Pemboran horizontal mempunyai tujuan untuk meningkatkan produksi minyak dan juga untuk menambah recovery. Hal ini sudah banyak dibuktikan di beberapa lapangan, seperti di lapangan Rospo Mare di Italia yang produksinya mencapai 20 kali lipat dari produksi sumur vertikal, kemudian di Prudhoe Bay untuk 3 sumur horizontal produksinya mencapai 14.000 bbl/hari. ARCO, MOBIL, TOTAL, ASAMERA dan MAXUS juga sudah menggunakan pemboran horizontal di beberapa lapangannya.

Pemboran horizontal dapat menembus lebih dalam daerah Pay Zone. Sumur- sumur horizontal dapat mengakibatkan pola aliran yang planar, dimana untuk sumur vertikal mempunyai pola aliran yang sirkular. gambar memperlihatkan kedua pola aliran sumur tersebut.

SASARAN PEMBORAN HORIZONTAL :

MEMPERPANJANG PENEMBUSAN ZONA PRODUKTIF SEHINGGA MEMPERLUAS DAERAH PENGURASAAN SUATU SUMUR

TUJUAN PEMBORAN HORIZONTAL :

1. MENINGKATKAN LAJU PRODUKSI SUMUR2. MENINGKATKAN RECOVERY SUMUR3. MEMBUAT RESERVOIR YANG SUDAH TIDAK EKONOMIS BILA DIKEMBANGKAN DENGAN BOR TEGAK AKAN MENJADI EKONOMIS KEMBALI BILA DIKEMBANGKAN DENGAN PEMBORAN HORIZONTAL4. MEMPERKECIL TERJADINYA WATER CONING DAN GAS CONING

pemboran horizontal dapat diklasifikasikan dalam tiga kategori berdasarkan penggunaan Build Rate yang berbeda yaitu pemboran horizontal dengan menggunakan Short Radius, Medium Radius dan Long Radius (konvensional).

Terdapat tiga jenis type pemboran horizontal (Gambar 2 dan Gambar 3) yang dibedakan atas laju pertambahan sudut (BUR = build up rate), yaitu : Short radius BUR = 1.5 - 3 o/ft,Medium radius BUR = 8 - 20 o/100 ft,Long radius = 2 - 6 o/100 ft

Gambar 1

Gambar 2Gambar 3

Long radius atau konvensional sumur horizontal mempunyai build- rate 2 - 6 o/100 ft dan build radiusnya 1000 - 3000 ft. Sudut inklinasi pada pemboran ini dapat mencapai 60o. Pemboran long radius mempunyai 3 bagian (phase) mulai dari ujung kepala sumur sampai pada ujung sumur bagian bawah. Phase 1 adalah pemboran vertikal sampai KOP (Kick of Point). Phase 2 adalah pemboran berarah dari KOP sampai titik target dan phase 3 adalah pemboran yang mempunyai arah horizontal. Ketiga phase tersebut dapat dilihat dengan jelas pada Gambar 4.

Penentuan kedalaman total dari tiap-tiap phase disesuaikan dengan kemiringan formasi. Pemasangan casing untuk masing-masing phase dapat mengikuti standar praktis. Perencanaan sistem lumpur juga harus hati-hati sekali karena pada pemboran yang beradius sering terjadi kemacetan akibat lumpur. Perlengkapan yang biasa digunakan untuk mencegah timbulnya masalah mekanik lubang sumur dapat mengikuti seperti yang ada di bawah ini dengan pertimbangan-pertimbangan lithologi, perencanaan sumur, logistik dan harga sewa rig, yaitu :1.Measurement While Drilling (MWD)2.Steerable Motor3.Sistem Rig Top Drive4.Oil Base Mud5.Logging dengan bantuan drill pipe6.Gaya puntir PDM untuk coring

Sebagai standar untuk melakukan pemboran horizontal ini, pertama-tama dilakukan pemboran dengan kenaikkan build 2 - 4o/100 ft, kemudian build rate dinaikkan lagi 4 - 6o/100 ft atau lebih. Masing-masing phase yang telah terbentuk terlebih dahulu dipasang casing. Kedalaman total vertikal (TVD) dan permulaan horizontal akan menentukan bentuk akhir sumur. Biasanya sudut inklinasi akhir yang terjadi adalah 80o.

Untuk sistem radius medium yang mempunyai batas build rate antara 8-20o/100 ft. Teknik medium radius mempunyai jari-jari kelengkungan antara 125-700 ft. Selain itu, build rate 75o/100 ft juga masih dapat digolongkan medium radius.Downhole motor digunakan pada saat akan membor lubang ke arah horizontal. Downhole motor mempunyai 2 sambungan miring stabilizer bent housing.

Pemboran horizontal dengan cara short radius biasanya menggunakan beberapa hal seperti di bawah ini :Laju perubahan sudut (build rate) 1.5 - 3o/ftDrill collar yang mempunyai sambungan fleksibelDownhole Motor

Sistem pemboran yang lama seperti knuckle joint yang terletak di atas near bit stabilizer atau reamer masih digunakan. Whipstock digunakan untuk pembentukan sudut awal yang dikehendaki. Near bit stabilizer (stabilizer yang terletak dekat bit) atau reamer berfungsi sebagai penumpu (pendulum) yang dapat mengarahkan bit sesuai dengan lintasan kurva yang direncanakan. Sistem pemboran terdiri dari perlengkapan pemboran yang tidak berputar, drill pipe yang fleksibel, dan stabilizer.

Peralatannya terdiri dari dua bagian, yaitu :1.Pipa fleksibel, pipa ini berfungsi untuk meneruskan gaya puntir yang berasal dari drillstring yang diputar pada permukaan menuju bit.2.Shell fleksibel yang tidak berputar, berfungsi untuk melengkungkan pipa fleksibel di atas. Gaya berat menuju bit juga diteruskan melalui shell ini oleh gaya dorong bearing yang terletak pada bagian atas dan bawah bagian elemen ini.

a. Defined Vertical TargetBagian horizontal yang terbentuk di formasi hampir mendekati tegak lurus dengan bagian vertikal dari sumur horizontal tersebut (lihat Gambar )

Kemiringan sudut bagian horizontal sejajar dengan kemiringan formasi yang ditembus

Sumur horizontal yang menembus formasi produktif dengan sudut kemiringan yang sangat besar (85-87 derajat) (lihat Gambar)

Cara penembusan zone produktif dengan model ular, sehingga akan memperluas bidang serap dari sumur (lihat Gambar )

Torque dan DragDalam perencanaan rangkaian drillstring harus mempertimbangkan beban drag, torsi (Gambar - A) dan kemungkinan bengkoknya drill string karena tertekuknya drillstring yang akhirnya menyebabkan beban drag semakin besar serta apabila critical buckling force telah melebihi kekuatan yield rangkaian pipa yang digunakan, maka pipa tersebut akan patah.

Torsi yang berlebihan akan membatasi panjang bagian lubang yang dapat ditembus. Torsi yang mampu memutar bit dalam pemboran menggunakan metoda rotary dibatasi oleh :1. Torsi maksimal yang dapat dilakukan oleh rotary table2. Kekuatan torsi pada sambungan3. Kekuatan torsi pada bagian pipa yang tipis

Untuk menghitung beban torsi yang dapat ditanggung oleh pipa pada kondisi tensile/tertarik adalah :dengan,T = Minimum torsi pada kondisi tension (lb-ft)I = Polar momen inersia (in4)OD = Outside diameter (in)ID = inside diameter (in)Y = Minimum yield strength (psi)Te = Beban tensile (lb)A = Luas permukaan pipa, in2