BAB III TEORI DASAR
Kegiatan pemboran merupakan proses yang paling banyak membutuhkan biaya dalam industry perminyakan. Perlu perencanaan yang baik dalam melakukan pelaksanaan kegiatan pemboran agar kegiatan pemboran dapat berjalan lancar, mencapai target yang diinginkan, efisien dan ekonomis.Ada 3 (tiga) jenis pemboran yang umum diketahi yaitu pemboran vertikal ( vertical drilling ), ), pemboran berarah (directional (directional drilling ), ), dan pemboran horizontal (horizontal drilling ). ). Alasan digunakan nya suatu jenis pemboran tergantung pada pertimbangan keadaan geologi, atau lingkungan lingkungan suatu lapangan, sehingga jenis pemboran harus disesuaikan pada pada suatu keadan geologi tertentu. 3.1 Definisi dan Tujuan Pemboran Berarah
Pemboran berarah (directional (directional drilling ) adalah suatu seni membelokkan lubang sumur untuk kemudian diarahkan ke suatu sasaran tertentu di dalam formasi yang tidak terletak vertical dibawah mulut sumur.Di dalam membor suatu formasi, sebenarnya selalu diinginkan lubang yang vertikal, karena dengan lubang yang vertikal, kecuali operasinya lebih mudah, juga umumnya biayanya lebih murah dari pada pemboran terarah.Jadi pemboran terarah hanya dilakukan karena alasan-alasan dan keadaan yang khusus saja.
10
11
3.2 Alasan-alasan Dilakukan Pemboran Berarah
Terdapat beberapa alasan dilakukannya pemboran berarah walaupun pemboran
berarah
lebih
mahal
bila
dibandingkan
dengan
pemboran
vertikal.Namun, pelaksanaan pemboran berarah dinilai lebih ekonomis dan efisien bergantung pada keadaan geologi dan lingkungan formasi produktif yang dinilai prospek.Berikut alasan-alasannya dilakukan pemboran berarah. berarah. 3.2.1 Alasan Topografis
Pemboran berarah disini dilakukan apabila keadaan di permukaan tidak memungkinkan untuk mendirikan mendirikan lokasi pemboran, misalnya: 1. Formasi produktif terletak dibawah penggunungan dan pemukiman padat
Apabila formasi produktif terletak di bawah danau, sungai, pegunungan, dan bukit, maka harus dilakukan pemboran berarah.Hal itu dikarenakan tidak memungkinkannya memungkinkannya membangun platform platform di atas sungai dan danau karena faktor ekonomis.Kemudian tidak dimungkinkannya dimungkinkannya dilakukan pemboran vertikal vert ikal apabila formasi produktif terletak di bawah bukit bukit dan da n gunung. Begitu pula bila formasi produktifberada di bawah pemukiman padat, daerah perkantoran, daerah perkotaan, cagar alam dan daerah pariwisata, maka pemboran berarah dilakukan karena lokasi vertikal di permukaan yang terbentur daerah perkotaan.
11
3.2 Alasan-alasan Dilakukan Pemboran Berarah
Terdapat beberapa alasan dilakukannya pemboran berarah walaupun pemboran
berarah
lebih
mahal
bila
dibandingkan
dengan
pemboran
vertikal.Namun, pelaksanaan pemboran berarah dinilai lebih ekonomis dan efisien bergantung pada keadaan geologi dan lingkungan formasi produktif yang dinilai prospek.Berikut alasan-alasannya dilakukan pemboran berarah. berarah. 3.2.1 Alasan Topografis
Pemboran berarah disini dilakukan apabila keadaan di permukaan tidak memungkinkan untuk mendirikan mendirikan lokasi pemboran, misalnya: 1. Formasi produktif terletak dibawah penggunungan dan pemukiman padat
Apabila formasi produktif terletak di bawah danau, sungai, pegunungan, dan bukit, maka harus dilakukan pemboran berarah.Hal itu dikarenakan tidak memungkinkannya memungkinkannya membangun platform platform di atas sungai dan danau karena faktor ekonomis.Kemudian tidak dimungkinkannya dimungkinkannya dilakukan pemboran vertikal vert ikal apabila formasi produktif terletak di bawah bukit bukit dan da n gunung. Begitu pula bila formasi produktifberada di bawah pemukiman padat, daerah perkantoran, daerah perkotaan, cagar alam dan daerah pariwisata, maka pemboran berarah dilakukan karena lokasi vertikal di permukaan yang terbentur daerah perkotaan.
12
Berikut ini adalah contoh gambar pemboran dibawah perkotaan. Dapat dilihat pada Gambar 3.1 di bawah ini:
Gambar 3.1
14)
Pemboran di bawah perkotaan 3.2.2 Alasan Geologis
Pemboran berarah disini dilakukan untuk menghindari kesulitan apabila dibor secara vertikal misalnya: 1. Adanya kubah garam ( salt dome )
Apabila terdapat kubah garam ( salt ( salt dome) dome) maka pemboran vertikal tidak dapat dilakukan. Apabila pemboran yang dilakukan dengan menembus kubah garam maka drill string akanrusak, hal itu disebabkan karena kubah garam bersifat sangat korosif sehingga dapat merusak rangkaian rangkaian peralatan bor.
13
Berikut ini contoh gambar pemboran karena adanya kubah garam, dapat dilihat pada Gambar 3.2 di bawah ini:
Gambar 3.214) Pemboran adanya kubah garam 2. Adanya patahan
Pemboran berarah dilakukan karena adanya patahan pada formasi yang produktif, apabila dilakukan pemboran vertikal maka akan mengalami kesulitan pada saat proses pemboran berlangsung. Oleh karena itu dilakukan pemboran berarah untuk mengantispasi hal ini.
14
Berikut ini merupakan gambar pemboran karena adanya patahan, dapat dilihat pada Gambar 3.3 di bawah ini:
Gambar 3.3
14)
Pemboran adanya patahan 3.2.3
Alasan-alasan lain
Selain alasan topografis dan alasan geologi terdapat juga alasan-alasan lain untuk dilakukannya pemboran berarah, yaitu sebagai berikut: 1.
Pemboran dengan sistem cluster
Pemboran yang dilakukan dengan sistem gugusan sumur ( cluster system) untu menghemat luasnya lokasi pemboran.Misalnya di lepas pantai.Di permukaan dibuat beberapa sumur, kemudian di bawah permukaan lubang sumur tersebut menyebar.Sistem ini juga dapat dilakukan pada pemboran didaratan.
15
Berikut ini adalah contoh gambar dari pemboran cluster , dapat dilihat pada Gambar 3.4 dibawah ini:
Gambar 3.4 Pemboran Cluster 2. Mengatasi semburan liar ( blow out ) dengan reli ef well
Pemboran berarah juga dapat dilakukan untuk mengatasi semburan liar (blow out ) dengan relief well. Relief well ini dilakukan untuk meredam blow out dengan mengarahkan lintasan bor ke arah lintasan sumur yang terjadi blow out.
16
Pada Gambar 3.5 ini merupakan contoh gambar pemboran untuk mengatasi semburan liar.
Gambar 3.514) Pemboran mengatasi semburan liar 3.3 Tipe-tipe Pemboran Berarah
Pada umumnya sumur berarah dapat dibedakan menjadi 3 (tiga) bentuk sumur, proyeksi bentuk sumur ini digunakan untuk mengontrol arah lubang yang terjadi pada suatu operasi pemboran berarah. 3.3.1 Tipe I (Shall ow Deviati on Type )
Pada tipe ini merupakan profil sumur yang umum dan paling sederhana.Titik belok (kick of point ) lubang sumur dilakukan pada kedalaman yang relatif dangkal (tidak begitu jauh dari permukaan tanah) dan bila sudut kemiringan dan arah yang diinginkan didapat, maka sudut ini dapat dipertahankan
17
sampai titik sasaran. Pembelokkan lubang dilakukan dengan cara memperbesar sudut-sudut kemiringan, dan sesuai dengan Rate of Build yang direncanakan. Pembesaran sudut inklinasi ini dilakukan dengan menggunakan alat pembelok. Tipe ini juga umum disebut sebagai “ slant type” atau “ J-Type” menaikkan dan mempertahankan sudut ( Build and Hold ).
Gambar 3.3 Shallow deviation type 3.3.2 Tipe II ( Retur n to Verti cal T ype )
Mula-mula sama seperti tipe belok di tempat dangkal, tetapi kemudian dikembalikan ke vertikal. Tipe ini biasa disebut dengan tipe “S”, dibandingkan dengan tipe I tipe ini lebih sulit dan berisik terutama pada saat Drop Off . Tipe “S” menaikkan, mempertahankan, dan menurunkan sudut build up, hold , dan drop off . Karena pada pelaksanaannya semakin bertambahnya belokan pada lubang bor mengakibatkan gesekan antara drill pipe dan casing. Adapun pemilihan tipe pemboran ini didasarkan pada lokasi koordinat di permukaan dan jarak antara lokasi permukaan dengan sasaran produktif apabila
18
faktor-faktor lain tidak berpengaruh.Misalnya apabila jarak sasaran tidak begitu jauh dari sumbu vertikal yang melalui mulut sumur, maka kita memilih tipe belok di tempat dalam. Lain halnya apabila jarak sasarannya jauh dari sumbu vertikal tadi, kita akan memilih tipe belok di tempat dangkal.
Gambar 3.4 Return to vertical type 3.3.3 Tipe III ( Deep Devi ation Type )
Profil ini dilaksanakan pada kondisi atau pada keadaan tertentu, seperti kasus kubah garam atau side tracking. Pembelokan lubang dilakukan jauh di bawah surface casing, kemudian sudut kemiringannya dipertahankan sampai kesasaran. Sumur dengan titik belok atau KOP yang dalam mempunyai kelemahan seperti:
Kemungkinan formasi lebih keras dan sulit untuk dibelokkan.
19
Operasi tripping lebih sering dilakukan untuk mengganti Bottom Hole Assembly (BHA) selama pembelokan.
Laju Build Up lebih sulit dikontrol.
Gambar 3.5 Deep deviation type 3.4 Peralatan Pemboran Berarah
Untuk melaksanakan pemboran directional dipergunakan peralatan khusus agar lubang yang dibor dapat mengikuti pola lintasan yang dirancang. 3.4.1 Bottom Hole Assembly
Bottom hole assembly adalah rangkaian kombinasi peralatan permukaan yang dipasang pada rangkaian drill string sehinnga diperoleh suatu kondisi yang baik dalam membuat kemiringan atau arah lintasan lubang bor. Susunan bottom hole assembly terdiri dari bit (pahat), stabilizer, peralatan survey, drill colar, non-magnetic drill collar, downhole drilling motor, bent sub, heavy weight drill pipe dan drilling jar.
20
Fungsi bottom hole assembly diantaranya:
Meneruskan putaran sampai ke pahat bor
Mencegah terjadinya dog leg dan key seat
Mengurangi problem vibrasi dan differential pressure sticking
Mengendalikan arah dan kemiringan lubang bor Secara umum bottom hole assembly dikelompokkan dalam tiga jenis sesuai
dengan fungsinya: 1. Build up BHA (membentuk/menaikkan sudut kemiringan) Ketika rangkaian masih berada posisi vertikal, pengaruh gravitasi maksimum pada rangkaian tersebut. Hanyagayagesekan (lateral force) yang dapat merubah resultan dari gaya gravitasi bumi. Gaya yang berorientasi ke penentuan arah pada pemboran berarah (directional drilling). Peralatan defleksi yang digunakan biasanya adalah bent sub. Bit diputar oleh motor, sehingga dapat mengurangi penggunaan daya di permukaan. Ketika pembentukan
sudut
kemiringan,
penempatan
stabilizer
dekat
bit
akan
memperkecil jarak titik tangensial dari bit. Saat ada pembebanan, stabilizer akan menjadi titik tumpu peralatan dan memberikan efek menggeser pada posisi tegak bit sehingga menimbulkan pembesaran sudut kemiringan.
2. Lock up BHA (mempertahankan sudut kemiringan) Pada bagian ini sangat sulit menentukan tangent assemblies yang dapat sekaligus mengatur atau mempertahankan kemiringan dan arah lubang bor.
21
Umumnya persoalan terbesar adalah di dalam mengontrol sudut arah, sedangkan mengontrol sudut kemiringan agak lebih mudah. Apabila WOB dan RPM diubah untuk dapat mempertahankan sudut arah, tetapi efek lain yang mengubah sudut kemiringan atau sebaliknya, juga faktor-faktor formasi sangat mempengaruhi. Karena tangent assembly digunakan pada bagian dari lubang bor dimana sudut arah dan kemiringan harus dipetahankan tetap, maka rangkaiannya haruslah sekaku mungkin. Sangat sukar menemukan tangent assemblies yang ideal atau kombinasi yang tepat. Pada beberapa kasus yang lain hasil akan baik dengan banyak ditempatkan stabilizer. 3. Drop off BHA (mengurangi sudut kemiringan) Beban pada pahat dikurangi untuk membuat efek pendulum maksimum. Dengan prinsip pendulum, yang menempatkan stabilizer lebih jauh dari bit, maka gaya gravitasi cenderung menarik bit ke arah sumbu vertikal lubang. E fek ini akan menurunkan sudut kemiringan lubang. Jarak dan ukuran stabilizer berguna untuk mengatur penurunan sudut kemiringan lubang bor. 3.4.2
Drill Bit
Drill bit atau pahat bor adalah ujung rangkaian pemboran yang bersentuhan langsung dengan dasar lubang bor. Fungsi utama dari pahat bor adalah menggerus batuan di dasar lubang. Jenis-jenis pahat bor antara lain adalah rock bit, roller cone bit, core bit, diamond bit, dan poly cristaline diamond bit (PDC bit).
22
Berikut ini adalah gambar jenis-jenis pahat bor
Gambar 3.615) Jenis-jenis pahat bor 3.4.3
Tipe-tipe Down Hole Mud Motor
Down hole mud motor terdapat beberapa t ipe, diantaranya yaitu sebagai berikut: 1.
Down Hole Mud Motor Peralatan ini merupakan alat pemutar pahat. Downhole mud motor
berfungsi untuk memutar pahat bor tanpa harus memutar rangkaian. Penggerak utama dari motor adalah fluida pemboran atau lumpur pemboran yang dialirkan menuju motor dari permukaan melalui dr ill string. Fluida tersebut menggerakkan mekanisme motor. Pada motor tersebut dilengkapi bent sub atau bent housing untuk membelokkan lintasan sumur. Bent sub ini bisa menghasilkan pembelokkan yang smooth atau halus.
Penggunaan downhole mud motor mempunyai kelebihan dan kelemahan, berikut adalah kelebihannya:
Mengurangi penggunaan daya putaran drill string di per mukaan
23
Relatif lebih ekonomis dibanding dengan peralatan pemboran konvensional bent sub, dikarenakan sering dilakukannya pencabutan drill string (roundstrip) pada saat pembelokkan.
Mengurangi laju kerusakan drill pipe, karena bisa mengurangi beban puntiran yang dialami drill pipe. Weight on bit (WOB) yang kecil bisa memperkecil laju kerusakan pada pahat.
Memudahkan pengontrolan terhadap arah dan kemiringan lubang bor.
Dapat membuat lengkungan lubang yang halus dan bagus pada daera h build up dan drop off.
Adapun kelemahannya adalah sebagai berikut:
Pemakaian fluida harus dibatasi berbagai kriteria, yaitu sepert i: lumpur harus sangat bersih dari material kasar (pasir dan barite) karena material ini akan mengikis bagian dalam motor.
Pompa lumpur harus bertekanan tinggi agar dapat memutar pahat dengan kehilangan tekanan yang besar.
Pada RPM yang tinggi, maka dibutuhkan pahat yang tahan t erhadap abrasi yang dianjurkan memakai pahat jenis PDC bit.
Pemakaian downhole drilling motor tidak dianjurkan pada for masi yang bertekanan dan bertemperatur abnormal.
24
Berikut adalah penampakan dari peralatan downhoel mud motor.
Gambar 3.716) Downhole mud motor Ada dua macam Downhole Mud Motor yang kita kenal, yaitu: 2.
Turbin motor Turbin motor atau turbo drill adalah motor hidrolik dengan multistage yang
terdiri dari rotor dan stator. Metode yang digunakan turbin motor adalah untuk menciptakan kekuatan putaran pada pahat yakni dengan mengunakan momentum fluida. Stator berada pada bagian motor yang diam berfungsi sebagai pengaruh aliran fluida pemboran ke rotor. Akibat adanya aliran fluida pemboran yang membentuk rotor, maka rotor akan berputar. Putaran ini akan diteruskan ke pahat melalui batang penggerak. Turbin motor mempunyai beberapa keuntungan, yakni baik digunakan pada temperature tinggi (diatas 300̊ F) dan pada penggunaan oil base mud.
25
3.
Positive Displacement Motor (PDM) Alat ini digerakkan oleh pompa dengan rotor berbentuk helisoidal yang
berperan sebagai rotor yang tersekat di dalam stator. Jika fluida dialirkan, rotor akan berputar untuk mememberikan jalan kepada untuk mengalir. Rotor akan bergerak karena ada perbedaan tekanan di dalam motor yang dihasilkan oleh lumpur. RPM dan torsi yang dapat diperoleh dari PDM sangat ditentukan dari kondisi rotor dan statornya, dimana makin banyak jumlah profilnya maka akan semakin tinggi torsi yang dihasilkan, namun RPM nya rendah. PDM diantara keunggulannya adalah memusatkan tenaga putarannya pada pahat sehingga menghasilkan RPM yang tinggi, mengurangi beban torsi pada drill string, perawatan alat dikategorikan lebih mudah dibanding turbine motor, dapat mengontrol deviasi pada pemboran lurusdan mudah dikendalikan pada saat pemboran sumur miring atau horizontal, bentuk kelengkungan yang dibuat tidak patah-patah atau smooth, sedangkan kerugian dari pemakaian PDM, yaitu tidak dapat digunakan pada temperatur yang tinggi dan lumpur yang mengandung pasir yang tinggi. 3.4.4
Drill Collar
Drill collar pada dasarnya sama dengan drill pipe, hanya saja drill collar lebih berat, dindingnya lebih tebal, dan mempunyai sambungan yang lebih kuat. Fungsi drill collar adalah:
Sebagai penyalur aliran fluida pemboran
Memberikan beban pada pahat bor
Menjaga ketegangan rangkaian bor karena bebannya
26
Ada beberapa jenis drill collar yang dapat dipilih untuk suatu operasi pemboran diantaranya: 1. Articulated Drill Collar (ADC) Drill collar ini dilengkapi dengan sistem fleksibel joint dan biasnya dipakai untuk pemboran tipe short radius. 2. Non Magnetic Drill Collar (NMDC) Sering disebut dengan MONEL COLLAR, karena NMDC sering terbuat dari stainless steel.Monel terdiri dari 70% nikel dan 30% tembaga.Fungsi dari NMDC adalah sebagai tempat untuk menempatkan rangkaian peralatan survey.Dengan NMDC peraltan survey tersebut tidak terganggu oleh magnet bumi sehingga hasil survey dapat terbaca dengan baik. 3.4.5
Heavy Weight Drill Pipe (HWDP)
Heavy weight drill pipe hampir sama dengan drill pipe, akan tetapi lebih berat dan mempunyai bagian yang lebih tebal pada bagian tengahnya seperti tool joint yang berfungsi untuk menahan beban tegangan (stress load) atau beban putar. 3.4.6
Stabilizer
Fungsi dari penggunaan stabilizer pada pemboran berarah adalah:
Mengatur kelenturan rangkaian pipa bor sehingga diperoleh efek stabilisasi, pendulum, dan fulcrum.
Mencegah perubahan sudut lubang sumur (dog leg) dengan cara menambah kekakuan Drill Collar.
27
Untuk menengahkan pahat dari drill collar di dalam lubang sumur selama pemboran berlangsung. Penggunaan peralatan ini adalah untuk mengatur kelenturan rangkaian
pipa bor sehingga diperoleh efek stabilisasi, pendulum, dan fulcrum. Pemilhan jenis stabilizer yang akan dipakai dalam suatu operasi pemboran sangat dipengaruhi oleh jenis batuan yang dibor. Areal kontak yang lebar akan mengurangi tertanamnya stabilizer pada formasi yang lunak. Sebaliknya areal kontak yang sempit akan memberikan beban drag yang sedikit pula. Oleh karena itu diperlukan kecocokan antara stabilizer dengan for masi yang akan dibor.
Gambar 3.817) Berbagai jenis stabilizer 3.4.7
Drilling Jar
Drilling jar merupakan alat yang dipasang pada alat BHA, digunakan untuk melepaskan rangkaian pipa bor yang terjepit (stuck pipe) pada saat pemboran berlangsung. Prinsip kerja ini adalah dengan memberikan gayahentakan
28
yang kuat ke arah atas dan bawah pada saat pipa ditarik. Kekuatan hentakkan disesuaikan dengan jenis alat dan tujuan pengoperasiannya. Ketika drilling jar diberikan tekanan atau kompresi pada posisi siap ditembakkan, fluida dari ruang pertama ditekan dan dialirkan memlalui valve dengan laju alir yang tinggi kedalam ruang kedua. Hal ini mengakibatkan drilling jar akan berkontraksi. Ketika hentakkan telah dicapai titik tertentu dan posisi drilling jar akan kembali semula. 3.4.8
Shock Sub
Shock sub adalah alat yang dipasang diantara pahat dan drill collar, berfungsi untuk mengurangi getaran yang disebabkan oleh putaran dan penekanan pahat pada formasi. Dipasang sekitar 30 sampai 60 ft diatas pahat. 3.5Dasar Perencanaan Sumur
Untuk menentukan rencana lintasan ada beberapa hal yang harus diperhatikan, antara lain:
Lokasi. Pertama-tama yang harus dilakukan adalah menetukan sistem koordinat lokal yang dimulai pada acuan titik struktur.
Ukuran Target. Pelaksanaan pemboran lintasan yang telah direncanakan tidaklah selalu berjalan dengan mulus, dimana terkadang harus dilakukan pemboran di luar jalur perencanaan pemboran ( side tracking ) akibat differential sticking . Dalam kaitannya dengan posisi dan ukuran target, usaha didukung dengan adanya penggambaran letak dari posisi target secara akurat.
29
Harga
dan
Keakuratan.
Harga
berbanding
keakuratan
adalah
kunci
pertimbangan disini. Kebanyakan operator mangadopsi suatu toleransi radius, terutama dalam merancang multi-well. Lintasan lubang sumur untuk mencapai target harus berdasarkan kondisi geologi sumur. Umumnya perubahan lintasan lubang sumur dilakukan jika menjumpai suatu kondisi yang kritis seperti patahan.
Informasi. Informasisi yang bagus antar department terkait (geologi dan eksplorasi) sebelum memulai pemboran suatu sumur dapat membantu mencegah terjadinya suatu kesalahan.
Pola lintasan (trajectory). Dengan mengetahui struktur geologi dapat ditentukan pola lintasan yang akan dipilih.
Profil Lubang Sumur. Dengan mengetahui posisi titik lokasi pemboran, titik lokasi target yang diberikan dan kedalaman sangat membantu untuk menentukan profil geometri sumur yang terbaik dari permukaan sampai target di dasar sumur. Jenis profil sumur yang dipilih akan bergantung pada mekanisme produksi dan alasan yang berhubungan dengan geo logi. Jika profil telah terpilih, lintasan sumur dapat direncanakan.
3.5.1 Penentuan Posisi dan Kordinat
Posisi koordinat permukaan/target biasanya diberikan dalam bentuk feet/meter, North/South, dan East/West.Sudut arah lntasan pemboran (azimuth) dan jarak lintasan (Departure) dapat dihitung dengan menggunakan koordinat yang diperoleh.
30
Azimuth dari koordinat tersebut dan jarak (departure) dari titik lokasi di permukaan ke titik lokasi target dapat diketahui dengan persamaan berikut: Arah (α)
= tan-1((E/W Coord)/(N/S Coord))...........................................(3.1) 5)
Departure
= (E/W) +(N/S) .....................................................................(3.2)
2
2
5)
3.5.2 Penentuan Kick Off Point
Kick off point adalah titik atau kedalaman lintasan dimana sumur mulai dibelokkan menjauh dari sumbu vertikal kearah target sampai mencapai sudut kemiringan yang diinginkan. Penentuan kick off point dilakukan dengan mempertimbangkan jalur geometri sumur dan karakteristik geologinya dan dibatasi oleh:
Kedalaman target yang harus dicapai.
Kemampuan peralatan dalam membentuk bagian pertambahan sudut.
Kondisi formasi yang harus dipilih sebagai lokasi KOP. Jenis formasi seperti sand atau pada lapisan lain yang memiliki kekrasan yang cukup dengan indikasi laju penembusan (ROP) lambat. KOP tidak terletak pada zona lunak, zona rekah, formasi berkemiringan tinggi, zona perubahan lithologi dan kekerasan, zona lost, zona gas, zona pembesaran lubang, dan zona swelling agar tidak menyulitkan dalam pembentukan sudut arah dan kemiringan. KOP suatu sumur tidak terlalu dekat dengan sumur lain agar tidak terjadi gangguan logam terhadap hasil survey sumur baru.
31
3.5.3 Penentuan Build Up Rate
Pertambahan sudut maksimum yang dapat dilakukan merupakan suatu fungsi dari pertambahan sudut maksimum dan lokasi dari target. Besarnya radius lengkungan suatu lintasan dapat dihitung dengan menggunakan persamaan sebagai beikut:
=
5730
.......................................................................................................(3.3)
Dimana : R BUR
5)
= Radius lengkungan lintasan, ft 0
= Build-up rate, /100 ft
Pertambahan sudut maksimum yang ditentukan oleh faktor-faktor berikut:
Kedalaman vertikal target.
Batas maksimum torsi dan drag. Dogleg severity yang tinggi buil-up section akan menghasilkan torsi dan drag yang tinggi. Ini merupakan faktor yang membatasi pemboran sumur-sumur yang lebih dalam.
Jenis
formasi
yang
dilewati.
Pertambahan
sudut
yang
besar
tidak
memungkinkan pada formasi yang lunak.
Faktor batas mekanis rangkaian pemboran atau casing.
Faktor batas mekanis peralatan logging dan rangkaian peralatan produksi. Besarnya pertambahan sudut maksimum pada sumur berarah nilainya
sangat bervariasi, tergantung pada target yang ingin dicapai. Ketika pertambahan sudut yang diinginkan telah ditentukan, kick off point dapat ditentukan.
32
3.5.4 Perhitungan Lintasan Lubang Sumur
Metode survey yang biasa digunakan diantaranya single shot , multishot , surface readout gyro, dan measurement while drilling . Metode tersebut menghasilkan tiga buah informasi yang diperlukan untuk untuk penggambaran bentuk lintasan lubang bor yang merupakan hasil survey, yaitu:
Kedalaman yang diukur survey (Survey Measured Depth)
Kemiringan lubang bor (inklinasi)
Azimuth lubang bor (yang dikoreksi terhadap sumbu utara yang relevan) Untuk memastikan posisi akhir dari dasar sumur, perlu diperhatikan
perhitungan survey dengan menggunakan ketiga input data tersebut. Kemudian setelah itu barulah didapat koordinat akhir dari bottom-hole dan dapat digambarkan sebagai plot true vertical depth vs N/S atau W/E. Sejumlah metode kalkulasi survey telah digunakan dalam pemboran directional, metode tersebut adalah:
Tangential
Balanced Tangential
Average Angle
Radius of Curvature
Minimum of Curvature
Mercury
33
Dari semua metode tersebut, hanya empat yang digunakan secara luas, yaitu: Tangential, Average Angle, Radius of Curvature dan Minimum of Curvature. Metode Minimum of Curvature. Metode minimum of curvature merupakan metode yang paling akurat dan banyak digunakan sebagai metode perhitungan lintasan.Kesederhanaan dari perhitungan metode merupakan faktor ketidakakuratan perhitungan lintasan dari metode tersebut. Persamaan yang digunakan untuk perhitungan hasil survey dengan menggunakan metode minimum of curvature adalah sebagai berikut: = −1 [1 − 2 − 1 2 1 − 2 − 1 ]...................................(3.4)11)
=
360 ×
∆ =
∆ =
∆ =
∆
∆
2
∆
2
2
2
.......................................................................................................(3.5)11)
(1 − 2 ) × ...............................................................(3.6) 11)
(1 1 + 2 2 ) × ................................................(3.7)11)
(1 1 + 2 2 ) × .................................................(3.8)11)
Dimana: DL
= Dog-leg severity
RF
= Ratio Factor
∆TVD
= Pertambahan TVD
34
∆MD
= Pertambahan measured depth
∆ N
= Pertambahan koordinat arah utara
∆E
= pertambahan koordinat arah timur
3.6 Peralatan Survey
Peralatan survey adalah peralatan yang digunakan untuk mengukur sudut kemiringan dan arah pada lubang yang telah dihasilkan.Selama operasi pemboran berarah, setiap telah dicapai t itik-titik di kedalaman tertentu kita mengukur sudut kemiringan dan sudut arah lubang bor (melakukan survey).Dari penguuran ini dapat diketahui penyimpangan sudut dari sasaran yang direncanakan sehingga dari setiap titik pengukuran ini kita dapat mengoreksi penyimpangan bila arah dan kemiringan telah menyimpang dan mengarahkan kembali kesasaran semula. Tujuan dilakukan survey pada directional drilling adalah:
Untuk memonitor lintasan sumur sehingga dapat dibandingkan dengan lintasan yang direncanakan.
Untuk mencegah collision dengan existing well di sekitarnya.
Untuk menentukan orientasi yang diperlukan untuk menempatkan alat pembelok (deflection tool ) pada arah yang tepat.
Untuk menentukan lokasi yang tepat dari dasar sumur (koordinat dasar sumur).
Untuk menghitung dog-leg severity.
35
Peralatan yang digunakan terbagi atas tiga macam yaitu, Single Shot, Multi Shot, dan Measurement While Drilling (MWD). Single Shot dan Multi Shot adalah peralatan survey yang bekerja dengan prinsip pemotretan, dimana sebuah kompas unit pencatat sudut yang berbentuk cakram dipotret bersama-sama oleh sebuah kamera, pemotretan ini menghasilkan gambar penyimpangan dari arah vertikal. Single Shot hanya dapat melakukan pengukuran sekali saja, sedangkan Multi Shot dapat melakukan pengukuran berkali-kali. Single Shot dan Multi Shot dapat digunakan pada pemboran tipe short radius pada saat awal pembuatan sudut. MWD (Measurement While Drilling) adalah adalah suatu teknik pencatatan variasi pengukuran dalam lubang bor dan hasil pengukuran tersebut kemudian ditransmisikan ke permukaan melalui media lumpur pada saat pemboran berlangsung. Alat survey MWD (Measurement While Drilling) dapat digunakan untuk mengontrol kemiringan sudut (inklinasi) dan sudut arah (azimuth), untuk mendeteksi zona bertekanan abnormal, korelasi logging dan memonitoring WOB, serta torsi di pahat. 3.7 Perhitungan Beban Pada Rangkaian Pemboran
Beban yang terjadi pada rangkaian pemboran (drill string) disebabkan oleh berat beban yang tergantung di bawah rangkaian pemboran, gesekan antara rangkaian pemboran dengan formasi, tekanan saat melakukan pemboran dan sebagainya.
36
Besar beban yang terjadi tergantung dari dimensi peralatan bawah permukaan yang digunakan, bentuk lintasan sumur, jenis lumpur yang digunakan dan karakteristik batuan formasi. 3.7.1
Beban Torsi
Beban torsi adalah beban yang terjadi ketika rangkaian diputar danterjadi kontak antara mata pahat dengan batuan formasi, sehingga menimbulkan gaya gesek yang arahnya berlawanan dengan arah putar rangkaian. Selain itu, beban torsi juga ditimbulkan karena adanya kontak antara rangkaian yang sedang diputar dengan dinding lubang bor. Beban torsi yang berlebihan akan membatasi panjang bagian lubang yang dapat ditembus.
Gambar 3.9 Ilustrasi Torsi Pada Drillstring Ketika proses pemboran berlangsung, beban maksimal yang terjadi akibat torsi dibatasi oleh daya putar rotary table atau top drive di permukaan, yang fungsinya memutar seluruh rangkaian pemboran. Semakin besar beban torsi yang terjadi, semakin besar pula daya yang diperlukan untuk memutar rangkaian.Selain
37
itu, toleransi beban torsi yang dapat diderita oleh rangkaian juga dibatasi oleh kekuatan pipa atau disebut juga torsional yield strength dari drill pipe. Apabila beban torsi yang terjadi melebihi batas dari maximum torsional strength, maka akan terjadi stress yang begitu tinggi sehingga menyebabkan kelelahan pada pipa ( fatigue), yang juga akan menimbulkan masalah lain seperti tertekuknya pipa (buckling ) dan/atau terpuntirnya rangkaian (bending ). Harga beban torsi yang terbesar diderita pada sambungan antar pipa ( tool joint ), pada bagian pipa yang tipis, serta pada alat pemutar ( rotary table atau top drive) yang terletak di permukaan. Selain itu, beban torsi juga akan semakin kritis pada beberapa fase pemboran tertentu, seperti pada fase pertambahan dan/atau pengurangan sudut kemiringan lubang (build-up section dan/atau drop-off section), fase mempertahankan sudut (tangential section), dan yang terbesar pada fase horizontal (horizontal section). Berdasarkan bentuk lintasan, penentuan beban torsi dibedakan menjadi dua, yaitu pada lubang melengkung dan lubang lurus, baik pada lubang miring ataupun lubang horizontal.
1.
Analisa Torsi untuk Lubang Lurus
Prinsip dasar untuk menentukan torsi yang terjadi pada lubang lurus adalah sebagai berikut: =
.. 24
.................................................................................................(3.9) 7)
= sin ....................................................................................................(3.10)7)
dengan : T
= Torsi pada lubang lurus, lb-ft
38
μ
= Koefisien gesekan
OD
= Outside diameter drill pipe, inch
Fc
= Gaya kontak lateral, lb/ft
Wm
= Berat rangkaian dalam lumpur, lb/ft
= Sudut kemiringan/inklinasi, deg
2.
Analisa Torsi untuk Lubang Melengkung
Penentuan harga torsi pada bagian melengkung ataupertambahan sudut dilakukan dengan menggunakan rumus yang dikembangkan o leh Rudi Rubiandini – Dodi Lesmana , dan dapat digunakan dengan batasan-batasan sebagai berikut:
Jika Fo/ (WR) < 0.3
= ( 2 + + )(. ).....................................................................(3.11)7)
Jika Fo/(WR) ≥ 0.3
= 0.888 ( 2 + + )(. )..............................................................(3.12)7)
Dengan : TB
= Torsi pada lubang melengkung, lb-ft
Fo
= Beban axial pada pipa dibagian EOC, lb
R
= Jari-jari bagian pertambahan sudut, ft
Θ
= Sudut Kemiringan / Inklinasi, deg
3.7.2
Beban Drag
Beban drag didefinisikan sebagai beban yang ditimbulkan oleh gaya gesek yang terjadi akibat adanya kontak antara rangkaian dengan lubang bor ketika proses penurunan rangkaian (run in hole), maupun pencabutan rangkaian ( pull out of hole). Drag yang terjadi ketika RIH sering disebut juga sebagai Tensile Drag dan drag yang terjadi ketika POOH sering disebut juga sebagai
39
Compressive Drag .
Gambar 3.10 Ilustrasi Drag Pada Drillstring Beban drag yang terjadi ketika RIH ataupun POOH dibatasi oleh kekuatan hookload kapasitas rig untuk menyeimbangkan beban tersebut. Selain itu, beban drag juga dibatasi oleh kekuatan dan ketahanan tool joint serta grade dari drillpipe untuk menahan gaya tekanan (compressive) ataupun tarikan (tensile). Masingmasing jenis dan grade dari drillpipe memiliki ketahanan yang berbeda-beda terhadap tensile strength, atau kekuatan tarikan maksimum yang sanggup diderita oleh drillpipe. Semakin besar beban drag yang terjadi, baik ketika proses penurunan rangkaian (run in hole) dan ketika penurunan rangkaian ( pull out of hole), maka semakin besar pula kekuatan hookload kapasitas rig yang dibutuhkan, serta dibutuhkan grade yang lebih tinggi dari drillpipe yang akan digunakan. Penentuan beban hookload yang terjadi, baik ketika proses penurunan maupun penarikan rangkaian dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan:
40
= + − ............................................................................(3.13)12)
= + + ...........................................................................(3.14)12)
Dengan : HLrih
= Hookload Run In Hole ,lb
HLpooh
= Hookload Pull Out Of Hole, lb
Wm
= Berat rangkaian di lumpur ,lb
Wblock
= Berat block di udara, lb
Dc
= Drag ketika penurunan (compressive), lb
Dt
= Drag ketika penarikan (tensile), lb
Seperti halnya beban torsi, harga beban drag akan semakin kritis pada lubang bor yang miring, baik pada build-up section, drop-off section, maupun tangential section, dan mencapai puncaknya pada saat mencapai horizontal section, dimana seluruh bagian bawah dari rangkaian pada fasetersebut mengalami kontak dengan lubang bor, yang disebabkan oleh efek gravitasi. Berdasarkan proses yang sedang berlangsung, penentuan beban drag dibedakan menjadi dua, yaitu ketika penurunan rangkaian (run inhole) dan ketika penurunan rangkaian ( pull out of hole). Selain itu,berdasarkan bentuk lintasan pemboran yang ditempuh, penentuan beban drag dibedakan menjadi dua, yaitu pada lubang melengkung dan lubang lurus, baik pada lubang miring maupun lubang horizontal.
41
Toleransi maksimum drag dalam pemboran ditentukan oleh strenght dari dinding drillpipe, tool joint dan peralatan penyambung lainnya. Kekuatan strength pipa dapat dilihat pada API RP 7G. Faktor-faktor yang menyebabkan drag pada pipa adalah sebagai berikut :
Dog
leg
tidak
hanya
meningkatkan
drag
tapi
dapat
menurunkan
kekuatanstrenght dari drillpipe akibat gaya/beban bending yang disebabkan tingginya gaya kontak antara lubang bor dengan drillstring .
Komponen-komponen peralatan yang mempunyai ujung yang tajam.
Penumpukan cutting di satu tempat.
Belokan yang mendadak/tajam, khususnya tanpa dog leg yang mulus ( smooth).
Lumpur tanpa lubrisitas.
Lapisan cutting yang mengendap pada dinding lubang bor.
Terjadinya swelling . Tujuan penentuan atau mengetahui besar beban drag adalah untuk
mempersiapkan kekuatan rig serta kemampuan prime mover untuk menurunkan, menahan dan menarik string serta untuk mengaur distribusi WOB akibat adanya beban drag. Untuk perhitungan drag biasanya memakai friction factor (ff) 0,25 untuk cased hole dan 0,33 untuk open hole, ini dikarenakan kondisi di cased hole berbeda dengan open hole.
42
1. Analisa Drag untuk Lubang Lurus
Persamaan yang digunakan untuk menentukan beban drag pada lubang lurus, baik ketika tangential section maupun horizontal section adalah:
= sin ......................................................................................................(3.15)7)
dengan : D
= Drag pada lubang lurus, lb
μ
= Koefisien gesekan
Wm
= Berat rangkaian dalam lumpur, lb
L
= Panjang rangkaian, ft
θ
= Sudut kemiringan/inklinasi, deg
2. Analisa Drag untuk Lubang Melengkung
Penentuan harga drag pada bagian melengkung atau pertambahan sudut dibedakan menjadi dua, yaitu ketika proses penurunan rangkaian dan proses penarikan
rangkaian.
Persamaan
yang
digunakaan
adalah
rumus
yang
dikembangkan oleh Rudi Rubiandini – Dodi Lesmana :
Proses Penurunan Rangkaian (Run In Hole)
= 9.19 2 + + ( )........................................................................(3.16)7)
Proses Penarikan Rangkaian (Pull Out Of Hole)
Jika Fo/WR ≤ 1
=
0.1
2 + + ()...............................................................................(3.17)7)
