BAB IV PEMBORAN MULTILATERAL
4.1.
Teori Dasar Pemboran Multilateral Pemboran
multilateral adalah suatu teknik pengembangan
pemboran
sumur horisontal dengan jumlah lubang lateral lebih dari satu (multi), menembus satu atau lebih formasi produktif, sehingga diperoleh peningkatan pengurasan reservoar dan peningkatan laju produksi. Skema pemboran multilateral dapat dilihat pada Gambar 4.1.
Gambar 4.1. Profil Sumur Pada Pemboran Multilateral 8)
95
Usaha-usaha meningkatkan perolehan minyak dan gas bumi tidak selalu diikuti dengan suatu keberhasilan, padahal investasi yang ditanamkan sangat besar, sehingga cara lain masih diperlukan untuk diuji coba. Pendekatan mekanik diterapkan untuk menaikkan laju produksi sumur, sehingga perolehan di permukaan mengalami peningkatan. Pendekatan mekanik adalah membuat lubang horisontal sampai ratusan dan ribuan meter ke arah samping, dimana selama ini lubang perforasi ke arah samping hanya beberapa sentimeter sampai satu meter saja. Kelebihan dibuatnya lubang horisontal adalah kemampuan pengarahan lubang yang sangat tepat sedemikian rupa sehingga bisa memperlambat (atau meminimumkan) hadirnya air dalam lubang produksi. Sama seperti pemboran horisontal, maka permasalahan yang timbul pada pemboran multilateral sudah diantisipasi. seperti meningkatnya gesekan geser (drag) dan gesekan putar (torque) antara peralatan pemboran dengan dinding lubang lengkung dan horisontal, sulitnya pembersihan lubang dan serbuk bor, sulitnya penyemenan, sulitnya mengevaluasi dengan logging, dan sebagainya. Hal ini terjadi pada kurun tahun 1980, sampai pada akhirnya pemboran multilateral dapat direalisasikan sebagai cabang baru. Kecepatan pembentukan sudut kemiringan sampai saat ini dibedakan menjadi: 1. Radius panjang, antara 2 - 6 0/30 m 2. Radius menengah, antara 8 - 20 0/30 m 3. Radius pendek, antara 150 - 300 0/30 m Perkembangan lain dari teknologi ini adalah pemboran URRS (Ultra-Short Radius Radial System) yang hanya memerlukan lubang berdiameter 12 inch dan tinggi 1 m dapat berbelok 900, dan pada kedalaman yang sama dapat membuat beberapa lubang horisontal ke berbagai arah. Pada 5 tahun terakhir dikembangkan lubang multilateral, yaitu: membuat beberapa cabang lubang baru dan satu lubang horisontal yang sudah ada. Jika dikombinasikan dengan sistem radial, maka satu lubang dipermukaan akan memiliki berbagai cabang dibawah permukaan seperti akar pohon.
96
Telah disebutkan di muka bahwa sumur multilateral merupakan cabang baru dari sumur horisontal yang sudah ada. Perkembangan ini dimulai dari pemboran sumur horisontal pada tahun 1950 oleh Amerika Serikat, China, dan Rusia yang rata-rata kurang dari 100 ft. Teknik Pembelokan lubang bor dengan kelengkungan (kurvatur) tinggi mulai diperkenalkan pada awal tahun 1950 di California oleh John Zublin dan John Eastman. Pada tahun 1978, Esso Resources melakukan pemboran horisontal bersistem radius panjang (long radius) di lapangan Cold-Lake Canada. Sumur pertama hanya mampu mencapai panjang horisontal sejauh 4157 ft. Pada tahun 1979. ARCO melakukan 10 pemboran horisontal radius panjang di lapangan Empire Abo. Tercatat jarak lateral terpanjang yang bisa dicapai sampai saat ini telah dilakukan oleh SHEEL pada sumur CA- 13 di lapangan Cormorant Laut Utara pada kedalaman 969 ft (2953 m) dengan jarak horisontal sepanjang 15618 ft (4760 m). Di Indonesia telah dilakukan pemboran horisontal sejak tahun 1981, seperti ARCO (lebih dari 30 sumur), Mobil Oil (lebih dari 7 sumur), Total Indonesia (lebih dari 5 sumur), dan CALTEX (lebih dari 7 sumur. bahkan ada yang Short Radius). Laporan dari hasil produksi sumur-sumur horisontal pada umumnya meningkat produksinya dua sampai tiga kalinya, perolehan naik sekitar 20 % dan frekuensi operasi pengasaman yang rutin dilakukan pada sumur-sumur vertikal (atau berarah) menjadi berkurang banyak dan lain-lain. Teknologi URRS masih jarang diterapkan karena keterbatasan peralatan yang lebih khusus dibandingkan peralatan pemboran horisontal biasa (Long Radius, Medium Radius, dan Short Radius). Hal ini tentu saja memperluas daerah pengurasan sumur, dan perolehan minyak dan gas bumi dapat meningkat secara efektif. Selain itu, keberadaan lubang horisontal pada sumur multilateral dapat memperlambat terjadinya produksi gas atau air yang berlebihan sehingga perolehan dipermukaan bisa meningkat secara efisien.
97
4.2.
Tujuan Pemboran Multilateral
1.
Meningkatkan laju produksi sumur dan recovery.
2.
Meningkatkan efisiensi pengurasan reservoar.
3.
Membatasi produk air atau gas dengan memperlambat terjadinya coning.
4.
Mengatasi keterbatasan slotte khusus pemboran lepas pantai yang menggunakan platform.
5.
Pemanfaatan sumur yang sudah ada untuk eksploitasi lapisan produktif lainnya.
6.
Faktor ekonomi dan waktu pemboran.
4.3.
Faktor Penyebab Dilakukannya Pemboran Multilateral Pemboran Multilateral dilakukan dengan berbagai pertimbangan, baik
teknis maupun non teknis. Pertimbangan teknis meliputi pertimbangan geografis dan geologis, sedangkan pertimbangan non teknis berhubungan dengan faktor keekonomian. 4.3.1.
Pertimbangan Geografis Pertimbangan Geografis meliputi kondisi topografi dari daerah yang
bersangkutan, misalnya pada hal-hal berikut ini : 1. Apabila reservoar berada di bawah perkotaan yang padat penduduknya, lalu – lintas yang ramai maupun bangunan-bangunan tertentu (seperti candi, makam monumen). Pada tempat ini tidak mungkin dilakukan pemboran secara vertikal, karena harus membongkar tempat-tempat tersebut yang tidak mungkin dilakukan. 2. Apabila suatu reservoar terletak di bawah sungai atau lepas pantai Hal ini kurang efisien bila dilakukan pemboran secara vertikal, baik dari segi transportasi dan biaya. Contoh pertimbangan dari faktor geografis ditunjukkan pada Gambar 4.2.
98
A
B
Gambar 4.2. Pertimbangan Geografis Dilakukannya Pemboran Multilateral 21) A. Formasi Produktif Di Bawah Bangunan Kota B. Formasi Produktif Di Bawah Sungai Atau Lepas Pantai 4.3.2.
Pertimbangan Geologis Pertimbangan
geologis ini menyangkut masalah kondisi geologis dari
suatu tempat yang akan dilakukan pemboran, yaitu : A Adanya Kubah Garam. Kubah garam apabila ditembus, maka akan menyebabkan hilang lumpur dan dinding bor akan runtuh. B. Formasi Yang Tipis. Formasi yang tipis sangat tidak efisien apabila dilakukan pemboran vertikal, karena area pengurasannya kurang luas. C. Adanya Patahan Adanya patahan, jika ditembus akan menyebabkan pipa patah, sehingga akan menambah biaya guna pemancingan pipa yang patah. D. Reservoar Membentuk Beberapa Lensa. Reservoar lensa memiliki pola yang menyebar dan membentuk blok-blok lensa, sehingga penggunaan pemboran vertikal kurang efisien diterapkan pada reservoar lensa. Pemboran multilateral tepat digunakan pada kondisi ini karena dapat menembus beberapa lapisan sekaligus. Ilustrasi pertimbangan geologis ditunjukkan pada Gambar 4.3.
99
A
A
B
D
C
Gambar 4.3. Pertimbangan Geologis Dilakukannya Pemboran Multilateral 21) A. Menunjukkan Adanya Kubah Garam B. Menunjukkan Formasi Yang Tipis C. Menunjukkan Adanya Patahan D. Menunjukkan Reservoar Yang Membentuk Beberapa Lensa 4.3.3.
Pertimbangan Ekonomis Pertimbangan ini sangat erat hubungannya dengan biaya pemboran, antara
lain : A Pemboran Lepas Pantai Adanya pemboran multilateral akan menghemat platform, menghemat jumlah sumur di permukaan. B Menghambat Terjadinya Gas Dan Water Conning
100
A
B
C
Gambar 4.4. Pertimbangan Ekonomis Dilakukannya Pemboran Multilateral 21) A. Menunjukkan Pemboran Lepas Pantai B. Menunjukkan Adanya Water Conning C. Menunjukkan Adanya Gas Conning 4.4. Jenis-Jenis Pemboran Multilateral Tipe
sumur dari pemboran multilateral ada dua macam, yaitu
penggolongan berdasarkan pada bagian horisontal, dan berdasarkan arah lubang horisontal 4.4.1. Berdasarkan Bagian Horisontal Berdasarkan bagian horisontal, maka teknik pemboran multilateral dibagi menjadi empat tipe yaitu ; Long Radius Sistem, Medium Radius Sistem, Short Radius Sistem, Ultrashort Radius Radial Sistem
101
4.4.1.1. Long Radius Sistem Metode
ini
sering
disebut
dengan
sistem
pemboran
horisontal
konvensional. Pemboran long radius ini mempunyai build angle 20 - 60/100 ft MD (measured depth), build radius (R) sebesar 1000 ft - 3000 ft dan panjang lateral 1000 - 4000 ft. Pemboran long radius ini terdiri dari 3 bagian (phase) mulai dari ujung kepala sumur sampai ujung sumur bagian bawah. Phase 1 adalah pemboran vertikal sampai KOP (kick-off point). Phase 2 adalah pemboran berarah dari KOP sampai ujung pembentukan busur (curvature), dan phase 3 adalah pemboran yang mempunyai arah horisontal. Penentuan kedalaman total dari tiap-tiap fase disesuaikan dengan kemiringan formasi. Perlengkapan yang biasa digunakan untuk mencegah timbulnya masalah mekanis lubang sumur dapat mengikuti seperti yang ada di bawah ini dengan pertimbangan-pertimbangan : lithologi, perencanaan sumur, logistik dan harga sewa rig, yaitu : 1.
Pemasangan Measurement While Drilling (MWD).
2.
Penggunaan Steerable Motor atau Top Drive Sistem.
3.
Penggunaan Oil Base Mud.
4.
Aplikasi sistem logging dengan bantuan drill pipe.
5.
Penerapan gaya puntir Positive Displacement Motor (PDM) untuk coring.
6.
Pemasangan Stabilizer dengan bilah yang halus (smooth blades) dan tepinya tajam dan atau stabilizer yang tidak berputar untuk peralatan down hole yang berputar.
7.
Pemasangan Mechanical Drilling Jars.
8.
Penggunaan Polycrystalline Diamond Compact Bit (PDC Bits). Peralatan yang digunakan pada pemboran tipe ini paling sederhana di
antara keempat tipe pemboran horisontal yang ada, karena peralatan pada pemboran ini merupakan peralatan pemboran konvensional yang susunannya telah dimodifikasi. Sama seperti pemboran berarah konvensional, bent subs dipakai untuk pembelokan awal atau kick off point dan untuk pembentukan sudut, kontrol arahnya menggunakan steerable motor. Sedangkan untuk bagian horisontal, kita
102
menggunakan downhole mud motor. Karena relatif mudah aplikasinya, pemboran horisontal tipe ini banyak sekali dilakukan, walaupun untuk mencapai titik sasaran yang sama diperlukan jarak pemboran yang jauh lebih panjang dibanding dengan ketiga tipe pemboran horisontal lainnya. Kelebihan dari penggunaan long radius sistem adalah : 1.
Dapat menghasilkan bagian lubang mendatar yang sangat panjang.
2.
Peralatan pemboran yang digunakan adalah peralatan yang konvensional (hampir sama dengan directional drilling).
3.
Tingkat dog leg yang tidak terlalu tinggi.
4.
Mudah dalam pengoperasiannya.
Kelemahan dari penggunaan long radius sistem adalah : 1.
Trayek yang harus dikontrol sangat panjang.
2.
Casing yang digunakan lebih banyak.
3.
Kurang cocok untuk zona tipis dan dangkal.
4.4.1.2. Medium Radius Sistem Pemboran horisontal jenis ini mempunyai build angle 60 - 200 /100 ft. Build radius (R) 300 ft - 800 ft dan mempunyai range lateral antara 1000 - 4000 ft. Untuk pengeboran digunakan downhole mud motors yang telah didisain secara khusus, yaitu angle–build motor digunakan untuk membentuk sudut dan angle– hold motor untuk mengebor bagian horisontal sumur. Pada pemboran dengan sistem ini masih dimungkinkan penggunaan peralatan pemboran yang konvensional dan kontrol arahnya menggunakan steerable motor. Peralatan pemboran horisontal jenis ini dikembangkan oleh perusahaan ARCO Oil & Gas Co. Pengembangan peralatan pemboran horisontal tipe ini dimaksudkan untuk menjembatani pemboran horisontal tipe long radius sistem dan short radius sistem. Metode ini sangat aktif dikembangkan oleh banyak perusahaan. Peralatan yang umum digunakan adalah : 1. Bit tricone motor bearing. 2. Komponen drill string dilengkapi dengan compressive strength DP. 3. Peralatan MWD (measurement while drilling).
103
4. Steering yang konvensional. Kelebihan dari penggunaan medium radius sistem adalah : 1. Penembusan formasi lain di atas target tidak terlalu panjang. 2. Kontrol terhadap pemboran lebih baik sebab menggunakan Down Hole Motor (DHM) dan peralatan steerable. 3. Dapat mencapai panjang lateral sampai 4000 ft. 4. Peralatan pemboran semi konvensional. 5. Casing dan komplesi seperti sumur umumnya. 6. Ukuran lubang yang dikehendaki dapat bervariasi. 7. Dapat dilakukan coring dan logging. 8. Dapat diterapkan berbagai jenis komplesi. Kelemahan penggunaan medium radius adalah : 1.
Ukuran lubang tertentu
2.
Memerlukan compressive strength DP yang tinggi
4.4.1.3. Short Radius Sistem Pemboran horisontal jenis ini mempunyai build angle 2 0 - 50/ft. Sedangkan build radius (R) antara 20 ft sampai 40 ft dan mempunyai panjang lateral antara 100 - 800 ft. Pemboran dengan short radius sistem dilakukan dengan maksud untuk memproduksi kembali sumur–sumur tegak yang sudah tidak berproduksi. Short radius sistem menggunakan short mud motors yang didisain secara khusus, yaitu bagian angle–build motor untuk mengebor bagian kurva radius 40 ft dari lubang sumur dan bagian angle–hold motor untuk mengebor bagian horisontal sumur. Ciriciri dari pemboran dengan short radius sistem adalah: 1.
Penggunaan flexible drill pipe.
2.
Penggunaan flexible joint drill collar.
3.
Penggunaan near bit stabilizer.
4.
Down Hole Motor (DHM). Rangkaian pipa pemboran dalam sistim ini tidak ikut berputar. Sistim
pemboran yang lama yaitu dengan menggunakan knuckle joint masih digunakan. Near bit stabilizer berfungsi sebagai penumpu yang dapat menghasilkan efek 104
pendulum sehingga bit dapat diarahkan sesuai dengan lintasan kurva yang diharapkan. Kelebihan penggunaan short radius sistem adalah: 1. Jari-jari kelengkungan yang kecil (20 ft - 40 ft). 2. Jarak vertikal reservoar lebih dangkal 3. Mudah dikoreksi jika terjadi kesalahan arah lubang 4. Panjang keseluruhan lubang sumur dapat diminimumkan 5. Pendefinisian struktur formasi dapat lebih akurat. Kelemahan dari penggunaan short radius sistem adalah : 1. Panjang bagian yang lateral dari sumur terbatas. 2. Jumlah round trip relatif lebih banyak. 3. Memerlukan metoda penyelesaian sumur yang khusus. 4. Peralatan pemboran non-konvensional atau peralatan khusus 5. Ukuran lubang bor terbatas 6. Diperlukan peralatan power swivel atau top drive rig 7. Kontrol terhadap azimuth sangat terbatas 8. Tidak dapat dilakukan logging 4.4.1.4. Ultra Short Radius Radial Sistem Telah disebutkan bahwa sistem ultra-short radius merupakan metode yang saat ini paling aktif dikembangkan dibandingkan dengan metode-metode lainnya. Pengembangan sistem ini dipelopori oleh Petrophysics.Inc. Dengan sistem yang disebut ultra short radius radial sistem (URRS). Mekanisme yang digunakan berupa drill string beserta bit bergerak ke bawah dan dibelokan oleh whipstock dengan jari-jari kelengkunyan 12” hingga mengarah ke horisontal. Keadaan ini dimungkinkan karena selama pemboran drill string tidak berputar. Daya penembusan ke dalam batuan diperoleh dari pancaran fluida berkecepatan tinggi yang dihasilkan oleh jet bit. Berdasarkan penelitian yang sudah dilakukan, kecepatan penembusan pada berbagai kekerasan batuan yang berbeda adalah :
105
- Unconsolidated sand : 6 – 60 ft/menit - Sand/Dolomite
: 2 – 10 ft/menit
- Hard (granit)
: 0.5 – 1 ft/menit
Kelebihan dari penggunaan sistem ultra short radius adalah : 1. Tingkat ketepatan pencapaian target sangat tinggi. 2. Dapat memanfaatkan sumur-sumur open hole lama. 3. Dapat menghasilkan sampai empat arah lubang horisontal pada satu kedalaman. 4. Sangat baik untuk diaplikasikan pada sistem lensa. Kelemahan dari penggunaan sistem ultra short radius adalah : 1. Panjang bagian lateral terbatas (sekitar 400 ft). 2. Operasi dilakukan dengan sistem hidrolik pada tekanan tinggi (10000 psi). 3. Memerlukan operasi underreaming sebelum pemasangan peralatan. 4. Jenis penyelesaian sumur kurang dapat bervariasi. Skema pemboran horisontal dapat dilihat pada Gambar 4.5.
Gambar 4.5. Skema Jenis Pemboran Multilateral Berdasarkan Bagian Horisontal 15) 4.4.2. Berdasarkan Arah Lubang Horisontal
106
4.4.2.1.
Opposed Dual Lateral Adalah suatu bentuk sumur pada pemboran multilateral, dimana
cabangnya terletak dalam satu zone produktif yang miring (reservoar miring) sehigga antara lubang utama dan cabang memiliki ketinggian yang berbeda dan keduanya memiliki arah yang berlawanan. (Gambar 4.6.).
Gambar 4.6. Sumur Tipe Opposed Dual Lateral 23) 4.4.2.2.
Stacked Dual Laterals Suatu bentuk sumur pada pemboran multilateral, dimana lubang sumur
utama dan cabang arahnya sama, tetapi kedalaman targetnya berbeda. Bentuk ini cocok digunakan pada reservoar bertingkat. (Gambar 4.7.).
Gambar 4.7. Sumur Tipe Stacked Dual Laterals 23) 4.4.2.3.
Multilaterals
107
Adalah suatu sumur dengan lubang vertikal yang mempunyai cabang horisontal lebih dari satu, dimana cabang horisontal dibor dari lubang utama dan menembus satu atau lebih formasi produktif. Pada masing-masing cabang memiliki kedalaman yang berbeda. (Gambar 4.8.).
Gambar 4.8. Sumur Tipe Multilaterals 23) 4.4.2.4.
Branched Multilaterals Suatu jenis sumur pada pemboran multilateral, dimana cabang
horisontalnya dibor dari bagian lubang horisontal utama dengan arah horisontal dan memiliki kedalaman yang sama. (Gambar 4.9.).
Gambar 4.9. Sumur Tipe Branched Multilaterals 22) 4.4.2.5.
Splayed Multilaterals
108
Adalah suatu jenis sumur pada pemboran multilateral, dimana cabang horisontalnya dibor dari bagian horisontal utama dengan arah vertikal, tetapi memiliki kedalaman yang berbeda-beda. (Gambar 4.10.).
Gambar 4.10. Sumur Tipe Splayed Multilaterals 23) 4.4.2.6. Farked Dual Laterals Adalah suatu jenis sumur multilateral dengan bentuk seperti garputala, yaitu dengan dua bagian horisontal yang masing-masing memiliki arah dan kedalaman yang sama. (Gambar 4.11.).
Gambar 4.11. Sumur Tipe Farked Dual Laterals 23)
4.5. Peralatan Rangkaian Pipa Bor
109
Rangkaian pipa bor mempunyai berbagai susunan dengan tujuan yang berbeda. Peralatan ini disambungkan satu dengan yang lainnya oleh uliran sambungan. Adapun tujuan umum dari rangkaian pipa bor ini adalah : 1.
Memberikan saluran bagi fluida pemboran dari rig ke bit.
2.
Meneruskan gerak rotasi ke bit.
3.
Memungkinkan berat diset diatas bit.
4.
Menurunkan dan menaikkan bit ke dalam lubang.
Sedangkan beberapa tujuan khusus dari rangkaian pipa bor ini adalah : 1.
Memberikan stabilitas pada alat-alat bawah permukaan untuk mengurangi vibrasi dan bit jumping.
2.
Memungkinkan fluida formasi dan tes tekanan melalui drillstring.
4.5.1. Drill Pipe Drill pipe adalah suatu bentuk pipa yang dilengkapi alat penghubung berupa uliran pada kedua ujungnya. Tiap ujung harus kuat atau tebal, karena stress terbesar terjadi pada ujung ini. Adapun tujuan pemasangan dari drill pipe adalah : 1.
Sebagai alat transmisi torsi dari kelly ke bit.
2.
Sebagai saluran fluida pemboran.
3.
Sebagai alat penggantung bottom hole assembly.
4.5.1.1. Tipe Pipa Bor Ada dua tipe drill pipe berdasarkan beratnya yaitu drill pipe standar dan heavy weight drill pipe (HWDP). Pada Tabel 4-1 menunjukkan ukuran dan berat HWDP. Tabel 41. Ukuran dan Berat HWDP 15) OD, in 3½ 4 4½ 5
Heavy Weight Drill Pipe ID, in 2 1/16 2 9/16 2¾ 3
4.5.1.2. Ukuran 110
Weight 26 28 42 50
Suatu pipa bor digunakan dalam suatu interval ukuran dan dalam ukuran yang paling umum, digunakan bermacam-macam ketebalan dinding yang memungkinkan bisa dipilih untuk mencocokkan suatu type tertentu dengan pemboran. Range panjang drill pipe dibagi 3 jenis : Tabel 42. Range Panjang HWDP 15) Panjang
Panjang, ft
1
18 – 22
2
27 – 30
3
38 – 40
Sedangkan dimensi ketebalan dinding biasanya dinyatakan sebagai weight/ft dari pipa bor. 4.5.1.3. Grade Grade suatu pipa bor menggambarkan suatu minimum yield strength pipa. Harga ini sangat penting sebab grade digunakan dalam menghitung berat, collapse dan tension. Harga/grade dari drill pipe dapat dilihat pada Tabel 4-3. Tabel 4-3. Yield dan Tensile Stress Pada API Grade 15) API Grade
M Min. Yield Stress, Psi
M Min. Tensile Stress, Psi
Ratio m Min. Yield Stress m Min. Tensile S.
D E 95 (X) 105(G) 135 (S)
55000 75000 95000 105000 135000
95000 100000 105000 115000 145000
0.58 0.75 0.90 0.91 0.93
4.5.1.4. Class
111
Dalam hal kualitas pada saat pemakaian, pipa bor tidak sama dengan pipa lainnya, misalnya tubing dan casing. Klasifikasi drill pipe ini merupakan faktor penting dalam disain susunan rangkaian pipa bor dan digunakan karena jumlah dan tipe pemakaian sebelumnya akan mempengaruhi kekuatan drill pipe. 4.5.2. Bottom Hole Assembly (BHA) Peralatan BHA pada pemboran horisontal dapat dibedakan menjadi tiga bagian, yaitu: 1.
Motor Bottom Hole Assembly Motor bottom hole ini merupakan bagian dari motor penyediaan tenaga yang
digunakan untuk menggerakan bit. 2.
Rotary Bottom Hole Assembly Rangkaian drill string akan digerakkan oleh rotary table atau tenaga swivel
pada permukaan. Teknik pemboran dengan rotary BHA tergolong teknik yang konvensional dalam aplikasinya pada sumur horisontal. Akan tetapi pada bagian tertentu dalam pemboran horisontal masih diperlukan. 3.
Steerable Bottom Hole Assembly Pada steerable BHA ini menggunakan bent sub, tilt sub, offset stabilizer dan
bottom hole motor. Ketiga jenis BHA ini menggunakan MWD atau steering tool yang dihubungkan dengan non magnetic drill collar. Prinsip pendulum, fulcrum dan stabilisasi digunakan dalam menyusun BHA untuk semua tipe pemboran horisontal. BHA mempengaruhi trayektori lubang sumur. Bottom hole assembly (BHA) terdiri dari beberapa macam komponen, yaitu: 1.
Drill Collar Drill collar dipasang dibagian bawah dari drill string, dengan maksud untuk
memberikan berat yang cukup pada bit dalam suatu operasi pemboran. Drill colar tidak mempunyai tool joint yang dipasangkan pada badan pipa, dinding drill collar yang tebal memungkinkan ulir yang dipasang langsung pada dindingnya. Adapun tipe khusus drill collar adalah ; spiral DC, Non-Magnetic, Pony DC.
112
a
Fluted atau Spiral DC
Sama seperti DC biasa, perbedaanya adalah di sekeliling dindingnya mempunyai saluran spiral. Fungsi jenis ini adalah untuk mengurangi luas bidang kontak atau sentuh antara dinding lubang bor dengan BHA, memberikan saluran untuk aliran lumpur pemboran, serta untuk menghindari kemungkinan terjadinya wall sticking. b Non-Magnetic DC (Monel) Sering disebut dengan monel DC, hal ini disebabkan monel sering terbuat dari stainless-steel. Monel ini terbuat dari 70% nikel dan 30% tembaga. Fungsi monel adalah sebagai tempat menempatkan peralatan survey sehingga dengan memakai monel DC akan menghasilkan informasi survey yang tidak mengalami gangguan interferensi dari magnet bumi. c
Pony DC
Jenis ini memiliki dimensi yang lebih pendek dari DC standar dan terbuat dari bahan reguler atau non magnetik. Berfungsi untuk memberikan jarak tertentu antara peralatan-peralatan pengukuran dalam monel DC dengan peralatan lainnya. Dengan ditambahkannya pony DC maka peralatan lain dapat dipasang pada jarak yang tepat terhadap bit. 2. Heavy Weight Drill Pipe (HWDP) Heavy weight drill pipe adalah sejenis dengan DP biasa tetapi lebih berat dan mempunyai bagian yang lebih tebal yang membuatnya lebih berat 2.5 kali daripada DP standar, seperti tool joint yang berfungsi untuk menahan beban tegangan (stress loading) atau beban puntir (torsional load). Berat HWDP berada diantara DP standar DC, sehingga alat ini dapat berfungsi sebagai pengganti DC pada daerah kelengkungan pada pemboran horisontal untuk memberikan beratan pada pahat.
3. Compressive Strength Drill Pipe (CSDP)
113
Compressive strength DP adalah drill pipe yang memiliki wear knot (simpul) yang lebih besar. DP jenis ini umumnya dibuat dari bahan non magnetik, austenid steel untuk pemakaian instrumen near magnetic suvey dan pada lubang dimana BUR lebih besar daripada 150/30 m. Pada lubang bor dengan BUR<150/30 m, digunakan HWDP. Sebagai tambahan, HWDP untuk setiap 30 ft panjang, memiliki central up set yang bersifat seperti wear knot pada CSDP. Wear knot berfungsi untuk menjaga DP jauh dari dinding lubang bor pada daerah kurva. Hal ini akan mengurangi friksi rotasi dan friksi longitudinal yang akan menghasilkan less sticking. Juga dipikirkan bahwa wear knot membantu menjaga cutting tetap dalam suspensi.
Gambar 4.12. Drilling Tool 8) 4. Stabilizer Stabilizer berfungsi untuk menjaga arah pemboran sesuai dengan yang direncanakan. Teknik stabilizer yang populer adalah pendulum dan packed hole. Teknik pendulum menggunakan berat drill collar untuk bergerak pada stabilizer yang menjadi poros pengatur bit, sedangkan teknik packed hole adalah proses sebaliknya, yaitu dengan menggunakan sejumlah tambahan stabilizer dengan spasi yang berdekatan untuk mencegah efek pendulum. Adapun dua tipe dasar stabilizer, yaitu : Fixed Location Blade dan Sleeve Stabilizer.
114
Fungsi dari stabilizer tergantung pada tipe lubang yang akan dibor, adapun tipe lubang bor itu : a.
Vertikal Hole Tujuan pemasangan stabilizer adalah untuk mempertahankan drill collar agar
tetap ditengahtengah lubang bor. Dua sasaran yang hendak dicapai adalah menurunkan kemungkinan pelengkungan string sementara dalam keadaan compression dan memperkecil kemungkinan DC terjepit dinding. b. Deviated hole Penempatan stabilizer untuk membantu pengontrolan deviasi sesungguhnya akan tergantung pada jumlah deviasi yang diinginkan, dogleg yang ditolerir dan kondisi pemboran. Prinsip yang mendasari desain kestabilan string untuk deviated hole adalah mengkombinasikan kekakuan dan fleksibilitas pada titik yang berbeda pada BHA. Keuntungan dipasangnya stabilizer adalah: a. Menurunkan gaya pelengkungan pada drill collar. b. Memungkinkan penggunaan WOB yang besar. c. Menaikkan umur bit dengan jalan mengurangi goyangan pada bit. d. Mencegah penjepitan pipa oleh dinding lubang bor.
Gambar 4.13. Jenis – Jenis Stabilizer 8)
115
5. Roller Reamer Roller reamer terdiri dari blade stabilizer ditambah suatu seri roller yang dibuat dari baja keras atau tungsten carbide. Disamping berfungsi sebagai stabilizer, alat ini juga membantu mempertahankan ukuran lubang dan menanggulangi pipe sticking yang disebabkan oleh dog leg atau key seat. Ada tiga tipe roller reamer, yaitu : a.
3-Point String Tipe. Memberikan efek sehingga drill collar tetap ditengah dan menjaga lubang bor
tetap dalam ukurannya dengan menghilangkan rintangan pada dinding lubang bor. b.
6-Point Bottom Hole Type. Membantu memberikan kestabilan yang lebih baik dan kapasitas reaming
yang lebih besar. Membantu mencegah perubahan suatu sudut lubang pada formasi yang lebih keras dan abrassive. c.
3-Point Bottom Hole Type. Digunakan antara dril bit dan bit untuk mencegah reaming pada dasar lubang
oleh bit, yaitu untuk menjaga lubang tidak melewati ukurannya.
Gambar 4.14. Reamer 8)
116
5. Bent Sub dan Bent Housing Bent sub memberikan suatu siku permanen pada BHA dengan tipikal sudut sebesar 0.50 – 3.00 yang menghasilkan dog leg sebesar 10 – 60/100 ft. Dipakai untuk menghasilkan deviasi (penyimpangan sudut dari arah vertikal) lubang bor dan mengontrol lintasan lubang horisontal. Bent housing memiliki tipikal sudut sebesar 0.750 – 1.750 yang menghasilkan dog leg 10 –60/100ft. Adjustable Bent Sub (ABS) pada (Gambar 4.15) dasarnya sama dengan fixed bent sub, hanya perbedaaanya adalah ABS memiliki variasi ukuran bent dalam badannya, sehingga hanya diperlukan satu bent sub untuk berbagai laju pembentuk sudut yang diinginkan.
Gambar 4.15. Adjustable Bent Sub dalam assembly 8) Double-tilted universal joint (DTU) merupakan bent sub yang memiliki 1 bent dalam housing-nya. DTU akan memperkecil eksentrik pahat untuk suatu total sudut tilt tertentu (). Harga efektif keseluruhan sudut tilt bit DTU adalah perbedaan antara dua sudut tilt dalam rangkaian (assembly).
117
Gambar 4.16. Adjustable Bent Sub/Housing (ABS) 15) Shock sub adalah alat yang ditempatkan pada bagian bawah DC untuk mengabsorb vibrasi dan beban shock yang terjadi karena aksi cutting ketika pemboran menembus formasi keras. Tujuan dari pemasangan shock sub adalah: a.
Mengurangi kerusakan sambungan drill collar dan drill pipe.
b.
Mengurangi beban shock pada bit, sehingga mengurangi kecepatan kerusakan gigi dan bearing bit.
6. Drilling Jar Tujuan dari pemasangan drilling jar adalah untuk memberikan suatu aksi sentakan kearah atas pada saat pipa mengalami jepitan. Suatu drilling jar terdiri dari sliding mandrell yang ditempatkan pada drill string, mandrell dihubungkan pada satu ujung string dan sleeve pada ujung lainnya. Jar dapat dirun pada string dalam limit tertentu tanpa terjadi pergerakan pada mandrell.
118
Gambar 4.17. Drilling Jar 15) 7. Downhole Drilling Motor (DHDM) DHDM adalah motor yang digunakan untuk menggerakkan bit. Penggunaan motor ini mempunyai keuntungan, antara lain ; mengurangi penggunaan daya di permukaan, mengurangi ketergantungan operator terhadap karakteristik mekanis drill string, penggunaanya relatif ekonomis dibandingkan dengan pemboran konvensional. Penggerak utama dari motor ini adalah aliran fluida lumpur pemboran yang dipompakan dari permukaan menuju motor melalui drill string. Lumpur tersebut menggerakkan motor. Berdasarkan
mekanisme motor penggeraknya, DHDM
dibagi menjadi dua jenis, yaitu ; turbine motor dan positive displacement motor (PDM). A. Turbine Motor Terdiri dari rangkaian sudu-sudu yang dipasang 45 – 50 derajad dari arah rotasi. Sudu-sudu tersebut menghasilkan
gaya centrifugal hasil dari energi
mekanik fluida. Karena diameter turbin cukup kecil, motor harus berputar dengan kecepatan tinggi, sehingga motor ini cocok untuk dipasang dengan diamond bit.
119
Gambar 4.18. Down Hole Motor Turbodrill 21) B. Positive Displacement Motor PDM digerakkan oleh pompa moineau dengan rotor berbentuk helicoidal yang berperan sebagai rotor tersekat di dalam stator. Jika fluida dialirkan, rotor akan berputar untuk memberikan jalan kepada fluida untuk mengalir. Rotor bergerak karena ada perbedaan tekanan di dalam motor yang dihasilkan oleh lumpur.
Gambar 4.19. Sperry Drill PDM 21) 8. Steerable System
120
Steerable system
adalah sistem pemboran yang dapat dikontrol arah
pemborannya secara langsung ketika melakukan pemboran. Sistem ini meliputi bit, bent-housing, DHDM, MWD, dan stabilizer yang sudah merupakan kombinasi dari BHA. Pemboran dengan steerable system dapat menggunakan dua cara yaitu ; Sliding Mode, Rotary Mode. Sliding mode adalah membor dengan menggunakan DHDM sebagai penggerak bit. Cara ini dilakukan jika akan melakukan perubahan arah pemboran. Rotary mode adalah membor dengan menggunakan DHDM dan rotary table, untuk menggerakkan bit. Cara ini dilakukan jika akan membor lubang dengan arah tidak berubah. 9. Bit Bit standar tricone dan PDC (polycristaline diamond compact) umum dipakai pada sumur-sumur horisontal (Gambar 4.20.). Bit PDC menguntungkan untuk sumur horisontal karena memiliki usia lebih panjang, menjadikannya lebih ekonomis pada formasi shale. Meskipun demikian, ke-brittle-annya (keras tapi mudah pecah) membuatnya kurang cocok pada formasi yang lebih keras (berpasir). Bit PDC juga atraktif untuk dipakai karena kurang memiliki bagian yang berputar (bergerak ), sehinggga menghilangkan resiko untuk hilang cone (kerucut). Karena PDC cenderung untuk menghasilkan torsi reaktif yang tinggi pada PDM, maka bit ini akan mudah terpengaruh untuk melenceng lintasan dari arah setting tool face yang direncanakan, yang tejadi lebih cepat daripada memakai tricone bit. Bit roller cone memiliki kecenderungan untuk walking, biasanya ke arah kanan, arah dari rotasi rangkaian pipa. PDC bit dengan panjang short-gauge pada low speed rotary cenderung untuk membor lurus (straight) atau berjalan (walk) ke kanan. PDC bit long-lauge dengan kecepatan tinggi rotary telah diketahui cenderung untuk berjalan (walk) ke kiri. Alasan mengenai kecenderungan-kecenderungan ini tidak benar-benar dapat dipahami.
121
Bit rolling-cone sering dikombinasikan dengan motor kecepatan rendah dan menengah, contoh untuk rotary speed sebesar kurang dari 200 rpm.
Gambar 4.20. Bit Polycristalline Diamond Compact (PDC)15)
4.5.3. BHA Berdasarkan Tipe Pemboran Horisontal Berdasarkan empat tipe pemboran horisontal, maka harus dipilih bottom hole assembly (BHA) yang tepat untuk masing–masing tipe pemboran. Bottom hole assembly berdasarkan tipe pemboran horisontal, yaitu: 4.5.3.1. BHA Untuk Long Radius System Pada sistem ini peralatan yang digunakan adalah rotary assembly, tetapi untuk bagian pertambahan sudut dibor dengan steerable motor agar pengontrolan arahnya dapat dideteksi dengan baik dan didapat hasil lengkungan yang baik. Steerable motor ini adalah bent housing motor yang diputar untuk arah vertikal atau berarah pada pemboran horisontal.
122
Gambar 4.21. Susunan BHA Untuk Tipe Long Radius System15) Sistem peralatan pemboran horisontal tipe long radius system terdiri dari orientation assembly, flexible drive pipe dan stabilized straight assembly (Gambar 4.21.). Orientation assembly berupa whipstock dengan kemiringan 7 – 9 yang dipasang pada lokasi KOP. Curve assembly dan flexible drive pipe merupakan peralatan utama dalam pembelokan lubang. Curve assembly mencakup kerangka luar yang tidak berputar dan mudah melengkung, sedangkan flexible drive pipe menghubungkan bagian vertikal yang berputar dengan curve assembly dan untuk peralatan pembentukan sudut pada sumur long radius digunakan 1 – 2 bent subs yang dipasang diatas motor dan untuk mempertahankan sudut digunakan string stabilizer.
123
4.5.3.2. BHA Untuk Medium Radius System Bottom hole assembly pada pemboran horisontal tipe medium radius system terdiri dari heavy weght drill pipe (HWDP), spiral drill collar, compressive service drill pipe, MWD dan experiment tool. (Gambar 4.22.). HWDP berukuran 3 ½ “ yang berada pada bagian vertikal dapat dijadikan sebagai cadangan beban untuk WOB.
Gambar 4.22. ARCO Medium Radius System15) 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 stabilizer. Dan 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 “). Untuk membuat lubang sumur jenis ini digunakan HWDP atau CSDP (compressive service drill pipe) untuk menghindari problem pelengkungan pipa (pipe buckling problems) dan untuk mendapatkan beban pada pahat.
124
CSDP berukuran 3 ½ dan 2 ⅞ “ merupakan drill pipe khusus yang dirancang flexible dan tahan dalam kondisi kompresi, dipasang pada bagian pertambahan 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 3 ½ “ dipasang dua pad dengan jarak 10 ft, sedangkan pada CSDP 2 ⅞ “ dipasang 3 pad dengan jarak 7 ½ ft. Bagian pembentukan sudut yang kecil (3.5 – 5.5 ft) umumnya dibor dengan menggunakan slick assembly yang menggunakan high speed double bent motor dengan pada atau stabilizer untuk menekan peralatan ke arah yang diinginkan. 4.5.3.3.
BHA Untuk Short Radius System Eastmen Christensen telah mengembangkan short radius system (4060
ft), yang berfungsi untuk mengebor 8001500 ft pada bagian horisontal. Bottom hole assembly pada sumur horisontal tipe short radius system terdiri dari flexible drill pipe, flexible joint drill collar, near bit stabilizer dan down hole motor (DHM)
(Gambar
4.23.)
Untuk
sistem
pengeborannya
masih
dengan
menggunakan sistem yang lama yaitu knuckle joint. Near bit stabilizer berfungsi sebagai penumpu yang dapat menghasilkan efek fulcrum sehingga bit dapat diarahkan sesuai dengan lintasan kurva yang diharapkan. untuk pembentukan sudut awal digunakan whipstock.
Gambar 4.23. ShortRadius Angle Assembly15)
125
4.5.3.4. BHA Untuk Ultrashort Radius Radial System (USRRS) Pada sumur horisontal tipe USRRS diperlukan ruangan dibawah tanah pada lubang bor yang berfungsi untuk menempatkan peralatan pembelok (under– reamed zone), biasanya digunakan whipstock assembly sebagai alat pembelok (lihat Gambar 4.24.). Mekanisme yang digunakan berupa drill string beserta bit bergerak kebawah dan dibelokkan oleh whipstock hingga mengarah ke horisontal. Daya penembusan kedalam batuan berasal dari pancaran fluida berekanan tinggi yang dihasilkan oleh jet bit (10.000 psi yang digunakan untuk mengebor 100 – 200 ft pada bagian horisontal untuk material unconsolidated sand.
Gambar 4.24. Penampang Lubang Bor USRRS15) 4.6. Monitoring Dan Survey
126
Monitoring diperlukan untuk mengetahui ketepatan dari peralatan pemboran sesuai dengan perencanaan lintasan yang telah dibuat sebelumnya, dengan demikian akan diketahui bila terjadi penyimpangan arah. Hal ini memungkinkan untuk dilakukan koreksi sehingga lintasan tetap terjaga. 4.6.1. Measurement While Drilling (MWD) Measurement While Drilling (MWD) merupakan suatu temuan baru dibidang 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. 4.6.1.1. 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 (stand 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 :
a. Formation Radioactivity (Gamma Ray)
127
Diukur dengan bantuan ruggedized scintillation detector setiap 27 detik pada pengeboran biasa dan 54 detik dengan downhole motor. b. Formation Resistivity (Short Normal) Dengan memasang electrode short normal 16 inci dan mengukur setiap 27 detik. c. Annular Temperature Sensor yang dipasang di bagian luar MWD akan mengukur suhu lumpur yang melalui sensor tersebut setiap 54 detik. d. Downhole Weight on Bit (DWOB) 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). e. Borehole Deviation / Azimuth Kemiringan dan arah lubang bor dapat diukur dengan sistem magnetometer dan accelerometer setiap saat selama aliran lumpur berlangsung. f. 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. 4.6.1.2. Jenis-Jenis Peralatan MWD Berdasarkan fungsinya, peralatan MWD dibedakan menjadi dua, yaitu : a. Jenis MWD Rotary (Rotary Drilling Mode) Peralatan jenis ini dapat digunakan pada pengeboran biasa dan pengeboran dengan down motor tanpa diperlukan pengarahan lubang bor. Dari perekaman, alat ini akan menghasilkan data : 1
formation radiactivity
2
formation resistivity
3
suhu annulus (annular temperatur)
4
torsi di pahat (downhole torque)
128
5
beban pahat di dasar (downhole weight on bit)
6
sudut kemiringan lubang (hole deviation)
7
arah lubang (azimuth)
b. 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 diatas down hole motor, dibawah MWD. Pada penggunaan peralatan ini, rangkaian pengeboran tidak diputar untuk mencegah kesalahan pengarahan alat pembelok. Rekaman alat ini akan menghasilkan data : 1
formation radioactivity
2
magnetic tool face angle
3
gravity 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 sudut kemiringan diatas 5 digunakan gravity tool face.
Gambar 4.25. Skematik Sistem MWD 15) 4.6.2. Peralatan Survey
129
Selama operasi pemboran setiap mencapai titik-titik kedalaman tertentu, kita
akan 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 kesasaran semula. Seperti terlihat pada Gambar 4.26., peralatan 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 ke dalam. Prinsip kerjanya sama dengan peralatan multi shot.
Gambar 4.26. Contoh Alat Survey Dan Prinsip Kerjanya 21) 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
130
ini menghasilkan penyimpangan dari vertikal, karena adanya fluida yang bebas bergerak, sedang arah dicatat pada unit pencatat. Unit terdiri dari tiga macam, yaitu : 0 – 120, 10 – 200, dan 15 – 900. Sebagai contoh pembacaan lihat Gambar 4.27. (ini adalah contoh alat pencatat unit 0 – 12). Dari gambar ini dapat dibaca : Sudut kemiringan lubang bor = 5 / 220 Sudut arah lubang bor
= N 42 0E
Gambar 4.27. Cara Pembacaan Hasil Pengukuran Alat Survey 21) 4.6.3. Metode Survey Setelah drilling planning dibuat dan telah dilaksanakan, maka dalam pengoperasiannya setiap kedalaman tertentu dilakukan pengukuran sudut kemiringan dan arah luabang bor. Bila titik-titik survey tersebut terjadi penyimpangan maka lubang bor diarahkan kembali ke arah yang telah ditetapkan. Beberapa metode yang dapat menentukan koordinat titik survey tersebut. Dalam perhitungannya didasarkan pengukuran ke dalam sumur, perubahan sudut arah dicatat oleh alat survey. Metode-metode perhitungan tersebut adalah : 4.6.3.1. Metoda Tangensial
131
Prinsip dari metode ini adalah menggunakan sudut inklinasi dan azimuth dari titik awal interval untuk menghitung vertical depth, daparture, dan posisi. Prinsip dari metode tangential tersebut ditunjukkan Gambar 4.28. VD = MD cos I2 ..........................................................................(4-1) D
= MD sin I2 ...........................................................................(4-2)
D
= D sin A2 = MD sin I2 sin A2..............................................(4-3)
N
= D cos A2 = MD sin I2 cos A2 ...........................................(4-4)
Keterangan : MD = pertambahan measured depth. VD = pertambahan TVD. D
= pertambahan departure.
N
= pertambahan koordinat arah utara.
N
= pertambahan koordinat arah selatan.
Gambar 4.28. Metoda Tangensial 21) 4.6.3.2. Metoda Balanced Tangential Metode 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. Prinsip dari metode ini ditunjukkan pada Gambar 4.29.
132
D1
= ( MD/2) sin I1...................................................................(4-5)
D2
= ( MD/2) sin I2...................................................................(4-6)
D
= D1 + D2 = MD/2 (sin I1 + sin I2).................................(4-7)
VD1
= ( MD/2) cos I1 ..................................................................(4-8)
VD2
= ( MD/2) cos I2 ..................................................................(4-9)
VD
= VD1 + VD2 = MD/2 (cos I1 + cos I2).........................(4-10)
N
= N1 + N2 = D1 cos A1 + D2 cos A2 = MD/2 (sin I1 cos A1 + sin I2 cos A2) .............................(4-11)
E
= E1 + E2 = D1 sin A1 + D2 sin A2 = MD/2 (sin I1 Sin A1 + sin I2 sin A2)...............................(4-12)
Gambar 4.29. Metoda Balanced Tangential 21) 4.6.3.3. Metoda Angle Averaging Prinsip dari metode ini adalah menggunakan rata-rata sudut inklinasi dan rata-rata sudut azimuth dalam menghitung vertical depth, departure dan posisi. Perhitungan dengan metode ini hampir sama dengan metoda tangential methode. D
= MD sin (I1 + I2)/2 ........................................................(4-13)
VD = MD cos (I1 + I2)/2 ............................................................(4-14) E
= MD sin (I1 + I2)/2 + cos (I1 + I2)/2 ...................................(4-15)
N
= MD sin (I1 + I2)/2 + cos (I1 + I2)/2 ...................................(4-16) 133
4.6.3.4. Metoda Radius Of Curvature Metode ini menganggap bahwa lintasan yang melalui dua stasiun berbentuk kurva yang mempengaruhi radius of curvature tertentu. Prinsi perhitungan dengan metode ini ditunjukkan olah Gambar 4.30. dan dapat dilakukan perhitungan dengan persamaan berikut ini : VD =
360MD sin I 2 sin I1 .................................................(4-17) 2 I 2 I1
D
=
360MD cos I1 cos I 2 .................................................(4-18) 2 I 2 I1
=
360 2 MD cos I1 cos I 2 sin I 2 sin I1 4 2 A2 A1 I 2 I1
N
........................(4-19)
Gambar 4.30. Metoda Radius Of Curvature 21) 4.6.3.5. Metoda Minimum of Curvature Persamaan ini hampir sama dengan persamaan pada metode balanced tangential, kecuali data-data surveynya dikalikan dengan Rf. Maka persamaannya menjadi : RF
2 DL tan ...................................................................(4-20) DL 2
=
134
Keterangan : DL
= dog leg angle
Cos DL
= cos (I2 – I1) – sin I1 x sin I2 (1 – cos(A2 – A1)
VD
= MD/2 (cos I1 + cos I2)RF ...........................................(4-21)
N
= MD/2 (sinI1 cos A1 + sin I2 cos A2)RF........................(4-22)
E
= MD/2 (sin I1 sin A1 + sin I2 sin A2)RF........................(4-23)
4.6.3.6. Metoda Mercury Metode ini merupakan perbaikan dari metod balanced tangential dengan memasukan faktor-faktor koreksi panjang dari alat survey yang dipergunakan. Prinsip kerja metoda ini ditunjukkan oleh Gambar 4.31. MD STL cos A 2 cos A1 STL cos A 2 ..........................(4-24) 2
VD =
MD STL sin I 2 cos A2 sin I1 cos A1 STL sin I 2 cos A2 (4-25) 2
N = E
MD STL sin I 2 cos A2 sin I1 cos A1 STL sin I 2 cos A2 .(42
=
26)
Gambar 4.31. Metoda Mercury 21) 4.7.
Perencanaan Target Lintasan Pemboran Multilateral 135
Sebelum melakukan pemboran multilateral, terlebih dahulu harus dibuat rencana pengeboran (drilling planning), yang menyangkut
masalah-masalah
desain pembelokan. Desain pembelokan merupakan proses perencanaan penentuan arah atau bidang
bersudut
tinggi untuk mencapai target yang direncanakan. Dalam
pelaksanaan pemboran, pengontrolan terhadap arah lintasan merupakan hal yang menentukan keberhasilan
pencapaian target. Desain pembelokan bertujuan
untuk : 1.
Menghindari terjadinya problem-problem pada operasi pemboran.
2.
Meminimalkan
terjadinya
pergeseran
akhir
pembelokan
(end
of
curve/EOC). 3.
Toleransi terhadap penyimpangan terget kecil.
4.
Toleransi terhadap bebagai peralatan produksi dan peralatan penunjang lainnya. Langkah
awal
dari
perencanaan
pemboran
multilateral
adalah
merencanakan lintasan pemboran atau target pemboran. Desain pembelokan berisi rencana dari berbagai lintasan yang akan dibor dan secara ekonomis menguntungkan. Lubang bor pada pemboran multilateral dibagi menjadi tiga bagian, yaitu : 1.
Bagian lubang vertikal.
2.
Bagian penambahan sudut dan 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 (kick of point), arah target, besar BUR (build up rate), proses pelubangan casing (milling window), panjang bagian horisontal, lumpur, ukuran dan kedalaman casing, serta penyemenan. Untuk perencanaan dan hidrolika lumpur, perencanaan casing serta penyemenannya akan dibahas pada bagian bab tersendiri.
136
Penggambaran bagian pertambahan sudut dilakukan dengan metode radius of curvature. Metode ini menganggap segmen-segmen lubang bor berupa busur lingkaran yang menyinggung dua titik survey yang mempunyai sudut kemiringan tertentu. Sedangkan pada penggambaran bagian lubang tanpa pertambahan sudut digunakan metode tangensial. Interval perhitungan disesuaikan dengan satuan BUR, yaitu o/100 ft. Hasil perhitungan tiap-tiap bagian lubang digambarkan dalam bentuk proyeksi vertikal dan horisontal yang selanjutnya untuk dijadikan perbandingan data survey operasi pemboran di lapangan. Masalah utama dalam pemboran multilateral berhubungan erat dengan efek gravitasi, friksi, pengangkatan cutting pada bagian pertambahan sudut, dan pada bagian horisontal yang menimbulkan kesulitan pada pembebanan dan pergerakan di dalam lubang, serta pembersihan lubang bor. 4.7.1. Penentuan Lokasi Kick Of Point (KOP) 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. 4.7.1.1. Kondisi Lokasi KOP Batasan lain yang perlu diperhatikan dalam penentuan lokasi KOP adalah kondisi lokasi itu sendri. Sedapat mungkin lokasi KOP memenuhi kriteria sebagai berikut : 1.
KOP tidak terletak pada zona lunak, zona rekah, formasi dengan kemiringan tinggi, zona perubahan lithologi dan kekerasan, zona loss gas, zona pembesaran lubang, dan zona swelling, agar tidak menyulitkan dalam pembentukan sudut arah kemiringan.
2.
KOP terletak pada jarak yang cukup di bawah casing shoe untuk menghindari terjadinya gesekan.
137
3.
Pada pemboran dengan sistem cluster, KOP suatu sumur tidak terlalu dekat dengan sumur lain, sehingga tidak terjadi gangguan logam terhadap hasil survey sumur baru. Ketiga 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. 4.7.1.2. Kedalaman Dan Target Kedalaman terget yang harus dicapai, dalam hal ini adalah kedalaman titik awal bagian horisontal yang berpengaruh pada penentuan lokasi KOP dan berhubungan dengan besar BUR (build up rate) yang dapat dilakukan. Target yang dalam memungkinkan untuk memilih BUR yang relatif kecil. Sebaliknya target yang dangkal memerlukan BUR yang lebih besar. Tabel IV-4. menunjukkan hasil perhitungan hasil perhitungan jarak KOP dan jarak pemboran atau MD (measure depth) yang diperlukan untuk berbagai laju pertambahan sudut konstant. Tabel IV-4. Perhitungan Jarak KOP – Target Dan Jarak Pemboran (MD) BUR (o/100 ft)
Jarak KOP – Target (TVD = H, ft)
Jarak Pemboran (MD, ft)
2,0 3,0 4,0 4,5 5,0 6,0 6,5 7,0 7,5 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
138
Dari Tabel IV-4 untuk target yang paling dalam dipilih lokasi KOP yang sesuai dengan BUR yang relatif kecil, tetapi target yang dangkal misalnya seperti 450,00 ft diperlukan BUR yang relatif besar, yaitu 20 o/100 ft. Namun sekarang telah dilakukan usaha untuk mendapatkan lubang horisontal pada target yang dangkal dengan BUR kecil. 4.7.1.3. Kemampuan Peralatan Kemampuan peralatan yang tersedia dalam membentuk BUR berpengaruh pada penentuan lokasi KOP. BUR yang besar memerlukan konfigurasi drill string dan peralatan khusus. Peralatan pemboran long radius dapat digunakan pola BUR 40 – 50 ft. Pemboran dengan BUR lebih besar mengalami kesulitan
dalam
mengontrol sudut arah di samping adanya batasan casing yang akan digunakan, karena lebih murah dan mudah didapatkan . 4.7.2. Profil Lintasan Sumur Horisontal Langkah pertama dalam perencanaan beberapa pemboran sumur horisontal adalah mendesain lintasan lubang sumur sampai memotong target yang ada. Disain awal sebaiknya mengusulkan beberapa tipe atau variasi tipe lintasan yang dapat dibor secara ekonomis, kedua adalah rencana sebaiknya meliputi efek geologi pada BHA yang akan dipakai dan faktor lain yang dapat mempengaruhi akhir trayek lubang sumur. Adanya bagian pertambahan suatu sudut menimbulkan persoalan dalam pemboran, masalah yang timbul berhubungan erat dengan efek friksi, gravitasi dan pengangkatan cuting serta karakteristik formasi yang akan ditembus ditambah dengan kegagalan mekanis peralatan yang digunakan dalam pemboran berlangsung. Dimensi kurva kelengkungan dapat dihitung dari hubungan geometri garis lurus dan lingkaran. Untuk kurva kelengkungan simple tangent dimana kita bermaksud untuk menjaga peralatan permukaan bent housing motor menekankan dan memaksimalkan laju pertambahan sudut dari alat. Lintasan dapat digambarkan sebagai lingkaran pada rencana vertikal.
139
Penggambaran bagian pertambahan sudut dilakukan dengan metode radius of curvature. Metode ini menganggap segmen-segmen lubang bor berupa suatu lingkaran yang menyinggung dua titik survey yang mempunyai titik sudut kemiringan tertentu. Perumusan yang digunakan selama perencanaan adalah sebagai berikut : R
5730 ...........................................................................................(4-27) B
MD
100(1 2 ) .............................................................................(4-28) B
TVD = R[Sin2 - Sin1] ......................................................................(4-29) H = R [Cos1 - Cos2] .........................................................................(4-30) Keterangan : B
= build rate, deg/100 ft
R
= build radius, ft
TVD = ketinggian vertikal, ft H
= displacemen, ft
MD = panjang lintasan lubang bor, ft 1
= inklinasi awal lubang bor, deg
2
= inklinasi akhir lubang bor, deg
Sedangkan pada penggambaran bagian lubang tanpa pertambahan sudut digunakan metode tangensial dengan perumusan : TVD
= MDCos .............................................................................(4-31)
H
= MDSin ...............................................................................(4-32)
Interval perhitungan disesuaikan dengan laju pertambahan sudut, yaitu 100 ft. Hasil perhitungan tiap bagian lubang digambarkan dalam bentuk proyeksi vertikal dan horisontal, yang selanjutnya dijadikan pembanding hasil perhitungan data survey operasi pemboran dilapangan. Ada lima tipe lintasan pemboran pada bagian horisontal yang digunakan dalam praktek pemboran multilateral yang disesuaikan dengan kondisi reservoarnya, yaitu :
140
1.
Single Build Curve.
2.
Simple Tangent Build Curve.
3.
Ideal Build Curve.
4.
Complex Tangent Build Curve.
5.
End Build Curve.
4.7.2.1. Single Build Curve Secara ideal, tipe ini mempunyai satu pelengkungan dengan pertambahan sudut yang konstant hingga mencapai target KOP hingga EOC (displacement end of curvature), yang ditunjukkan pada Gambar 4.32. Radius pelengkungan dapat dihitung dengan persamaan berikut : R
5730 ............................................................................................(4-33) B
Keterangan : R = radius, ft B = build rate, deg/100’
V
R1
H Gambar 4.32. Diagram Single Build Curve 21)
4.7.2.2. Simple Tangent Build Curve 141
Desain build curve yang lama dan luas digunakan adalah simple tangent build curve. Simple tangent build curve membagi kelengkungan dalam dua bagian yang dipisahkan oleh perubahan interval garis singgung lurus. Anggapan secara umum yang kedua adalah bagian build curve akan dibor dengan peralatan motor pembentuk sudut dan laju pertambahan sudut yang kedua juga sama dengan laju pertambahan sudut saat pemboran tahap lengkungan pertama. Konsep “simple tangent build curve” berasal dari penelitian bahwa pembentuk sudut akan memberikan perlakuan kelengkungan yang konsisten pada sumur di area khusus dimana penampakannya sangat berarti diantara sumursumur dengan formasi target yang berbeda atau pada daerah lainnya. Dengan desain ini operator menggunakan penelitian penambahan lengkungan pada lengkungan pertama untuk menghitung besarnya lengkungan kedua dan panjang interval target yang diperlukan serta kedalaman KOP yang kedua. Pengurangan kesalahan pada akhir kurva untuk mencapai target bedanya relatif kecil antara sebenarnya dengan perkiraan pada lengkungan kedua. Teknik ini ternyata berhasil, pentingnya KOP dan rencana kurva kelengkungan didesain menggunakan laju kelengkungan sekecil mungkin untuk memilih peralatan motor pembentuk sudut. Keputusan yang diperlukan desainer adalah laju lengkungan, interval sudut tangen dan panjang interval tangen. Desain laju kelengkungan tidak boleh lebih besar dari minimum laju kelengkungan yang diharapkan untuk memilih motor pembentuk sudut. Jika laju pertambahan sebenarnya dilapangan melebihi laju laju minimum yang direncanakan maka panjang interval target dirubah sehingga kurva kelengkungan kedua itu mencapai target dan kelengkungannya sama dengan laju pertama. Batas kesalahan untuk mencapai target ini berbeda antara kelengkungan ke dua sebenarnya dengan perubahan kelengkungan kedua yang direncanakan. Simple Tangent Build Curve adalah tipe lintasan atau perlengkapan yang terdiri dari tiga bagian seperti ditunjukkan pada Gambar 4.33. yaitu : 1.
Lintasan pertama, dimulai dari KOP dengan sudut tetap, kemudian dilanjutkan pada tahap kedua.
142
2.
Lintasan kedua, bagian tangensial yang merupakan lanjutan dari lintasan pertama dengan sudut inklinasi yang konstant.
3.
Lintasan ketiga, merupakan kelanjutan dari lintasan kedua dengan sudut yang tetap. Pada umumnya lintasan ketiga dan pertama mempunyai pertambahan sudut (build up rate) yang tetap.
R1 V R2 H Gambar 4.33. Diagram Simple Tangent Build Curve 21)
4.7.2.3. Complex Tangent Build Curve Complex tangent build curve memberikan logika untuk langkah selanjutnya dalam pengontrolan kecepatan pencapaian TVD target yang kecil. Untuk desain build curve yang menggunakan interval kelengkungan pertama untuk membuat tingkat performance motor pembuat sudut yang dipilih untuk pekerjaan dengan metode simple tangent. Bagaimanapun penggunaan lengkungan pertama ini pada pemilihan KOP untuk build curve kedua. Konsepnya adalah menggunakan desain laju yang lebih rendah daripada yang sesungguhnya pada lubang diatasnya (sebelumnya). Desain complek tangent build curve tidak bermaksud membuat lintasan lubang yang lurus akan tetapi memberikan pemboran dengan kemampuan mengatur laju lengkungan baik ke atas atau ke bawah saat pemboran kelengkungan kedua. Perbandingan contoh metode tipe ini dengan tipe desain
143
simple tangen menunjukkan atau memperlihatkan keuntungan dan kerugian yang sama. Kerugian yang paling besar pada desain ini adalah bahwa panjang, tinggi dan displacement (panjang horisontal) diperbesar sebesar 615 ft. tingginya diperbesar dari 168 ft menjadi 206 ft dan panjang displacemen diperbesar dari 460 ft menjadi 567 ft. prinsip keuntungan desain ini adalah tinggi aktual kurva kelengkungan kedua dapat dirubah naik atau turun. Perubahan vertikal maksimumnya adalah sebesar 36 ft ke atas jika perubahannya diketahui pada saat permulaan lengkungan kurva kedua ini akan memberikan perubahan tinggi maksimum sebesar 18 % dari tinggi awal. Interval belok kelengkungan juga mempunyai total lengkungan yang lebih besar daripada lengkungan desain simple tangent meskipun kenaikkannya tidak besar. Sebagai contoh kasus ini adalah total dog leg pada kelengkungan hanya 10 % lebih besar daripada untuk menyelesaikan desain simple tangent. Desain ini paling besar diterapkan untuk sumur horisontal yang dibor pada target struktur. Sangat berguna ketika posisi akhir target ditetapkan oleh formasi atas yang lokasinya pada lengkungan kedua. Meskipun tidak dapat membuat kepastian hubungan yang luas. Ukuran perubahannya sangat berarti sebagai contoh pada kasus desain kelengkungan adalah sebesar 6.5/100 ft. kita akan mencapai 70 saat kita berada 53 ft diatas target horisontal. Pada point itu memungkinkan untuk mencapai target horisontal dengan maksimum build rate 8/100 ft. pada tinggi vertikal hanya 43 ft pembelokan lurus oleh peralatan permukaan akan mengijinkan perubahan 10 ft vertikal hanya dari 53 ft di atas target. Ini memungkinkan juga untuk mencapai ke bawah target oleh adanya peningkatan sudut peralatan permukaan. Complex tangent build curve memberikan pertukaran antara kecepatan TVD target dengan posisi dan arah target. Perhitungan memperlihatkan pengaruh pertukaran dengan menggunakan desain ini adalah yang paling effektif. Desain memerlukan membuat latitud yang lebih besar pada akhir displacement curve dan arah untuk memaksimalkan pengontrolan target vertikal. Desain ini juga merupakan suatu cara pembentukan bagian pertambahan sudut yang hampir sama dengan metode simple tangent build curve, tetapi pada 144
tipe ini laju pertambahan sudut dan jari-jari lengkungan lubang bor fasa pertama dan kedua besarnya berbeda. Dalam merubah BUR dari suatu alat BHA yang mempunyai BUR tertentu dapat dilakukan dengan cara memutar pipa pemboran kekiri atau kekanan yang biasa disebut dengan “tool face angle ()”. Besarnya tool face angle tergantung dari besarnya build rate total (Bt) dan build rate yang direncanakan (Bv), seperti dalam persamaan berikut: Bv ArcCos ...............................................................................(4-34) Bt
Akibat adanya perputaran alat maka akan diperoleh suatu perubahan azimut (Az) dengan besarnya dog leg (DL) yang lebih besar dari pertambahan sudut inklinasi. DL
Bt ................................................................................(4-35) 1 Bv 2
CosDL Cos1 Cos 2 ..............................................(4-36) Az ArcCos Sin1 Sin 2
Keterangan : DL = dog leg yang terbentuk, deg 1 = sudut inklinasi awal, deg 2 = sudut inklinasi akhir, deg Az = azimut yang terbentuk, deg
145
R1 V R2 H Gambar 4.34. Diagram Complex Tangent Build Curve 21) 4.7.2.4. Ideal Build Curve Merupakan complex tangent build curve yang benar-benar tanpa interval tangent, oleh karena itu dapat dibor dengan motor pembuat sudut tunggal kecuali kalau dibatasi oleh umur bit. Dengan jelas ini akan memberikan metode dengan biaya yang lebih rendah untuk pemboran build curve, ini juga akan memerlukan bahwa diharapkan tangen performent peralatan pembuat sudut akan lebih kecil daripada yang dapat diserap oleh perubahan sudut tool face saat pemboran build kedua dan bagian belokan. Meskipun demikian kita tidak dapat memprediksikan penampakan dari laju motor pembuat sudut pada sudut pertama. Sebaiknya dipertimbangkan untuk sumur kedua dan ketiga pada suatu area. Ideal curve adalah suatu metode pembentuk daerah pertambahan sudut dengan menggunakan satu lengkungan yang mulus, tetapi dengan laju pertambahan sudut dan jari-jari kelengkungan sumur yang berbeda. Gambar 4.35.
146
R1
V R2 H Gambar 4.35. Diagram Ideal Build Curve 21)
4.7.2.5. End Build Curve Adalah build rate akhir yang harus dilakukan untuk dapat mencapai posisi target dengan toleransi yang diizinkan, dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan berikut ini :
B 5730
sin t
sin .....................................................................(4-37) TVD t TVD
Keterangan : B
= build rate yang dibutuhkan untuk mencapai target, o/100 ft
Фt
= inklinasi target, derajat
Ф
= inklinasi lubang terakhir, derajat
TVDt = kedalaman target vertikal, ft TVD = kedalaman target vertikal terakhir yang dicapai, ft Build curve design yang telah dijelaskan di atas harus dilakukan dengan cermat, dengan maksud agar : 1.
Mencegah problem yang disebabkan oleh formasi.
2.
Memperkecil measured depth pada daerah pertambahan sudut.
3.
Memperkecil displacement end of curvature (EOC).
147
4.
Menyediakan interval yang sesuai
untuk mengatasi masalah-masalah
yang mungkin muncul dari kondisi idealnya. 5.
Dapat mempergunakan tanda-tanda struktur yang ditembus untuk dapat mencapai target kedalaman terakhir.
6.
Mencapai target dalam limit toleransi yang diperbolehkan.
7.
Mempersiapkan daerah pertambahan sudut sehingga target panjang horisontal dapat ditembus dengan maksimal.
8.
Mempersiapkan lubang sehingga mampu mempergunakan perlengkapan dan alat produksi yang diperlukan.
9.
Mempersiapkan lubang agar terhindar dari problem lapisan berbahaya pada saat pemboran.
4.7.3. Penentuan End Of Curvature (EOC) 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. Sebenarnya toleransi
didefinisikan sebagai kemampuan
menempatkan bagian horisontal pada koordinat yang telah ditentukan dengan kemiringan tertentu. Kemiringan target terhadap formasi dapat dihitung dengan menggunakan persamaan : h 90 Tan 1 Tan dip .Cos ( dip well ) .........................................(4-38)
Keterangan : θh
= inklinasi bidang koordinat pada zona target, derajat
θdip
= inklinasi target plane, derajat
θwell = azimuth bidang horisontal, derajat Sedangkan kedalaman target dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan : TVDEOC
= TVDTP + DISL {Tan θdip. Cos (θdip – θwell)}..................(4-39)
148
Keterangan : TVDEOC = true vertical depth dari EOC target plane, ft TVDTP
= true vertical depth dari target plane, ft
DISPL = panjang displacement dari lokasi permukaan ke EOC, ft θEOC
= azimuth EOC dari permukaan, derajat
Dalam penentuan zone target, tipe target horisontal secara umum dapat dikategorikan menjadi tiga tipe, yaitu :
1.
Defined Vertical Depth, adalah sumur dengan bagian horisontal benarbenar tegak lurus (90o) dari sumbu tegak.
2.
Defined Structural, adalah sumbu dengan target horisontal yang mempunyai sudut sejajar dengan kemiringan struktur lapisan reservoar yang ditembus.
3.
Slant Hole, adalah sumur horisontal yang menembus formasi
target
dengan sudut kemiringan tinggi. Berikut ini akan diperlihatkan beberapa contoh dari tipe-tipe target dari suatu pemboran.
Gambar 4.36. Tipe-Tipe Target Horisontal 21) Pemilihan tipe-tipe ini sangat dipengaruhi oleh kondisi atau kedudukan kemiringan formasi, batas WOC, sehingga dapat memperkirakan daerah-daerah yang perlu diisaolasi.
149
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 pemboran serta peralatan yang digunakan, dihitung dari WOC menuju target. 4.7.4. Geometri Lubang Bor Perencanaan geometri lubang bor sangatlah penting bagi seorang enginer karena perencanaan ini merupakan tahap awal dalam pembuatan sumur-sumur pengembangan, perencanaan yang tidak tepat akan mengakibatkan biaya sumur membengkak dan banyak menjadikan masalah-masalah baru, namun sebaliknya bila perencanaan ini baik maka biaya yang dikeluarkan bisa lebih kecil. 4.7.4.1. Penentuan Geometri Lubang Bor Dalam penentuan geometri lubang bor dimulai dari perencanaan casing yang paling bawah kemudian casing berikutnya sampai kepermukaan, maka langkah awal yang dilakukan adalah merencanakan diameter casing produksi dengan terlebih dahulu kita harus mengetahui besarnya diameter tubing yang akan digunakan. .A Penentuan Diameter Tubing Tubing produksi direncanakan agar bisa mengalirkan minyak sebanyakbanyaknya dengan tidak menimbulkan permasalahan dalam produksinya, seperti ikut terproduksinya pasir, gas coning dan sebagainya. Perencanaan diameter tubing ini sangat dipengaruhi oleh produktivity index, tekanan formasi, tekanan dasar sumur dan tekanan kepala sumur serta kondisi formasinya. Untuk menentukan besarnya ukuran diameter tubing, langkah-langkah yang harus dilakukan adalah ; membuat kurva IPR, menentukan harga Maximum Effesiensi Rate (MER), membuat kurva tubing intake .1 Kurva IPR Untuk mengetahui kemampuan suatu sumur untuk berproduksi dapat dilihat dari kurva IPR sumur tersebut.
150
Potensi sumur dinyatakan dalam bentuk hubungan antara qo dengan Pwf, hubungan ini dapat dibuat dengan menggunakan berbagai metode sesuai dengan kondisi formasi yang ada. .2 Maximum Efficienci Rate (MER) Laju produksi yang terlalu besar akan mengurangi efficiensi perolehan minyak serta dapat menyebabkan terjadinya penurunan tekanan dengan cepat. Konsep yang dipakai untuk menentukan rate produksi untuk memelihara reservoar supaya recovey yang diperoleh maximum adalah Maximum Efficiency Rate (MER). Difinisi dari MER yaitu laju produksi terbesar yang diijinkan tanpa menyebabkan kerusakan formasi dan kehilangan tenaga yang percuma sehingga dapat mencapai ultimate recovery. Meyer dan Garder (1954), mengemukakan suatu persamaan untuk mendapatkan kapasitas aliran maximum agar tidak terjadi water coning, yang didasarkan pada suatu aliran potensial, yaitu : qomax= 0,001535
o k o 2 h D 2 ................................................(4-40) ln re rw o w
Keterangan : w = specific gravity air o = specific gravity minyak h
= ketebalan zona produktif, ft
D = interval perforasi, ft ko = permeabilitas minyak, darcy o = viscositas minyak, cp re = jari-jari pengurasan, ft rw = jari-jari sumur, ft Selanjutnya dalam usaha mencegah terproduksinya gas akibat gas coning maka produksi sumur harus diatur sedemikian rupa agar tidak melebihi aliran kritisnya. Kapasitas aliran kritis disini didifinisikan sebagai aliran maximum dimana minyak dapat diproduksikan tanpa ada sejumlah gas yang ikut terproduksi atau laju produksi maksimum agar tidak terjadi gas coning. 151
Persamaan rumusnya adalah sebagai berikut : qomax= 0,001535
o
g k g
ln re rw g
h
2
D 2 ...............................................(4-41)
.3 Kurva Tubing Intake Kehilangan tekanan pada dasarnya merupakan fungsi dari ketinggian dan friksi, perkiraan kinerja sistem produksi suatu sumur, sistem out flow ditinjau dari dua bagian, yaitu bagian pertama mulai dari nodal dibottom hole sampai kekepala sumur dan bagian kedua mulai dari kepala sumur sampai keseparator. .B Penentuan Ukuran Casing Produksi Setelah ukuran diameter tubing diperoleh, maka langkah selanjutnya adalah menentukan diameter casing produksi. Besarnya diameter casing produksi yang dipilih, terutama diameter dalam harus lebih besar daripada diameter luar tubing yang digunakan, juga dalam pemilihan besarnya diameter casing produksi ini harus mempertimbangkan adanya peralatan-peralatan produksi yang akan dimasukan kedalam sumur, sehingga peralatan tersebut dapat diletakan sesuai dengan fungsinya, oleh sebab itu perlu diketahui berapa kira-kira besar atau lebar dari peralatan tersebut. .C Penentuan Diameter Casing Dan Lubang Bor Dari ukuran diameter casing produksi yang sudah diperoleh maka untuk menentukan diameter casing diatasnya hingga permukaan bisa dengan menggunakan chart kombinasi antara casing dan pahat seperti pada Gambar 4.37. Dari chart ini juga bisa sekaligus menentukan besarnya diameter pahat yang akan digunakan untuk memperoleh besarnya diameter lubang bor.
152
Gambar 4.37. Chart Kombinasi antara Casing dan Pahat2) Garis lurus pada chart diatas memperlihatkan penggunaan pahat dan ukuran pipa yang mempunyai clearance tertentu sehingga mampu untuk dilalui dan dilakukan penyemenan casing, sedangkan garis putus-putus kurang biasa digunakan dalam pemilihan lubang bor, pemilihan dari salah satu garis yang terputus-putus tersebut perlu diperhatikan khusus dalam perhitungan sambungan, penyemenan dan dog leg. 4.7.4.2. Setting Depth Casing Dalam Setting depth kedalaman setting kita mulai dari perencanaan casing yang terbawah. Penentuan kedalaman penempatan casing bertujuan untuk penentuan dimana kedalaman yang optimal dan sampai mana casing disemen dan disetting sehingga keekonomisan pemboran dalam penempatan casing dapat dicapai.
153
A.
Faktor Yang Mempengaruhi Setting Depth Casing Setting depth casing dilaksanakan berdasarkan data tekanan formasi, tekanan
lumpur, dan tekanan rekah formasi. 1.
Tekanan formasi Tekanan formasi adalah tekanan dari fluida yeng terkandung dalam pori-pori
batuan sedimen dan sering disebut sebagai tekanan pori ( P p ). Dalam aplikasi dilapangan, Tekanan ini dikenal sebagai gradien tekanan formasi. Ada tiga macam tekanan formasi : a.
Tekanan sub normal Merupakan tekanan formasi yang harganya lebih kecil dari tekanan hidrostatik (Pp < Ph ).
b.
Tekanan hidrostatik Merupakan tekanan yang diakibatkan oleh berat kolom statik fluida. Tekanan hidrostatik hanya merupakan fungsi dari tinggi kolom dan densitas saja.
c.
Tekanan abnormal Merupakan tekanan formasi yang harganya lebih besar dari tekanan hidrostatik (Pp > Ph ).
2.
Tekanan Lumpur Tekanan lumpur merupakan besarnya tekanan hidrostatik dari kolom lumpur
pemboran yang berada dilubang bor. Besarnya tekanan lumpur ini tergantung dari densitas lumpur yang digunakan dan tinggi kolom lumpur. Tekanan lumpur didalam lubang bor berfungsi untuk menahan tekanan formasi, sehingga tekanan lumpur akan selalu lebih besar jika dibandingkan dengan tekanan formasi. Apabila tekanan lumpur ini harganya jauh lebih besar dari tekanan formasi, maka akan dapat mengakibatkan pecahnya formasi tersebut, yang mana selanjutnya akan mengakibatkan lost circulation. Sebaliknya apabila tekanan lumpur lebih kecil dari tekanan formasi maka fluida formasi akan masuk ke lubang bor (kick). 3.
Tekanan Rekah Formasi Tekanan rekah formasi adalah tekanan dimana formasi mulai rekah apabila
pada formasi tersebut diberi tekanan. Dalam aplikasinya dilapangan tekanan ini
154
dinyatakan sebagai gradien tekanan rendah formasi. Kegunaannya adalah untuk mengetahui besarnya berat jenis lumpur maksimal yang akan digunakan pada tahap pemboran selanjutnya dan penentuan letak kedalaman casing. 4.
Keadaan Reservoar Penempatan kedalaman casing juga sangat dipengaruhi oleh keadaan
reservoar, terutama tenaga pendorong yang ada didalamnya yang berkaitan dengan kelakuan reservoar, selain itu juga hal lain yang mempengaruhi letak kedalaman top dan botom reservoar, water oil contac, kekompakan batuan reservoar serta gradien tekanan formasi dan gradien tekanan rekah formasi. 4.7.4.3. A.
Penempatan Casing Conductor casing
Perencanaan penempatan conduktor casing didasarkan pada kebijakan pemerintah, yang mana salah satunya adalah air tanah disekitar daerah pemboran supaya tidak tercemar akibat pemboran tersebut. Selain itu juga conductor casing dipasang dengan mempertimbangkan keadaan formasi sekitarnya, sebagai contoh bila daerah tersebut berupa rawa maka penempatan casing conductor ini harus dalam dari dasar rawa, bila banyak terdapat air tanah maka casing harus dipasang hingga di bawah kedalaman air tanah yang terdapat di daerah tersebut, begitu juga untuk pemboran di laut, pemasangan conductor casing ini mulai dari permukaan sampai beberapa meter dari dasar laut. Adapun fungsi utama dari conductor casing ini adalah mencegah kontiminasi lumpur pemboran dengan air tanah dipermukaan, melengkapi sistem pengaliran lumpur untuk trayek selanjutnya dan menutupi formasi permukaan yang mudah runtuh. B.
Intermediate Casing Kedalaman penempatan casing dipengaruhi oleh kondisi geologi, yaitu
gradien tekanan formasi dan gradien tekanan rendah formasi. Pada beberapa kasus, terutama pada pemboran sumur-sumur yang dalam, alasan utama untuk menentukan letak kedalaman casing adalah untuk menahan tekanan diding lubang bor, menutup zona lost circulation, menutup formasi bertekanan abnormal serta
155
menutup zona-zona yang rapuh. Untuk menentukan kedalaman penempatan casing, maka perencanaanya dimulai dari casing yang paling bawah, kemudian dilanjutkan hingga mencapai casing yang paling atas. Dengan menggunakan data gradien tekanan formasi dan tekanan rekah formasi maka penentuan kedalaman penempatan casing dapat dilakukan. Penentuan letak kedalaman konduktor casing biasanya dilakukan dengan mempertimbangkan beberapa kebijakan pemerintah, contohnya adalah dengan mengharuskan agar zona air tanah harus dilindungi agar tidak terkontaminasi oleh adanya
lumpur
pemboran.
Penentuan
tersebut
dapat
juga
dengan
mempertimbangkan problem yang mungkin terjadi saat melakukan operasi pemboran, seperti lost circulation, dan sebagainya. Langkah-langkah dalam menentukan setting depth casing 1.
Tabelkan data gradien tekanan formasi (Gf) terhadap kedalaman
2.
Tabelkan data gradien tekanan lumpur (Gl) yang digunakan selama pemboran
3.
Cari harga gradien tekanan rekah formasi (Gr) untuk setiap kedalaman dengan menggunakan rumus : Gr
2 x 1 Gf Gf ..........................................................................(4-42) 3
Setelah data-data tersebut diperoleh kemudian kita plot dalam grafik cartesian antara kedalaman dengan gradien tekanan. Dari grafik tersebut, penyimpangan yang tiba-tiba merupakan tempat penempatan kedalaman casing. C.
Production Casing Perencanaan penempatan casing produksi sangat dipengaruhi oleh kedalaman
lapisan produktif, batuan penyusun lapisan produktif dan tenaga pendorong dari reservoar sumur tersebut sehingga digunakannya komplesi open hole atau case hole. Untuk batuan yang kompak, komplesi open hole lebih efektif digunakan, sedangkan penempatan casing produksi pada complesi seperti ini disetting sampai kedalaman diatas lapisan produktif. Alasan pemasangan casing produksi sampai dasar zona produktif ini agar tidak terproduksinya pasir secara berlebihan dan juga untuk menghindari water coning dan gas coning. 156
4.8. Perencanaan Pembelokan Lintasan Pemboran Multilateral 4.8.1. Prinsip Pembelokan Pembelokan lubang sumur dalam pemboran multilateral dapat dilakukan dengan besar sudut kemiringan dan arah tertentu sesuai dengan tipe pemboran horisontal yang dipilih. Pembelokan lubang bor dimulai dari KOP hingga target arah yang diinginkan (EOC). Pada pembelokan arah diusahakan
agar tidak
mengalami penimpangan terhadap rencana atau 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 (Bottom Hole Assembly/BHA), sehingga dapat menimbulkan efek tertentu terhadap sudut kemiringan pemboran yang dilakukan. Prinsip-prinsip tersebut adalah ; prinsip pendulum, prinsip fulcrum, prinsip stabilisasi. Prinsip-prinsip ini berhubungan erat dengan pengaturan jarak antara titik tangential (titik sentuh peralatan dengan dinding sumur yang terdekat dekat dengan bit) terhadap bit. Pengaturan ini dilakukan dengan menempatkan stabilizer pada jarak tertentu pada bit. Pengontrolan arah yang baik adalah penting di dalam pemboran multilateral, sebab pengontrolan yang kurang baik akan menyebabkan : 1.
Menghabiskan waktu serta biaya yang mahal.
2.
Dogleg dan Keyseat.
3.
Disamping itu untuk mengontrol arah yang baik juga diperlukan :
4.
Perencanaan lubang bor yang baik.
5.
Pemilihan peralatan-peralatan yang tepat.
6.
Memonitor secara akurat dari setiap arah pemboran.
4.8.1.1. Prinsip Pendulum Pada prinsip ini, jarak titik tangensial diperbesar dengan jalan menempatkan stabilizer jauh dari bit (30 - 90 ft di atas bit). Dengan cara penempatan ini dan dengan pemakaian stabiliser yang berukuran kecil, maka gaya gravitasi mempunyai kecenderungan menarik bit ke arah sumbu vertikal lubang,
157
akibatnya sudut kemiringan semakin kecil. Pengaturan pengurangan besar sudut kemiringan dilakukan dengan mengatur ukuran stabilizer dan jarak stabilizer terhadap bit. Gambar 4.38. menerangkan tentang pembelokan lubang bor dengan prinsip pendulum.
Gambar 4.38. Prinsip Pendulum 21) 4.8.1.2. Prinsip Fulcrum Prinsip ini dimaksudkan untuk memperbesar sudut kemiringan yang telah tercapai, yaitu dengan cara menempatkan stabilizer di dekat bit dan juga pembebanan yang cukup berat pada drill string. Karena stabilizer akan menjadi tumpuan berat seluruh peralatan di atasnya, maka ketika mendapatkan pembebanan stabilizer memberikan effek menggeser ke arah bit, dan setiap penekanan senantiasa akan memperbesar sudut kemiringan. Penambahan besar sudut kemiringan dapat diatur dengan mengubah-ubah ukuran stabiliser dan besar pembebanan tanpa mengubah letak atau poisisi stabiliser pada sudut pemboran Gambar 4.39. menerangkan tentang pembelokan lubang bor dengan prinsip fulcrum.
158
Gambar 4.39. Prinsip Fulcrum 21) 4.8.1.3. Prinsip Stabilisasi Prinsip stabilisasi ini dimaksudkan untuk menjaga sudut kemiringan yang telah telah tercapai. Hal ini dapat dilakukan dengan jalan menyusun BHA sekekar mungkin, sehingga dapat mengurangi atau bahkan menghilangkan pengaruh pembebanan dan perubahan titik tangensial. Gambar 4.40. menerangkan tentang pembelokan lubang bor dengan prinsip stabilisasi.
159
Gambar 4.40. Prinsip Stabilisasi 21) 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 4.8.2. Peralatan Pembelokan Pembelokan pada sumur horisontal sengaja dilakukan dengan sudut kemiringan dan arah tertentu pada titik awal pembelokan. Arah lubang dapat diatur dan diketahui dari peralatan survey, yang umumnya menggunakan alat survey MWD. Peralatan yang digunakan untuk membelokkan arah lubang bor antara lain meliputi :
160
4.8.2.1. Badger Bit Badger bit dan operasi alatnya terlihat pada Gambar 4.41. Biasanya menggunakan
jet bit dua atau tiga cone, prinsip kerjanya terletak pada
ketidakseimbangan jet lumpur pada bit tersebut, jet yang satu lebih besar dari pada yang lainnya. Hal ini akan mengakibatkan semburan lumpur yang lebih besar, sehingga lubang akan membelok ke arah mana ukuran jet yang lebih besar. Pada umumnya badger bit digunakan pada daerah atau formasi lunak dan rate pemboran mempunyai harga berkisar antara 40 ft/jam. Selama proses pembelokan berlangsung, drill string dikunci atau tidak diputar dan jet bit dengan segera diarahkan pada lubang yang diinginkan. Setelah tercapainya kemiringan yang dikehendaki maka drill string diputar kembali untuk melanjutkan operasi pemboran.
Gambar 4.41. Badger Bit 21)
4.8.2.2. Sput Bit
161
Jenis alat ini dapat dilihat pada Gambar 4.42. Sput bit adalah suatu bit tanpa roller cutter yang berbentuk seperti baji (sekop), juga mempunyai nozzle. Prinsip kerjanya dengan mengarahkan jet lumpur ke arah pembelokan lubang yang dikehendaki dan ditambah dengan tumbukan. Sput bit digunakan khusus untuk daerah atau formasi yang lunak saja.
Gambar 4.42. Sput Bit 21) 4.8.2.3. Knuckle Joint Knuckle joint adalah suatu drill string yang diperpanjang dengan sendi peluru, sehingga memungkinkan putaran bersudut antara drill string dan bitnya, yang diatur pada sudut tertentu. Untuk mendapatkan sifat yang fleksibel, dibawah drill string alat ini sering dipasang langsung pada pipe tanpa drill colar. Gambar 4.43. menunjukkan operasi suatu knuckle joint, dimana sebelumnya dibuat terlebih dahulu pilot hole ( lubang yang memiliki diameter lebih kecil dari ukuran biasa) yang kemudian dibor kembali dengan bit yang dirangkaikan dengan reamer. Kelemahan utama dari alat ini adalah sudut belok yang mendadak dan sulit untuk mengontrol arahnya.
162
Gambar 4.43. Prinsip Kerja Knuckle Joint 21) Keterangan gambar : 1. Knuckle joint pada waktu orientasi, bit mengarah pada posisi arah yang dikehendaki. 2. Knuckle joint telah membuat lubang yang membelokan pemboran. 3. Penyempurnaan lubang yang telah dibuat knuckle joint. 4. Pemboran dilanjutkan dengan memperbesar lubang yang dibuat knuckle joint. 4.8.2.4. Whipstock Adalah suatu alat yang terbuat dari besi tuang yang berbentuk baji dengan saluran yang melengkung tempat bergerakknya bit, sehingga bit akan membelok arahnya. Operasi dari whipstock dapat dilihat pada Gambar 4.44. Whipstock harus ditempatkan pada dasar yang keras agar tidak mudah ikut berputar ataupun meleset ke dalam dengan berputarnya drill string. Oleh karena itu cutting di dasar sumur harus dibersihkan terlebih dahulu dan bila perlu dipasang landasan semen. Whiptock terdiri dari dua jenis, yaitu retrievable (dapat diangkat kembali), dan non retrievable (tidak dapat diangkat kembali), tetapi yang lebih umum digunakan adalah jenis retrievable. Dengan alat pembelok whipstock, badger bit,
163
sput bit dan knuckle joint, terlihat hasil pembelokan lubang bor tidak terlalu halus (patah-patah), hal ini dalam perencanaan maupun dalam perhitungan hasil survey lebih baik apabila digunakan metode tangensial, yaitu metode yang menganggap bahwa segmen-segmen lubang merupakan garis lurus (linier). Langkah-langkah penggunaan whipstock adalah : 1.
Whipstock diikat
dengan shear pin, agar whipstock tidak berputar
sewaktu rangkaian diturunkan. 2.
Rangkaian diturunkan bersama-sama dengan whipstock.
3.
Arahkan ke tempat yang akan dibelokkan.
4.
Berikan beban pada pahat kurang lebih dua ton untuk mematahkan pen (tergantung pada kekuatan shear pin).
5.
Setelah patah, rangkaian meluncur dan membuat lubang miring.
Gambar 4.44. Prinsip Kerja Whipstock 21)
Keterangan gambar :
164
1.
Meperlihatkan posisi baji yang diarahkan ke suatu arah orientasi.
2.
Meperlihatkan bit sewaktu menembus formasi dan membuat lubang melengkung yang membelokkan lubang pemboran.
3.
Meperlihatkan posisi baji sewaktu bit diangkat dan lubang terlihat telah membelok.
4.
Pemboran dilanjutkan dengan memperbesar lubang dengan arah baru yang telah dibuat oleh whipstock. Hal-hal yang perlu diperhatikan dalam penggunaan whipstock adalah
sebagai berikut : 1.
Lubang bor harus bersih sebelum whipstock diturunkan.
2.
Dasar lubang harus cukup untuk menahan whipstock, apabila perlu dilakukan penyemenan.
3.
Shear pin jangan sampai patah sebelum dikehendaki. Apabila sudah patah akan sulit untuk mengarahkan lubang bila salah dalam mengarahkan lubang bor sebelum dilakukan pemboran.
4.8.2.5. Bent Sub Dan Turbo Drill Sebenarnya yang dapat membelokkan lubang pemboran adalah adanya bent sub yang dipasang di atas turbo drill. Turbo drill adalah semacam turbin yang berbentuk pipa dan dapat dirangkaikan pada rangkaian pipa pemboran. Prinsip kerja dari turbin adalah dengan didorongnya lumpur pemboran oleh pompa kemudian
dapat memutar bit tanpa harus memutar rangkaian pipa
pemboran. Rangkaian bent sub dan turbo drill dapat dilihat pada Gambar 4.45. Dengan menggunakan turbo drill dapat dihasilkan lubang bor yang lebih halus dari pada keempat peralatan pembelok di atas. Dengan demikian dalam perencanaan maupun perhitungan hasil survey lebih baik menggunakan metode yang menganggap bahwa segmen-segmen lubang bor adalah berbentuk garis lengkung.
165
Gambar 4.45. Rangkaian Bent Sub Pada Turbo Drill 21) 4.8.2.6. Dyna Drill Dyna drill adalah merupakan downhole mud motor. Alat ini dibuat oleh Dyna Drill Coy. Prinsip kerja dari dyna drill adalah dengan memutar bit tanpa harus memutar drill string. Adanya bent sub pada dyna drill akan menghasilkan lengkungan pembelokan yang halus (smooth). Rangkaian dyna drill dapat dilihat pada Gambar 4.46. Dyna drill sebenarnya adalah suatu motor yang dipasang di atas bit yang berfungsi untuk memutar bit. Sehingga dalam operasi pemboran drill pipe dan drill collar tidak ikut berputar.
166
Gambar 4.46. Dyna Drill 21) Keuntungan dalam penggunaan dyna drill adalah : 1.
Dapat digunakan pada formasi yang keras maupun yang lunak.
2.
Menghemat waktu
dalam pencabutan
kembali peralatan pemboran
(round trip). 3.
Dapat mengurangi atau mencegah keausan pada drill string.
4.
Dapat membor dengan diameter penuh.
5.
Lintasan hasil pelengkungan tidak patah-patah.
6.
Tidak perlu memperbesar lubag bor seperti pada penggunaan whipstock.
4.8.3. Cara Pembelokan Pemboran multilateral dapat dilakukan dengan cara konvensional dan cara steerable motor. 4.8.3.1. Konvensional Pembuatan lubang bor horisontal dengan cara konvensional, yaitu memutar rangkaian pipa bor dengan rotary table. Pada rangkaian pipa tersebut 167
dipasang susunan Bottom Hole Assenbly (BHA) tertentu untuk mencapai target pemboran. Cara pemboran konvensional ini pada saat pembuatan lubang bor bersudut besar dapat dijelaskansebagai berikut : 1. Build Up Rate dapat dicapai sekitar 40 – 50 /100 ft. 2. Panjang bagian horisontal dapat mencapai sekitar 800 – 1000 ft dengan sudut sekitar 820 - 850 . 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. 4.8.3.2. Cara Steerable Motor Pembuatan lubang bor horisontal dengan cara steerable motor dengan menggunakan suatu motor untuk memutar bit, sehingga 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 60 /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 BHA untuk setiap hole section. 4. Pengaturan parameter pemboran seperti WOB, RPM, Flow rate relatif lebih fleksibel
daripada
cara
konvensional,
sehingga
memperbesar
laju
penambahan. 5. Secara keseluruhan waktu pemboran dan biaya pemboran lebih kecil daripada cara konventional.
168
Semakin tipis lapisan produktif dapat mempersulit pembuatan lubang horisontal, karena dapat memperkecil batas penyimpangan lubang bor maka diperlukan ketelitian dan keterampilan untuk menjaga arah dan kemiringan sesuai dengan target rencana pemboran. Hal ini telah dapat diatasi oleh Nortrak Steerable Motor dan teknologi MWD. 4.8.4. Konfigurasi Peralatan Pembelokan Posisi motor dan stabilizer serta bent housing akan memberikan efek terhadap pertambahan sudut pada pembelokkan lubang sumur. Persamaan berikut digunakan untuk menjelaskan pertambahan sudut (BUR) akibat kombinasi penempatan peralatan seperti dijelaskan pada gambar di atas. BUR =
0 200 ....................................................................................(4-43) L1 L2
B ' B1 B2 ...................................................................................(4-44)
B1 =
57.30 S 24
1 1 .....................................................................(4-45) L1 L2
Keterangan : 1
= sudut efektif motor, Deg
BUR = build up rate, Deg/100 ft B’
= sudut equivalen pada single bent sub, Deg
B1
= sudut stabilizer pertama, Deg
B2
= sudut stabilizer kedua, Deg
S1
= jarak stabilizer pertama, in
S2
= jarak stabiliser kedua, in
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 tipe geometri motor yang dipilih, untuk menghitung magnitudnya, maka dapat dilihat berapa jumlah motor yang dipakai. 4.8.4.1. Geometri Tipe 1 Motor 169
Geometri tipe 1 motor ini merupakan rangkaian dari downhole motor yang digunakan untuk mengontrol build up rate. Skema geometri tipe 1 motor ditunjukkan olah Gambar 4.47.
Gambar 4.47. Geometri Tipe 1 Motor 21) B’
= X ..........................................................................................(4-46)
Keterangan : B’
= sudut equivalen pada stabiliser pertama, Deg
X
= sudut bent housing, Deg
A
= jarak antara bit-bent housing, ft
B
= jarak stabilizer 1dan 2, ft
L1
= A, ft
L2
= B, ft
4.8.4.2. Geometri Tipe 2 Motor Dasar geometri 2 motor sama dengan geometri 1 motor, perbedaannya hanya pada posisi stabilizer yang pertama. Skema geometri tipe 2 motor ditunjukkan olah Gambar 4.48.
170
Gambar 4.48. Geometri Tipe 2 Motor 21) B’
C ............................................................................(4-47) B C
= X
Keterangan: B’ = sudut equivalen pada stabiliser pertama, Deg X = sudut bent housing, Deg A = jarak antara bit-stabilizer pertama, ft B = jarak stabilizer pertama dengan bent housing, ft C = jarak bent housing kedua, ft L1 = A, ft L2 = B + C, ft 4.8.4.3. Geometri Tipe 3 Motor Geometri tipe 3 motor ini tersusun atau bent housing, bent sub dan dua stabilizer. Dimana stabilizer pertama diletakkan antara bit dan puncak atau atas dari bent housing. . Skema geometri tipe 3 motor ditunjukkan olah Gambar 4.49. Sudut equivalen pada stabilizer pertama dipengaruhi oleh posisi stabilizer pertama dan stabilizer kedua dari bit, bent housing dan bent sub.
Gambar 4.49. Geometri Tipe 3 Motor 21) B’
D CD = X Y .................................................(4-48) C D B C D
Keterangan :
171
B’ = sudut equivalen pada stabilizer pertama, Deg X = sudut bent housing, Deg Y = sudut bent sub, Deg A = jarak antara bit-stabilizer pertama, ft B = jarak stabilizer 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
4.8.4.4. Geometri Tipe 4 Motor Geometri tipe 4 motor ini sama dengan geometry 3 motor, hanya lebih kompleks. Untuk mencari harga sudut equivalen dapat dicari dengan menggunakan Gambar 4.50. sebagai berikut :
Gambar 4.50. Geometri Tipe 4 Motor 21)
B’
E DE A Y X = Z ...............................(4-49) A B E D C D E
172
Keterangan : B’ = sudut equivalen pada stabilizer pertama, deg X = sudut kemiringan drive bushing, Deg Y = sudut bent housing, Deg Z = sudut bent sub, Deg A = jarak antara bit-stabilizer pertama, ft B = jarak drive berat dengan stabilizer 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 stabilizer kedua, ft L1 = A + B, ft L2 = C + D + E, ft 4.9. Perencanaan Drill String Dalam perencanaan drill string, faktor yang harus diperhatikan terutama yang berkaitan dengan adanya beban dan tekanan yang harus ditanggung oleh drill string.
4.9.1. Mekanika Drill String Dua proses yang terjadi pada drill string adalah menahan berat komponen yang berada di bawahnya dan memberikan beban kepada bit (drill colar). Gayagaya yang menyebabkan terjadinya pembebanan pada drill string tersebut bekerja pada satu garis kerja (vertikal) dan satu sama lainnya berlawanan.
173
Gambar 4.51. Ilustrasi Pipa Yang Tergantung Di Udara 8) Gambar 4.51. memperlihatkan suatu bentuk pipa yang tergantung di udara, sumbu mendatar
menyatakan tension dan compresion, sumbu tegak
menyatakan panjang pipa yang tergantung. Tension pada setiap titik adalah merupakan berat pipa yang berada di bawahnya, dan karena tergantung bebas maka tidak terdapat axial stress pada bagian terbawah dari pipa. Tanda (-) menunjukkan
pengecilan terhadap pengaruh gaya dan sebaliknya tanda (+)
menunjukkan pembesaran gaya. Kondisi berbeda akan terjadi
apabila string
tergantung pada suatu fluida pemboran, sehingga akan terjadi gaya pengapungan (bouyancy) akibat tekanan hidrostatik lumpur. Terjadinya gaya bouyancy ditunjukkan pada Gambar 4.52.
Gambar 4.52.
174
Terjadinya Gaya Bouyancy 8) Adanya gaya ini akan menyebabkan berat pipa yang harus ditahan ketika pipa diturunkan ke dalam fluida lebih kecil daripada pipa yang tergantung di udara. Sedangkan gradien tekanan di udara dapat diabaikan. Konsep umum menyatakan bahwa gaya bouyancy adalah sama dengan berat fluida yang dipindahkan, adalah benar untuk keadaan–keadaan tertentu saja. Gaya bouyancy akan timbul jikan hanya terdapat suatu ujung terbuka atau cross sectional area, yaitu tempat dimana tekanan hidrostatistik dapat bereaksi secara vertikal. Tekanan hidrostatistik dapat bekerja dari atas atau bawah, sedangkan gaya bouyancy adalah resultannya. Kondisi utama ujung terbawah dari suatu string yang tenggelam harus dalam keadaan kompresi. Karena aksial kompresion yang disebabkan oleh gaya bouyancy tidak akan memberikan kecenderungan pada pipa untuk melengkung, maka digunakanlah 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. Salah satu faktor yang penting
untuk dipertimbangkan dalam usaha
memperbesar laju penembusan adalah faktor mekanik, yaitu kecepatan rotasi (RPM) dan weight on bit (WOB). Faktor ini tentu harus diusahakan bekerja dalam limit operasi sehubungan dengan faktor ekonomi drill string. Perputaran pahat bertujuan untuk memberikan gaya horisontal terhadap permukaan batuan. Dan bila gaya-gaya ini telah melebihi shear strength batuan, maka batuan tersebut akan pecah. Secara teoritis dengan bertambahnya putaran akan menambah pula laju pemboran. Dan pada dasarnya pemilihan kecepatan rotasi dan WOB tidak lepas dari kondisi formasi, kapasitas kerja peralatan (drill string) dan kondisi lubang bor. 4.9.2. Pertimbangan Perencanaan Drill String Pembebanan yang selalu di alami dril pipe string berkaitan dengan peranannya pada operasi pemboran seringkali mejadi suatu problema bagi drill
175
pipe itu. Problem akan terjadi dengan seketika apabila beban yang dialami drill pipe melebihi spesifikasinya. 4.9.2.1. Tekanan Collapse Tekanan collapse diakibatkan oleh tekanan di luar pipa yang sangat besar sehigga bagian bawah string akan mengalami beban terbesar akibat tekanan ini. Pada operasi pemboran normal, tekanan terbesar di luar drill string terjadi ketika drill string di turunkan ke dalam sumur dalam keadaan kosong atau ketika dioperasikannya
drill stem test (DST). Gambar 4.53. menunjukkan diagram
tekanan collapse.
Gambar 4.53. Diagram Terjadinya Tekanan Collapse 8) 4.9.2.2. Bursting Burst adalah tekanan yang diakibatkan
oleh tekanan di dalam pipa.
Tekanan terbesar yang terdapat di dalam drill string terjadi pada saat peristiwa naiknya tekanan apabila jet atau nozzle tersumbat atau ketika pengoperasian DST. Pada kedua kasus tersebut tidak
mungkin tercapai
menyebabkan beban burst pada pipa, karena dikontrol oleh
tekanan yang tekanan lumpur
masing-masing di dalam atau di luar pipa. Hampir pada semua kasus yang tidak
176
diperkirakan sebelumnya, kedua berat lumpur di dalam dan di luar pipa tersebut tetap sama. Oleh karenanya besar tekanan burst akan di kontrol oleh tekanan permukaan. Diagram tekanan burst ditunjukkan pada Gambar 4.54.
Gambar 4.54. Diagram Terjadinya Tekanan Burst 8) 4.9.2.3. Dog Leg Secara umum, dog leg dapat dikategorikan menjadi dua, yaitu gradual and long dog leg dan abrupt dog leg. Pada gradual and long dog leg, perubahan sudut
yang terjadi adalah perlahan-lahan sehingga membentuk lubang yang
melengkung. Sedangkan pada abrupt dog leg, perubahan sudut terjadi secara tibatiba. Seperti ditunjukkan pada Gambar 4.55., dimana a) adalah gradual dan long dog leg dan b) adalah abrupt dog leg.
177
Gambar 4.55. a) Gradual dan Long Dog Leg dan b) Abrupt Dog Leg. 8) Pada saat drill pipe mengalami abrupt dog leg, maka 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 patah. Untuk mencegah terjadinya perubahan pelengkungan drill pipe yang terlalu besar, maka besar gaya yang terjadi antara tool joint dan ujung dog leg harus dibatasi. Beban tension yang dialami drill pipe dapat dihitung dengan persamaan : F = 0,0174 θ T......................................................................................(4-50) Keterangan : F = gaya yang terjadi antara tool joint dengan ujung dog leg, lb θ
= perubahan sudut di sekitar dog leg, 0
T = beban tension, lb .....Tipe kerusakan yang sering terjadi adalah karena kelelahan. Kerusakan yang diakibatkan oleh rotasi yang terjadi pada dog leg akan menjadi problem yang serius bila sudut dog leg melebihi harga kritisnya.
178
...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 : C
43200 b tan h K L E KL
K
I
...................................................................(4-51)
T .............................................................................................(4-52) EI
D 4 D 4 ..................................................................................(4-53) 64
Keterangan : C = dog leg severity maksimum yang diizinkan, 0/100 ft E = modulus young, psi (baja = 3 x 106 dan alumunium = 10,5 x 106 psi) D = drill pipe, in L = ½ jarak antara dua tool joint, in ( untuk pipa range 2 = 180 in) T = beban tension di bawah dog leg, lb σb = bending stress maksimum yang diizinkan, psi I
= momen inersia drill pipe
σb dihitung dari bouyed tensile stress (st) dan tergantung pada grade drill pipe. Persamaan untuk banding stress dengan grade pipa E dan S diberikan oleh masing-masing persamaan berikut : b 19,5
10 0,6 t 33500 2 ..................................................(4-54) t 67 6,7 2
dan t b 2000 I ........................................................................(4-55) 45000
179
Persamaan ini berlaku untuk masing-masing (st). Grade E dan S sampai 67000 psi dan 133400 psi. Seperti telah dikemukakan di atas bahwa kerusakan pipa terkuat akan terjadi jika dog leg severity melebihi harga C. Kerusakan ini tergantung pada tipe metal, level korosi, stress dan sudut dog leg. Fraksi umum drill pipe yang digunakan pada suatu interval dog leg dapat dihitung dengan persamaan : f
B ..................................................................................................(4-56) N
B
60 Rd ..........................................................................................(4-57) V
Keterangan : f
= fraksi umur drill pipe
B = jumlah putaran drill pipe untuk mengebor pada interval dog leg yang bersangkutan, RPM N = jumlah putaran yang dapat merusakkan drill pipe, RPM R = kecepatan rotasi, RPM D = panjang interval dog leg, ft V = rate pemboran, ft/hortikultura dan N tergantung pada bending stress (σb) dalam pipa dan tensile stress (σt), dimana : t
T .................................................................................................(4-58) A
b
E D Co ......................................................................................(4-59) 2
Keterangan : T = tensile strength pipa, psi.in A = cross-sectional area pipa, in E = modulus young, lb/in 180
D = OD drill pipe, in Co = curvature pipa maksimum, rad/in C = curvature lubang, rad/in L = setengah panjang joint drill pipe Dengan adanya tension, maka effek bending stress menjadi lebih kuat, sehingga bending stress harus dikoreksi. t
T ............................................................................................(4-60) T t
Keterangan : δt = faktor koreksi untuk σ T = tensile strength pipa, psi.in Sehingga besar σb sebenarnya adalah tb. Dengan memasukkan harga σb, maka didapatkan N, dan f dapat dihitung. Bila lubang mengalami dog leg, selain beban tension compression pada badan pipa, sejumlah beban juga harus ditanggung oleh tool joint. Beban ini arahnya lateral dan besarnya berbanding dengan besarnya sudut dog leg. Tetapi untuk menentukan besar gaya maksimum yang dapat di ditolelir antara tool joint dan dinding lubang, sebenarnya agak sulit. Yang pasti harga ini tergantung pada faktor-faktor abrasivnes permukaan tool joint rate dan banyaknya round trip. Menurut Lubinski, beban lateral pada tool jont sementara lubang mengalami dog leg, sebaiknya dibatasi pada beban sebesar 2000 lb, karena beban yang terjadi di atas batas maksimum akan menyebabkan kerusakan tool joint. Dog leg severity maksimum yang diizinkan pada berbagai bagian lateral dapat ditentukan dengan persamaan berikut : c
108000 F LT
.....................................................................................(4-61)
Keterangan : F = lateral force pada tool joint, lb
181
L = setengah panjang drill pipe joint, in 4.9.3. Aspek pembebanan Rangkaian drill string yang akan dipergunakan harus mempertimbangkan beban drag, torsi, dan kemungkinan tertekuknya drill string yang akhirnya dapat menyebabkan beban drag semakin besar. Apabila critical buckling force telah melebihi kekuatan yield rangkaian pipa yang digunakan, maka akan menyebabkan pipa patah. 4.9.3.1. Beban Torsi Torsi yang berlebihan
akan membatasi panjang
bagian lubang yang
ditembus. Torsi yang mampu memutar bit dalam pemboran menggunakan metode rotary dibatasi oleh : 1.
Torsi maksimum yang dapat dilakukan oleh rotary table.
2.
Kekuatan torsi pada sambungan.
3.
Kekuatan torsi pada bagian pipa yang tipis. Berdasarkan API, untuk menghitung beban torsi yang dapat ditanggung
oleh pipa pada kondisi tertarik (tensile) adalah : 0,0961671 Y 2 Te 2 T OD A2 I
0,5
...............................................................(4-62)
OD 2 ID 2 ..............................................................................(4-63) 32
Keterangan : T = torsi minimum pada kondisi tension, lb-ft I
= polar momen inersia, in
OD= diameter luar pipa, in ID = diameter dalam pipa, in Y = yield strength minimum, psi Te = beban tensile, lb A = luas permukaan
182
Perhitungan torsi akan semakin kritis apabila pemboran sudah memasuki tahap pertambahan sudut yang membentuk suatu busur dengan kelengkungan tertentu serta pada tahap pemboran bagian horisontal. Dengan diketahui beban pada masing-masing tahap pemboran, maka beban torsi yang diderita drill string dapat diperhitungkan. Sehingga besar penggerak mula (prime mover) yang harus disiapkan untuk mengatasi beban torsi dapat diperkirakan. Model geometris beban torsi dan drag ditunjukkan pada Gambar 4.56.
Gambar 4.56. Model Geometris Beban Torsi Dan Drag 21) Beban torsi dibatasi oleh kekuatan tool joint serta jenis pipa yang digunakan. Apabila kita menghadapi kendala pada beban torsi, maka langkah selanjutnya adalah mendesain ulang lintasan lubang bor sehingga diperoleh beban torsi yang minimum.
183
Untuk lubang miring (curved hole), gaya lateral dihitung dengan menggunakan persamaan : Fa.Bv Wm sin 570
2
Fc
Fa.BI 5730
2
...............................................(4-64)
Sedangkan untuk lubang vertikal : Fc = Wm sin θ......................................................................................(4-65) Keterangan : FC = gaya kontak lateral, lb/ft Fa = beban axial + beban tensile, lb Bv = vertical build curve, 0/100 ft Bi = lateral hole curvature, 0/100 ft Bt = total dog leg curvature, 0/100 ft θ
= sudut inklinasi, deg
Pada prinsipnya penentuan torsi dapat dilakukan sebagai berikut : T
OD tj Fc 24
....................................................................................(4-66)
Keterangan : T
= torsi, lb-ft
μ
= faktor friksi, lb/ft
Fc
= gaya kontak leteral, lb/ft
ODtj
= diameter luar tool joint, in
Berikut ini beberapa persamaan yang telah diturunkan untuk menghitung besarnya beban torsi yang timbul untuk masing masing tahapan pemboran : Untuk lubang miring :
184
T=
OD.Wm .L . sin .......................................................................(4-67) 24
Untuk lubang horisontal : Dengan asumsi sudut kemiringan 900 dan faktor friksi ( = 0.33) maka : TH =
OD.Wm .L ...............................................................................(4-68) 72
Torsi untuk memutar rangkaian pipa di build section 90 0, tergantung dari besaran gaya aksial pada EOC. Ketika mengebor lubang horisontal menggunakan putaran (rotasi) dari permukaan. Maka gaya aksial di EOC = WOB. Untuk lubang melengkung : Penentuan
torsi pada bagian pertambahan sudut dapat menggunakan
persamaan sebagai berikut : K = WOB – 0,333 Wm R.....................................................................(4-69) Untuk K negatif : Tb
OD Wm R .................................................................................(4-70) 72
Untuk K positif : Tb
OD Wm R OD ( WOB 0,33 Wm R ) .....................................(4-71) 72 46
Maka beban torsi keseluruhan untuk memutar rangkaian BHA di dasar lubang adalah : TT
= TR + TB, lbf-ft...........................................................................(4-72)
Keterangan :
185
T
= torsi friksi pada lubang miring, lbf-ft
TH
= torsi friksi pada lubang horisontal, lbf-ft
TB
= torsi friksi pada lubang pertambahan sudut, lbf-ft
OD = diameter luar tool joint atau collar, in L
= panjang pipa yang bersentuhan dengan dinding sumur, ft
= koefisien friksi (diasumsikan 0.33)
= sudut kemiringan, deg
Wm = berat pipa dalam lumpur, lb/ft R
= jari-jari bagian pertambahan sudut, ft = (5730/BUR)
K
= konstanta perhitungan, lb
4.9.3.2. Beban Drag .............Tujuan penentuan besar beban drag adalah untuk mempersiapkan kekuatan rig dan kemampuan prime mover untuk menurunkan, menahan, dan menarik drill string serta untuk mengatur distribusi WOB akibat adanya beban drag. Idealnya pada pemboran vertikal, drill string yang digunakan tidak akan mengalami beban drag. Tetapi dengan adanya daerah pertambahan sudut akan menyebabkan
drill string rebah dan menempel
pada dinding lubang bor,
sehingga menimbulkan beban drag yang arahnya berlawanan dengan gerakan drill string. Model geometris beban drag pada saat memasukkan dan mencabut drill string ditunjukkan pada Gambar 4.57.
186
Gambar 4.57. Model Geometris Beban Drag (A) Pada Saat Memasukkan Drill String Dan (B) Pada Saat Mencabut Drill String 21) Semakin besar kemiringan sebuah lubang bor , maka beban drag juga semakin besar. Beban drag maksimum terjadi pada saat lubang bor membentuk sudut 900 atau pada saat pemboran ke arah horisontal. Beban drag yang timbul pada kondisi ini adalah sama dengan berat rangkaian pipa yang menempel di sepanjang lubang horisontal setelah dikurangi gaya apung. Semakin berat rangkaian pipa yang tergeletak pada dinding sumur semakin besar beban drag yang harus dihadapi. Secara teknis beban drag yang besar sangat merugikan karena memberikan hook load yang tinggi saat hoisting drill string dan tekanan yang tinggi sangat lowering drill string. Untuk itu diperlukan usaha-usaha untuk meminimisasi friksi yang terjadi. Salah satu cara adalah dengan mendesain lintasan lubang bor yang tepat agar daerah kontak antara drill string dengan dinding lubang bor minimal. Atau dengan cara memperbaiki desain sistem lumpur sehingga diperoleh kemampuan pelumasan dan pengangkatan cutting yang baik sehingga terhindar dari kemungkinkanan terjepitnya pipa. Sedangkan besarnya beban drag yang terjadi akan menentukan besarnya daya yang harus disediakan di permukaan, yang diperlukan untuk mengangkat, menurunkan, dan menahan rangkaian pipa. 187
Perhitungan beban drag untuk lubang lurus: D
Wm x L x Sin ..........................................................................(4-73) 3
Untuk lubang horisontal : Dengan asumsi sudut kemiringan 900 dan faktor friksi ( = 0.33) maka : DH =
Wm L 0.33 Wm L ............................................................(4-74) 3
Sementara untuk tahap pertambahan sudut pada saat penurunan drill string ke dasar sumur, beban drag dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan : K = FA – 0,25 Wm.R...........................................................................(4-75) Untuk K negatif : DB = 0,40 Wm.R.................................................................................(4-76) Untuk K positif : DB = 0,25 Wm.R + 0,69 FA................................................................(4-77) Sedangkan untuk tahap pertambahan sudut pada saat penarikan drill string ke dasar sumur, beban drag dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan : K = FA – 0,85 Wm.R...........................................................................(4-78) Untuk K negatif : DB
Wm.R ......................................................................................(4-79) 3
Untuk K positif : DB
= 0,69 FA – 0,25 Wm.R..........................................................(4-80)
Keterangan :
188
D
= beban drag pada lubang miring, lbf
DH = beban drag pada lubang horisontal, lbf DB = beban drag pada fase lubang bor build curve, lbf Wm = berat pipa dalam lumpur, lbf/ft L
= panjang pipa yang bersentuhan dengan dinding lubang bor, ft
= koefisien friksi (diasumsikan 0.33)
= sudut kemiringan, derajat
FA
= beban kompresi pada EOC, lb
R
= jari-jari build curve, ft
Toleransi
maksimum beban drag dalam pemboran ditentukan oleh
strength dari dinding drill pipe, tool joint, dan peralatan penyambungan lainnya. Faktor-faktor yang menyebabkan beban drag pada pipa adalah sebagai berikut : 1.
Dog leg, dimana dog leg tidak hanya meningkatkan beban drag tetapi menurunkan kekuatan strength dari drill pipe, akibat gaya atau beban bending, hal ini disebabkan oleh tingkat gaya kontak antara lubang bor dengan drill string.
2.
Komponen-komponen peralatan yang mempunyai ujung tajam.
3.
Mud cake yang tebal, terutama yang terdapat kandungan cutting.
4.
Belokan yang tajam (mendadak), khususnya tanpa dog leg yang mulus.
5.
Lumpur tanpa lubrisitas (tidak bersifat melumasi).
6.
Lapisan cutting yang mengendap pada dinding lubang bor bagian bawah.
7.
Terjadinya swelling.
4.9.3.3. Buckling R.F. Mitchel telah menurunkan
persamaan
untuk
meramalkan
tertekuknya (buckling) pipa pada lubang miring. Inti dasar persamaannya adalah gaya gravitasi bumi yang menarik pipa ke arah bagian bawah lubang yang cenderung
melengkungkan
pipa.
Kekakuan
pipa
cenderung
akan
mempertahankan kekakuan pipa sedangkan beban bagian akhir cenderung akan melengkungkan pipa. Adapun persamaan yang dikembangkan adalah : 189
BF(OD 2 ID 2 ) sin H OD
0,5
BL 2,617
................................................(4-81)
Keterangan : BL = beban minimum penyebab tertekuknya pipa, lbs BF = gaya apung, psi θ
= sudut kemiringan lubang, deg
OD= diameter luar pipa, in ID = diameter dalam pipa, in H = diameter bit (bukan ukuran bit), in Dalam hal ini persamaan lain yang dikembangkan untuk menentukan besar axial load yang dapat menyebabkan pipa melengkung pada lubang lurus (Gambar 4.58.) adalah : I Wa (65,5 Mw ) sin Dh Dtj
FC 550
I As
0,5
................................................(4-82)
OD ID ...................................................................................(4-83) 16
As = 0,7854 (OD – ID)........................................................................(4-84) Keterangan : I
= moment inersia
Wa = berat pipa di udara, lb/ft Mw = densitas lumpur DH = diameter lubang bor, in Dtj = diameter tool joint, in
190
Gambar 4.58. Gaya Axial Maksimum Yang Terjadi Pada Sumur Multilateral Bagian Horisontal 21) Beban axial
yang terjadi pada EOC dapat dihitung dengan menggunakan
persamaan sebagai berikut : FEOC = 0,59 F + 0,39 Wm R.................................................................(4-85) Keterangan : FEOC
= axial load pada EOC, lbs
F
= berat pipa dalam lumpur, lb/ft
R
= radius build curve, ft
Sedangkan axial load yang menyebabkan tertekuknya pipa pada lubang horisontal adalah : F
1 FEOC
1 ( DH D tj ) L ...................................................................(4-86) 60 x 10 6 I
191
Keterangan : F
= axial load pipa pada lubang horisontal, lbf
L
= panjang dari EOC sampai panjang pipa terakhir, ft
D buck
FA 2 ( DH D tj ) 60 x 10 6 I
......................................................................(4-87)
Keterangan : D buck
= axial drag pipa tertekuk. Lb/ft
FA
= gaya axial pada pipa tertekuk, lb
4.9.4. Strategi Drill String Dalam hal pendesainan lengkungan kurva bagian pertambahan sudut diusahakan agar pertambahan sudut tersebut dapat memperkecil kemungkinan tertempelnya pipa pada dinding sumur, sehingga dapat menurunkan beban drag dan torsi. Hal ini dijelaskan pada Gambar. 4.59.
Gambar. 4.59. Pipe Body Contact 21) Berikut ini adalah persamaan yang dapat dipergunakan untuk menentukan besarnya build rate yang harus dilakukan sehingga tidak terjadi kontak antar pipa dengan dinding sumur.
192
B
2 R.57,3 (100).(12) (57,3 x L) L ...............................................................(4-88) JL tan 43
Keterangan : B = build rate maksimum yang dapat dilakukan, 0/100 ft R = radial clearance tool joint dengan pipa, in L = panjang joint pipa, in Load maksimum yang diizinkan pada pipa yang sudah tertekuk dalam lubang vertikal dapat dihitung dengan persamaan : I Wa (65,5 Mw ) Sin Dh D tj
F 957
0,5
................................................(4-89)
Besar pertambahan sudut yang harus dibentuk agar tidak terjadi kontak dengan dinding sumur dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan : B dp
185 OD tj OD pipe (5330) 93 J tan J
............................................................(4-90)
Sedangkan apabila menggunakan heavy weight drill pipe, maka besar build rate dapat dipergunakan persamaan : B wh
J
370 OD tj OD hw ( 2665) 46,5 ............................................................(4-91) J tan J
EI 0,5 ...........................................................................................(4-92)
I As
F
(OD ID) ................................................................................(4-93) 16
Keterangan : 193
E
= modulus young
I
= moment inersia pipa, in4
As
= luas penampang pipa, in2
F
= beban kompresi, lbs
Wa = berat pipa di udara, lb/ft Mw = densitas lumpur yang digunakan 4.9.4.1. Drill String Dari 0 - KOP Susunan rangkaian drill string yang umum digunakan untuk membor bagian vertikal yaitu dari permukaan sampai sebelum titik belok (KOP) adalah : Bit – DC (drill collar)– DP (drill pipe) - .. dst Apabila formasi yang dibor lunak, maka dianjurkan : 1. WOB rendah. 2. RPM tinggi. 3. RPM dan rate pemompaan dinaikkan sehingga sirkulasi lumpur lebih cepat. 4.9.4.2. Drill String Pada Tahap Build Up Curve Rangkaian drill string yang umum digunakan untuk pembentukan sudut adalah : Bit – Dyna Drill – Bent Sub – KMC – DC – HWDP (heavy weight drill pipe) – DP - …dst Pada rangkaian drill string untuk menaikkan sudut (build up), penempatan stabiliser harus selalu ditempatkan di dekat bit. Adanya beban pada bit menyebabkan bagian drill collar di atas stabiliser membelok dengan kemiringan tertentu. Rate build up sangat tergantung pada WOB, posisi stabiliser, dan ukuran drill collar. Rangkaian drill string yang umum digunakan pada build up section ini adalah : 1. Tipe Short Radius Bit Bearing Ass – Double Totled U Joint Housing – Motor Section – Bypass Valve – Orientation/Lacthdown – Sub - … dst. 2. Tipe Medium Radius Sistem 194
Bit – Bent Sub/Bent Housing – Stabiliser – MWD – CSDP – Spiral DC – HWDP – DP - …dst. 3. Tipe Long Radius Siatem Bit – Stabiliser – Bent Sub – MWD (measurement while drilling) Pulser Colar – Mole Shoe Sub – Non Magnetik Stabiliser – KMC – Stabiliser - ….. dst. Untuk perubahan sudut build ip yang besar, maka dianjurkan hal-hal sebagai berikut : 1. WOB tinggi. 2. Ukuran Monel Drill Collar Kecil. 3. RPM dan rate pemompaan kecil apabila formasi lunak. ......Sedangkan untuk perubahan sudut build up yang kecil, dianjurkan hal-hal sebagai berikut : 1. WOB kecil. 2. Ukuran monel drill collar besar. 3. Tempatkan stabiliser pada puncak Monel Drill Collar. 4. Tambahkan jarak bit dengan stabiliser. 5. Tambahkan RPM dan rate pemompaan pada formasi lunak. 4.9.4.3. Drill String Pada Bagian Tangent Pada kasus ini sangat sulit untuk menentukan tangent drill string yang dapat sekaligus mengatur dan mempertahankan kemiringan dan arah lubang bor. Pada umumnya persoalan yang terbesar adalah dalam mengontrol sudut arah, sedangkan untuk mengontrol sudut kemiringan biasanya lebih mudah. Apabila WOB dan RPM diubah untuk dapat mempertahankan sudut arah, tetapi efek lain dapat mengubah sudut kemiringan atau sebaliknya. Drill string yang umum digunakan adalah sebagai berikut : Bit – Stabilizer Straight Assembly (Under Gauge Stabilizer) – Flex DP – DP - … dst.
4.9.4.4. Drill String Pada Bagian Horisontal
195
Drill string pada bagia horisontal yang biasa digunakan adalah : 1
Tipe Short Dan Medium Sistem Bit – Integral Blade Stabilizer – Bent Sub – Integral Blade Stabiliser – CSDP – Spiral DC – HWDP – DP - … dst.
2
Tipe Long Radius Sistem Bit – String Stab – KMC – String Stab – MWD – String Stab – HWDP – DP - ..dst.
Contoh desain drill string
pemboran multilateral
pada bagian horisontal
ditunjukkan pada Gambar 4.60.
Gambar 4.60. Desain Drill String Pemboran Multilateral Pada Bagian Horisontal 21) Perputaran pahat bertujuan untuk memberikan gaya horisontal terhadap permukaan batuan. Dan apabila gaya-gaya ini telah melampaui shear strength batuan, maka batuan itu akan pecah. Secara teoritis dengan bertambahnya putaran akan menambah laju pemboran. Pada dasarnya pemilihan kecepatan rotasi atau WOB tidak lepas dari kondisi formasi, kapasitas kerja drill string, dan kondisi lubang bor. Rotasi dan WOB yang tidak benar akan menimbulkan masalah yang lebih serius pada drill string. 4.9.5. Rotasi Per Menit (RPM) 196
Kecepatan putar yang digunakan
pada pemboran harus berada dalam
kapasitas vibrasi drill string. Secara teoritis setiap drill string mempunyai frekuensi alamiah yang merupakan efek vibrasi maksimum. W.C. Main telah merumuskan persamaan untuk menghitung kecepatan kritis rotasi, walaupun jarang digunakan. Persamaan ini didasarkan pada asumsi yang telah disederhanakan, yaitu : Nc
25800 ........................................................................................(4-94) L
Keterangan : Nc
= kecepatan rotasi kritis (efek vibrasi maksimum), RPM
L
= panjang drill string, ft
Vibrasi yang terjadi dapat dibedakan menjadi dua, yaitu : 1. Vibrasi Transversi. 2. Vibrasi Longitudinal. Vibrasi transversal bereaksi seperti string biola dan terjadi pada pipa antara dua tool joint. Sedangkan vibrasi longitudinal bereaksi seperti spring dan terjadi pada keseluruhan string. Persamaan di atas berlaku untuk vibrasi longitudinal. Sedangkan untuk vibrasi tranversi, kecepatan kritis dapat dihitung dengan persamaan : Nc
4760000 (D 2 d 2 .....................................................................(4-95) L
Keterangan : Nc
= kecepatan rotasi kritis, RPM
L
= panjang satu drill pipe joint, in
D
= drill pipe OD, in
d
= drill pipe ID, in
Untuk mendapatkan perhitungan yang cukup baik, kecepatan kritis sebenarnya berkisar pada 15 % di bawah dn di atas harga dari persamaan di atas.
197
Rotasi yang dialami drill string selain menimbulkan vibrasi juga dapat menimbulkan torsi. Seperti halnya beban burst, torsi adalah sesuatu yang jarang terjadi dan bukan merupakan masalah yang serius. Torsi merupakan beban yang berasal dari kombinasi bermacam-macam torsional impack, torsional fatique, vibrasi dan kelelahan pada perlengkungan. Selain itu kecepatan rotasi yang berlebihan akan mempersulit drill string yang berada dalam kondisi ketidak seimbangan dinamis dengan memperbesar aksi mencambuk (whipping action), juga dengan memperbesar excessive stress bila drill string berada dalam lubang yang mengalami defleksi. Untuk melihat stabilitas drill string terhadap rotasi digunakan Geolograph yang perekamannya diperlihatkan pada Gambar 4.61.
Gambar 4.61. Perekaman Geolograph Pada Rotasi Drill Pipe 19) 4.9.6. Weight On Bit (WOB) WOB merupakan beban yang diberikan pada batuan yang arahnya vertikal ke bawah atau ke arah horisontal pada pemboran multilateral, apabila batuan diberi beban yang melampaui kekuatan batuan, maka batuan akan pecah. Adapun beban yang diberikan tergantung dari formasi batuan yang akan ditembus dan jenis mata bor yang digunakan.
198
Apabila pemboran akan menembus formasi keras, maka umumnya akan dilakukan penambahan berat di atas bit. Konsekuensinya, drill collar akan berada dalam keadaan tertekan (compresion) dan akan memperbesar kecenderungan untuk melengkung dan pantulan (bouncing stress) akan lebih besar pada suatu kecepatan tertentu. Walaupun efek pantulan ini dapat membantu menghancurkan batuan, tetapi pantulan yang berlebihan merupakan problem yang cukup serius terhadap drill string. Masalah yang harus dipertimbangkan dalam pemilihan WOB dan kecepatan putar (rotary speed) adalah deviasi dari lubang bor, sebab terdapat hubungan antara RPM dan WOB sebagaimana diperlihatkan rekaman geolograph pada Gambar 4.62. Kemajuan pengeboran dapat diperkirakan jika pengontrolan deviasi dapat dijaga. Pertimbangan lainnya dalam pemilihan WOB dan RPM adalah efek yang ditimbulkan pada drill string. Kadang-kadang terlihat tidak ada inidikasi terjadinya problem, namun akhirnya menjadi terlambat untuk diatasi.
Gambar 4.62. Pengaruh WOB dan Hidrolika Terhadap Laju Penembusan15)
199
Gambar 4.63. Chart Penentuan WOB-RPM Optimum Speer15)
4.9.7. Penentuan Panjang Lateral Maksimum Sesuai dengan sasaran pemboran horisontal, yaitu untuk meningkatkan reservoar contact (persentuhan dengan reservoar) atau dengan kata lain untuk memperluas daerah pengurasan suatu sumur, maka panjang lintasan horisontal harus semaksimal mungkin. Panjang dari sumur horisontal tergantung pada teknik pemboran yang dipakai untuk membor sumur. Penentuan panjang maksimum bagian horisontal ditentukan dengan konsep mekanika sederhana. Dengan konsep ini dapat ditentukan berapa besarnya beban tension, torsi dan prinsipal stress yang
200
bekerja pada drill string saat operasi pemboran sedang berlangsung. Ketiga beban ini digunakan sebagai kriteria untuk menentukan terjadi atau tidaknya fatique pada drill pipe. Drill pipe dapat digunakan sebagai referensi karena drill pipe lebih lemah dibandingkan HWDP atau drill collar. Tension merupakan fungsi berat rangkaian pipa dalam lumpur, sudut kemiringan rata-rata, koefisien friksi, dan gaya normal. Sedangkan gaya normal adalah fungsi dari perbedaan sudut kemiringan, berat rangkaian dalam lumpur, sudut kemiringan rata-rata, perbedaan sudut arah tension. Torsi merupakan fungsi dari koefisien friksi, gaya normal dan jari-jari luar rangkaian pipa. Principal stress adalah fungsi dari tegangan axial dan tegangan geser. Sedangkan tegangan axial adalah fungsi dari tension dan luas penampang pipa. Tegangan geser merupakan fungsi dari torsi, diameter luar pipa, dan moment area. Terlihat hubungan
di atas bahwa diantara
faktor-faktor tension, torsi dan
prinsipal stress terdapat ketrkaitan satu dengan lainnya. Perhitungan besarnya tension, torsi dan principal stress menunjukkan bahwa untuk setiap penambahan panjang bagian horisontal maka tension yang terjadi semakin kecil, harga torsi dan principal stress semakin besar. Panjang maksimum bagian horisontal didapat jika harga tension maksimum pada drill pipe melebihi torsional strength drill pipe, atau harga principal stress maksimum pada drill pipe melebihi principal stress strength drill pipe. Selanjutnya penentuan panjang maksimum sumur bor horisontal ditentukan dengan metoda grafis. Dalam menentukan panjang maksimum sumur horisontal ada tiga pembebanan yang harus ditentukan terlebih dahulu, yaitu ; beban tensi, beban torsi, beban principal stress. Dalam menentukan ketiga beban tersebut ada tiga faktor pembatas yang harus dipenuhi agar drill pipe yang digunakan
tidak mengalami kelelahan
(fatique). Drill pipe yang digunakan sebagai referensi karena drill pipe merupakan bagian drill string yang terlemah dibandingkan dengan HWDP atau drill collar. Beban tension yield strength merupakan faktor pembatas. Pada saat menghitung torsi yang bekerja pada drill pipe maka torsional strength adalah faktor pembatas. Sedangkan principal stress stength merupakan batas yang harus
201
dipenuhio saat penentuan principal stress yang bekerja pada drill pipe. Panjang maksimum bagian horisontal diperoleh saat harga salah satu dari ketiga beban tersebut sama dengan
harga masing-masing faktor pembatasnya. Data yang
diperlukan untuk menentukan panjang maksimum adalah : 1.
Ukuran, berat, dan jenis drill pipe
2.
Data survey arah dan kemiringan, KOP, D, MD
3.
Densitas dan koefisien friksi lumpur
4.
WOB dan torsi di bit
5.
Rangkaian drill string
A. Penentuan Tension 1.
Asumsikan panjang bagian horisontal.
2.
Tentukan susunan drill string yang digunakan
3.
Hitung besar gaya normal untuk tiap section yang dimulai dari bit dengan menggunakan persamaan : FN = [ (sin Δ Φ + W sin Φ)2 + (T sin Δ β sin Φ)2]1/2..............................(4-96)
Keterangan : FN = gaya normal, lbs T = Besarnya beban tension, pada awal perhitungan harganya sebesar WOB dan berharga negatif karena merupakan beban compresion, pada perhitungan selanjutnya harga T merupakan kumulatif, lbs DΦ= perbedaan sudut inklinasi (kemiringan), derajad W = berat rangkaian drill string dalam lumpur, lbs Φ = sudut kemiringan rata-rata, (I1+I2/2), derajad Db = perbedaan sudut arah, derajad 4.
Hitung besarnya beban tension untuk tiap section yang dimulai dari bit. Perhitungan tension selanjutnya menggunakan persamaan : T2 = T1 +W cos Φ – μ FN......................................................................(4-97)
202
Keterangan : T2 = beban tension pada setiap section, pada awalnya sebesar WOB dengan tanda negatif karena compresion, lbs T1 = beban tension pada section sebelumnya, lbs W = berat rangkaian drill string dalam lumpur, lbs Φ = sudut kemiringan rata-rata, derajad μ =koefisien friksi, dari tabel koefisien friksi, dimensinless FN = gaya normal, dari langkah 3, lbs 5.
Bandingkan tension maksimum dengan yield strength drill pipe, pada tabel.
6.
Jika tension maksimum lebih besar dari yield strength atau tension di permukaan kecil atau sama dengan nol maka perhitungan selesai, dan panjang maksimum ditentukan secara grafis dengan grafik penentuan panjang horisontal maksimum. Jika tidak, maka kerjakan langkah perhitungan beban torsi.
B. Penentuan Torsi 1
Hitung besarnya torsi untuk setiap section mulai dari bit dengan menggunakan persamaan : M2 = M1 + μ FN x R..............................................................................(4-98)
Keterangan : M2 = torsi pada setiap seksi, harga awal sebesar torsi di bit, ft-lbs M1 = torsi yang bekerja pada seksi sebelumnya, ft-lbs μ = koefisien friksi, dimensionless FN = gaya normal, lbs R = jari=jari luar drill pipe, ft 2
Tentukan besarnya torsi maksimum pada drill pipe dan bandingakan dengan harga torsional strength drill pipe. Torsional strength drill pipe diperoleh dari tabel Yield Strength Drill Pipe.
203
3
Jika harga torsi maksimum yangbekerja pada drill pipe lebih besar dari torsional strength drill pipe maka perhitungan selesai dan panjang maksimum ditentukan secara grafis dengan grafik penentuan panjang horisontal maksimum.
C. Penentuan Principal Stress 1.
Hitung besarnya principal stress untuk setiap section dimulai dari bit dengan menggunakan persamaan : p
a a 2 2
0,5
2
s 2
.......................................................................(4-99)
τa = T/A τs = MD/2I I
= π/32.(OD4 – ID4)
Keterangan : τp = principal stress pada setiap section, psi τa = axial stress pada setiap section, psi τs = shear stress pada setiap section, psi T = tension pada setiap section, lbs A = luas penampang drill string, sq-in M = torsi pada setiap section, in-lbs D = diameter luar drill string, in I 2.
= momen inersia drill string tentukan harga principal stress maksimum dan bandingkan dengan
yield strength perluas penampang pipa (principal stress strength) 3.
Jika principal stress maksimum lebih besar dari stress strength maka perhitungan selesai dan penentuan panjang maksimum dilakukan dengan cara grafis. dengan grafik penentuan panjang horisontal maksimum.
4.10. Sistem Milling Window Pada pemboran multilateral sebelum dilakukan operasi pemboran lateral (sidetrack) akan didahului dengan operasi milling window. Milling window
204
merupakan suatu operasi dimana dilakukan pembuatan jendela pada casing sebagai jalan untuk pemboran lateral. Untuk melakukan operasi milling perlu diperhatikan faktor-faktor yang berpengaruh, baik dari segi ekonomis dan teknis, yaitu : 1. Jenis formasi yang sesuai untuk dilakukannya operasi milling windows. Tipe formasi yang diharapkan adalah formasi batupasir dimana akan memberikan lintasan yang mulus (Smooth). Hal ini khususnya diterapkan pada operasi milling dengan metoda section mill (menggunakan casing cutter). 2. Jenis lumpur yang digunakan. Untuk menghasilkan sifat pengangkatan yang optimum, diperlukan lumpur dengan jenis dan sifat yang khusus. 3. Ukuran casing dan drill pipe yang digunakan pada operasi milling window. 4. Ukuran window maksimum yang dibutuhkan untuk operasi pemboran lateral selanjutnya. 5. Banyaknya operasi running mill dan lama operasi milling window. Faktor ini erat hubungannya dengan aspek keekonomian. 6. Pengalaman dalam setting orientasi whipstock, karena jika terjadi kesalahan akan menimbulkan arah yang meleset. 7. Jenis atau metode milling window yang akan digunakan. 4.10.1. Metode Sistem Milling Window Seperti telah dibahas di atas bahwa metode sistem milling window yang akan digunakan merupakan salah satu faktor yang sangat penting untuk keberhasilan operasi milling window. Ada dua metode operasi milling window, yaitu : 4.10.1.1. Metode Section Milling Pada metode ini menggunakan section mill untuk membuat lubang (window) casing pada kedalaman dimana akan dilakukan operasi pemboran lateral. Section mill mempunyai diameter sampai dengan
8” OD dan pada
bodinya terdapat tiga pisau. Sedangkan untuk ukuran yang lebih besar terdapat empat pisau dimana setip pisau mempunyai mata pisau (multiple cutting blade)
205
yang terbuat dari tungsten carbide. Operasi dari metode section milling ditunjukan pada Gambar 4.64.
Gambar 4.64. Operasi Section Milling 11) Penerapan metode ini mempunyai kelebihan dan kekurangan dibandingkan dengan penggunaan whipstock.
Kelebihan metode section milling:
1
Operasi sidetrack dapat dilakukan dengan berbagi arah pada KOP.
2
Dog leg yang dihasilkan kecil.
3
Tidak dibutuhkan peralatan yang banyak.
4
Lintasan yang dihasilkan lebih mulus (smooth).
Kekurangan metode section milling :
1
Dibutuhkan lumpur yang khusus untuk operasi milling guna mengoptimasi pengangkatan cutting.
2
Lebih banyak terdapat baja dan semen pada cutting yang harus ditangani.
3
Kemungkinan terjadinya bird nesting.
4
Diperlukan cement plug yang harus diset pada lokasi KOP.
206
Langkah-langkah yang diperlukan untuk mendapatkan hasil yang optimal dari penggunaan metode ini diantaranya, yaitu : a.
Cement Bond Log (CBL) Sebaiknya perlu dilakukan running untuk mengetahui kondisi semen yang
melekatkan casing. Diperlukan minimal 70 % konsistensi semen. b.
Pemilihan Lokasi Milling Section Dari data yang diperoleh dari hasil logging kita dapat menempatkan section
dimana akan dilakukan milling. Sebaiknya dilakukan pada formasi pasir untuk mendapatkan lintasan yang lebih mulus (smooth). c.
Panjang Milled Section Panjang
milled section dapat dihitung dengan menggunakan persamaan
berikut dimana merupakan perhitungan panjang section untuk tipe build rate dengan menggunakan bent housing motor sidetrack assembly.
(D C D i D B 10 .......................................................(4-100) 21 B a
MSL 100 Keterangan :
MSL = Minimum Section Length
d.
DC
= diameter coupling yang sesuai casing, in
Di
= diameter casing, in
Db
= diameter bit, in
Ba
= sudut bent housing motor, deg
Laju Alir Fluida Pemboran Minimum Pada Operasi Milling Laju alir pada operasi pemboran milling untuk mengangkat stell cutting ke
permukaan merupakan faktor yang sangat penting untuk dipertimbangkan dimana dihitung menggunakan persamaan sebagai berikut :
(D 2h D 2P .....................................................................(4-101) D h M d
Q m 600 Keterangan : Qm
= laju alir optimum milling
Dh
= diameter casing, in 207
e.
DP
= diameter drill pipe atau drill collar, in
Md
= densitas lumpur, ppg
Jenis Lumpur Pemboran Polimer merupakan jenis bahan kimia yang paling efektif digunakan untuk
operasi milling diikuti dengan jenis clay base mud. Sedangkan oil base mud kurang baik digunakan untuk operasi milling karena akan menimbulkan masalah dalam pengangkatan stell cutting ke permukaan. f. Rasio Plastic Viscosity (Yield Point) Plastic viscosity minimum yang direkomendasikan adalah 30 cp, sedangkan untuk kenaikan yield point kurang dari 30. g.
Hole Sweep Pengangkatan gel-gel yang timbul di dalam lubang sumur direkomendasikan
setiap 2 – 3 jam atau 10 – 15 ft untuk mengurangi akumulasi cutting. Hentikan milling dan sirkulasikan gel plug pada 130 gal/min dengan 70 – 80 cp pada laju alir maksimum. Pada sudut terbesar pada operasi milling sebaikknya digunakan lumpur dengan viscositas rendah yang sebaiknya diikuti dengan lumpur viscositas tinggi. h.
Monitoring Cutting Monitoring cutting merupakan suatu langkah
yang penting pada operasi
milling dimana dilakukan untuk memonitor ukuran (size), ketajaman (shape), dan beberapa komponen cutting lainnya. Kualifikasi cutting yang dianggap baik dan tidak akan menimbulkan masalah adalah cutting dengan lebar ¼ in, panjang ⅜ in, dan tebal 1/32 in. Cutting yang berbentuk panjang, berserabut menunjukkan WOB pada operasi milling terlalu besar. Sedangkan cutting yang berbentuk panjang, melengkung, dan tipis menunjukkan WOB terlalu besar. Pada umumnya stell cutting yang tersirkulasi melewati shaker sistem sebanyak 70 %. i.
Stabilisasi Milling String
208
Pada stabilisasi milling string sebaiknya tidak menggunakan stabilizer yang dipasang di atas rangkaian milling untuk sudut yang lebih besar dari 350. Jika stabilizer di-run pada sumur dengan sudut lebih kecil dari 35 0 maka sebaikknya digunakan mata bor tipis dan tajam untuk milling. j.
WOB Milling Dan RPM Pada waktu milling casing dengan grade J-55, K-55, dan N-80 sebaiknya
dilakukan dengan RPM yang lebih tinggi dengan WOB yang lebih rendah. Sedangkan pada waktu milling casing dengan grade yang tinggi seperti P-110 dan Q-135 sebaiknya dilakukan dengan RPM yang rendah dan WOB yang lebih berat. Hal ini membuat cutter lebih awet dan akan menghasilkan bentuk dan ukuran cutting yang semestinya.
4.10.1.2. Metode Window Milling (Whipstock Sidetrack) Metode ini merupakan operasi pembuatan jendela (window) pada casing dengan menggunakan peralatan pembelok (whipstock). Pada metode ini peralatan yang digunakan
berbeda dengan metode section mill. Dengan metode ini
peralatan milling window dapat ditempatkan pada bermacam-macam jenis formasi. Pada formasi yang konsolidated dibutuhkan diamond mills untuk operasi milling. Yang perlu diperhatikan bahwa window tidak dapat dipotong atau dibuat melewati casing collar sehingga diusahakan posisi bagian terbawah dari packer atau anchor (peralatan di bawah whipstock) berjarak sekitar 5 ft di atas casing collar. Operasi dari metode window milling ditunjukan pada Gambar 4.65.
209
Gambar 4.65. Operasi Window Milling 11) Metode window milling juga memiliki kelebihan dan kekurangan dari pada metode section mill. Kelebihan window milling : 1
Arah sesuai dengan yang diharapkan pada titik KOP.
2
Metal cutting yang dihasilkan lebih sedikit.
3
Tidak diperlukan suatu kondisi lumpur yang khusus.
4
Dapat digunakan pada kedalaman lebih dari 9000 ft.
5
Dapat menghasilkan
sudut lebih besar dari
350. 6
Memungkinkan melakukan operasi sidetrack melewati dua string casing.
Sedangkan kekurangan dari metode window milling adalah : 1
Dog leg severity yang dihasilkan cukup tinggi (30 – 12 0)
2
Biaya yang dibutuhkan lebih besar.
3
Peralatan yang dibutuhkan lebih banyak.
210
4
Adanya kemungkinan whipstock membelok pada saat orientasi sehingga menimbulkan arah yang tidak tepat.
Langkah-langkah yang perlu dilakukan untuk mendapatkan hasil yang optimal dari penggunaan metode ini diantaranya : a.
Casing Preparation Casing preparation sebaiknya dicek kembali untuk persiapan running casing
scrappe, gag ring, dan collar locator. b. Cement Bond Sebaiknya dilakukan running CBL untuk memastikan kualitas penyemenan casing, karena cement bond yang baik akan meningkatkan milling rate. c. Mud Properties Lumpur yang digunakan untuk milling sebaiknya mempunyai viscositas yang besar untuk pengankatan cutting yang baik. d. Rig, Pompa, Dan Drill String Rig yang digunakan harus dapat menahan semua beban drill string dengan pompa berkapasitas tekanan 3000 – 3500 psi. Drill pipe dan rotay table mempunyai kapasitas yang cukup untuk memutar milling assembly. Hal ini akan sangat bervariasi dengan kedalaman KOP dan profil lubang sumur (lurus atau bengkok). Pada umumnya untuk swivel dengan ukuran 3 1/2 in dan drill pipe 2 3/8 in dibutuhkan 51/2 in casing; 3 ½ in drill pipe dan rotary table dibutuhkan casing 75/8 in dan 7 in; in drill pipe dan rotary table 4 ½ in dibutuhkan casing 8 5/8 in dan 95/8 in; serta drill pipe dan rotary table 5 in dibutuhkan casing 13 in. 4.10.2. Peralatan-Peralatan Khusus Operasi Milling Window Pada operasi milling window terdapat beberapa peralatan khusus yang digunakan antara lain : 1. Starting Mill Alat ini digunakan untuk bagian bawah dari whipstock dalam penempatan posisi dan merupakan alat yang pertama dalam operasi pengikisan casing window. 2. Window Mill
211
Alat ini digunakan untuk memotong casing window mengikuti kikisan dari starting mill dalam operasi whipstock. Penggunaan alat ini dapat secara terpisah (tersendiri) atau bersama-sama dihubungkan dengan watermellon mill pada satu joint drill pipe. Window mill dapat mengikis sejauh 10 ft masuk ke dalam formasi. 3. Watermellon Alat ini digunakan dalam beberapa bottom hole assembly (BHA) selama operasi pemotongan casing. Alat ini didesain untuk pengikisan ke atas atau ke bawah, dapat juga digunakan langsung di atas window mill atau tapered mill. Pada alat ini juga dilengkapi sebuah slight taper pada setiap ujungnya untuk memperpajang bagian atas window. 4. String Mill Alat ini digunakan pada bagian atas window mill pada drill collar dan alat ini dilengkapi dengan sebuah silinder dan digunakan untuk memperpanjang bagian yang digiling. 5. Taper Mill Taper Mill digunakan untuk problem-problem seperti flattened, split atau dijumpai adanya bent casing. Peralatan-peralatan khusus yang digunakan pada operasi milling window ditunjukkan pada gambar berikut :
212
Gambar 4.66. (A) Starting Mill, (B) Window Mill, (C) Watermellon Mill, (D) Srting Mill, (E) Taper Mill 11) 4.10.3. Masalah-Masalah Pada Operasi Milling Window 1. Starting Mill Failure Terjadi karena starter mill membuat lubang yang terlalu kecil sehingga window mill tidak dapat terarah pada lubang hasil milling, akibatnya window mill membuat lubang baru (terjadi dua lubang). Selain itu juga dapat mengakibatkan window mill mengikis whipstock. Untuk lebih jelasnya Gambar 4.67. memperlihatkan proses terjadinya starting mill failure.
213
Gambar 4.67. Starting Mill Failure 11) 2. BHA Terlalu Kaku (Kuat) Setelah operasi starter mill selesai yaitu pada saat starter mill menyinggung whipstock atau taper mill menyinggung ID casing maka diturunkan rangkaian window mill, tetapi kekakuan dari rangkaian BHA menyebabkan window mill tidak hanya memotong casing tetapi juga mengikis dan memotong whipstock. Untuk lebih jelasnya Gambar 4.68. menjelaskan masalah yang terjadi akibat BHA terlalu kaku.
Gambar 4.68. BHA Terlalu Kaku 11) 214
3. Corring Effect Disebabkan BHA terlalu kaku dan grade casing terlalu tinggi sehingga harus digunakan mill dengan grade yang tinggi dimana milling assembly tidak lagi diarahkan oleh whipstock tetapi oleh casing (casing terkikis) sehingga tidak dapat dibelokkan secara lebih. Untuk lebih jelasnya Gambar 4.69. menjelaskan proses terjadinya corring effect.
Gambar 4.69. Corring Effect 11) 4.11. Operasi Pemboran Multilateral Operasi pemboran multilateral terdiri dari beberapa tahap, yaitu pemboran vertikal sebagai main hole yang kemudian diteruskan dengan pemboran pada cabang-cabangnya (branch hole). Penampang sumur multilateral dapat dilihat pada Gambar 4.1. 4.11.1. Pemboran Vertikal (Main Hole) Pemboran pada arah vertikal ini dilakukan jika main hole belum terbentuk (untuk pemboran sumur baru). Operasi pemboran vertikal meliputi beberapa tahap yaitu ; pembuatan lubang sumur, pemasangan casing dan operasi penyemenan. Operasi pemboran vertikal yang dilakukan sebagai tahap awal pemboran multilateral, dilakukan secara konvensional. Dalam hal ini menggunakan rig konvensional dengan susunan rangkaian pipa bor meliputi ; kelly, DP, DC dan bit.
215
Pemboran secara konvensional ini didasarkan atas pertimbangan bahwa lubang vertikal yang berfungsi sebagai main hole mempunyai diameter yang cukup besar. Sebagai langkah awal pemboran vertikal, terlebih dahulu di bor lubang permukaan. Setelah lubang permukaan conductor casing. Conductor casing
terbentuk, kemudian diturunkan yang biasa digunakan pada sumur
multilateral adalah 26 in atau 30 in. Ukuran diameter conductor casing yang besar ini dipengaruhi oleh besarnya diameter production casing, sedangkan diameter production casing tergantung dari jumlah dan ukuran tubing yang digunakan. Setelah conductor casing diturunkan, maka selanjutnya adalah melakukan operasi penyemenan Operasi penyemenan bertujuan untuk melekatkan casing pada dinding lubang sumur, melindungi casing dari masalah-masalah mekanis pada waktu operasi pemboran (seperti getaran), melindungi casing dari fluida formasi yang bersifat korosi dan menimbulkan zona yang satu dengan yang lain di belakang casing. Setelah pemboran trayek pertama selesai, kemudian pemboran dilanjutkan pada trayek berikutnya hingga kedalaman yang telah ditentukan. Jumlah trayek sangat ditentukan dari perencanaan setting depth casingnya.
4.11.2. Bagian Berarah (Build-Up) Setelah pemboran vertikal selesai dilakukan, maka langkah selanjutnya adalah melakukan pemboran berarah. Pada pemboran ini idealnya beban berat yang diberikan pada bit (WOB) berkisar antara 1000 – 6000 lbs dan diikuti dengan putaran motor sebesar 250 – 350 rpm. Jenis downhole motor yang biasa digunakan adalah positive displacement motor (PDM) dan kontrol lubang bor dijaga dengan
menggunakan directional survey measurement while drilling
(MWD) pada saat operasi pemboran berlangsung. Untuk mengubah orientasi arah lubang bor digunakan orientasi tool yang dihubungkan ke permukaan melalui wireline ke komputer di permukaan.. Pada pemboran dengan cara ini, umumnya hanya diperlukan satu jenis BHA untuk setiap bagian lubang, sebagai contoh
216
adalah bit, PDM dengan bent sub, non magnetik drill collar, orienting tool dan MWD sebagai kontrol arah. Sebelum melakukan pemboran berarah perlu dilakukan window cutting dan kemudian dilanjutkan dengan pemboran berarah sampai bagian horisontal. Prosedur operasinya adalah sebagai berikut : a.
Turunkan anchor dalam lubang bor dengan wire line dan set pada kedalaman yang telah ditentukan (dalam hal ini anchor dipasang secara hidrolik).
b.
Turunkan
peralatan
survey
(gyro
survey)
untuk
mengetahui orientasi moushole dari anchor. c.
Atur
spline
dari
whipstock
sehingga
whipstock
mempunyai orientasi yang tepat ketika dimasukkan ke dalam moushole. d.
Turunkan
whipstock ke dalam lubang
dan set pada
anchor. e.
Turunkan downhole motor dan sterter mill ke
dalam
lubang dan potong block assembly dengan starter mill. f.
Turunkan window mill BHA dan potong casing untuk membuat celah (window) atau sering disebut window milling. BHA yang dipakai dapat berupa rangkaian disconnecting sub, DC, low speed motor dan diamond speed mill, semua tergantung pada ukuran lubang bor.
g.
Setelah window terbentuk, bor formasi sampai target yang telah ditentukan. Untuk pemboran pada bagian berarah, diperlukan BHA yang baik untuk
mencapai laju penetrasi (ROP) yang optimum, disamping bagian build-up yang halus. Pada bagian ini, ROP yang dapat dicapai kurang lebih 31,2 ft/jam pada inklinasi kecil, dan pada inklinasi besar (>300), ROP akan turun 4,9 – 6,6 ft/jam. Hal ini dikarenakan adanya alat penstabil dalam short radius motor yang bergerak sendiri berlawanan dengan dinding lubang bor. 4.11.3. Bagian Horisontal
217
Umumnya bagian horisontal atau lateral dibor dengan tujuan untuk mendapatkan daerah pengurasan yang lebih besar. Panjang formasi horisontal yang dapat dibor sangat tergantung pada peralatan yang digunakan. Dalam hal ini adalah susunan BHA yang digunakan. Dari beberapa pengalaman di lapangan, diperoleh keterangan yang menyebutkan bahwa :
Bit 41/8 in dan BUR 250 – 350/100ft, didapat panjang bagian horisontal sebesar 1000 ft pada kedalaman 5528 ft MD.
Bit 3 ½ in dan BUR 80/100 ft, didapat panjang bagian horisontal sebesar 3300 ft pada kedalaman 11000 ft MD (sudut inklinasi 890).
4.12. Problem Utama Pada Operasi Pemboran Multilateral Sasaran pada pemboran multilateral adalah membuat lubang horisontal dengan pertambahan sudut tertentu dari titik belok pertama dan kedua. Masalah utama
yang timbul karena adanya bagian pertambahan sudut dari bagian
horisontal tersebut yang berhubungan dengan efek gravitasi, friksi dan pengendapan cutting pemboran. 4.12.1. Problem Gesekan Idealnya dalam suatu pemboran, drill string yang digunakan tidak akan mengalami beban drag. Tetapi dengan bertambahnya sudut pembelokan, akan berakibat drill string rebah dan menempel pada dinding lubang bor, sehingga menimbulkan beban drag yang arahnya berlawanan dengan gerak drill string. 1.
Sebab-Sebab Terjadinya Problem Gesekan. Pada lubang bor dengan sudut kemiringan yang sangat besar atau lubang yang
horisontal, peralatan akan cenderung rebah pada bagian dasar lubang dan membentuk bidang kontak dengan dinding lubang bor. Hal ini akan menimbulkan gesekan yang membatasi pembebanan dan pergerakan di dalam lubang. Kesulitan akan bertambah besar apabila pengangkatan cutting ke permukaan
kurang
sempurna. Keseimbangan gaya-gaya yang terdapat pada rangkaian peralatan di dalam lubang bor dengan kemiringan tertentu (sudut θ) diperlihatkan pada Gambar
218
4.70. Beban ini akan semakin besar dengan
bertambahnya
panjang bidang
horisontal. Pada kondisi ini beban drag tersebut sama dengan berat benda yang menempel di sepanjang sumur horisontal setelah dikurangi dengan gaya apung dari rangkaian pipa tersebut.
Gambar 4.70. Kesetimbangan Gaya Pada Peralatan Pemboran Dalam Lubang Bor Miring 8) Tanda panah menunjukkan arah komponen gaya yang bekerja pada peralatan . W merupakan berat peralatan dalam fluida, Cf adalah koefisien friksi pada dinding lubang dan AL adalah beban aksial yang dapat diaplikasikan sebagai WOB. Kesetimbangan gaya-gaya dapat berbentuk : AL = Cf.W.Sin θ – W Cos θ............................................................(4-102) Atau : AL = W (Cos θ - Cf.W.Sin θ)..........................................................(4-103) 2. Pencegahan Problem Gesekan Hal-hal yang perlu dipertimbangkan untuk mengatasi masalah-masalah di atas adalah sebagai berikut : a. Memperkecil harga koefisien friksi (Cf).
219
Yaitu dengan jalan menggunakan lumpur yang memberikan harga koefisien friksi (Cf) sekecil mungkin. Hasil eksperimen menunjukkan penggunaan lumpur yang berbeda akan memberikan koefisien yang berbeda pula. Penggunaan lumpur minyak dengan additive akan memberikan harga Cf paling kecil 0,1 – 0,3 pada lubang terbuka. b. Sirkulasi yang kontinyu Sirkulasi lumpur yang kontinyu akan mencegah mengendapnya cutting yang dapat memperbesar koefisien friksi dan menyebabkan penjepitan pipa. c. Memperkecil filtration lost dengan menggunakan additif seperti CMC. 4.12.2. Rendahnya Laju Penembusan Dengan adanya lubang horisontal dan cabang lateral yang panjang untuk menembus lapisan produktif, maka kesulitan yang akan dihadapi yaitu rendahnya laju penembusan mulai titik dari lubang horisontal sampai target. Hal ini disebabkan karena pahat tidak mendapatkan beban (berat) vertikal dari peralatan pemboran itu sendiri (drill string). Sehingga
untuk mengatasi
masalah ini
diperlukan berat WOB yang sesuai serta putaran RPM yang optimal atau sesuai dengan keadaan formasi dan cukup untuk meningkatkan laju pemboran. Disamping itu, rendahnya laju penembusan dapat diatasi dengan penurunan densitas lumpur dalam batasan masih mampu mengimbangi tekanan formasi. Densitas dapat diturunkan dengan penambahan air atau minyak.
4.12.3. Kecenderungan Penyimpangan Sudut Penyimpangan arah dan kemiringan yang tidak sesuai dengan rencana akan menyebabkan lubang bor tidak mencapai target yang diinginkan. Untuk mengatasi masalah tersebut, maka dilakukan pengontrolan arah dan kemiringan untuk setiap kedalaman secara kontinyu. Penggunaan peralatan konvensional seperti single shot dan multi shot memerlukan operasi yang cukup lama, dan perkembangan teknologi saat ini telah memungkinkan untuk mengetahui orientasi drill string di dalam lubang bor dan identifikasi parameter bawah permukaan lainnya selama operasi pemboran berlangsung, yaitu dengan MWD yang bekerja 220
menggunakan lumpur pemboran sebagai media transmisi sinyal-sinyal dari peralatan sensor ke permukaan selanjutnya yang diteruskan ke komputer. 4.12.4. Pengendapan Cutting Pembersihan lubang bor termasuk masalah utama dalam pemboran multilateral. Pada bagian lubang vertikal, lateral, dan pertambahan sudut, cutting mencapai bagian dasar lubang dengan lintasan jatuh yang pendek sekali, bahkan pada bagian lateral dan cabangnya hanya sebesar diameter lubang. Sedangkan cutting jatuh dengan kecepatan tertentu sehingga kecenderungan untuk mengendap besar sekali apabila proses pengangkatan cutting tidak direncanakan dengan baik. Kecepatan jatuh cutting telah dirumuskan oleh Sze Foo Chien dan dibedakan berdasarkan kekentalan lumpur bor yang digunakan. Untuk kekentalan lumpur yang cukup besar dimana harga μP/ρmdc >10, berlaku :
36800 d c
Vs 0,45
P m d c
c / m 1 1 I 2
P ..........................(4-104) m d c
Sedangkan untuk kekentalan lumpur rendah μP/ρmdc <10, berlaku : Vs 86,5 d c c / m 1 ..................................................................(4-105)
Agar cutting dapat terangkat ke permukaan diperlukan kecepatan aliran lumpur di annulus (Van) yang lebih besar dari kecepatan jatuhnya cuting (Vs). Besar dan arah kecepatan
pengangkatan cutting merupakan resultan dari
kecepatan aliran lumpur dan kecepatan jatuh. Seperti ditunjukkan pada Gambar 4.71.
221
Gambar 4.71. Vektor Kecepatan Pengangkatan Cutting 8) Keterangan gambar : Vs
= kecepatan jatuh cutting
Vam
= kecepatan lumpur di annulus
Vp
= resultan Vs
Van
= kecepatan pengangkatan cutting
Pada bagian pertambahan kecepatan
sudut dan bagian horisontal diperlukan
annulus yang lebih besar agar cutting tidak mengendap ke dasar
lubang. Kecepatan lumpur di annulus merupakan fungsi laju sirkulasi lumpur dan ukuran annulus. Van = 0,119 Q/(dh2 – d2c)..................................................................(4-106) Untuk kecepatan di annulus yang sangat besar diperlukan laju sirkulasi lumpur yang besar pula. Tetapi kecepatan di annulus yang terlalu besar dapat merusak dinding lubang bor. Oleh karena itu kecepatan di annulus dijaga agar tidak melewati batas kritisnya.
Vca
1,08 P 1,08 2P 9,3 (d h d c ) 2 Yb m m (d h d c )
...............................(4-107)
Perumusan-perumusan di atas menunjukkan bahwa pengangkatan cutting dipengaruhi oleh laju aliran lumpur, sifat-sifat lumpur, kondisi cutting. Oleh
222
karena itu dalam perencanaan harus dipilih jenis dan sifat lumpur yang baik (YP/PV) serta laju aliran lumpur yang optimum. 4.12.5. Differential Pipe Sticking Masalah yang timbul karena pengangkatan cutting yang kurang sempurna adalah differential pipe sticking, dimana cutting yang mengendap akan memperbesar harga koefisien (Cf) dan menutupi permukaan pipa. Mekanisme terjadinya problem ini diperlihatkan pada Gambar 4.72. Gaya (F) yang diperlukan untuk membebaskan drill string adalah sebesar : F
= P x A x Cf (lbs)........................................................................(4-108)
Keterangan : P = perbedaan tekanan fluida, psi A = daerah kontak dinding lubang bor, in2 Cf = koefisien friksi
Gambar 4.72. Mekanisme Differential Pipe Sticking 8) Differential pipe sticking dapat ditanggulangi dengan cara : a. Menurunkan perbedaan tekanan (ΔP) antara lumpur dalam lubang bor dengan fluida formasi. b. Menurunkan daerah kontak (A) antara drill string dengan lubang bor. c. Menurunkan koefisien friksi (C) antara drill string dengan dinding lubang bor.
223
Kedalaman (L) dimana pipa terjepit dapat dihitung dengan persamaan sebagai berikut : L
KxWxE ................................................................................(4-109) P
Keterangan : K = berat konstant pipa (645 untuk streel) W = berat pipa, lb/ft E = pemanjangan akibat gaya tarik, in P = gaya tarikan, 1000 lb Jenis jepitan ini terjadi apabila :
Formasi porous dan permeable.
Lumpur kurang stabil (water loss tinggi, mud cake tebal). Sebagai tindak pencegahan antara lain :
Pengangkatan cutting yang baik.
Lumpur
: - Kurangi air filtrasi (additif CMC). - Gunakan pelumas seperti oil emultion mud atau oil base mud.
Pada pipa bor dilengkapi stabilizer.
224
