulation. Tight filter cake dan less densified fluids merupakan
karakteristik dari nilai rendah fluid loss. Dalam kombinasi, ini akan memberikan
kemampuan maksimum pembersihan dari lubang sumur. Seluruh harga akan
dipelihara dari initial drilling hingga semen berada di tempatnya.
3.6.3 Disain Bubur Semen
Hal terpenting di dalam merencanakan bubur semen yang digunakan
sumur horisontal adalah penambahan “free water” pada bubur semen yang
dipakai, hal ini dapat membentuk suatu lorong (water channel) sepanjang interval
penyemenan, memungkinkan terjadinya komunikasi rekahan atau antar fluida
reservoir. Hal tersebut tidak diinginkan, ketepatan percobaan dengan stimulasi
kondisi downhole selama testing kandungan air bebas adalah sangat menentukan
hasil penyemenan tersebut.
Dengan menggunakan metode percobaan di atas dan tipe yang sesuai
kondisi, diharapkan sebagai berikut :
1. Mengukur bubur semen free water pada kemiringan 45 horisontal
setelah kondisi terisi bubur semen pada Bottom Hole Circulating
Temperature (BHCT) dan bottom hole pressure. Diharapkan
/direkomendasikan 0% air setelah keadaan 2 jam statik.
2. Mengukur karakteristik setting dari bubur semen ketika vertikal
setelahkondisi/langkah 1. Perbedaan densitas antara atas, tengah,
dan bawah tidak boleh lebih dari 0,5 lb/gal setelah 2 jam.
3. Fluid loss diukur pada saat BHCT dan 1.000 psi menjadi < 100
cc/30 menit. (diasumsikan porsi horisontal pada lubang terisi
fluida).
4. Penggunaan komposisi standar penyemenan yang dipakai untuk
sumur horisontal, dimana fraktur gradien rendah, penyemenan dua
sstage dapat dihindari dengan menggunakan semen ringan,
microspheres atau material densitas rendah. Ekaspansi semen dapat
digunakan untuk mempererat ikatan dengan casing.
Beberapa sistem penyemenan yang dipakai untuk sumur vertikal atau
pemboran berarah dapat digunakan di sumur horisontal, akan tetapi untuk sumur
horizontal pendesainan buburnya khusus.
3.7 Optimasi Target Pemboran
Monitoring diperlukan untuk mengetahui ketepatan dari peralatan
pemboran sesuai dengan perencanaan lintasan yang telah dibuat sebelumnya.
Dengan demikian akan diketahui bila terjadi penyimpangan arah dan hal ini bisa
terjadi dimungkinkan koreksi sehingga lintasan tetap terjaga.
3.7.1 Peralatan Survey
Selama operasi pemboran setiap telah dicapai titik-titik di kedalaman
tertentu kita mengukur sudut kemiringan dan sudut arah lubang bor. Dari
pengukuran ini dapat diketahui penyimpangan sudut dari sasaran yang
direncanakan sehingga dari setiap titik pengukuran ini kita dapat mengoreksi
penyimpangan dan mengarahkan kembali ke sasaran semula.
Tujuan dilakukan survey pada pemboran horisontal adalah :
1. Untuk memonitor lintasan sumur sehingga dapat dibandingkan dengan
lintasan yang direncanakan.
2. Untuk mencegah tumbukan dengan sumur yang berada di sekitarnya.
3. Untuk menentukan orientasi yang diperlukan untuk menempatkan alat
pembelok (deflection tools) pada arah yang tepat.
4. Untuk menentukan lokasi yang tepat dari dasar sumur (koordinat
sumur).
5. Untuk menghitung dog leg severity.
37.1.1 Peralatan Single Shot dan Multi shot
Alat survey ini terbagi atas dua macam, yaitu :
1. Single shot
2. Multi shot
a. Single Shot
Merupakan peralatan survey yang hanya dapat mencatat sekali dalam
sekali pengukuran kedalaman. Prinsip kerjanya sama dengan peralatan multi shot.
b. Multi shot
Peralatan ini dapat mencatat berkali-kali selama sekali pengukuran.
Prinsip kerjanya adalah sebagai berikut : Sebuah kompas dan unit pencatat sudut
yang berbentuk cakram dipotret bersama-sama oleh sebuah kamera. Hasil
pemotretan ini menghasilkan penyimpangan dari vertikal, karena adanya fluida
yang bebas bergerak, sedang arah dicatat pada unit pencatat ( terdiri dari 3 macam
: 0 - 12, 10 - 20, dan 15 - 90).
Sebagai contoh pembacaan lihat gambar 4-37. (ini adalah contoh alat
pencatat unit 0-12). Dari gambar ini dapat dibaca :
Sudut kemiringan lubang bor = 5 / 22
Sudut arah lubang bor = N 42E
3.7.1.2 Peralatan Measurement While Drilling (MWD)
Measurement While Drilling (MWD) merupakan ssuatu temuan baru di
bidang teknologi pemboran, khususnya dalam pengontrolan arah dan kemiringan
lubang bor. Peralatan MWD ini lebih canggih dibandingkan dengan peralatan
survey konvensional seperti single shot dan multi shot karena dapat mengetahui
orientasi drill string di dalam lubang bor dan mengidentifikasi parameter-
parameter bawah permukaan lainnya selama operasi pemboran berlangsung.
A. Pengertian dan Kegunaan Peralatan MWD
Measurement While Drilling (MWD) adalah suatu sistem pengukuran data
lubang bor yang diletakkan di dekat pahat dan mengirimkan data tersebut ke
permukaan secara langsung (real time) ketika proses pengeboran sedang
berlangsung. Peralatan ini dikembangkan oleh The Analyst Schlumberger,
dipasang dalam suatu non magnetic drill collar dekat pahat. Dilengkapi dengan
turbin alternator yang akan berputar dan menghasilkan arus listrik apabila dilalui
aliran lumpur. Informasi sekitar pahat akan dikirimkan ke permukaan melalui
kolom lumpur yang ada di dalam rangkaian pengeboran sebagai gelombang
tekanan modulasi (modulated pressure wave). Sinyal akan dideteksi oleh sensor
tekanan yang dipasang pada pipa tegak (sstand pipe), untuk diteruskan ke
komputer.
Data yang diukur berupa data geologi dan data teknis lubang bor
(tergantung dari susunan sensor yang dipasang pada peralatan bawah tanah), yang
meliputi :
1. Formation Radioactivity (Gamma Ray).
Diukur dengan bantuan ruggedized scintillation detector setiap 27 detik pada
pengeboran biasa dan 54 detik dengan down hole motor.
2. Formation resistivity (Short Normal).
Dengan memasang electrode short normal 16 inci dan mengukur setiap 27
detik.
3. Annular Temperature
Sensor yang dipasang di bagian luar MWD akan mengukur suhu lumpur yang
melalui sensor tersebut setiap 54 detik.
4. Down Hole Weight On Bit
Mengukur gaya aksial yang terjadi pada pahat. Hasil pengukuran dikirimkan
setiap 27 detik dan dapat diperbandingkan dengan beban pahat di permukaan
(Surface Weight On Bit = SWOB).
5. Borehole Deviation / Azimuth
Kemiringan dan arah lubang bor dapat diukur dengan sistem magnetometer
dan accelerometer setiap saat selama aliran lumpur berlangsung.
6. Tool Face Angle : Arah dari bent-sub dapat diketahui dengan magnetometer
dan accelerometer.
Pemakaian MWD dimulai sekitar tahun 1980 di Teluk Mexico dan Laut
Utara, sedangkan di Indonesia pada tahun 1986 oleh Atlantic Richfield Indonesia
Inc. dengan memanfaatkan pelayanan dari The Analyst Schlumberger.
B. Element-element MWD
Pada prinsipnya element-elemen MWD terdiri dari :
1. Turbine Alternator
Berfungsi untuk menghasilkan daya ke sistim battery.
2. Modulator
Berfungsi untuk menggerakkan sinyal ke bentuk binner yang siap
ditransmisikan.
3. Pressure Velocity Sub.
Berfungsi mengirim atau mentransmisikan sinyal yang disebabkan oleh
gangguan aliran fluida dan membebaskan tekanan ke annulus.
4. Cumulatif Sub.
Merupakan alat pengaman di dalam collar terutama untuk melubangi screen,
dapat mengatur atau membatasi sirkulasi dan dapat dipompa keluar untuk
sirkulasi.
Kesemua element di atas ditempatkan pada drill pipe yang dibuat khusus
dan ditempatkan sedekat mungkin dengan bit.
C. Jenis-jenis peralatan MWD
Didasarkan atas fungsinya, peralatan MWD dibedakan menjadi dua jenis,
yaitu :
1. Jenis MWD Rotary (Rotary Drilling Mode)
Peralatan jenis ini dapat digunakan pada pengeboran biasa-biasa dan
pengeboran dengan down motor tanpa diperlukan pengarahan lubang bor.
Dari perekaman, alat ini akan menghasilkan data :
1. Formation radioactivity
2. Formation resistivity
3. Suhu annulus (annular temperature)
4. Torsi di pahat (downhole torque)
5. Beban pahat di dasar (downhole weight on bit)
6. Sudut kemiringan lubang (hole deviation)
7. Arah lubang (azimuth)
2. Jenis Tool Face (Tool Face Mode)
Peralatan jenis ini dipergunakan apabila pengarahan alat pembelok (deflection
tool / tool face) harus dilakukan terus menerus. Bent sub dipasang di atas
downhole motor, di bawah MWD. Pada penggunaan peralatan ini, rangkaian
pengeboran tidak diputar untuk mencegah kesalahan pengarahan alat
pembelok.
Rekaman ini akan menghasilkan data :
1. Formation Radioactivity
2. Magnetic tool face angle
3. Grafity tool face angle
4. Downhole weight on bit
5. Arah lubang (azimuth)
Untuk sudut kemiringan sampai dengan 5 perekaman menggunakan
magnetic tool face, sedangkan untuk kemiringan di atas 5 digunakan gravity tool
face.
3.7.1.3 Metode Survey Lintasan
Setelah rencana pengeboran dibuat dan telah dilaksanakan maka dalam
pengoperasiannya setiap kedalaman tertentu dilakukan pengukuran sudut
kemiringan dan arah lubang bor. Dan apabila pada titik-titik survey tersebut
terjadi penyimpangan maka lubang bor diarahkan kembali ke arah yang telah
ditetapkan.
Beberapa metoda yang dapat menentukan koordinat titik survey tersebut,
dalam perhitungannya didasarkan pengukuran kedalaman sumur, prubahan sudut
arah dicatat oleh alat survey. Metode-metode perhitungan tersebut adalah :
1. Metode Tangential
Prinsipm dari metode ini adalah menggunakan sudut inklinasi dan azimuth
dari titik awal interval untuk menghitung vertical depth
VD = MD cos I2 …………………………………………….(4-60)
D = MD sin I2 ……………………………………………..(4-61)
D = D sin A2 = MD sin I2 sin A2 …………………..........(4-62)
N = D cos A2 = MD sin I2 cos A2 …………………….....(4-63)
dimana :
MD = pertambahan measured depth
VD = pertambahan TVD
D = pertambahan departure
D = pertambahan koordinat arah utara
N = pertambahan koorninat arah selatan
2. Metoda Balanced Tangential Method
Metoda ini membagi dua interval dimana untuk bagian atas interval
digunakan sudut inklinasi dan azimuth pada titik awal interval dan untuk bagian
bawah interval digunakan sudut inklinasi dan azimuth pada titik akhir interval.
D1 ……………………………………………..(3-59)
D2 …………………………………………....(3-60)
D ……………...………….(4-61)
VD1 …………………………………………..(3-62)
VD2 ………………………………………….(3-63)
VD ………....………...(3-64)
E= E1 + E2 = D1 sin A1 + D2 sin A2 =
………………….....................(3-65)
3. Metode Angle Averaging
Prinsip dari metode ini adalah menggunakan rata-rata sudut inklinasi dan
rata-rata azimuth dalam menghitung vertical depth, departure dan posisi.
Perhitungan dengan metode ini hampir sama dengan metode tangential method.
D = …………………………..……….(3-66)
VD = …………………………………..(3-67)
E = ……………………(3-68)
N = ……………………(3-69)
4. Metode Radius of Curvature
Metode ini menganggap bahwa lintasan yang melalui dua stasiun
berbentuk kurva yang mempunyai radius of curvature tertentu. Prinsip
perhitungan dengan metode ini dapat dilakukan dengan persamaan :
VD = ……………………………(3-70)
D = …………………………...(3-71)
N = ……………(3-72)
5. Metode Minimum of Curvature
Persamaan ini hampir sama dengan persamaan pada metode balanced
tangential, kecuali data-data survey-nya dikalikan dengan RF.
RF = ……………………………………………(3-73)
Dimana :
DL = dog leg angle
Cos DL = cos (I2 - I1) – sin I1 x sin I2 [1 – cos (A2 - A1)
VD = ………………………………(3-74)
N = ……………… .(3-75)
E = ………………….(3-76)
6. Metode Mercury
Metode ini merupakan perbaikan dari metode balanced tangential dengan
memasukkan faktor koreksi panjang dari alat survey yang dipergunakan.
VD = …………... (3-77)
N = ...(3-78)
E = .…(3-79)
3.8 Hidrolika Pemboran
Perencanaan hidrolika akan selalu berhubungan erat dengan jenis lumpur
pemboran yang digunakan, dimana pada pemilihan lumpur pemboran pada setiap
jenis pemboran diharapkan dapat mengurangi kemungkinan problem yang akan
timbul, khususnya yang diakibatkan oleh kehilangan tekanan. Konsep hidrolika
ini juga untuk mengoptimasikan aliran lumpur pada bit, sedemikian rupa sehingga
dapat membantu laju penembusan.
3.8.1 Pertimbangan Tekanan
Dasar pertimbangan tekanan terhadap lapisan adalah tidak lepas dari
pengertian fracture gradient, pore pressure overburden pressure, matrix stress.
Secara matematika didapat hubungan :
FG = FP + (S – FP) K .…………………………………………..(3-80)
Dimana :
FG = formation fracture gradient
FP = formation pore pressure
S = overburden pressure
K = konstanta matrix stress
Pengetahuan mengenai tekanan formasi ini sangat penting dalam
pemboran horizontal karena akan berpengaruh terhadap perencanaan casing, berat
jenis lumpur pemboran, laju penembusan serta mengatasi problem-problem
selama operasi berlangsung.
Kriteria yang penting dalam perencanaan aliran fluida adalah suatu model
aliran yang dapat membersihkan lubang dari cutting hasil pemboran, yang harus
terangkat ke atas dimana aliran yang diharapkan adalah aliran turbulensi pada
zona horizontal dan aliran laminer pada zona vertikal. Sifat aliran yang sesuai
untuk kondisi ini adalah jenis fluida non Newtonian, sifat alirannya pseudo plastis
yang diharapkan pada bagian lubang horisontal dan pertambahan sudut
perbandingan shear stress daan shear rate telah mencapai suatu titik pada kondisi
linier, dan selanjutnya untuk bagian vertikal perbandingan shear stress dan shear
rater adalah konstan (linier).
Untuk menentukan sifat aliran pada suatu pipa alir jenis turbulen atau
laminer digunakan pendekatan angka Reynold dimana rumus tersebut adalah :
…………………………..…………………..(3-81)
dimana :
= densitas fluida, ppg
V = kecepatan aliran, fps
D = diameter pipa, in
= viscosity, cp
Dari percobaan diketahui bahwa
Nr > 2000 turbulen dan Nr < 2000 laminer
Turbulensi adalah suatu fungsi rheologi fluida pemboran dan aliran fluida
rata-rata. Untuk memperoleh aliran turbulensi, aliran harus mempunyai kecepatan
di annulus lebih besar dari kecepatan kritiknya. Hal ini bisa dicapai dengan cara
penurunan viscositas dari Reynold Number fluida pemboran, dimana aliran
laminer berubah menjadi aliran turbulent pada kecepatan yang besar.
3.8.1.1 Kehilangan Tekanan di Atas Permukaan
Kehilangan tekanan di atas permukaan terdiri dari jumlah kehilangan pada
flow line, stand pipe, swivel, dan kelly yang dihitung berdasarkan equivalensi.
Kombinasi peralatan di permukaan dibagi menjadi 4 kelas dan masing-masing
dibuat equivalensi terhadap panjang pipa bor, seperti pada tabel IV – 9.
Sebagai contoh : Jika kehilangan tekanan pada drill pipe adalah 0,1 psi/ft,
sedang kombinasi no. 4, dengan drill pipe 5 “ OD 19,5 ppf yang digunakan, maka
kehilangan tekanan di permukaan adalah = 579 x 0,1 psi = 57,9 psi. Atau dengan
suatu persamaan :
P = c. (Q / 100) 1.86 ……………………………………………..(3-82)
Dimana :
P = kehilangan tekanan, psi
C = friction factor
= Mud weight, ppg
Q = circulation rate, gpm, sedang harga c didapat dari Tabel IV-10.
Tabel IV-9Tahanan Aliran Turbulent Disurface Connection
Komponen pada surface connection
No.1 ID – L in – ft
No.2ID – L in – ft
No. 3 ID – L in - ft
No. 4 ID – Lin – ft
A. Stand PipeB. HoseC. SwivelD. Kelly
2 – 40 2 – 452 – 4 2.3 – 40
3.5 – 40 5 – 552.5 - 5 3.3 – 40
4 – 453 – 552.5 - 53 – 40
4 – 45 3 – 55 3 – 40 4 – 40
Drill Pipe
ODin
BeratIn ppf
Equivalensi panjang surface connectiondalam ft panjang drill pipe.
3.54.255
13.316.619.5
437 161 761 479 340 816 579
Tabel IV-10.Surface Friction Factor
Type Peralatan Pada Surface Connection
Friction Factor
1234
1.00.360.220.15
3.1.1.2 Kehilangan Tekanan Di Bawah Permukaan
Kehilangan tekanan di bawah permukaan meliputi kehilangan di rangkaian
drill string (drill pipe, drill collar, pahat) dan di annulus yang meliputi annulus
drill pipe dan annulus drill collar. Kehilangan tekanan ini akan mempengaruhi
tenaga sirkulasi. Kehilangan tekanan yang besar akan merugikan daya yang
diperlukan untuk pahat dan mengurangi kecepatan dalam pemboran.
1. Kehilangan tekanan pada rangkaian pipa bor (turbulent flow). Dinyatakan
dalam persamaan :
……………………………………(3-83)
2. Kehilangan tekanan di pahat, dinyatakan dalam persamaan :
………………………………………………(3-84)
3. Kehilangan tekanan di annulus yang terdiri dari kehilangan tekanan di annulus
drill
collar dan annulus di drill pipe.
Dinyatakan dalam persamaan :
………………………………...(3-85)
4. Jet Impact dihitung dengan :
IF = 0.000516 . . Q . Vn ………………………………………(3-86)
Dimana :
Dh = diameter lubang bor,in
Dp = diameter pipa, in
V = kecepatan annulus, fpm
L = kedalaman / panjang pipa, ft
IF = Jet Impact, lbs
d = diameter dalam pipa, in
Dalam perhitungan hidrolika lumpur disamping persamaan tersebut di atas
masih ada beberapa persamaan aliran dan kecepatan di dalam perencanaan
program lumpur pemboran.
a. Kecepatan rata-rata di annulus :
…………………………………………….(3-87)
b. Kecepatan kritik di annulus :
…………...(3-88)
Bila Va > Vc adalah aliran turbulen
Va < Vc adalah aliran laminer
c. Kecepatan lumpur di pahat :
………………………………………………….(3-89)
Dimana harga An dapat dihitung dengan persamaan :
……………………………………………..(3-90)
3.8.2 Optimasi Hidrolika di Bit
Sasaran optimasi hidrolika di pahat adalah mencapai pembersihan lubang
dan pengnagkatan cutting ke permukaan yang lebih baik supaya tidak terjadi
penggilingan kembali cutting oleh gigi bit sehingga laju penembusan menjadi
lebih besar. Ada tiga metoda yang digunakan dalam proses optimasi hidrolika di
pahat, yaitu :
1. Metode Bit Hydraulic Horse Power
Metoda ini berusaha memaksimumkan daya pancaran fluida pemboran
pada formasi agar efek pembersihan lubang lebih baik.
………………………………….(3-91)
dimana :
Hpb = daya yang hilang pada pahat
Hps = daya pompa permukaan, hp
Kp = konstanta parasitik
Q = laju sirkulasi fluida, gpm
Z = konstanta pangkat
2. Metoda Bit Hydraulic Impact (BHI)
Metoda BHI berusaha memperbaiki pembersihan lubang dengan
memaksimumkan tumbukan sesaat (impact) fluida pemboran pada formasi.
Fb = Ki x Q x (Ps – Pp)0,5 ………………………………………(3-92)
Dimana :
Fb = gaya impact fluida, lb
Ki = konstanta impact
Q = laju sirkulasi fluida, gpm
Ps = tekanan pompa di permukaan, psi
Pp = tekanan yang hilang pada sistim, psi
3. Metoda Jet Velocity (JV)
Metoda jet velocity berusaha mencapai pembersihan lubang dengan
memaksimumkan aliran fluida pada bit nozzle.
Vb = C x (Ps – Pp) 0,5 ..………………………………………….(3-93)
Dimana :
Vb = kecepatan aliran di pahat, fps
C = Konstanta jet velocity
Ps = tekanan pompa di permukaan, psi
Pp = tekanan yang hilang pada sistem, psi
Output optimasi hidrolika adalah laju sirkulasi optimum dan kombinasi
nozzle yang sesuai dengan batasan tekanan dan daya pompa serta laju sirkulasi
yang diizinkan.
Dengan menganggap ketiga metode optimasi hidrolika mampu
memberikan laju penembusan yang sama, maka untuk perbandingan harga laju
optimum ketiga metoda dapat ditunjukkan pada tabel IV-21. Dari tabel tersebut
dapat diambil kesimpulan sebagai berikut :
2. Untuk kondisi pertengahan : QBHHP = QBHI
3. Untuk kondisi Hpmax : QBHI > QBHHP = QJV
4. Untuk kondisi Pmax :
Karena 1 < Z < 2, maka untuk kondisi Pmax berlaku : QBHI > QBHHP > QJV
Dengan demikian metode BHI lebih relevan sebagai optimasi hidrolika di
pahat untuk pemboran horisontal.
Tabel IV-21 Harga Laju Sirkulasi Optimum Metoda Optimasi Hidrolika di Pahat
Pmax HPmax Pertengahan
BHHP
BHI
JV Qmin
Qmin
Qmin
(Rudi Rubiandini R.S., 1989)
3.8.3 Optimasi Hidrolika di Annulus
Selama proses pemboran berlangsung, bit yang dipakai selalu menggerus
batuan formasi dan menghasilkan cutting, sehingga semakin dalam pemboran
berlangsung akan semakin banyak pula cutting yang dihasilkan. Supaya tidak
menumpuk di bawah lubang dan tidak menimbulkan masalah pipe sticking, maka
perlu diangkat ke permukaan dengan baik, yaitu banyak cutting yang terangkat
sebanyak cutting yang dihasilkan.
Dalam proses rotary drilling, lumpur baru masuk lewat dalam pipa dan
keluar ke permukaan lewat annulus sambil mengangkat cutting, sehingga
perhitungan kecepatan minimum yang diperlukan untuk mengangkat cutting (slip
velocity) dilakukan di annulus.
Kecepatan slip adalah kecepatan minimum dimana cutting dapat terangkat
atau dalam praktek merupakan pengurangan antara kecepatan lumpur dengan
kecepatan dari cutting.
Vs = Vl – Vp ..…………………………………………………..(3-94)
Dimana :
Vs = kecepatan slip, ft/menit
VL = kecepatan lumpur, ft/menit
Vp = kecepatan partikel, ft/menit
Dengan memasukkan kondisi yang biasa ditemui dalam operasi
pemboran, maka didapatkan kecepatan slip sebesar :
…………………………..……………(3-95)
dimana :
dc = diameter cutting terbesar, inch
c = berat cutting, ppg
m = berat lumpur, ppg
Begitu pula rate minimum yang harus dipilih sebesar :
……………..(3-96)
dimana :
Qm = rate minimum, gpm
ROP = kecepatan penembusan
Ca = fraksi volume cutting di dalam annulus
dp = diameter pipa, inch
dh = diameter lubang, inch
A = luas annulus, m2
Untuk mencegah aliran turbulen, dapat diindikasikan dengan bilangan
Reynold. Dengan bilangan Reynold yang tidak lebih dari 2000, aliran akan tetap
laminer, sehingga batas tersebut dijadikan pegangan untuk menentukan kecepatan
maksimum di annulus yang disebut “kecepatan kritik” (Vca dalam ft/detik). Jadi
keceatan lumpur di annulus harus diantara kecepatan slip dan kecepatan kritik.
……………….(3-97)
3.9.2 Komplesi
3.9.1 Perencanaan Komplesi
Perencanaan secara horizontal harus memiliki perencanaan yang lebih mantap
dari pada melakukan perencanaan sumur vertikal konvensional. Dalam
mendesaian untuk menyelesaikan harus melibatkan konsep atau sebuah tingkatan
ramalan yang nyata. Sebagai drilling engineer, sebetulnya seluk beluk dari
komplesi dapat lebih mudah di lakukan apabila tidak melakukan kesalahan pada
pemboran.
3.9.1.1 Pertimbangan Formasi
Ada 3 faktor utama yang berpengaruh pada saat melakukan komplesi,faktor ini
akan sangat berpengaruh pada perilaku perolehan bila desain komplesi tidak
sesuai dengan bentuk formasi yang di selesaikan.
Ada 3 katagori yang ada dalam formasi:
1. Homogeneous formasi
2. Hetegeneous formasi
3. Naturally fracture formasi
Homogeneous formasi kebanyakan di temukan pada batu pasir dengan minyak
berat, itu sangat mudah untuk di lakukan komplesi, biasanya sering di lakukan
untuk membuka sumur seperti di yang di gunakan coil tubing atau teknologi
perforasi untuk mengatasi lubang bor.
Heterogeneous formasi lebih banyak memiliki tantangan, hal ini di
sebabkan sebagian reservoir yang baik dan bertekanan dapat berubah-ubah
diantara bagian lubang bor. Formasi ini memerlukan bagian yang dapat di
lakukan stimulasi bila sangat heterogeneous, beberapa bagian dapat di lakukan
stimulasi biasa sedang pada segment lainnya di lakukan stimulasi yang lebih baik
tergantung pada overbalance pada pemboran, mungkin pada bagian permeability.
(Gambar)
Gambar 3.2 Pemisahan daerah tidak disemen dengan packers luar casing
Naturally Fractur Fomations adalahmerupakan tantangan yang besar pada
penentuan komplesi pada sumur horizontal, jika orentasi pada pada lubang bor
cocok dengan pendesainan komplesi sumur dan jika rekahan alami ada pada
daerah yang memiliki densitas yang cukup maka akan tidak ada permasalahan
pada lubang bor bahkan pada daerah perforasi. Bila intensitas dari rekahan alami
rendah maka komplesi aka meliputi lebih banyak lagi..
Yang terpenting pada sumur komplesi horizontal didalam reservoar rekah
alami adalah meninggalkan pada saat tidak mengalami kerusakan, ini
menghindari daerah yang ada semennya akibat komplesi awal menyebabkan
terjadinya penutupan oleh semen pada formasi, dan yang lainnya sangat tidak baik
jika diadakannya stimulasi atau pengasaman pada daerah sumur yang
produktifkarena akan mengganggu kinerja dari reservoir, jika terjadi maka
mungkin akan di perlukannya hidrolic fracturing yang mana bila terjadi pemisaha
antara urutan rekahannya.
Pada interval sumur horizontal komplesi harus diatur sedemikian rupa
pada posisi open hole, jika ada masalah pada luasan rekahan alami dan sebagainya
maka akan dapat dilakukan stimulasi mendatang jika diperlukan. Pada kasus
sumur ini sangat baik dilakukan penyemenan dan pelubangan formasi pada ujung
dan dijadikan sebagai dasar tanpa adanya packoff pada bagian atasnya. (Gambar)
Menunjukkan dilakukannya evaluasi sepanjang formasi sebelum penyemenan.
Gambar 3.2 Evaluasi formasi sebelum disemen
3.9.1.2 Tipe Sumur
Tipe dari hydrocarbon yang dimperoduksi memiliki dampak dan bagaimana
sumur horizontal mengatasinya. Sebuah sumur dapat dib or dengan berbagai
macam jenis reservoir sebagai berikut:
1. Gas
2. Oil
3. Heavy Oil
4. Gas Over Oil
5. Gas Over Oil Over Water
Pasti ada berbagai macam masalah yang unik disetiap tipe reservoir pada sumur
horizontal.
Gas, Oil, and Heavy oil semua reservoir dan seuanya yang mengenai itu ,
apakah akan memiliki keuntungan dalam perbaikkannya, perbaikannya akan
dilakukan setelah ada masalah pada sumur. Menurut berbagai pengalaman semua
akan diperhitungkan mulai dari stimulasi dilakukan sampai pada rencana yang
akan dilakukan. Jika rencana pengasaman sedikit ternyata diperlukan besar untuk
masuk ke dalam sumur, dan rencana pengasaman luas dan ternyata kecil
diperlukan pengasaman rekahan pasir. Maka diperlukan perencanaan casing
dengan open hole. Dan idealnya tidak dilakukannya penyemenan pada formasi.
3.9.1.3 Alternatif Casing
Ada dua casing utama untuk lubang sumur horizontal adalah open hole dan
disemen (cemented).memasukkan di komplesi openhole dilengkapi dengan casing
tidak disemen.
Openhole Komplesi: ada tiga tipe yang diterapkan pada openhole komplesi adalah
1. True Openhole Completion
2. Slotted or preperforated liner/casing
3. Segmented uncemented liner/casing
Biasanya kompleisi yagn tidak disemen di terapkan ketika sebuah komplesi yang
kecil atau tidak adanya stimulasi sebagai antisipasi. Dengan menerapkan komplesi
ini sangat sukar mengontrol tempat pada stimulasi fluida ayng dianggap penting.
The True openhole komplesi digunakan pada daerah yang memiliki
permeabilitas yang sedang sampai pada permebilitas yang tinggi dengan formasi
yang mampu, dengan tidak adanya gas dan water coning. Ini juga dapat
digunakan pada formasi yang mampu sebagai pertengahan langkah dalam
penilaian reservoir yang baik. Dalam scenario ini sumur tidak mengambil
penilaian pada bentuk sumur lateral. Awalnya pencapaian sumur akan
ditinggalkan sebagaimana mestinya dan jika diperlukan apapun dapt dilakukannya
untuk stimulasi.
Potensial untuk gagalnya lubang sumur harus tetap di cek kapan saja jika
tak ada masalah dapat ditinggalkan. Mengenai gagalnya lubang bor yang utama
adalah ketika dilakukannya perekahan hydraulically. Setelah terekah dan selama
produksi, tekanan lubang sumur yang rendah bisa di rawat agar kegagalan tidak
terlalu luas.
Pelubangan yang dilakukan dapat melindungi lubang sumur dari reruntuhan
formasi slots biasanya digunakan pada formasi yang tidak kuat. Pemboran ulang
dapat dilakukan untuk memperbaikki formasi dan memperkuat formasi, pemboran
ulang lubang dengan baik lebih murah dibandingkan dengan slot. Jika liner
memerlukan peredaran maka work string dapat melakukannya seperti yang di
tunjukkan pada gambar 3-4
workstring
Gambar 3.4 Open hole pada formasi worksring
Dari rangkaian kerja yang diletakkan pada sebuah packoff diatas dari jalur sepatu
dan didapatkan kembali pada satu rangkaian bor di bawah jalur, pada sebelah
bawah pendekatanya pada kekakuan disebelah pusat rangkaian. Ada banyak
contoh sebagai penyelesaian pada masalaha ini hanya satu yang digunakan pada
Williston Basindan.