ANALISIS DAN UPAYA DALAM MENGATASI MASALAH PIPA TERJEPIT PADA PEMBORAN SUMUR X LAPANGAN Z JOB PERTAMINA-PETROCHINA, EAST JAVA
Oleh Anggie Jiasita
(071.13.026)
Annisa Athadi Gayo (071.13.028) Annisa Dwiyanti
(071.13.029)
Cynthia Tehuayo
(071.13.052)
Satria Muliadi
(071.13.227)
William
(071.13.198)
JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI KEBUMIAN DAN ENERGI UNIVERSITAS TRISAKTI JAKARTA 2015 DAFTAR ISI Halaman
2
DAFTAR ISI...........................................................................................................i DAFTAR GAMBAR............................................................................................iii DAFTAR TABEL................................................................................................iv BAB I
PENDAHULUAN..........................................................................1
BAB II
TEORI DASAR.............................................................................3
2.1
Pengertian Pipa Terjepit..............................................................................3
2.2
Penyebab Terjadinya Pipa Terjepit.............................................................3 2.2.1
Aspek Formasi.................................................................................3
2.2.2
Aspek Lumpur Pemboran................................................................4 2.2.2.1 Fungsi Lumpur Pemboran...................................................4 2.2.2.2 Sifat Fisik Lumpur Pemboran..............................................7 2.2.2.3 Jenis Lumpur Pemboran......................................................8
2.3
Jenis-jenis Pipa Terjepit.............................................................................12 2.3.1
Differential Pipe Sticking..............................................................12
2.3.2
Mechanical Pipe Sticking..............................................................13 2.3.2.1 Operasional Pemboran yang Kurang Baik.........................13 2.3.2.2 Runtuhnya Formasi (Hole Pack Off)................................16 2.3.2.3 Lubang Bor Mengecil........................................................17
2.3.3 2.4
Key Seatting..................................................................................17
Upaya Pencegahan Dan Penanggulangan.................................................19 2.4.1
Differential Pipe Sticking............................................................. 19 2.4.1.1 Upaya Pencegahan.............................................................19 2.4.1.2 Upaya Penanggulangan.....................................................20
2.4.2
Mechanical Pipe Sticking..............................................................21 2.4.2.1 Upaya Pencegahan.............................................................21 2.4.2.2 Upaya Penanggulangan.....................................................22
2.4.3
Key Seatting..................................................................................22 2.4.3.1 Upaya Pencegahan.............................................................22 DAFTAR ISI (Lanjutan) Halaman
3
2.4.3.2 Upaya Penanggulangan...............................................22 BAB III
EVALUASI PEMBORAN PADA SUMUR X LAPANGAN Z.............................................................................23
3.1
Data Sumur X Lapangan Z........................................................................23
3.2
Evaluasi Pemboran.....................................................................................25
3.3
Evaluasi Penggunaan Lumpur....................................................................25
3.4
Analisa Terjepitnya Pipa............................................................................26 3.4.1
Perhitungan Tekanan Hidrostatis...................................................26
3.4.2
Perhitungan Tekanan Formasi........................................................27
3.4.3
Perhitungan Perbedaan Tekanan....................................................27
3.5
Kronologi Terjepitnya Pipa........................................................................28
3.6
Upaya Penanggulangan Pipa Terjepit........................................................28 3.6.1
Work on Pipe.................................................................................28
3.6.2
Perendaman...................................................................................29
BAB IV
PEMBAHASAN...........................................................................30
BAB V
KESIMPULAN............................................................................33
DAFTAR PUSTAKA...........................................................................................34 DAFTAR SIMBOL.............................................................................................35 DAFTAR GAMBAR Gambar
Halaman
2.1
Mekanisme Terjadinya Differential Sticking............................................13
2.2
Pipa Terjepit Karena Adanya Undergauge Hole........................................14
2.3
Pipa Terjepit Karena Adanya Junk............................................................14
2.4
Pipa Terjepit Karena Adanya Green Cement.............................................15
2.5
Pipa Terjepit Akibat Adanya Collapsed Casing........................................15
2.6
Pipa Terjepit Karena Adanya Runtuhan Formasi......................................16
2.7
Pipa Terjepit Karena Adanya Key Seat.....................................................18
3.1
Profil Sumur X Lapangan Z......................................................................24 DAFTAR TABEL
4
Tabel
Halaman
3.1
Formasi dan Lithologi Sumur X Lapangan Z............................................23
3.2
Data Sumur X Lapangan Z........................................................................24
3.3
Rheology Lumpur......................................................................................26
3.4
Perhitungan Tekanan Hidrostatik Lumpur saat Terjadinya Stuck Pipe..................................................................................................27
3.5
Perhitungan Tekanan Formasi...................................................................27
3.6
Hasil Perhitungan Perbedaan Tekanan......................................................28 BAB I PENDAHULUAN Pemboran merupakan salah satu usaha untuk mendapatkan target
tertentu. Untuk mencapai reservoir, pahat bor akan menembus berbagai batuan yang ada di atas reservoir tersebut yang masing-masing memiliki karakteristik yang berbeda. Suatu pemboran dalam kenyataannya tidak selalu berjalan lancar. Adakalanya terjadi masalah-masalah yang mengganggu operasi pemboran dan akan membuat kerugian.Masalah-masalah yang berhubungan dengan pemboran sumur minyak sebagian besar disebabkan oleh karena gangguan terhadap tegangan tanah (e a r t h
stress) disekitar lubang bor yang
disebabkan oleh pembuatan lubang itu sendiri serta adanya interaksi antara lumpur pemboran dengan formasi yang ditembus. T e g a n g a n tanah
bersama
tekanan
formasi
berusaha
untuk
m e n g e m b a l i k a n keseimbangan yang telah ada sebelumnya dengan cara mendorong lapisan batuan ke arah lubang bor. Lu b a n g b o r
dijaga
agar
tetap
stabil
dengan
cara
m e n y e i m b a n g k a n tegangan tanah dan tekanan pori di satu sisi dengan tekanan lumpur pemboran disekitar lubang bor dan komposisi kimia lumpur bor pada sisi yang lain. Setiap kali keseimbangan ini diganggu maka timbulah masalah-masalah di lubang bor. Masalahmasalah tersebut antara lain pipa terjepit (stuck pipe), hilang sirkulasi (Lost Corculation), semburan liar (Blow Out atau Kick), dan shale problem.
5
Salah satu masalah pemboran yang akan dibahas kali ini yaitu Pipa Terjepit atau Stuck Pipe. Pipa terjepit merupakan suatu masalah yang serius pada operasi pemboran, terjadinya pipa terjepit dapat berpengaruh pada kenaikan biaya operasional dan dapat mengakibatkan komplikasi permasalahan seperti kehilangan rangkaian pipa pemboran atau bahkan kehilangan sumur. Yang dimaksud dengan pipa terjepit yaitu suatu keadaan dimana rangkaian pipa pemboran sudah tidak dapat digerakkan, baik diputar maupun diangkat. Pada saat terjadi pipa terjepit, segala upaya pelepasan rangkaian pipa harys dilakukan dengan cepat. Analisa masalah terjepitnya rangkaian pipa bor dilakukan untuk mengetahui faktor-faktor penyebab terjepitnya rangkaian pipa bor, kronologi terjepitnya rangkaian pipa bor, dan metode-metode yang dapat digunakan untuk mengatasi masalah ini. Secara umum, pipa terjepit dapat dibedakan menjadi tiga jenis, yaitu differential pipe sticking, mechanical pipe sticking, dan key seatting. Terjadinya pipa terjepit secara mekanikal disebabkan oleh hal-hal yang berupa mekanis seperti runtuhan (pack off), pengembangan clay (swelling clay), atau geometri lubang (hole geometry atau dog leg). Pipa terjepit secara differential disebabkan oleh perbedaan yang cukup besar antara tekanan hidrostatis lumpur dengan tekanan formasi. Sedangkan terjepitnya pipa Usaha membebaskan jepitan diawali dengan menentukan titik jepitnya, ada beberapa metode untuk menentukannya, salah satunya yaitu FPIT (Free Point Indicator Tool). Metode ini merupakan metode logging yang membaca titik jepitan dari presentasi perenggangan pipa akibat gaya tarik (tension), dan torsi (torque) yang diberikan pada rangkaian pipa bor. Usaha selanjutnya yaitu penentuan pembebasan pipa yang terjepit. Metode pembebasan pipa terjepit dibagi menjadi dua yaitu secara mekanika dan kimiawi. Secara mekanika yaitu dengan menggunakan drilling jar yaitu dengan memberi tekanan ke atas dan ke bawah yang diharapkan dapat melepaskan terjepitnya rangkaian pipa bor. Sedangkan secara kimiawi dapat dilakukan dengan melakukan perendaman fluida dengan menggunakan larutan khusus yang dapat mengurangi tegangan permukaan dan melicinkan daerah titik terjepit. Adapun fluida yang
6
dapat digunakan antara lain Black MagicTM, pipe laxTM, pipe looseTM, dan stuck breakerTM. Penentuan metode pelepasan harus tepat dengan analisa lapangan yang ada agar didapatkan hasil yang optimal. Adapun beberapa metode pelepasan akan dibahas lebih jelas pada bab selanjutnya BAB II TEORI DASAR Suatupemborandalamkenyataannyatidakselaluberjalanlancar,
macam-
macamhambatanseringterjadi, yang biasanyadisebutsebagai “Hole Problem”. Salah satu masalah pemboran yang akan dibahas pada makalh ini yaitu “Pipa Terjepit atau Stuck Pipe”. 2.1
Pengertian Pipa Terjepit Pipa Terjepit atau Stuck Pipe merupakan suatu keadaan dimana bagian
rangkaian pipa pemboran sudah tidak dapat digerakkan, baik diputar maupun diangkat. Dengan kata lain peristiwa pipa terjepit merupakan suatu keadaan diana rangkaian pipa bor terjepit didalam lubang bor. Pada saat terjadinya pipa terjepit segala upaya pelepasan harus dilakukan dengan cepat dan tepat. 2.2
Penyebab Terjadinya Pipa Terjepit
2.2.1
Aspek Formasi Formasi yang biasanya ditembus saat proses pemboran adalah claystone
dan sandstone. Sebagai reservoir, claystone merupakan batuan lunak yang akan mengembang jika terhidrasi oleh air. Swelling atau pembengkakan dapat memungkinkan pipa akan terjepit di dalam formasi karena dapat menyebabkan terjadinya formasi runtuh. Sebagai reservoir, sandstone merupakan batuan yang sifatnya lebih keras daripada clay, namun formasi ini juga mudah runtuh. Dengan sifatnya yang mudah runtuh tentu hal terebut dapat memungkinkan pipa terjepit saat dilakukan operasi pemboran. Differential pipe sticking terjadi jika perbedaan antara tekanan hidrostatik lumpur pemboran dan tekanan formasi menjadi sangat besar, keadaan seperti ini dapat terjadi apabila: 1. Pemboran dilakukan menembus formasi yang porous atau permeable.
7
2. Lumpur terlalu berat sehingga tekanan hidrostatis lumpur jauh melebihi tekanan formasi. 3. Lumpur yang kurang stabil (water loss tinggi, mud cake tebal) 2.2.2
Aspek Lumpur Pemboran Drilling Fluid atau lumpur pemboran adalah suatu fluida yang digunakan
pada saat pengeboran. 2.2.2.1 Fungsi Lumpur Pemboran Fungsi fluida pemboran atau lumpur pemboran yang umum adalah: 1.
Mengangkat Serbuk Bor ke Permukaan Dalam melakukan pemboran serbuk bor (cutting) dihasilkan dari
pengikisan formasi oleh pahat, harus dikeluarkan dari dalam lubang bor.Apabila serbuk bor tidak dapat dikeluarkan maka akan terjadi penumpukan serbuk bor didasar lubang, jika hal ini terjadi maka akan terjadi masalah seperti terjepitnya pipa oleh serbuk bor.Serbuk bor dapat diangkat jika lumpur mempunyai kemampuan untuk mengangkatnya. Kemampuan serbuk bor untuk terangkat hingga kepermukaan tergantung yield point lumpur itu sendiri. Jika lumpur sudah memiliki yield point yang memadai maka dengan melakukan sirkulasi serbuk bor dapat terangkat keluar bersama–sama dengan lumpur untuk dibuang melalui alat pengontrol solid (Solid Control Equipment) berupa shale shaker, desander, mud cleaner, dan centrifuge. 2.
Mendinginkan dan Melumasi Pahat Panas yang cukup besar terjadi karena gesekan pahat dengan formasi maka panas itu harus dikurangi dengan mengalirkan lumpur sebagai pengantar panas kepermukaan. Semakin besar ukuran pahat, semakin besar juga aliran yang dibutuhkan. Kemampuan melumasi dan mendinginkan pahat dapat ditingkatkan dengan menambahkan zat–zat lubrikasi (pelincir) misalnya : minyak, detergent, grapite, asphalt dan zat surfaktan khusus, serbuk batok kelapa bahkan bentonite juga berfungsi sebagai pelincir karena dapat mengurangi gesekan antara dinding dan rangkaian bor.
3.
Membersihkan Dasar Lubang ( Bottom Hole Cleaning )
8
Ini adalah fungsi yang sangat penting dari lumpur bor, lumpur mengalir melalui corot pahat (bit nozzles) menimbulkan daya sembur yang kuat sehingga dasar lubang dan ujung–ujung pahat menjadi bersih dari serpih atau serbuk bor. Ini akan memperpanjang umur pahat dan akan mempercepat laju pengeboran.Laju sembur (jet velocity) minimum 250 fps untuk tetap menjaga daya sembur yang kuat
kedasar
lubang.
Laju
sembur
yang
optimal
sebaiknya
harus
memperhitungkan kekuatan formasi atau daya kemudahan formasi untuk dibor (formation drillability). Jika laju sembur terlalu besar pada formasi yang lunak, dan akan mengakibatkan pembesaran lubang (hole enlargement) karena kikisan semburan. Sedangkan pada formasi keras akan terjadi pengikisan pahat dan menyia–nyiakan horse power. 4.
Melindungi Dinding Lubang Bor agar Tetap Stabil Lumpur bor harus membentuk deposit dari ampas tapisan (filter cake) pada dinding lubang sehingga formasi menjadi kokoh dan menghalang-halangi masuknya fluida (filtrat) kedalam formasi. Kemampuan ini akan meningkat jika fraksi koloid dari lumpur bertambah, misalnya dengan menambahkan attapulgite atau zat kimia yang dapat meningkatkan pendispersian padatan. Dapat pula dengan menambahkan zat–zat poliner sehingga viskositas dari filtrat (air tapisan) meningkat, dengan demikian mobilitas filtrat didalam filter cake dan formasi akan berkurang.
5.
Menjaga atau Mengimbangi Tekanan Formasi Pada kondisi normal gradien tekanan normal : 0.465/ft, 0.107-ksc/ft. Berat dari kolom lumpur yang terdiri dari fase air, partikel–partikel padat lainnya cukup memadai untuk mengimbangi tekanan formasi. Tetapi jika menjumpai daerah yang bertekanan abnormal dibutuhkan materi pemberat khusus (misal : XCDpolimer) yang mempunyai berat jenis tinggi untuk menaikkan tekanan hidrostatis dari kolom lumpur agar dapat mengimbangi dan menjaga tekanan formasi. Besarnya tekanan hidrostatik tergantung dari berat jenis fluida yang digunakan
6.
Menahan Cutting atau Serbuk Bor jika Sirkulasi di Hentikan Kemampuan lumpur bor untuk menahan atau mengapungkan serpih bor pada saat tidak ada sirkulasi tergantung sekali pada daya agarnya (gel strengt).
9
Daya agar adalah suatu sifat fluida thixotropis yang mempunyai kemampuan mengental dan mengagar jika didiamkan (static condition) dan kembali lagi mencair jika diaduk atau digerak–gerakkan. Sifat pengapungan atau penahan serpih didalam lumpur sangat diinginkan untuk mencegah turunnya serpih kedasar lubang atau menumpuk di anulus yang akan memungkinkan terjadinya rangkaian bor terjepit. Tetapi daya agar ini tidak boleh terlalu tinggi supaya mengalirnya kembali lumpur tidak membutuhkan tekanan awal yang terlalu besar. 7.
Media Logging Data-data dari sumur yang diselesaikan sangat penting untuk dasar evaluasi sumur yang bersangkutan, juga penting untuk dasar pembuatan program dan evaluasi sumur-sumur yang akan di bor selanjutnya. Data-data tersebut diatas didapat dari analisa cutting dan pengukuran langsung dengan wire logging. Untuk itu lubang bor harus bersih dari cutting.
8.
Menunjang Berat dari Rangkaian Bor dan Selubung Makin dalam pengeboran, maka berarti makin panjang pula rangkain pipa atau casing, sehingga beban yang harus ditahan menara rig akan bertambah besar, dengan adanya bouyancy effect dari lumpur akan menyebabkan beban efektif menjadi lebih kecil sehingga dengan kemampuan yang ada mampu melakukan pengeboran yang lebih dalam. Faktor yang mempengaruhi dalam hal ini adalah berat jenis dari lumpur.
9.
Menghantarkan Daya Hidrolika ke Paha Daya hidrolika lumpur harus ditentukan didalam membuat program pengeboran sehingga laju sirkulasi lumpur dan tekanan permukaan dihitung sedemikian agar pendayagunaan tenaga (power) menjadi optimal untuk membersihkan lubang dan mengangkat serpih bor. Kemampuan untuk membersihkan serbuk bor dari bit itu didapat karena adanya tenaga hidrolik yang harus disalurkan dari permukaan menuju bit melalui media lumpur yang disebut sebagai Bit Hydraulic Horsepower
10.
Mencegah dan Menghambat Laju Korosi Korosi dapat terjadi karena adanya gas-gas yang terlarut seperti oksigen CO2, dan H2S. Juga karena pH lumpur yang terlalu rendah atau adanya garam-
10
garam di dalam. Untuk menghindari hal - hal tersebut diatas, ke dalam lumpur dapat ditambahkan bahan – bahan pencegah korosi atau diusahakan untuk mencegah pencemaran yang terjadi. 2.2.2.2 Sifat Fisik Lumpur Pemboran Dalam suatu operasi pemboran semua fungsi lumpur pemboran haruslah berada dalam kondisi yang baik sehingga operasi pemboran dapat berlangsung dengan baik. Hal ini dapat dicapai apabila sifat lumpur selalu diamati dan dijaga secara kontinyu dalam setiap tahap operasi pemboran. Selain hal tersebut di atas pengukuran dan pengamatan sifat - sifat kimia juga harus dilakukan dengan seksama.Hal ini dimaksudkan untuk menjaga kestabilan sifat – sifat lumpur pemboran. Adapun sifat-sifat fisik lumpur pemboran yang perlu diketahui diantaranya: 1.
Berat Jenis atau Densitas Lumpur Berat jenis adalah berat fluida di bagi volume pada temperature dan tekanan tertentu. Satuan atau dimensi yang dipakai adalah kg/l, gr/cc dan lb/gal. Berat jenis lumpur harus dijaga agar dapat memberikan tekanan hidrostatik yang cukup untuk mencegah masukanya cairan formasi ke dalam lubang bor, tetapi tekanan tersebut jangan terlalu besar, karena formasi akan pecah dan lumpur akan masuk ke dalam formasi. Tekanan hidrostatik lumpur di dasar lubang akan mempengaruhi kemampatan dari pada formasi di bawahnya yang akan di bor. Semakin besar tekanan hiodrostatik lumpur maka lapisan akan semakin mampat di lapangan pengeboran pengukuran berat jenis lumpur dapat diukur dengan menggunakan mud balance.
2.
Viskositas Viskositas adalah tahanan fluida terhadap aliran atau gerakan yang disebabkan oleh adanya gesekan antara partikel pada fluida yang mengalir. Pada lumpur bor, viskositas merupakan tahanan terhadap aliran lumpur disaat dilakukan sirkulasi, hal ini dapat terjadi karena adanya pergeseran antara partikel – partikel dari lumpur bor tersebut.
11
Viskositas menyatakan
kekentalan
dari
lumpur
bor,
dimana viskositaslumpur memegang peranan dalam pengangkatan serbuk bor makin baik. Bila lumpur tidak cukup kental maka pengangkatan serbuk bor kurang sempurna dan akan mengakibatkan serbuk bor tertinggal di dalam lubang bor. 3.
Plastic Viscosity Plastic Viscosity suatu tahanan terhadap aliran yang disebabkan oleh adanya gesekan – gesekan antara padatan di dalam lumpur, padatan cairan dan gesekan antara lapisan cairan dimana plastic viscosity merupakan hasil torsidari pembacaan pada alat viscometer.
4.
Yield Point Yield point adalah mengukur gaya elektrokimia antara padatan – padatan, cairan – cairan, cairan – padatan pada zat kimia dalam kondisi dinamis yang berhubungan dengan pola aliran, pengangkatan serpihan, kehilangan tekanan dan kontaminasi. Apparent
Viscosity adalah
keadaan
dimana
fluida non
newtonian pada shear rate tertentu seolah – olah mempunyai kekentalan (viscositas) seperti pada fluida newtonian. 5.
Gel Strength Gel Strength pada saat sirkulasi dihentikan maka lumpur akan menjadigel. Hal ini disebakan adanya gaya tarik – menarik antara partikel – partikel padatan lumpur, daya inilah yang disebut gel strength. Pada saat sirkulasi berhenti lumpur harus mempunyai gel strength yang dapat menahan serbuk bor tidak jatuh ke dasar lubang. Apabila gel strength terlalu besar maka akan mengakibatkan kerja pompa terlalu berat untuk memulai kembali sirkulasi. 2.2.2.3 Jenis Lumpur Pemboran Pada umumnya lumpur pemboran dibagi dalam dua sistem, yaitu lumpur bor dengan bahan dasar air (water base mud) dan lumpur bor dengan bahan dasar minyak (oil base mud). Lumpur bor berdasarkan fasa cairnya yaitu air dan minyak dapat diklasifikasikan sebagai berikut : 1.
Water base mud
12
Lumpur jenis ini yang paling banyak digunakan, karena biayanya relatif murah. Lumpur ini terbagi atas fresh water mud dan salt water mud, dan apabila dilihat dari komposisinya lumpur ini terbagi lagi sebagai berikut :
a) Gel spud mud Lumpur ini digunakan pada awal pemboran dimana pemeliharaannya dengan cara menjalankan desander dan desilter secara terus menerus selama sirkulasi lumpur. Komposisinya adalah sebagai berikut :
20 – 25 lb/bbl bentonite
0.25 – 0.5 lb/bbl caustic soda
b) Lignosulfonate mud Lumpur ini dalah salah satu jenis fluida pemboran yang serba guna, dan dalam prakteknya lumpur ini akan menajadi optimal bilamana beberapa syarat penting harus kita perhatikan, antara lain :
Berat Jenis tinggi ( > 14ppg )
Tahan Panas ( 121 – 150o )
Toleransi padatan yang tinggi
Tapisan yang rendah ( < 10 cc )
Toleransi terhadap garam, anhydrite, gypsum
Tahan kontaminasi semen
Komponen dasarnya meliputi air tawar atau air asin, bentonite, Chrome Lignosulfonat, lignite, caustic soda, CMC, atau modified Starch. Ada beberapa faktor yang harus diperhatikan di dalam penggunaan lumpur Lignosulfonat :
Sifat inhibitive akan rusak pada suhu 300o F
Sifat pengontrolan laju tapisan akan rusak pada temperatur 350o F
Pada temperatur > 400o F lignosulfonat akan pecah
Viscositas akan berkurang seiring kenaikan temperatur
13
Lignosulfonate tidak efektif dalam menstabilkan shale
Filtrat lumpur Lignosulfonat dianggap mempunyai peranan merusak formasi yang produktif
Lumpur Lignosulfonat yang sudah terkontaminasi semen akan mengental
c) Polimer mud Komposisinya adalah sebagai berikut :
Menggunakan air tawar
0.25 lb/bbl soda ash
Bentonite
Caustic soda
d) Sea water mud Adalah
lumpur lignosulfonate yang
mempergunakan prehydrated
bentonite untuk dasar pengental didalam air asin, formulasinya berkisar 2 ppb caustic
soda,
1.5
ppb
kapur
(lime),
2-4
ppb lignosulfonate,
1-2
ppb lignite dan larutan prehydrated bentonitesecukupnya. Biasanya alkalinity pf 1.3-3.00 cc dijaga dengan caustic soda, pm 3.0-8.0 cc dengan kapur dan tapisan dipembuat lumpur. Konsentrasi garam dalam air laut berkisar 30-35,000 ppm dengan berbagai ion-ion lain (Mg+2, Ca+2). 2.
Oil Based Mud Lumpur ini mengandung minyak sebagai fasa kontinyunya, komposisinya
diatur agar kadar airnya rendah (3-5% volume). Relatif lumpur ini tidak sensitif terhadap contaminant. Tetapi airnya adalah contaminant karena memberikan efek negatif bagi kestabilan lumpur ini. Untuk mengontrol viskositas, gel strength, mengurangi efek kontaminasi air dan mengurangi filtrate loss, perlu ditambahkan zat-zat kimia. Kegunaan terbesar dari oil base nud ini adalah pada completion dan work over sumur. Kegunaan yang lain adalah untuk melepaskan drill pipe yang terjepit , mempermudah pemasangan casing dan liner. Oil base mud ini harus ditempatkan
14
pada suatu tanki besi untuk menghindarkan kontaminasi air. Rig harus dipersiapkan supaya tidak kotor dan bahaya api berkurang. Kerugian penggunaan oil base mud adalah :
Dapat mengkontaminasi lingkungan terutama untuk daerah operasi offshore.
3.
solid kontrol sulit dilakukan bila dibandingkan dengan water base mud.
Elektrik logging tidak dapat dilakukan.
Biayanya relatif lebih mahal. Emulsion Mud Terbagi atas oil in water emulsion dan water in oil emulsion tergantung
dari fasa apa yang terdispersi. Fungsi lumpur ini adalah untuk menambah ROP, mengurangi filtration loss, menambah pelumasan dan mengurangi torque, dimana lumpur ini banyak digunakan dalam directional drilling. Komposisinya adalah lumpur dasar ditambah minyak mentah atau minyak solar 2-15% atau lumpur dengan dasar minyak ditambahkan air 24-45% air. 4.
KCL Polymer Lumpur KCL polimer merupakan sistem lumpur yang paling umum
digunakan dalam pemboran. Dasar dari sistem ini adalah anionic pengkapsulan (encapsulating) polymer fluid yaitu polymermembungkus serbuk bor (cutting) pada saat pembersihan lubang. KCL dalam air akan terurai menjadi ion k+ dan Cl-. Dalam menstabilkan mineral shale, ion – ion k+ akan menggantikan kedudukan ion Na+. Sehingga di dalam plate shale ion k+ akan terikat jauh lebih kuat dibandingkan antara ion Na+ dengan plate clay antara clay dengan air, sehingga daya tolak – menolak antara partikel plate clay di dalam air akan berkurang. Semakin kuat daya tarik menarik antar clay maka akan semakin banyak air yang terbebas antara clay ke luar sistem. Hal ini disebabkan karena adanya ion k+ memiliki jari – jari atom yang besar, yang dapat menutup microfracture shale dan mencegah masuknya air ke dalam microfracture sehingga mengurangi pengeringan (hidrasi) shale.
15
Polimer mudah larut dalam lumpur yang mengandung elektrolit dan adanya muatan negatif pada bagian yang terhidrolisa sehingga meningkatkan daya rekat dan absorpsi polimer. Dalam upaya mengurangi swelling shale, maka tergantung dari konsentrasi KCL dan polimer yang digunakan di dalam suatu sistem lumpur. Jumlah ion k+ yang dibutuhkan di dalam luimpur tergantung dari tipe clay atau shale yang akan di bor yaitu termasuk reaktif atau tidak reaktif terhadap air. Semakin reaktif maka konsentrasi dari kcl dan polimer harus dinaikkan. Konsentrasi KCL optimum yang digunakan adalah 3% yaitu sebesar 10.5 gr dan fungsi dari KCL ini dibantu dengan bahan kimia tambahan (aditive) pengontrol shale. 2.3
Jenis-jenis Pipa Terjepit Secara umum, pipa terjepit dapat dibedakan menjadi tiga jenis yaitu
differential pipe sticking, mechanical pipe stickinhg, dan key seatting. 2.3.1
Differential Pipe Sticking Differential pipe sticking terjadi karena adanya perbedaan yang cukup
besar antara tekanan hidrostatik lumpur dengan tekanan formasi pada lapisan permeable. Tekanan hidrostatik dari lumpur akan menekan rangkaian pipa bor ke salah satu dinding lubang bor. Selain itu differential pipe sticking ini juga dipengaruhi oleh ketebalan mud cake yang dihasilkan. Semakin tebal mud cake yang dihasilkan maka rangkaian pipa bor akan semakin terbenam kedalam mud cake. Differential pipe sticking ini sering terjadi pada lubang miring. Lubang yang miring akan mengakibatkan rangkaian pipa bor cenderung menempel ke dinding lubang bor dan rangkaian akan terbenam ke dalam mud cake. Jenis jepitan ini sering terjadi pada saat lumpur tidak bersirkulasi dan saat rangkaian sedang diam. Tanda terjadinya pipa terjepit jenis ini yaitu pipa tidak dapat digerakkan baik ke atas maupun ke bawah sementara sirkulasi masih dapat dilakukan 100%. Hal ini dapat terjadi karena hanya satu sisi pipa yang menempel pada dinding lubang bor. Mekanisme terjepitnya suatu rangkaian pemboran yang disebabkan oleh differential sticking yaitu sebagai berikut:
16
1. Penjepitan terjadi pada saat rangkaian pemboran atau drill collar dalam keadaan diam, dan menempel pada dinding lubang bor. Misalnya pada saat penyambungan rangkaian pipa pemboran. 2. Penjepitan terjadi pada saat rangkaian pemboran berada di daerah formasi yang porous dan permeable. 3. Penjepitan terjadi jika adanya perbedaan yang cukup tinggi antara tekanan hidrostatik lumpur dengan tekanan formasi, dan mud cake yang terbentuk terlalu tebal. Perbedaan yang cukup tinggi antara tekanan hidrostatik dengan tekanan formasi ini akan membentuk daerah dengan tekanan rendah pada bagian dinding lubar bor di formasi yang porous. Sehingga akan mengakibatkan salah satu permukaan string menempel pada dinding bor.
Gambar 2.1 Mekanisme Terjadinya Differential Sticking 2.3.2 Mechanical Stuck Pipe Definisi pipa terjepit adalah keadaan dimana bagian dari rangkaian pipa bor terjepit (stuck) di dalam lubang bor. Pipa terjepit secara mekanika terjadi pada saat rangkaian pipa bergerak (Run in Hole).
17
Terjepitnya
pipa
secara
mekanikal
dikelompokkan
menjadi tiga, yaitu: Operasional pemboran yang kurang baik Runtuhan Formasi (Hole Pack Of) Lubang bor mengecil 2.3.2.1 Operasional Pemboran yang Kurang Baik Mechanical pipe sticking merupakan jenis pipa terjepit yang salah satunya dapat disebabkan oleh operasional pemboran yang kurang baik atau karena kesalahan mekanisme pada saat pemboran sedang berlangsung. Jenis-jenis jepitan yang terjadi dikarenakan masalah operasional pemboran yang kurang baik dibagi menjadi: a. Undergauge Hole Jepitan jenis ini terjadi disebabkan karena pemakaian bit yang sudah terlalu aus dan tidak cepat diganti yang akan menyebabkan ukuran lubang bor menjadi lebih kecil dari seharusnya, sehingga bila bit yang baru dimasukkan akan terjepit di daerah undergauge tersebut. Ilutrasi mengenai hal ini ditunjukkan dengan gambar dibawah ini
Gambar 2.2 Pipa Terjepit Karena Adanya Undergauge Hole b. Junk Jepitan jenis ini terjadi karena adanya bagian-bagian kecil
(junk)
dari
peralatan
bawah
permukaan
(downhole
equipment) atau benda kecil dari lantai pemboran yang jatuh sehingga menyebabkan drillstring terjepit saat ditarik ke atas (pulled out). Jepitan jenis ini lebih sering dijumpai di dalam
18
casing dari pada di lubang terbuka (open hole). Ilustrasi mengenai hal ini ditunjukkan dengan gambar dibawah
Gambar 2.3 Pipa Terjepit Karena c. Green Cement Jepitan jenis menembus
semen
ini yang
Adanya Junk
terjadi bila drillstring belum
mengeras
(set) yang disebut dengan green cement. Dengan adanya tekanan dari drill string, semen akan mengeras lebih cepat yang kemudian mengakibatkan drill string terjepit secara permanen. Ilustrasi mengenai hal ini ditunjukkan dengan gambar dibawah
Gambar 2.4 Pipa Terjepit Karena Adanya Green Cement d. Adanya Collapsed Casing Terjadi karena tekanan yang ditimbulkan oleh formasi melebihi collapsed strength dari casing. Hal ini dapat disebabkan oleh kesalahan pada casing design atau bisa juga karena terjadinya korosi yang akan mengurangi collapsed strength dari casing itu sendiri. Ilustrasi mengenai hal ini ditunjukkan dengan gambar dibawah
19
Gambar 2.5 Pipa Terjepit Akibat Adanya Collapsed Casing 2.3.2.2 Runtuhnya Formasi (Hole Pack Of) Pipa dapat terjepit dikarenakan dinding lubang bor yang runtuh (caving) yang mengisi annulus antara pipa dan dinding lubang bor. Runtuhnya formasi atau yang dapat disebut sebagai Hole Pack Of merupakan gugurnya formasi yang mengakibatkan tertutupnya lubang bor yang diakibatkan oleh runtuhan. Hal ini biasanya terjadi pada formasi yang didominasi oleh lapisan shale yang mempunyai sifat tekanan tinggi dan shale yang reaktif. Dinding lubang yang runtuh dapat disebabkan oleh: 1. Formasi yang kurang kompak dan rapuh (pasir lepas, batu bara, dan barite shale); 2. Tekanan hidrostatik lumpur yang terlalu kecil; dan 3. Shale yang sensitif air. Sebagai
tanda
telah
terjadi
pipa
terjepit
karena
runtuhan dinding lubang adalah sebagai berikut: 1. 2. 3. 4.
Rangkaian tidak bisa digerakkan, diputar dan diangkat Cutting yang keluar bertambah banyak; Cutting yang keluar besar dan bentuknya pipih; Tekanan pompa lumpur naik secara mendadak; dan
5. Torsi naik. Ilustrasi mengenai hal ini ditunjukkan dengan gambar dibawah
20
Gambar 2.6 Pipa Terjepit Karena Adanya Runtuhan Formasi Lubang Bor Mengecil
2.3.2.3
Pipa terjepit dapat disebabkan karena lubang bor mengecil. Peristiwa ini biasanya terjadi pada formasi shale. Shale yang sensitif dengan air adalah shale yang mempunyai mineral clay jenis natrium montmorillonite. Mineral ini akan menghisap air tawar, sehingga ikatan antar partikel menjadi lemah dan mengembang. Tekanan overburden menyebabkan lapisan shale akan bergerak ke arah lubang bor dan menyebabkan terjadinya sumbat cincin. Sumbat cincin adalah peristiwa dinding lubang bor mengelilingi pipa sehingga pipa tidak dapat diangkat dan diturunkan. Tanda-tanda pipa terjepit karena sumbat cincin adalah sebagai berikut : 1. Torsi naik, torsi naik karena terjadi gesekan dengan dinding lubang. 2. Tekanan pompa naik, tekanan pompa naik disebabkan aliran lumpur di annulus sudah tertutup. 3. Rangkaian tidak bisa diangkat, rangkaian mungkin bisa diangkat untuk panjang tertentu, tetapi selanjutnya akan terjepit karena tool joint drill pipe atau drill collar tersebut.
21
2.3.3 Key Seat Key seat terjadi akibat dari pengikisan formasi oleh rangkaian
pipa
bor,
sehingga
formasi
yang
mengalami
pengikisan ini terbentuk seperti lubang kunci. Selain itu dapat pula disebabkan oleh perubahan arah sudut dari formasi yang lunak ke formasi yang keras oleh rangkaian pipa bor. Pada peristiwa key seat, rangkaian pipa dapat terjepit pada saat pencabutan
pipa.
Hal
ini
dikarenakan
sebagian
rangkaian
pemboran berada pada posisi bagian lubang yang berbentuk lubang kunci. Peristiwa ini biasanya terjadi pada formasi shale. Hal
yang
perlu
diperhatikan
untuk
menghindari
tejadinya key seat adalah dengan cara mengontrol sudut kemiringan sesuai dengan perencanaan. Kemudian diperlukan pula reaming bila sumur membentuk sudut kemiringan yang tajam. Sebagai tanda telah terjadi pipa terjepit karena adanya key seat adalah sebagai berikut : 1. Rangkaian tidak bisa diangkat, tetapi masih bisa diputar; 2. Tekanan pompa normal; 3. Drag tidak normal pada saat pencabutan rangkaian pipa bor; dan 4. Terjadi kenaikan drag ketika rangkaian BHA telah mencapai kedalaman yang memiliki perubahan sudut yang cukup besar. Ilustrasi mengenai hal ini ditunjukkan dengan gambar dibawah
22
Gambar 2.7 Pipa Terjepit Karena Adanya Key Seat
2.4
Upaya Pencegahan dan Penanggulangan
2.4.1
Differential Pipe Sticking
2.4.1.1 Upaya Pencegahan Berdasarkan faktor-faktor yang menyebabkannya differential sticking dapat dicegah yaitu dengan : 1.
Mengurangi Perbedaan Tekanan Hal ini berarti membor dengan overbalance pressure yang minimum sekedar untuk mengimbangi tekanan formasi dan memungkinkan terjadinya fek surge dan swat. Kenaikan berat jenis lumpur dapat dimonitor dengan mengontrol laju penembusan (ROP), serbuk bor (cutting) yang akan menyebabkan kenaikan berat jenis lumpur dan pada akhirnya akan menaikkan beda tekanan.
23
2.
Mengurangi Daerah Kontak Mengurangi daerah kontak ( h x t ) karena ketebalan formasi berpori atau porous tidak dapat dirubah secara fisik, maka daerah kontak hanya bisa dikurangi dengan mengurangi ketebalan mud cake. Hal ini berarti mengurangi kandungan padatan di dalam lumpur menjadi minimum dan menggunakan lumpur dengan water loss (kehilangan air) yang rendah. Besarnya daerah kontak juga berhubungan dengan luas pipa baja yang kontak (menempel) pada formasi permeabel. Sebagian besar pipa yang menempel pada kasus differential sticking ini adalah drill collar, sehingga pemecahan yang cocok adalah dengan menggunakan drill collar yang mempunyai luas permukaan minimum. Drill collar spiral mempunyai luas permukaan yang lebih kecil (50%) dibandingkan drill collar biasa (smooth) dan oleh karena itu gaya differential yang dihasilkan juga akan berkurang sebesar setengah dari drill collar biasa. Pengurangan luas permukaan drill collar ini hanya akan mengurangi berat drill collar sebesar 4 – 7% dari berat drill collar biasa (smooth) dan jika dibutuhkan penambahan berat tinggal menambahkan drill collar spiral tadi saja. Daerah kontak juga bisa dikurangi dengan menggunakan stabilizer yang akan menjaga drill collar tetap berada di tengah-tengah lubang.
3.
Menjaga Rangkaian Bor agar Tidak Statis Luas daerah kontak berbanding lurus dengan waktu, semakin jarang (sedikit) rangkaian bor berada dalam keadaan statis (diam) akan mengurangi kemungkinan terjadinya differential sticking.
4.
Mengurangi Faktor Gesekkan Mencegah terjadinya differential sticking juga bisa dengan penggunaan minyak dan walnut hulls. Penggunaan minyak ini akan mengurangi faktor gesekan pada saat membor formasi yang potensial mengalami differential sticking. 2.4.1.2 Upaya Penanggulangan
24
Metode-metode yang paling umum digunakan untuk membebaskan pipa terjepit adalah sebagai berikut : 1.
Pengurangan Tekanan Hidrostatik Cara yang umum digunakan untuk mengurangi tekanan hidrostatik lumpur adalah metode pipa U (U – tube). Rangkaian pipa bor dan annulus antara rangkaian dan formasi dianggap sebagai pipa U, dengan pahat sebagai penghubung.Kondisi tekanan formasi yang sudah diketahi overbalance pressure (Hs – Pf) dapat dikurangi secara bertahap hingga mencapai tingkat yang aman dan akan tetapi tekanan hidrostatik lumpur harus selalu lebih besar dari tekanan formasi.Tekanan hidrostatik dapat dikurangi dengan cara mempompakan lumpur baru dengan densitas yang lebih rendah, atau dengan memompakan sejumlah kecil fluida yang mempunyai specivic gravity (SG) rendah. Jika tekanan formasi belum diketahui, biasanya dilakukan pengurangan tekanan hidrostatik dalam jumlah yang kecil, dengan teknik pipa U sampai pipa yang terjepit dapat dibebaskan. Variasi dari metode pipa U dengan memompakan air kedalam drill pipe dan annulus untuk mengurangi besarnya tekanan hidrostatik hingga sama dengan atau sedikit lebih besar dari pada tekanan formasi.
2.
Supporting Fluid Fluida organik biasanya disemprotkan disepanjang daerah jepitan untuk menguragi ketebalan mud cake dan faktor gesekan. Campuran antara minyak solar dan surfactant adalah fluida yang paling banyak digunakan karena kemampuannya untuk membasahi keliling pipa yang terjepit dan karena itu menciptakan lapisan tipis antara pipa dan mud cake. Hal ini menurunkan besarnya koefisien gesekan, dan pada akhirnya akan meningkatkan efektivitas usaha-usaha mekanis untuk membebaskan pipa.
3.
Operasi Back Off Operasi back off mencakup pelepasan bagian pipa yang masih bebas dari lubang bor. Hal ini secara efektif berarti pelepasan rangkaian pemboran pada atau diatas daerah jepitan dan pengangkatan bagian pipa yang masih bebas dari jepitan
25
dari lubang bor. Bagian rangkaian pemboran yang masih tersisa (fish) dapat diambil dengan menggunakan peralatan fishing tool maupun peralatan washover. Apabila lubang sumur tersebut mengalami kerusakan atau sisa rangkaian pemboran tidak bisa diambil, sebagai pilihannya adalah menutup lubang (plug back) dan kemudian membelokkannya (side track). 2.4.2
Mechanical Pipe Sticking
2.4.2.1 Upaya Pencegahan 1.
Mencegah Runtuhnya Dinding Lubang Bor Mencegah runtuhnya dinding lubang bor dapat dilakukan hal-hal sebagai
berikut : 1.
Naikkan tekanan hidrostatik lumpur, supaya dapat menahan dinding
lubang supaya jangan runtuh. 2.
Kecepatan aliran di annulus diusahakan jangan terlalu tinggi.
3.
Jenis aliran di annulus harus laminer.
4.
Menggunakan lumpur dengan water loss yang kecil saat menembus
formasi shale. 5.
WOB diperkecil diwaktu menembus batu bara, dan sering dilakukan
reaming. 2.
Mencegah Terjadinya Sumbat Cincin Mencegah terjadinya pipa terjepit karena sumbat cincin adalah mencegah
mengembangnya formasi. Caranya yaitu sebagai berikut : 1.
Menggunakan lumpur dengan water loss kecil, kalau bisa
menggunakan lumpur yang tidak memiliki water loss. Sehingga tidak ada reaksi mineral clay dengan air dan supaya mengembang. 2.
Memakai lumpur calcium lignosulfonate atau lumpur polimer.
Prinsipnya disini adalah mengurangi aktifitas unsur natrium dari clay. 3.
Menggunakan lumpur minyak.
2.4.2.2 Upaya Penanggulangan Metode yang biasanya dilakukan untuk membebaskan pipa yang terjepit secara mekanis adalah dengan usaha penggerakkan pipa baik diputar ataupun ditarik atau dengan mengaktifkan jar, apabila rangkaian pipa dilengkapi dengan
26
jar. Jika metode ini gagal, biasanya disemprotkan fluida organik dan kemudian prosedur yang telah disebutkan tadi diulangi. Jika usaha tersebut belum berhasil, maka pipa harus dilepaskan dengan cara back off. 2.4.3
Key Seatting
2.4.3.1 Upaya Pencegahan Apabila terjadi kenaikan torsi disaat sedang member, karena gesekangesekan drill pipe ke dinding lubang, hentikanlah segera pemboran. Angkat string dan pasang string remer atau key seat wiper. Kemudian lakukan reaming pada kedalaman yang mengalami dog leg. String reameri atau seat wiper dipasang pada drill pipe. Ukuran string reamer atau key seat wiper harus lebih besar dari tool joint drill pipe dan lebih kecil dari diameter drill collar. 2.4.3.2 Upaya Penanggulangan Jika pipa sudah terjepit karena masalah key seat, rangkaian diputar pelanpelan dengan tension yang minimum. Hal ini dilakukan terus menerus sampai rangkaian bisa dicabut BAB III EVALUASI PEMBORAN PADA SUMUR X LAPANGAN Z Sumur yang akan di evaluasi dan di analisa adalah sumur X lapangan Z yang merupakan sumur directional well yang merupakan sumur pengembangan yang terletak pada bagian Barat Blok Tuban JOB, provinsi Jawa Timur. Sumur yang merupakan sumur perkembangan ini telah dilakukan operasi pemboran hingga kedalaman 9950 ft MD / 6571 ft TVD. Pada pemboran yang dilakukan ini lithologi dan formasi yang ditembus pada lapisan ini adalah: Tabel 3.1 Formasi dan Lithologi Sumur X Lapangan Z Formasi Lidah Tuban
Lithology Batu lempung dan napal berlapis. Batuan lempung, serpih, dan beberapa sisipan batu gamping.
27
Kawengan
Perselingan batu pasir dengan sisipan napal, batu gamping pasiran, dan batuan lempung. Napal dan batuan lempung serta didapati sisipan batuan gamping dan dibagian bawah tersusun oleh batu gamping. Batu serpih, batu pasir, batu lempung, batu lanau, dan beberapa sisipan batu gamping.
Wonocolo
Ngrayong
3.1
Data Sumur X Lapangan Z Pengeboran sumur X Lapangan Z dimulai sejak
tanggal 5 Desember 2012 dan pemboran selesai pada tanggal 25 Januari 2013. Tujuan pemboran ini dilakukan untuk sumur pengembangan yang dibuat untuk mencapai blok Tuban dalam upaya mencapai target produksi yang diinginkan. Sumur ini merupakan directional well yang memiliki titik KOP yang dimulai pada kedalaman 985 ft MD yang berada pada trayek 17 1/2 dengan BUR sebesar 3⁰/100 ft. Sumur ini merupakan sumur produksi yang memiliki data dan profil sumur yang dapat dilihat pada tabel dan gambar berikut ini: Tabel 3.2 Data Sumur X Lapangan Z
28
Gambar 3.1 Profil Sumur X Lapangan Z
3.2
Evaluasi Pemboran Trayek 12
1 4
Sumur X
Pemboran pada trayek ini dimulai dari kedalaman 4852 ft MD sampai 9603 ft MD dengan menggunakan pahat 12 1/4” dengan panjang interval 4751 ft MD. Formasi yang terdapat pada trayek ini yaitu formasi Wonocolo yang didominasi oleh lapisan batuan lempung dengan sisipan batu gamping, dan formasi Ngrayong yang tersusun oleh batu pasir, serpih, batu lempung dengan sisipan batu gamping. Lumpur yang digunakan pada trayek ini yaitu SOBM.
29
Ketika pemboran memasuki trayek 12 ¼ “, ditemukan masalah pemboran yaitu rangkaian pipa pemboran tidak dapat digerakkan ke atas maupun ke bawah, tetapi sirkulasi masih dapat dilakukan. Pada kedalaman ini terjadi jepitan dengan ciri-ciri yaitu: torsi naik hingga mencapai 2000 psia dan dinyatakan rangkaian pipa terjepit pada trayek ini. Hambatan yang terjadi mengakibatkan kenaikan biaya operasional, sehingga masalah ini perlu diselesaikan dengan cepat dan tepat. Untuk menanggulangi masalah pipa terjepit dilakukan dengan menggunakan mekanisme perendaman dengan work on pipe, sirkulasi Hi.Vis & Low.Vis serta perendaman dengan menggunakan black magic pada daerah disekitar pipa terjepit. 3.3
Evaluasi Penggunaan Lumpur Bor Pada Sumur X Pada sumur X Lapangan Z, lumpur bor yang digunakan yaitu jenis SOBM,
penggunaan lumpur jenis ini dilakukan untuk mencegah terjadinya swelling clay karena formasi yang ditembus berpotensi mengalami swelling clay. Swelling merupakan mengembangnya mineral clay akibat pengikatan air oleh mineral clay. Penyebab terjadinya rangkaian pipa terjepit pada pemboran sumur X lapangan Z yaitu karena adanya perbedaan tekanan hidrostatis lumpur dengan tekanan formasi yang cukup besar, dan juga terjadi karena densitas lumpur yang terlalu besar sehingga menyebabkan tekanan hidrostatis lumpur menjadi lebih besar daripada tekanan formasi. Akibatnya, rangkaian pipa pemboran khususnya rangkaian drill string menempel pada dinding lubang bor. Jenis jepitan yang terjadi pada pemboran sumur X ini yaitu Differential Pipe Sticking. Berdasarkan rheology lumpur pada sistem perencanaan pemboran sumur X pada trayek 12 ¼ ” terdapat beberapa perencanaan sifat fisik fluida pemboran yang kurang optimal yaitu penggunaan fluida pemboran dengan densitas sebesar 12-12,8 ppg. Akan tetapi perencaan rheology lumpur yang direncanakan diantaranya seperti : Plastic Viscosity, Yield Point, Gel Strength 10 sec, Gel Strength 10 min, API HTHP Filtrate, dan Sand Content. Perencanaan rheology lumpur tersebut dilakukan agar proses pemboran berjalan dengan aman dan sesuai dengan rencana yang telah ditentukan. Berikut ini penjelasan mengenai rheology lumpur yang digunakan pada trayek 12 ¼” : Tabel 3.3
30
Rheology Lumpur Properties Mud Type Depth Interval (ft) Mud Weight (ppg) Plastic Viscosity (cp) Yield Point (lbs/100ft2) Mud Cake Thickness (in/32) Gel Strength 10 sec
12 ¼” Hole SOBM 4855-9616 12-12.8 42-52 12-25 1 18-22
(lbs/100ft2) Gel Strength 10 min
47-49
(lbs/100ft2) API HTHP Filtrate
3.8-4
(ml/30 min) Sand Content (%) 3.4
15-20
Analisa Terjadinya Stuck Pipe Pada Sumur X Analisa terjadinya pipa terjepit meliputi perhitungan tekanan hidrostatik,
tekanan formasi, dan perbedaan tekanan.
3.4.1
Perhitungan Tekanan Hidrostatik Lumpur Masalah pipa terjepit pada sumur X terjadi pada kedalaman 7444 ft MD/
5144 ft MD, dengan pemakaian densitas lumpur sebesar 12 ppg dan tekanan pompa di surface sebesar 740 psi. Pada kedalaman terjadinya pipa pemboran dapat diketahui tekanan hidrostatik dari lumpur sebagai berikut: Tabel 3.4 Perhitungan Tekanan Hidrostatik Lumpur saat Terjadinya Stuck Pipe Kedalaman
Tekanan Surface
Mud Weight
Tekanan
saat Stuck (ft) 5144
(psi) 740
(ppg) 12
Hidrostatik (psi) 3949
3.4.2
Perhitungan Tekanan Formasi Perhitungan Tekanan Formasi dilakukan untuk mengetahui berapa besaran
berat lumpur yang harus digunakan agar mendapat perbedaan tekanan yang tidak
31
terlalu besar. Selain itu, hal ini dilakukan untuk meminimalisir problem pemboran yang dapat terjadi khususnya pada masalah terjepitnya pipa. Perhitungan tekanan formasi dapat dilihat pada tabel dibawah ini: Tabel 3.5 Perhitungan Tekanan Formasi
3.4.3
Kedalaman (ft)
TVD (ft)
Pore Pressure
Tekanan
7444
5144
(ppg) 12.3
Formasi (psi) 3290
Perhitungan Perbedaan Tekanan Analisa perbedaan tekanan dilakukan untuk mengetahui seberapa besar
perbedaan tekanan antara tekanan hoidrostatik lumpur dengan tekanan formasi. Selain itu analisa perbedaan tekanan juga dapat mengukur besarnya densitas fluida pemboran yang dapat digunakan untuk mengurangi perbedaan tekanan dan mencegah terjadinya pipa terjepit. Berdasarkan data yang diperoleh, perhitungan perbedaan tekanan dapat dilihat pada tabel dibawah ini: Tabel 3.6 Hasil Perhitungan Perbedaan Tekanan Ph (psi) 3949
3.5
Pf (psi) 3290
∆P (psi) 606
Kronologi Terjepitnya Pipa pada Trayek 12 ¼ ” Sumur X Terjepitnya rangkaian pipa bor pada sumur X Lapangan Z ini terjadi pada
trayek 12 ¼ ” dari kedalaman 4852 ft MD sampai dengan 9603 ft MD (WOB sebesar 7-13 klbs, GPM sebesar 810, SPP sebesar 4066-4145 psi, RPM 70-105, Torque sebesar 12851-15371 ft/lbs). Pada saat pull out of hole (POOH) atau pencabutan rangakaian dari kedalaman 9603 ft MD sampai kedalaman 8492 ft MD tidak terjadi hambatan sama sekali. Tetapi, dari kedalaman 8492ft MD sampai kedalaman 7444ft MD terdapat kenaikkan pada drag sebesar 5 klbs.
32
Pada pencabutan rangkaian dari kedalaman 7444ft MD tiba-tiba rangkaian tidak dapat diputar, diangkat maupun diturunkan, tetapi sirkulasi masih tetap berjalan dengan baik. Hal tersebut mengindikasikan terjadinya stuck pipe atau pipa terjepit. Kegiatan pencabutan dilanjutkan dengan sirkulasi pembersihan lubang dengan reaming dan naik-turunkan rangkaian dari kedalaman 7439-7444 ft MD (760 GPM, SPP= 3380 psi) dengan pemberian torsi sebesar 15000 ft/lbs, akan tetapi rangkaian masih belum dapat terlepas. 3.6
Upaya Penanggulangan Pipa Terjepit pada Sumur X Lapangan Z Adapun langkah awal yang telah dilakukan yaitu: Work on Pipe, secara
berulang dan sirkulasi Hi. Vis & Low. Vis, dan metode perendaman. 3.6.1
Work on Pipe (WOP) Metode Work on Pipe ini dilakukan pada interval kedalaman 7441-7444 ft
MD, dengan melakukan jarring up sebesar 80 klbs, dan jarring down 40-50 klbs secara berulang, sampai kondisi SPP naik sebesar 4293 psi, tetapi rangkaian pipa pemboran masih belum terlepas. Kemudian upaya berikutnya yaitu dengan menggunakan metode sirkulasi Hi. Vis & Low. Vis swept out 20 bbls bersamaan dengan metode work on pipe pada kedalaman 7441-7444 ft MD, akan tetapi upaya tersebut masih belum dapat melepaskan rangkaian pipa yang terjepit. 3.6.2
Perendaman Usaha berikutnya yang dilakukan untuk membebaskan rangkaian pipa
yang terjepit yaitu dengan melakukan perendaman menggunakan Black Magic. Black Magic ini dipompakan sebanyak 30 bbl dengan didorong 118 bbl lumpur, kemudian di rendam sambil diberi torsi ke kanan sebesar 20000 ft/lbs dan di beri tension sebesar 300 klbs. Setelah itu didapatkan kenaikan torsi sebesar 2000 ft/lbs, kemudian dilanjutkan dengan WOP (GPM= 897, SPP= 4171 psi) pada kedalaman 7441-7444 ft MD sambil dilakukan sirkulasi berulang-ulang dengan tekanan normal dan cutting bersih, tetapi rangkaian masih belum juga terlepas. Upaya lain yang dilakukan yaitu dengan memompakan 2.5 bbl diesel , diikuti dengan memompakan 82 bbl black magic dibelakangnya, dan 2.5 bbl diesel dibelakang larutan black magic yang didorong dengan 111 bbl lumpur. Kemudian direndam sambil work on Pipe rangkaian (angkatan max = 400 klbs,
33
dam dudukan sampai 75 klbs), dan dilakukan usaha putar rangkaian torsi 20000 klbs, sambil dilakukan sirkulasi (900 GPM, SPP 3780-4350 psi). Upaya terakhir ini berhasil melepaskan rangkaian pipa pemboran dari jepitan. BAB IV PEMBAHASAN Pemboran pada sumur X Lapangan Z terletak pada bagian Barat Blok Tuban JOB, Kabupaten Bojonegoro, yang terletak di Desa Ngampel, Kecamatan Kapas, provinsi Jawa Timur. Sumur tersebut merupakan sumur eksploitasi atau pengembangan yang telah dilakukan operasi pemboran untuk sumur ini hingga kedalaman total 9950 ft MD/ 6571 ft TVD. Sumur X merupakan sumur directional (berarah). Pada pemboran sumur ini menembus formasi Lidah Claystone, Tuban Karbonate, Kawengan, Wonocolo dan Ngrayong. Analisa penyebab terjadinya pipa terjepit pada sumur X Lapangan Z menggunakan penggabungan antara indikasi yang ada ketika terjadinya jepitan seperti apa yang telah dibahas pada bab sebelumnya dengan lumpur dan perbedaan tekanan. Hal-hal ini dapat dijadikan bahan untuk menganalisa penyebab terjadinya pipa terjepit pada sumur X lapangan Z. Dari indikasi pipa terjepit yang terjadi pada sumur ini, dapat di analisa terjadinya penyebab terjadinya pipa terjepit tersebut. Analisa dapat dilakukan dengan mengkorelasikan antara teori dengan data aktual yang terjadi di lapangan. Permasalahan pipa yang terjepit pada sumur ini berada pada kedalaman 7444 ft MD/ 5144 ft TVD dengan indikasi yaitu: rangkaian tidak dapat diputar, rangkaian tidak dapat di naikturunkan, torsi naik, dan tekanan dalam string normal. Dari indikasi yang terjadi dalam permasalahan pipa terjepit ini, memiliki dugaan bahwa pipa yang terjepit yaitu jenis differential sticking, yang di akibatkan karena adanya perbedaan tekanan hidrostatik lumpur dengan tekanan formasi. Pada formasi ini sebagian besar berada pada lapisan claystone 80% dan limestone 20%, hal ini dapat dilihat dari data yang terjadi pada kedalaman 7444 ft MD/ 5144 ft TVD. Berdasarkan data dari pore pressure pada sumur X dapat diketahui dari tekanan formasi pada kedalaman terjadinya pipa terjepit tersebut. Pada kedalaman
34
7444 ft MD/ 5144 ft TVD dengan penggunaan bit 12 ¼ yang menembus formasi Wonocolo dan Ngrayong diketahui memiliki tekanan formasi sebesar 3290 psia. Sistem fluida pemboran berupa Synthetic Oil Based Mud (SOBM) yang digunakan pada kedalaman tersebut dengan berat lumpur sebesar 12 ppg, dengan besar pompa di surface sebesar 740 psi. Maka dari itu perhitungan yang telah didapat dalam menentukan tekanan hidrostatiknya sebesar 3949 psi/ Hal ini menyatakan pada trayek ini memiliki perbedaan tekanan yang besar yaitu sebesar 606 psi. Hal ini disebabkan karena penggunaan densitas lumpur yang cukup besar pada trayek ini memberikan dampak terhadap perbedaan tekanan yang cukup besar yang terjadi pada sumur ini dan menyebabkan rangkaian drill string menempel pada dinding formasi. Berdasarkan perhitungan yang telah dilakukan pada sumur X ini, dapat dilihat bahwa permasalahan differntial pipe sticking yang terjadi pada sumur X ini disebabkan oleh penggunaan berat lumpur yang tidak sesuai, sehingga memberikan perbedaan tekanan yang cukup besar. Dari perhitungan yang telah dilakukan maka diketahui bahwa tekanan hidrostatik yang didapat jauh lebih besar dari tekanan formasi. Setelah melakukan analisa penyebab terjadinya pipa terjepit pada sumur X lapangan Z, maka diperlukan solusi yang tepat untuk meminimalisir masalah tersebut dalam pengembangan sumur X. Salah satu cara yang dapat digunakan yaitu dengan menggunakan densitas fluida pemboran yang lebih kecil untuk mengatasi masalah differential pressure. Dalam upaya mendapat densitas yang ideal pada pahat 12 ¼ ” , perlu dilakukan perhitungan tekanan hidrostatik. Dari perhitungan yang telah dilakukan, tekanan hidrostatik dengan menggunakan lumpur 10,4 ppg sebesar 3521 psia, dan perbedaan tekanannya sebesar 231 psi. Semakin besar densitas yang digunakan maka semakin besar juga tekanan hidrostatiknya, sebaliknya, jika densitas semakin kecil maka tekanan hidrostatik semakin kecil. Dengan demikian, perbedaan tekanan juga akan semakin kecil. Tujuan utama dari optimasi penggunaan sifat fisik lumpur ini adalah untuk memberikan kinerja yang baik dalam proses pemboran dan meninimalisir
35
terjadinya problem pemboran khususnya stuck pipe. Keberhasilan pada pemboran dapat dilihat dari pencapaian target sesuai dengan yang direncanakan. Berdasarkan permasalahan yang terjadi, maka direncanakan usaha pelepasan pipa terjepit dengan menggunakan metoda-metoda yang tepat. Metoda pertama yang dilakukan pada upaya pelepasan pipa terjepit pada trayek ini yaitu dengan metoda work on pipe, dilanjutkan dengan metoda sirkulasi Hi-Vis dan Low-Vis . Low-Vis berfungsi untuk membuat aliran didalam lubang bor menjadi turbulen, dan diharapkan semua cutting dapat terangkat. Sedangkan Hi-Vis berfungsi untuk membentuk aliran laminer sehingga cutting dari dasar sumur dapat terangkat hingga ke permukaan. Namun, semua upaya ini belum berhasil melepasan rangkaianpipa yang terjepit. Upaya pelepasan pipa terjepit kemudian dilanjutkan dengan menggunakan metoda spotting fluid atau perendaman fluida dengan menggunakan Black MagicTM , dengan menggunakan metoda ini ada indikasi bahwa rangkaian pipa telah berhasil terlepas. Setelah semua proses perendaman fluida selesai, maka dilakukan POOH atau Pull Out of Hole sampai rangkaian drill pipe terangkat ke permukaan. BAB VI KESIMPULAN Setelah dijelaskan mengenai masalah pipa terjepit pada bab sebelumnya, maka dapat disimpulkan sebagai berikut: 1. Jenis jepitan yang dialami pada sumur X ini diakibatkan karena adanya aliran balik pada saat sirkulasi lumpur. Jenis jepitan yang terjadi yaitu Differential Pipe Sticking. 2. Penyebab terjadinya differential pipe sticking yaitu adanya perbedaan tekanan yang cukup besar antara tekanan hidrostatik lumpur dengan tekanan formasi pada lapisan yang porous dan permeable, perbedaan tekanan yang terjadi yaitu sebesar 606 psia. 3. Perbedaan tekanan sebesar 606 psia disebabkan karena penggunaan lumpur dengan densitas sebesar 12 ppg pada trayek 12 ¼ ”. Sehingga mempengaruhi besarnya tekanan hidrostatik sebesar 3949 psi yang
36
menyebabkan rangkaian drill string khususnya HWDP menempel pada dinding formasi. 4. Pada penggunaan densitas lumpur sebesar 10,4 ppg, dapat meminimalisir terjadinya differential pipe sticking karena perbedaan tekanan hidrostatik lumpur dengan tekanan formasi cukup stabil, dengan perbedaan tekanan sebesar 178 psia. 5. Berdasarkan hasil pembacaan FPIT, letak titik jepit terjadi pada kedalaman 7040 ft MD. 6. Upaya yang dilakukan untuk mengatasi masalah pipa terjepit pada sumur X lapangan Z ini yaitu : work on pipe, sirkulasi Hi-Vis dan Low-Vis, dan menggunakan metoda perendaman pipa dengan fluida Black MagicTM yang berfungsi sebagai pelumas sehingga rangkaian dapat terlepas. DAFTAR PUSTAKA http://abdulrohim-betawi.blogspot.com/2011/04/pipa-terjepit-pipesticking.html/17/05/2015 http://nukirman.blogspot.com/2013/07/hole-problem.html/17/05/2015 https://prezi.com/ktgnkis36r82/copy-of-analisa-permasalahan-pipa-terjepit-danpenanganannya-pada-sumur-x-lapangan-y/17/05/2015 https://prezi.com/4sv-vq3pqg40/penyebab-swelling-clay-dan-prinsip-pengukurandengan-swellin/17/05/2015 http://stefanuschristian121190.blogspot.com/2012/11/lumpurpemboran_1805.html/17/05/2015 http://migaswisnuadik.blogspot.com/2013/01/lumpur-pemboran-fungsi-tipekomposisi.html/17/05/2015
37
http://evanchristian09.blogspot.com/2014/02/bab-i-i-teori-dasar-fluidapemboran.html/17/05/2015 DAFTAR SIMBOL ∆P
: Perbedaan Tekanan
(psi)
MW
: Mud Weight
(ppg)
P
: Tekanan Surface
(psi)
Pf
: Tekanan Formasi
(psi)
Ph
: Tekanan Hidrostatik
(psi)
TVD : True Vertical Depth/Kedalaman
(ft)
