BAB 1

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Well kick adalah salah satu pengetahuan yang harus diketahui oleh

para pekerja dalam operasi pengeboran migas, maupun pengeboran

panas bumi untuk mencegah terjadinya semburan liar (blow out).

Kick adalah salah satu kondisi dimana fluida formasi telah masuk

kedalam lubang sumur pengeboran, yang mana nantinya fluida tersebut

akan mendorong isi lubang yang ada didalam lubang tersebut hingga

kepermungkaan dengan kata lain semburan liar (blow out). Pengendalian

well kick pada opersi pengeboran sangatlah penting sekali, karena

semburan yang tidak dapat dikendalikan akan dapat banyak masalah

besar baik dari Perusahaan dan Negara, seperti biaya yang tinggi, korban

manusia, kerusakan linggkungan,dan berkurangnya cadangan yang sagat

berpotensial khususnya dibawah perut bumi.

Blow out dapat dicegah dengan jalan mencegah terjadinya kick,

sedangkan kick dapat dicegah oleh factor manusia yang berkerja

pengeboran dengan jalan memperkecil atau menghilangkan terjadinya

kick.

Apabila kick masih terjadi, dia akan meberikan tanda-tanda, apabila

dilihat dari gejala-gejala kick tersebut masih belum dapat berkurang, maka

sumur tersebut harus secepat mungkin ditutup, setelah ditutup lalu

lakukan langkah-langkah dalam mematikan sumur tersebut.

1.2 Tujuan Penulisan.

Adapun dalam tujuan penulisan kolokium II (Tugas Akhir) ini

adalah:

1. Memberikan gambaran dan penjelasan bahwa pentingnya

well control dalam operasi pengeboran, guna mencegah

terjadinya well kick dan bahkan blow out.

2. Memberikan penjelasan pentingnya dasar-dasar mekanisme

pencegahan well kick yang meliputi dari karakteristik lumpur

pengeboran, sebab-sebab terjadinya well kick serta

mekanisme pencegahan well kick dengan mengunakan

metode driller.

3. Merupakan salah satu syarat untuk mendapatkan gelar

sarjana pada Jurusan Teknik Perminyakan Universitas Islam

Riau.

1.3 Batasan Masalah.

Agar penulisan ini tidak menyimpang dan lebih terarah dari sasaran

yang akan diajukan, bahasan masalah yang akan dibahas adalah

‘’Mekanisme pencegahan well kick dengan mengunakan metode driller’'.

1.4 Metode penulisan

Penelitian ini dilakukan dengan mengambil dan mengumpulkan

bahan/ data dari berbagai referensi yang berhubungan dengan masalah

yang dibahas, lalu mendiskusikannya dengan Dosen Pembimbing serta

mencari informasi dari berbagai sumber yang mempunyai pengetahuan

tentang masalah yang berhubungan dengan penelitian tersebut.

1.5 Sistematika penulisan

Sebagai gamabaran umum dalam sistematika penulisan Tugas akhir

yang terdiri dari berbagai bab dan sub bab di antaranya adalah sebagai

berikut:

� Bab I : Membahas tentang latar belakang, tujuan penulisan,

batasan masalah, metode penulisan, dan

sistematika penulisan.

� Bab II : Menjelaskan tentang tinauan umum lapangan

� Bab III : Teori dasar yang terdiri dari Tekanan formasi,

karakteristik lumpur pembooran, dan sebab-sebab

terjadinya kick.

� Bab IV: Mekanisme Pencegahan Well Kick Dengan

Mengunakan Metode Driller. (Juru bor)

� Bab V : Merupakan hasil dari peritunggan data lapangan

� Bab VI : Pembahasan

� Bab VII: Merupakan kesimpulan dari seluruh uraian-uraian

bab-babsebelumnya.

BAB II

TINJAUAN UMUM LAPANGAN

Dalam Bab II ini, perlu penulis menjelaskan bahwa lapangan “kye”

merupakan lapangan yang dimiliki oleh PT. Chevron Pasific Indonesia (CPI)

yang ditenderkan kepada mitra kerja PT. CPI yang dalam hal ini PT. Saripari

Pertiwi Abadi. Dengan demikian berikut ini penulis memberikan penjelasan

secara umum tentang lapangan “kye” tersebut.

2.1 Sejarah PT. Chevron Pacific Indonesia

PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) adalah salah satu perusahaan minyak

asing yang beroperasi di Indonesia yang berada dalam lingkup perusahaan

minyak bumi dan gas alam terkenal di seluruh dunia, yaitu California Texas

Petroleum Corporation (CALTEX) yang merupakan anak perusahaan dari

CHEVRON AND TEXACO (Texas Oil Corporation).

Bermula pada Maret 1924, dilakukan upaya pencarian minyak oleh tim

geologi Chevron Corporation (saat itu bernama Standard Oil Company of

California-SOCAL) yang dipimpin oleh Emerson M.Butterworth di daerah

Sumatera, Jawa Timur, Kalimantan Timur, dan wilayah Papua (sekarang Irian

Jaya). Pada tahun 1930, Pemerintah Hindia Belanda menyetujui permintaan

SOCAL untuk memperoleh hak eksplorasi dengan cara menunjuk SOCAL

sebagai minority partner dari suatu perusahaan yang didirikan oleh pemerintah

Hindia Belanda pada bulan Juni 1930 dengan nama N.V. Nederlandsche Pacific

Petroleum Maatschappij (NPPM) untuk melakukan eksplorasi di Papua.

Tahun 1935, NPPM mendapat tawaran daerah seluas 600.000 hektar di

Sumatera Bagian Tengah yang belum layak dieksplorasi dan dianggap kurang

memberikan harapan. Walaupun bukan daerah yang dikehendaki SOCAL,

namun tawaran tersebut diterima juga. Pada tahun 1936, CHEVRON dan

TEXACO Inc. mendirikan kelompok perusahaan CALTEX. Pemberian kontrak

Caltex di Propinsi Riau dimulai dengan diterimanya tawaran pemerintah Hindia

Belanda tersebut. Setelah eksplorasi Geofisika (Juni 1937), maka dilakukan

pengeboran perdana pada area Kubu I (1938 -April 1939), dan memperoleh

indikasi gas di Rantaubais.

Daerah-daerah migas yang ditemukan adalah :

- Sebanga (Agustus 1940) sebagai sumur perdana

- Rantaubais (November 1940)

- Duri (Maret 1941)

Kemudian pada tanggal 2 April 1941 ditandangani kontrak untuk daerah

Rokan I dengan pemasangan mercubor pertama di Minas-1, dimana pada waktu

itu Indonesia diperintah oleh pendudukan Jepang. Namun pada masa itu terjadi

Perang Dunia II menyebabkan terhentinya seluruh kegiatan eksplorasi minyak

dan meninggalkan peralatan pengeboran seharga US$1 juta. Pada tahun 1944,

dengan memanfaatkan peralatan yang ditinggalkan sebelumnya, bala tentara

Jepang menyelesaikan pengeboran eksplorasi Minas 1 pada lokasi yang

sebelumnya dipilih dan dipersiapkan oleh Caltex. Ini merupakan satu-satunya

sumur Wildcat di Indonesia selama Perang Dunia II dengan kedalaman minyak

2623 ft (787,5 m).

Setelah berakhirnya perang, kegiatan Caltex dilanjutkan dengan

pengembangan lapangan Minas. Pada tanggal 20 April 1952, Menteri

Perekonomian Sumanang, S.H meresmikan selesainya proyek pengembangan

lapangan Minas yang ditandai dengan pengapalan pertama Minas Crude dari

Perawang menuju Pakning, di Selat Malaka, untuk selanjutnya diekspor ke pasar

dunia.

Pada tahun 1957, dimulai Proyek Perluasan I meliputi pengembangan

lapangan Duri, pembangunan jalan raya dan pemasangan pipa saluran minyak

dari Minas melintasi rawa ke Dumai. Proyek ini juga mencakup pembangunan

stasiun-stasiun pengumpul dan stasiun pompa pusat di Duri, serta kompleks

perumahan dan perbengkelan di Duri maupun di Dumai dan diresmikan pada

tanggal 15 Juli 1958 oleh Menteri Perindustrian Ir. F.J. Inkiriwang. Sejak saat itu

produksi Caltex diekspor melalui Dumai. Dalam rangka Proyek Perluasan I ini

diselesaikan juga Jembatan Ponton melintasi Sungai Siak yang menghubungkan

Pekanbaru dengan Rumbai. Dengan adanya Jembatan Siak ini, terwujudlah

jalan lintas pulau yang pertama di Sumatera, merentang sepanjang 500 km dari

Padang ke Dumai.

Usaha menasionalisasi perusahaan minyak asing di Indonesia diatur

dalam UU No.44 Tahun 1960. Berdasrkan UU ini ditetapkan bahwa semua

kegiatan penambangan migas di Indonesia hanya boleh dilakukan oleh

Perusahaan Minyak Negara (Pertamina). Pada tahun 1963, PT Caltex menjadi

badan hukum di Indonesia dan berubah nama menjadi PT. Caltex Pacific

Indonesia. Dengan pemilikan saham masing-masing 50% SOCAL dan TEXACO.

Pada tahun 1970, dimulai Proyek Perluasan II, yaitu pengembangan

lapangan Bangko dan Kotabatak. Dengan berlakunya Undang-Undang No. 44

tahun 1960, wilayah NPPM yang disebut Rokan I Block dan Rokan II Block

(seluas 9.030 km2), dikembalikan kepada Pemerintah Republik Indonesia.

Kegiatan NPPM kemudian dilanjutkan oleh PT Caltex Pacific Indonesia (PT

CPI) yang didirikan pada bulan Februari 1963, dan disahkan pada 5 Agustus

1963 dan diumumkan pada tanggal 23 Agustus 1963.

Pada bulan september 1963, diadakanlah “Perjanjian Karya” yang ditanda

tangani antar perusahaan negara dan perusahaan asing yang termasuk di

dalamnya PT. CPI dan Pertamina. Isi perjanjian tersebut menyatakan bahwa

wilayah PT.CPI adalah wilayah kangaroo seluas 9.030 km2. Pada tahun 1968,

diadakan penambahan luas wilayah yaitu sekitar Minas Tenggara, Libo

Tenggara, Libo Barat, dan Sebanga, sehingga luas wilayah kerja PT. CPI

seluruhnya menjadi 9898 km2.

Kemudian perjanjian karya yang berakhir pada anggal 28 November 1983

diperpanjang menjadi Kontrak Bagi Hasil (Production Sharing Contract) hingga

tanggal 8 Agustus 2001 dengan wilayah kerja seluas 31.700 km2. Dalam kontrak

bagi hasil tersebut antara lain menetapkan bahwa Pertamina adalah pengendali

manajemen operasional dan yang menyetujui program kerja dan anggaran

tahunan. PT. CPI sebagai kontraktor berkewajiban melaksanakan kegiatan

operasional dan menyediakan keahlian teknis, dana investasi serta biaya

operasi. Rasio pembagian untuk kontrak bagi hasil yang disepakati sampai

dengan saat ini adalah sebesar 88% untuk Pertamina dan 12 % untuk PT. CPI

Akhirnya, berkisar pertengahan tahun 2005 dan setelah melewati masa

yang cukup lama dengan tingkat produksi yang cukup tinggi, perusahaan ini

kemudian berubah menjadi PT. Chevron Pasific Indonesia hingga saat ini.

2.2 Wilayah Kerja

Daerah kerja PT CPI yang pertama, seluas hampir 10.000 km2 dikenal

dengan nama Kanggaroo Block terletak di Kabupaten Bengkalis. Selain

mengerjakan daerahnya sendiri CPI juga bertindak sebagai operator bagi

Calasiatic/Chevron dan Topco/Texaco (C&T), perusahaan-perusahaan yang

masing-masing dimiliki Chevron dan Texaco.

Pada bulan September 1963, ditandatangani perjanjian C&T yang

pertama (berdasarkan Perjanjian Karya) untuk jangka waktu 30 tahun, meliputi

empat daerah seluas 12.328 km2, dikenal dengan sebutan Blok A, B, C dan D.

Setelah mendapat tambahan daerah seluas 4.300 km2, maka pada tahun 1968

sebagian blok A, sebagian blok D dan seluruh blok C (32,6 % dari daerah asal)

diserahkan kepada Pemerintah Republik Indonesia. Pengembalian daerah-

daerah berikutnya dilakukan pada tahun 1973 dan 1978 sehingga kini tersisa

8.314 km2 (kira-kira 67,4 % luas asal).

Pada bulan Agustus 1971, C&T menandatangani Perjanjian Coastal

Plains Pekanbaru Block seluas 21.975 km2. Kemudian pada bulan Januari 1975,

menandatangani Perjanjian Mountain Front Kuantan Block seluas 6.865 km2.

Setelah dilakukan pengembalian beberapa bagian daerah kerja secara bertahap,

sekarang Coastal Plain Pekanbaru tinggal 9.996 km2.

MEDAN

PADANG

PALEMBANG

BANDAR LAMPUNG

BANDA ACEH

BENGKULU

300 KMS

N

PEKANBARU

JAMBI

SIBOLGA

BLOCK

9,821 Km2

NIAS

BLOCK

9,834 Km2

C&T PS

MFK BLOCK3,000 Km2

SIAK

BLOCK

4,571 Km2

ROKAN

BLOCK

7,914 Km2

C&T PS

CPP BLOCK

9,996 Km2

Relinquished

Relinquished

Gambar 2.1 Daerah Operasi PT. Chevron Pacific Indonesia

Antara tahun 1979 - 1991, C&T menandatangani lima perjanjian lagi, yaitu:

- Tahun 1979, Perjanjian Patungan (Joint Venture) dengan Pertamina (Jambi

Selatan Blok B) seluas 5.826 km2 sudah dikembalikan seluruhnya tahun

1988.

- Tahun 1981, Kontrak Bagi Hasil (KPS) Singkarak Blok seluas 7.163 km2 di

Sumatera Barat (telah dikembalikan seluruhnya pada Juni 1984).

- Tahun 1981, KPS Langsa Blok seluas 7.080 km2 di Selat Malaka di Lepas

Pantai Sumatera Utara dan Daerah Istimewa Aceh (juga telah dikembalikan

seluruhnya pada Mei 1986).

- Tahun 1991, KPS Nias Blok seluas 16.116 km2.

Perpanjangan Kontrak Karya ke dalam bentuk KPS untuk Siak Blok seluas

8.314 km2 berlaku 20 tahun sejak 28 Nopember 1993.

2.3 Visi, Misi Dan Nilai-nilai

Pada bulan Januari 1992, diadakan sarasehan dengan melibatkan semua

jajaran manajemen PT CPI yang bertujuan mematangkan visi, misi, dan nilai-nilai

yang dirumuskan secara tegas dan tertulis. Visi perusahaan yang dirumuskan PT

Caltex Pacific Indonesia adalah “Diakui sebagai sebuah perusahaan kelas dunia

yang bertekad untuk mencapai tingkat yang sempurna ”. Untuk dapat diakui

sebagai perusahaan kelas dunia, PT CPI melaksanakan apa yang disebut

Continous Quality Improvement (perbaikan kualitas yang berkesinambungan).

Sedangkan misi perusahaan untuk mencapai visi yang telah dicanangkan adalah

“sebagai mitra usaha Pertamina, PT CPI secara efektif akan mencari dan

mengembangkan sumber daya minyak dan gas bumi untuk kesejahteraan

bangsa Indonesia dan kepentingan pemegang saham”.

Enam nilai pokok yang harus dijunjung tinggi segenap pimpinan dan

karyawan PT Chevron Pacific Indonesia adalah :

1. Memenuhi semua perundangan dan peraturan yang berlaku.

2. Menjunjung standar etika yang paling tinggi.

3. Memperlakukan karyawan sebagai sumberdaya yang paling berharga.

4. Memelihara lingkungan yang sehat dan aman bagi karyawan, kontraktor dan

keluarganya.

5. Menjaga kelestarian lingkungan dan mendukung pengembangan masyarakat.

6. Menjadikan peningkatan mutu yang berkesinambungan sebagai falsafah

hidup.

2.4 Struktur Organisasi Perusahaan

PT. Chevron Pacific Indonesia merupakan suatu perusahaan swasta

asing yang merupakan Contractor Productin Sharing (KPS) Pertamina. Sejak

tanggal 11 Maret 1995 PT CPI memberlakukan struktur organisasi baru yakni

dari bentuk departemen menjadi Strategic Bussiness Unit (SBU), sehingga

dalam perusahaan seakan-akan ada perusahaan-perusahaan kecil. Dalam unit

ini setiap anggota diarahkan pada kerjasama tim sebagai suatu kelompok kerja.

Dengan demikian, dalam setiap unit terdapat sumberdaya yang cukup untuk

melakukan bisnis sendiri.

Dengan manajemen sistem SBU ini, otonomi tiap unit menjadi semakin

besar (desentralisasi), sehingga diharapkan efektivitas dan efisiensi perusahaan

dengan semboyan “Our Journey to World Class Company” ini semakin tinggi.

Hal ini sangat perlu mengingat tingkat persaingan dan biaya produksi yang

semakin tinggi, sementara harga minyak dan cadangan minyak bumi semakin

menurun dan sukar dieksploitasi.

Reorganisasi ini dilakukan karena melihat bahwa situasi dunia modern

yang semakin kompetitif dan bersifat globalisasi. PT CPI ingin tetap hidup dan

berkembang dalam situasi tersebut dan berusaha menjadi perusahaan “Kelas

Dunia”, dan untuk memperkokoh posisinya, PT CPI melakukan langkah besar

yaitu dengan proses peningkatan mutu yang berkesinambungan sebagai cara

hidup berbisnis. Konsep dasar proses ini adalah secara aktif mendorong semua

pegawai untuk menyumbangkan saran dan tenaga untuk memperbaiki proses

dan prosedur, meningkatkan mutu barang dan jasa hingga akhirnya

meningkatkan cara berbisnis PT CPI.

Organisasi PT CPI sebelum SBU adalah bersifat fungsional, dimana

perusahaan membentuk beberapa departemen dengan fungsi yang berbeda dan

kesemuanya terpisah satu sama yang lain. Ini menghasilkan suatu keahlian

teknis yang tinggi namun proses kerja menjadi panjang dan rumit serta

kerjasama tim antar departemen menjadi lemah.

Pengorganisasian SBU menggabungkan proses pengembangan dan

pengelolaan ladang minyak menjadi satu unit, sedangkan organisasi pendukung

proses tersebut menjadi satu unit yang lain. Konsep SBU ini adalah organisasi

digerakkan oleh proses dan dirancang untuk meningkatkan semangat kerjasama

tim. PT CPI membagi organisasi perusahaannya dalam 7 SBU, yaitu:

- SBU Duri (Duri SBU), merupakan penghasil minyak terbesar PT CPI, yang

memiliki sistem injeksi uap terbesar di dunia. Wilayah operasinya meliputi

lapangan minyak Duri dan Kulim.

- SBU Minas (Minas SBU), merupakan daerah lapangan minyak Caltex dengan

kadar belerang sangat rendah (light oil) dan dikenal dengan Minas Crude.

Minyak jenis ini sangat digemari negara-negara industri yang mengimpor

Sumatran Light Crude. Wilayah operasinya meliputi lapangan Minas.

- SBU Bekasap (Bekasap SBU-yang mengelola ladang bagian Utara), dengan

wilayah operasi meliputi area Petani, Bekasap, Bangko dan Balam.

- SBU Rumbai (Rumbai SBU-yang mengelola ladang bagian Selatan), dengan

wilayah operasi meliputi area Petapahan, Zamrud, Libo dan Pedada.

- SBU Eksplorasi dan Pendukung Teknologi (Exploration and Technical

Support SBU) merupakan SBU pendukung yang bertanggung jawab terhadap

ekplorasi di bagian tengah dan lepas pantai barat Sumatera, operasi

pengeboran, kontrak-kontrak jasa berskala besar, pengembangan teknologi.

- SBU Pendukung Operasi (Support Operation SBU) bertanggung jawab atas

transportasi dan pengisian minyak, pembangkit tenaga listrik, operasi

perbaikan, dan jasa-jasa transportasi angkutan darat dan laut.

- SBU Urusan Umum (bertanggung jawab atas pengadaan barang seperti

perijinan bea dan cukai, pergudangan, pengadaan barang-barang umum,

pembelian berkala tahunan, pengamanan, jasa perjalanan udara dan

kesehatan).

Dengan sistem SBU ini, sistem manajemennya memiliki tingkat-tingkat

tertentu dengan tiap SBU dipimpin oleh seorang Vice President yang dibantu

oleh beberapa manajer. Manajer dibantu beberapa tim manajer dan dibawah tim

manajer terdapat beberapa orang tim leader. Dengan sistem ini garis skalar dan

rantai komando menjadi semakin pendek, pengawasan dan penilaian semakin

objektif dan efektivitas otonomi relatif tinggi dan mudah dijalankan dibanding

sistem “Line and Staff” yang konvensional.

Di bawah ini ada beberapa pemikiran mengenai reorganisasi yang

dikemukakan oleh Presiden dan Ketua Dewan Direksi PT CPI, Baihaki H. Hakim.

Salah satu faktor pemicu untuk melakukan reorganisasi adalah Continuous

Quality Improvement (CQI) yang dicanangkan di Bandung pada tahun 1992,

dimana setelah pelaksanaan CQI sampai dengan akhir 1993 dirasakan bahwa

struktur fungsional CPI yang ada kurang sesuai dengan sasaran yang akan

dicapai dalam hal proses perbaikan mutu. Dalam suatu Quality Control (Gugus

Kendali Mutu) kerjasama yang baik secara tim merupakan proses yang baik

dalam meningkatkan efisiensi. Selain itu PT CPI sudah melakukan “Business

Process Review” yang diharapkan memberikan jalan keluar atau breakthrough

terobosan dan improvements dalam jangka panjang. Maka untuk itu SBU

merupakan bentuk yang cocok.

Faktor lainnya adalah telah dilaksanakannya SBU di dua perusahaan

induk PT CPI, Chevron dan Texaco, dimana di perusahaan tersebut

pelaksanaan SBU sudah baik dan konsepnya sudah beredar dikalangan pakar

manajemen dan perusahaan lain. Faktor selanjutnya yang mempengaruhi

terlaksananya SBU adalah bahwa PT CPI sudah melakukan antisipasi jauh ke

depan terhadap situasi objektif seperti arus globalisasi, kompetisi yang makin

kuat dan tajam, serta sektor industri minyak yang secara internasional semakin

sulit, sehingga ini semua memaksa terjadinya tingkat efisiensi yang lebih tinggi

untuk mendapatkan kinerja yang lebih baik.

2.5 Kegiatan Operasi

2.5.1 Eksplorasi

Setelah hak eksplorasi diperoleh NPPM pada tahun 1935, maka

dilaksanakan kegiatan seismik secara intensif di Riau, dimulai dengan daerah-

daerah sepanjang aliran Sungai Rokan. Berdasarkan penyelidikan geologik pada

tahun 1936 dan 1937, semakin diyakini bahwa cadangan minyak yang potensial

terdapat di wilayah yang lebih ke Selatan. Sehingga, atas permintaan Caltex,

daerah kerjanya diubah sehingga berbentuk seperti sekarang, yaitu bentuk

seekor kangguru menghadap ke barat.

Pekerjaan eksplorasi yang pertama mencakup penelitian geologik beserta

pengeboran sumur, dan penelitian seismik. Penelitian seismik yang dilakukan

tahun 1937-1941 dengan cara pengeboran pada lokasi-lokasi yang terpencar-

pencar dengan kedalaman seluruhnya 26.208 feet (7.862,4 meter).

Pada tahun 1938, dimulai pengeboran eksplorasi di Kubu, namun tidak

terdapat indikasi adanya minyak. Tahun 1938 -1944, sembilan sumur eksplorasi

berhasil diselesaikan dengan temuan di tiga tempat, yakni gas di Sebanga, serta

minyak di Duri dan Minas. Temuan gas di Sebanga merupakan tonggak sejarah

terpenting bagi eksplorasi perminyakan di bagian tengah pulau Sumatera,

sehingga meningkatkan kegiatan eksplorasi di wilayah yang baru ini.

Setelah Perang Dunia II, PT CPI melanjutkan program eksplorasinya

disamping mengembangkan temuannya di Minas. Enam sumur pengembangan

berhasil diselesaikan pada waktu itu.

Penelitian geologik dan pemetaan-pemetaan dimulai di seluruh daerah

kerja pada tahun 1951, disusul dengan pengeboran eksplorasi dan penelitian

geofisik pada tahun 1955. Pada tahun 1968 PT CPI memanfaatkan helikopter

untuk mendukung kegiatan pengeboran seismik dan eksplorasi, yang berhasil

mengurangi secara drastis hambatan yang dihadapi dalam penyediaan suplai

angkutan tenaga kerja untuk penelitian geofisik.

Sumur-sumur eksplorasi yang dibor sejak tahun 1968 menghasilkan

banyak temuan baru. Sampai tahun 1990, pengeboran eksplorsi telah

menghasilkan 119 temuan (minyak atau gas). Temuan utama yang terjadi sejak

tahun 1989 adalah Lapangan Rintis dan Jingga di daerah KPS Mountain Front-

Kuantan yang menjadi daerah-daerah produksi baru sekaligus meningkatkan

kegiatan eksplorasi di daerah sekitarnya. Hingga kini, PT CPI telah memiliki lebih

dari 70.000 km2 data seismik, 56.000 km2 diantaranya dari Daerah Riau Daratan.

2.5.2 Produksi

Setelah 17 tahun berproduksi, pada tanggal 4 Mei 1969 lapangan

Minas mencapai jumlah produksi akumulatif satu miliar barrel yang pertama, dan

menjadi lapangan raksasa pertama di Asia di sebelah Timur Iran dan ke-22 di

dunia. Hingga akhir tahun 1990, produksi akumulatif Lapangan Minas telah

melebihi tiga miliar barrel. Minas Crude Oil digemari oleh negara-negara industri

karena kadar belerangnya yang sangat rendah. Sampai tahun 1990, PT CPI

telah mengebor 3.660 sumur, 3.094 sumur diantaranya dibor sejak tahun 1966.

PT CPI dewasa ini menggunakan mercu bor yang dapat diangkut dengan

helikopter maupun yang dapat diangkut dengan kendaraan darat untuk

pengeboran-pengeboran eksplorasi dan pengembangan. Setiap tahun dapat

diselesaikan kira-kira 215 hingga 525 sumur eksplorasi dan pengembangan.

Hingga akhir tahun 1990 ini jumlah produksi PT CPI sejak tahun 1952 mencapai

lebih dari tujuh miliar barrel, berasal dari 3.237 sumur yang tersebar di 96

lapangan.

Program penyuntikan air (Water Flooding) di Lapangan Minas dimulai

tahun 1970. Air yang tersedot waktu pemompaan minyak disuntikan kembali

kedalam tanah sebanyak tiga juta barrel sehari. Proyek injeksi air lainnya

dilaksanakan di Lapangan Kotabatak sejak tahun 1974 dengan penyuntikan rata-

rata 32.000 barrel sehari. Sementara itu terus dikembangkan pula metode

peningkatan perolehan minyak yang dikenal sebagai Enchanced Oil Recovery

(EOR) untuk menambah cadangan minyak serta memperbaiki faktor perolehan,

selain juga untuk menahan merosotnya laju produksi lapangan-lapangan yang

menua.

Menyusul keberhasilan proyek perintis di Lapangan Duri, pada tahun 1981

dimulai penerapan penyuntikan uap panas di seluruh Lapangan Duri.

Penyuntikan uap di area 1 kira-kira seluas 1157 hektar sejak April 1985, di area

2 seluas 247 hektar sejak 1986, di area 3 seluas 1457 hektar pada tahun 1987

dan pembangunan sarana produksi saat ini sedang berlangsung di area 4 (1140

hektar). Pada tanggal 3 Maret 1990 diresmikan Proyak Injeksi- Uap (Steam

Injection) Duri, yang merupakan proyek injeksi uap terbesar di dunia.

DURI

HISTORY STEAM INJECTION PROJECT

Gambar 2.2 : Ladang minyak Duri dan tahun proyek injeksi uap

Gambar 2.3. : Peta lokasi Duri Steam Flood

Tabel 2.1 Luas lokasi steam flood

Area 01 1140 Ha Area 07 1940 Ha

Area 02 253 Ha

Area 08 1278 Ha

Area 03 1469 Ha Area 09 1703 Ha

Area 04 1231 Ha

Area 10 1650 Ha

Area 05 1350 Ha Area 11 2026 Ha

Area 06 1687 Ha Area 12 20072 Ha

2.6 Sarana Penunjang Operasi

Sarana-sarana yang menunjang operasi PT CPI antara lain:

� Pembangkit Tenaga Listrik di Duri, Central Duri, dan Minas (21 generator

turbin gas berkapasitas 390 MW), serta saluran transmisi dan distribusi listrik

sepanjang 1.300 km dengan menggunakan sistem Hotline Maintenance yang

memungkinkan dilakukannya perbaikan pada saluran-saluran listrik tegangan

tinggi tanpa memutuskan aliran listrik.

� Empat buah dermaga khusus di Dumai (dua diantaranya mampu melayani

kapal-kapal tangki berbobot mati 150.000 ton). Kompleks tangki

penyimpanan dengan kapasitas 5,8 juta barrel. Dua jalur pipa saluran

masing-masing berdiameter 90 cm dan 75 cm pada jalur-jalur Minas-Dumai

dan Bangko-Dumai.

� Saluran Microwave UHF yang menghubungkan ke empat Distrik, serta suatu

sistem telepon dan komunikasi radio HF/VHF/UHF untuk seluruh kegiatan

lapangan. Pemanfaatan empat saluran Sistem Komunikasi Satelit Domestik

Palapa untuk hubungan dengan kantor di Jakarta. Layanan teleks dan

elektronik mail antara Dumai-Rumbai-Jakarta dengan kedua perusahaan

pemegang saham dan perusahaan-perusahaan afiliasi di seluruh dunia

melalui Satelit Palapa dan Intelsat.

� Pada akhir tahun 1968, PT CPI memasang unit pengolah data elektronik

yang pertama, berupa komputer IBM 360 Model 30 dengan core capacity 64

Kbytes, untuk memenuhi tuntutan tersedianya sarana informasi yang akurat

dan cepat, serta adanya sistem pengendalian yang efektif dalam segala segi.

Dumai Remote Entry Shipping System (DRESS) merupakan On-Line

Teleprocessing yang pertama diterapkan PT CPI untuk mengelola pengisian

dan pemompaan tangki penyimpanan dan mengatur kapal tangki di Dumai,

serta menyusun, membuat dan menghasilkan dokumen teleprocessing untuk

Crude Movement, Storage & Shipping.

2.7 Maintenance Support Service

Maintenance Support Services (MSS) memegang peranan penting dalam

kelancaran kegiatan produksi yang dilakukan PT Chevron Pacific Indonesia,

dimana MSS mempunyai tugas untuk menangani masalah perbaikan peralatan

operasi dan membuat peralatan operasi. MSS bertanggung jawab dalam

pemasangan dan pengujian peralatan operasi baru dan menentukan kelayakan

dari peralatan tersebut.

MSS berada dibawah Support Operation Division SBU berfungsi sebagai

penunjang kegiatan operasional SBU-SBU seperti Duri, Minas, Bekasap dan

Rumbai. MSS dikepalai oleh seorang manager yang menkoordinasikan 6 team

manager diantaranya adalah North Maintenance Support, berfungsi sebagai

penunjang perawatan peralatan pada daerah operasional PT. CPI bagian utara

yaitu Duri District. General Fabrication merupakan bagian dari North

Maintenance Support. Sebelum sistem SBU, General Fabrication dikenal dengan

machine dan welding shop yang dikepalai oleh seorang senior supervisor.

General Fabrication dipimpin oleh seorang team leader. Team leader ini

mengkoordinasi team leader masing – masing seksi yang terdiri dari :

� Welding Fabricartion

� Machining Fabrication

� Sleeving Job and Tank Repair

� Rig Structure and Steam boiler Repair

� Hot Tap and Cold Cut

Pembuatan konstruksi atau perbaikan peralatan yang memerlukan proses

welding dan machining dilakukan pada General Fabrication, diantaranya

¸Machining Job, Repair Tank and Gas Facilities, Pipa Sleeve, Rig and Hoist

Accecories, Drilling Tool, Steam Boiler, PG&T Component, Heavy Equipment

part, Engine Block , Automotive part, Pump Casing, Machinery part dan masih

banyak lagi yang lainnya.

MSS merupakan divisi yang sangat penting perannya dalam operasi

produksi di PT. Chevron Pacific Indonesia. Seluruh perbaikan dan perawatan

fasilitas penunjang produksi dilakukan di MSS baik berupa main facilities

maupun support facilities. MSS ini dikepalai oleh seorang manajer yang

membawahi empat team manager yang diantarnya yaitu :

� Team manager Automotive & Construction Equipment

� Team manager Sub-Surface Equipment

� Team manager Production Equipment & Facilitiy

� Team manager Business Support

Selain membawahi empat bidang team manager, MSS inipun terdiri dari tiga

bidang koordinator yaitu :

• Coordinator Administration

• Coordinator Savety Health & Environment

• Coordinator Quality Improvement

Divisi MSS ini ada di setiap SBU yang terdapat di PT Chevron Pacific

Indonesia, namun sebagai pusat MSS terbesar berada di SBU Duri. Dari setiap

team manager akan membawahi beberapa sub-team yang langsung

mengerjakan proses perbaikan dan perawatan sesuai dengan spesifikasi

bidangnya masing-masing.

Pada dasarnya seluruh Sub-Departemen yang ada pada MSS ini memiliki

suatu tujuan yang sama dimana dalam melakukan aktivitas kegiatannya selalu

mengutamakan hasil kerja yang memiliki suatu standar tertentu dan hasil yang

berkualitas tinggi. Hal ini dilakukan dengan cara menekan biaya-biaya serendah-

rendahnya dengan melakukan:

� Pengembangan tim yang memiliki kinerja yang tinggi dengan merangsang

karyawan untuk lebih Produktif dan Inovatif.

� Mengoptimalkan fasilitas yang dimiliki dan jasa yang dihasilkan. Selain itu

harapan yang diharapkan dari dari pemakai jasa MSS adalah :

a. Terpenuhinya ketersediaan unit berdasarkan jumlah yang diinginkan.

b. Tercapai unit dengan kualitas yang tinggi dan siap pakai setelah reparasi

dalam kondisi ulang.

c. Meningkatkan efisiensi dan efektifitas anggaran dana.

d. Menyediakan dukungan teknis dengan mengadakan analisis kegagalan

secara aktif dan membantu dalam mengatasi permasalahan yang dialami

konsumen, lebih fleksibel dalam penyediaan jasa.

e. Menyediakan laporan aktivitas yang cepat, akurat, lengkap, dan tepat

waktu, lebih proaktif.

f. Efektif dan cepat tanggap dalam berkomunikasi dan keterlibatan dalam

tim antara departemen.

g. Dapat menyesuaikan dengan perkembangan teknologi.

h. Terpenuhinya ketersediaan unit berdasarkan jumlah yang diinginkan.

i. Tercapai unit dengan kualitas yang tinggi dan siap pakai setelah reparasi

dalam kondisi ulang.

j. Meningkatkan efisiensi dan efektifitas anggaran dana.

k. Menyediakan dukungan teknis dengan mengadakan analisis kegagalan

secara aktif dan membantu dalam mengatasi permasalahan yang dialami

konsumen.

l. Lebih fleksibel dalam penyediaan jasa.

m. Menyediakan laporan aktivitas yang cepat, akuarat, lengkap, dan tepat

waktu.

n. Lebih proaktif, efektif dan cepat tanggap dalam berkomunikasi dan

keterlibatan dalam tim antardepartemen.

o. Dapat menyesuaikan dengan perkembangan teknologi.

2.8 Facility Operation dan Maintenance Team

FOMT merupakan salah satu bagian dari unit operasi yang berada di

Departemen Produksi, bersama-sama dengan production operation team ,well

work team and asset manangement team yang mempunyai tugas untuk

memfasilitasi operasi-operasi yang ada di fields, mengoperasikan Treat and Ship

(T&S) di setiap CGS dan generate and Distribute (D&D) untuk keperluan steam

station dan maintenance keperluan T&S dan G&D.

FOMT sebagai suatu team yang dipimpin oleh seorang team leader

berkebangsaan Kanada, Robert Dobrik J.A. Dalam melaksanakan pekerjaannya

agar efisien, FOMT dibagi menjadi 5 tim yang terdiri dari Threat & Ship (T&S)

yang menangani masalah yang terjadi CGS (1,3,4,5 dan 10), Generate &

Distribute (G&D) bertugas menangani permasalahan Steam Station,

maintenance dan bertugas melayani T&S dan G&D dimana team ini terdiri dari

bagian Mechanical, electrical dan instrument, Administration Support dan

Operation Engineering Supprort (OES).

Operation Engineering Supprort dibagi lagi menjadi bagian OES dan G&D yang

bertugas memeberikan support kepada G&D dalam menangani masalah steam

station, OES dan T&S memeberikan supprort kepada T&S, OES production dan

OES Support System, yang masing-masing group dipimpin oleh seorang lead

engineer.

BAB III

3.1 Tekanan

Tekanan adalah suatu gejala alam yang terjadi pada setiap benda

permungkaan bumi yang merupakan besarnya gaya yang berkerja dalam setiap

satuan luas, secara epiris dapat ditulis dengan:

A

FP = (3.1)

Dimana : P = Tekanan, psi

F = Gataya yang berkerja pada daerah luas, N

A = Luas permungkaan yang enerima gaya, 2m

Sedangkan tekanan hidrostatik adalah tekanan yang disebabkan oleh

fluida yang berkerja diatasnya, secara empiris dapat ditulis

DPh ××= γ052,0 (3.2)

Dimana : Ph = Tekanan hidrostatik, psi.

γ = Berat jenis lumpur, ppg.

D = Kedalaman, ft.

Berat jenis lumpur dibuat agar dapat memberikan tekanan hidrostatik sedikit

lebih besar dari tekanan formasi, agar tidak terjadi kick. Tekanan hidrostatik

dibuat lebih besar sedikit dari tekanan formasi.

3.1.1 Tekanan Normal

Tekanan normal adalah besar tekanan yang diberikan oleh cairan yang

berisikan ronga-ronga formasi secara hidrostatik, untuk untuk kedalaman normal

sama dengan tekanan cairan yang ada didalam formasi hingga kepermungkaan.

3.1.2 Tekanan Abnormal

Tekanan abnormal adalah dimana tekanan formasi yang besar pada

gradient tekanan ini disebabkan oleh kompeksi batuan yang berada diatasnya,

hingga sedemikian rupa sehingga air yang keluar dari lempeng tidak langsung

keluar menghilang akan tetapi tetap berada pada batuan semula.

Sumber penyebab ini bias dilihat dari proses geologi karena adanya uot

crop dari lapisan pasir pada ketinggian yang lebih tinggi dari sruktur reservoir,

dimana berhubungan langsung dengan aktifitas tektonik (adanya intruksi granit

atau kubah garam). Apabila dilihat dari segi kompeksi, tekanan overburden

cukup membuat terkompresinya volume dari batuan sendimen, dimana bias

dilihat pada gambar 3.1

Gambar 3.1

Karena cairan berada didalam maka akan menuju kedaerah yang poros

dan permeable, sedangkan cairan diatas tidak disrtai dengan dengan

mengalirnya cairan tersebut, maka cairan tersebut menerima tekanan

overburden sehingga cairan tersebut terkompeksi, oleh karena itulah cairan

tersebut menyimpan energi yang sangat tinggi. Dan penyeblainya mungkin

diakibatkan oleh patahan yang terangkat hingga kepermungkaan pada gambar

3.2 dan 3.3 dimana iya mempunyai kedalaman yang sama D1, akibat terjadinya

patahan terangkat samapai kedalam D2.

Gambaran 3.2 Formasi Normal

Gambaran 3.3 Formasi Abnormal karena patahan

3.1.3 Tekanan Subnormal

Tekanan subnormal adalah tekanan dibawah dari tekanan normal,

dimana iya mempunyai tekanan dibawah tekanan 0,433 psi, dimana disebut

dengan formasi yang lemah. Keadaan ini sangatlah sulit daam melakukan

melakukan pengeboran. Akan tetapi bias diatasi dengan campuan penyumbat

(loss circulation material) atau cemen (cemen plug).

3.1.4 Tekanan Rekah

Tekanan rekah adalah tekanan hidrostatik maksimum yang dapat

ditahan tahan tampa menyebabkan terjadinya pecah-pecah, besarnya tekanan

dipengaruhi oleh tekanan overburden dengan kondisi dari kekuatan batuan,

untuk mengetahui gradient tekanan rekah sangat berguna saat meneliti kekuatan

dasar selubung (casing). Sedangkan gradient tekanan rekah tidak diketahui

maka akan dapat kesulitan dalam penyemenan. Selain dari hasil log, gradient

tekanan dapat diketahui dengan memakai prinsip “leak off test” yaitu denahgan

memberikan tekanan sedikit-demi sedikit hingga sedemikianrupa sampai terlihat

tanda mulai pecah-pecah, yaitu dengan menaikan tekanan sedikit-demi sedikit

kemudian tiba-tiba turun.

3.1.5 Tekanan Overburdent

Tekanan overburden adalah besarnya tekanan yang diberikan oleh berat

yang diakibatkan oleh berat seluruh beban yang berada diatas suatu kedalaman

disetiap satuan luas

Dimana

P = berat initial batua + berat cairan (3.3)

Luas

Gradien tekanan overburdent menyatakan overburden dalam setiap

satuan kedalaman luas

D

PobGob = (3.4)

Dimana :

Gob = Gradien tekanan overburden, psi/ft

Pob = Tekanan Overburdent, psi

D = Kedalaman, ft

Besarnya gradient tekanan yang normal biasanya 1 psi/ft, yaitu diambil

dengan mengangap berat jenis batuan rata-rata 2,3 dikalikan dengan gradient

tekanan air 0,433, psi/ft. didapat 1 psi/ft.

3.2 Karakteristik lumpur pemboran

Dalam bab ini menjelaskan tentang pandangan umum terhadap lumpur

pemboran yang digunakan sebagai berikut:

� Fungsi lumpur pemboran

� Koponen lumpur pemboran

� Sifat-sifat lumpur pemboran

3.2.1 Fungsi lumpur pemboran

� Mengangkat cutting dari dasar lubang kepermungkaan

� Menahan dinding lubang agar jangan runtuh

� Melumasi dan mendinginkan bit

� Mengontrol tekanan formasi

� Menahan cutting dan material pemberat selama sirkulasi berhenti

agar jangan runtuh

� Sebagai media dari informasi

� Sebagai tenaga penggerak

� Sebagai media informasi logging

3.2.1.1 Mengangkat cutting dari dasar lubang kepermungkaan

Pemboran menghasilkan lubang dari serpih bor (cutting). Cutting

diangat segera mugkin dari dasar lubang, dengan jalan

mensirkulasikan lumpur dari tangki lumpur kelubang sumur, hingga ke

kembali ke tangki lumpur, cutting terangkat bersamaan dengan

jalannya sirkulasi lumpur hingga kepermungkaan, lumpur disaring oleh

shale shaker dan cutting dibuang. gambar sirkulasi lumpur dari

permukaan ke lubang bor, dan aliran dari dasar lubang membawa

cutting kepermukaan dapat dilihar pada gambar 3.4

Gambar 3.4 Pengangkatan cutting dari dasar lubang kepermungkaan

3.2.1.2 Menahan dinding lubang agar jangan runtuh

Selama proses pemboraan berlangsung dihindari agar dinding

lubang jangan sampai runtuh, apabila dinding lubang runtuh maka

rangkaian pemboran akan terjepit, ini merupakan problema dalam

dunia pemboran. lumpur membentuk lapisan padatan pada dinding

lubang, serta memberikan tekanan kedinding lubang agar lubang

tersebut untuk sementara tidak runtuh.

2.2.1.1 Melumasi dan mendinginkan bit

Bit yang selalu bersetuhan degan formasi, dimana pada saat

proses pemboran bit akan cepat haus. Dengan adanya sirkulasi

lumpur bit akan terdinginkan. Dimana lumpur merupakan sebagai

pelumas, sehingga putran dari rangkaian pemboran akan berjalan

lebih baik.

2.2.1.2 Mengontrol tekanan formasi

Formasi yang ditembus mempunyai tekanan, adakalanya tekanan

formasi tinggi,dan adakalanya tekanan formasi rendah, dan sedang.

Bila tekanan formasi tinggi lumpur harus dapat melawan tekanan

tersebut, sehingga lumpur dapat menahan aliran fluida formasi, kalau

tidak maka akan terjadinya blow out. Sebaliknya apabila tekanan

formasi rendah maka lumpur harus dikurangi pula agar formasi tidak

pecah. Tekanan lumpur menahan formasi dapat dilihat pada gamabar

3.5

Gambar 3.5 Lumpur menahan tekanan formasi

2.2.1.3 Menahan cutting dan material pemberat selama sirkulasi berhenti

agar jangan runtuh

Disaat menahan dril l pipe atau saat mencabut rangkaian sirkulasi

dari lumpur dihentikan. Cutting yang berada di perjalanan menuju di

anulus menuju permungkaan juga akan berhenti. Disaat ini, lumpur

harus juga dapat menahan cutting tersebut, agar jangan runtuh atau

turun kedasar lubang, sebab jika turun, maka akan menjepit rangkaian

pemboran. Gamabar 2.6 dimana lumpur dalam keadaan suspensi

didalam lumpur diwaktu tidak adanya sirkulasi.

Gambar 3.6 Lumpur menahan cutting

3.2.1.6 Sebagai media dari informasi

Bila terjadi kick dimana fluida formasi masuk kedalam lubang

sumur, maka akan dapat diketahui segera dengan naik nya

permungkaan lumpur kedalam tangki. Disini lumpur bertindak sebagai

media informasi. lumpur sebagai media informasi dapat dilihat pada

gambar 3.7

Gambar 3.7 Lumpur sebagai media inforasi

3.2.1.7 Sebagai tenaga penggerak

Dimana disaat melakukan pemboran berarah, digunakan suatu

alat yang disebut dengan Dyna Drill . Rangkaian disini memang tidak

berputar, hanya bitlah yang berputar. Tenaga untuk merputar berasal

dari lumpur.

2.2.1.1 Sebagai media informasi logging

Dalam memperkirakan karakeristik formasi sering mengunakan

logging listrik. lumpur disini berfungsi sebagai penghantar aliran listrik

dari peralatan logging yang diturunkan kedalam lubang sumur formasi

yang diselidiki. Dengan demikian lumpur dapat dikatakan sebagai

media logging. logging yang di maksud disini adalah electro logging.

lumpur yang dimaksud dengan bahan dari air, bukan bahan dasar

minyak. Karena minyak tidak dapat menghantar l istrik. Gambar 3.8

menunjukan lumpur sebagai media logging listrik

Gambar 3.8 Lumpur sebagai media informasi logging

2.2.2 Komponen lumpur pemboran

Lumpur pemboran terdiri dari tiga komponen, antara lain:

� Zat cair

� Zat padat

� Zat kimia

Ketiga kompnen ini tercampur sedemikian rupa sehingga didalam Lumpur

sesuai dengan formasi yang akan ditembus.

3.2,2.1 Zat cair lumpur bor

Zat cair lumpur bor merupakan fasa dasar dari lumpur, yang mana

merupakan air atau minyak. Bila bahan dasar lumpr adalah air maka lumpur

disebut dengan water base mud, air yang digunakan bias berupa air tawar atau

air asin. Lumpur yang digunakan berupa bahan dasar air tawar disebut dengan

fres water mud, dan bahan dasar air asin disebut dengan salt water mud.

Sedangkan fase cair yang berupa bahan dasar minyak disebut dengan oil base

mud dimana kadar air tidak boleh besar dari 5%. Apa bila lebih dari itu maka

sifat lumpur tidak stabil. Oleh karena itu lumpu yang mengunakan oil base mud

maka digunakan tangki lumpu yang tertutup, agar jika hujan ataupun embun

dimalam hari tidak mempengaruhi kestabilan dari sifat lumpur.

Oil base mud digunakan apabila water base mud tidak sanggup lagi

menghadapi problem yang ada. Sebagai contoh pada saat menghadapi formasi

yang sangat sensitive terhadap air misalnya formasi shale, formasi shale runtuh

terus setelah dirawat oleh zat-zat kimia, maka lumpur diganti dengan oil base

mud, karena minyak tidak bias dihisap oeh shale. Lumpur oil base mud sangat

mahal harganya, justru itu oil base mud digunakan pada saat memaksa.

Sedangkan kekurangan dalam penggunaan lumpur ini adalah dia dah terbakar,

maka dari itu minyak yang digunakan adalah minyk yang telah diolah (refned oil).

3.2.2.2 Zat padat lumpur bor

Zat padat lumpur bor ada 2 macam yaitu:

� Reaktive solid

� Inert solid

3.2.22.1 Reaktive solid

Reaktive solid adalah merupakan padatan yang bereaktive solid,

padatan ini membut lumpur kental atau membentuk koloid, sebagai contoh

dalam kehidupan sehari-hari sebagai reaktif solid adalah susu, susu

biladicampur dengan air maka akan berbentuk koloid. Didalam lumpur yang

bertindak dalam reactive kolid adalah bentonite yang bercampur dengan air

yang nantinya akan berbentuk koloid. Bila bahan dasarnya air laut maka reactive

solid iyalah attapulgite, dan attapulgite dapat bereaksi dengan air asin maupun

air tawar.

2.2.1.1.1 Inert solid

Inert solid merupakan padatan yang tidak dapat bereaksi dengan zat

cair lumpur bor. Didalam kehidupan sehari-hari bila pasir diaduk dengan air

kemudian didiamkan lalu dilihat beberapa menit, maka setelah kita liat beberapa

kemudian pasir tersebut tidak dapat bercampur dengan air, akan tetapi pasir

tersebut turu kebawah. Disini pasir disebut sebagai inert solid. Disini inert solid

berfungsi sebagai penambah berat atau berat jenis lumpur, yang bertujuan untuk

menahan tekanandari formasi.

3.2.3.1 Zat kimia

Zat kimia lumpur bor berfungsi seagai mengontrol sifat-sifat lumpur

bor. Atau dengan kata lain, tidak menimbulkan problem pada saat proses

pemboran berlangsung. Salah satu contoh dalam menurunkan viscositas, karena

viscositas yang keluar terlalu tinggi maka viscositas ditambah dengan spersene

agar viscositas nya turun.

3.2.3 Sifat-sifat lumpur bor

Sifat lumpur bor diatur sedemikian rupa sehingga dia tidak menimbulkan

problem padasaat pengeboran berlangsung. Apabila terjadi perubahan dalam

sifat lumpur maka dilakukan perbaikan-perbaikan seseramungkin.

Sifat–sifat lumpur bor terdiri dari:

� Berat jenis

� Viscositas

� Gelstrength

� Yeild point

� Filtration loss

� pH lumpur

� Sand content

2.2.1.1 Berat jenis

Berat jenis lumpur adalah berat lumpu dibagi dengan volume lumpur,

secara sisematik ditulis

Vm

GmBJm = (3.5)

Dimana:

BJm = Berat jenis lumpur, ppg

Vm = Volume lumpur,

Gm = Berat jenis lumpur,

Berat jenis lumpur sangat berpengaruh dalam mengontrol formasi, sebab

dengan memakai berat jenis lumpur maka berat jenis lumpur akan naik pula. Hal

ini dilakukan dengan formasi yang tinggi. Seperi contohnya barite digunakan

untuk menaikan berat jenis lumpurpemboran. Selain barite digunakan juga

seperti:

o Galena

o Ilminite

o Ottawa sand

Umumnya berat jenis lumpur dinyataka dalam specific grafiti (SG).

Specific grafiti juga dinyatakan dalam persamaan berikut:

BJw

BJmSG = (3.6)

Dimana:

SG = Specific grafiti, tampa satuan

BJm = Berat jenis lumpur pemboran, ppg

BJw = Berat jenis air, biasanya 8.33 ppg, /1.0 gr/cc, /62,4 lb/cuft

Dalam pembuatan berat jenis lumpur selalu dibuat berat jenis lumpur

memberikan tekanan hidrostatis lebih besar dari tekanan formasi yang akan

ditembus, agar terhindar dari timbulnya gejala-gejala kick, hubungan berat jenis

lumpu dengan tekanan hidrostatik adalah:

DPh ××= γ052,0 (2.7)

Dimana:

Ph = Tekanan hidrostatik, psi

γ = Densitas lumpu bor, ppg

D = Kedalaman, ft

Dalam merencanakan lumpur bor diperkirakan terlebih dahulu tekanan

formasi yang akan ditembus, tekanan formasi dinyatakan sebagai berikut:

DGFPf ×= (2.8)

Dimana: Pf = Tekanan formasi, psi

Gf = Gradien tekanan formasi, psi/ft

D = Kedalaman, ft

Untuk gradien tekanan formasi antara 0.433 psi/ft samapi dengan 0,465

psi/ft. apabila tekanan formasi lebih dari 0,465 formasi tersebut dikatakan

abnormal, sedangkan apabla kurang dari 0,433 psi/ft formasi tersebut dikatakan

subnormal.

2.2.1.2 Viscositas

Secara fisik viscositas merupakan tahanan terhadap aliran lumpur yang

sedang bersirkulasi, yang mana tahanan ini disebabkan oleh pergeseran antara

partikel-partikel dari lumpur bor, dimana viscositas lumpur memegang peran

dalam pengangkatan serbuk pemboran kepermungkaan. Makin kental lumpur

maka pengangkatan kating lebih baik. Kalau lumpur kurang kental maka

pengangkatan cutting kurang sempurna, dan nantinya cutting akan tertinggal

dibawah lubang, dan dapat menyebabkan terjepitnya rangkaian pemboran, dan

bila mana lumpur pemboran tidak kental maka akan bertambah problem dalam

pemboran dimana pasir sukar untu dilepaskan sehingga pasir ikut bersirkulasi

kedalam lubang bor. Hal ini menyebabkan berat jenis lumpur mudah naik, maka

tekanan akan naik, bila tekanan dari lumpur melebihi tekanan rekah formasi

maka akan berakibatkan formasi akan pecah, seingga terjadi kehilangan lumpur

atau loss sirkulasi.

2.2.1.3 Gelstrength.

Pada saat lumpur bersirkulasi yang berperan adalah viscositas,

sedangkan pada saat berhenti yang berperan disitu adalah gelstrength. Lumpur

akan menjadi gel pada saat tidak adanya sirkulasi.hal ini disebabkan gaya tarik

menarik antara partikel-partikel padatan lumpur yang mengagar, ini lah yang

disebut dengan gelstrength. Diwaktu lumpur berhenti bersirkulasi, lumpur harus

dapat menjadi gelstrength yang dapat menahan cutting dan material pemberat

agar jangan runtuh, sehingga padatan tidak dapat menumpuk di annulus,

sehingga mencegah terjadinya pipa terjepit pada rangkaia pemboran. Akan

tetapi bila gelstrength terlalu tinggi maka akan memperlambat proses lumpur

bersrkulasi. Walaupun pompa mempunyai daya yang kuat, karena pompa tidak

dapat memopakan melebihi dari maksimum pompa yang diizinkan karena

apabila melebihi dari itu, maka formasi akan pecah. Misalnya pada saat

penggantian bit dan lumpur mempuyai gelstrength yang tinggi, sehingga tekanan

pada saat memulai sirkulasi pasti tekanan formasi akan besar.

3.2.3.4 Yield point adalah

Yield point adalah bagian reaktansi untuk mengalir oleh gaya tarik-

menarik antar partike yang didispersi dalam fase fluida. gaya tersebut

disebabkan oleh muatan pada permungkaan partikel yang didispensi dalam fase

fluida. Yield point dan gel strength keduanya merupakan gaya tarik-menarik

dalam sistem lumpur. Bedanya gel strength adalah ukuran gaya tarik menarik

dalam keadaan statik, sedangkan yield poin dalam dinamik. Yield point perlu

diketahui karena berpengaruh pada kehilangan tekanan pada saat sirkulasi.

3.2.3.5 Filtration loss

Filtration loss adalah proses keluarnya fase cair lumpur bor dan masuk

kedalam formasi, akibat adanya pengaruh tekanan pompa dan kedalaman

formasi. Fase cair yang keluar disebut dengan mud filtrate, sedangkan padatan

yang dihasilkannya disebut degan mud cake yang menempel pada dinding

formasi. Terjadinya infasi filtrate ini selama proses pemboran terbagi atas dua

yaitu :

� Filtrasi static

Dimana filtrasi yang terjadi sewaktu tidak adanya sirkulasi lumpur

dan rotasi drill string (ini terjadi selama trip atau pengantian mata

bor). Interaksi fluida dari mineral, formasi akan dapat menyebabkan

terjadinya pengembangan clay.

� Filtrasi dinamik

Filtrasi yang terjadi pada waktu sirkulasi lumpur dan rotasi drill string.

Terjadinya filtrasi dinamik tergantung pada jenis lumpur yang digunakan,

baik dari segi tekanan, viscositas, temperatur, serta kecepatan sirkulasi

lumpur

Lumpur bor yang memberikan tekanan filtrasi loss yang besar, maka

akan membentuk mud cake yang lebih tebal dari dinding formasi, kejadian ini

akan menimbulkan tidak baik bagi lubang bor, seperti penurunan permebilitas

dan kesalahan dalam evaluasi logging. Sifat lumpur bor yang diinggini adalah

memberikan filtration loss yang kecil dengan mud cake yang tipis dan kuat.

Dalam hal ini mud cake berfungsi sebagai bantalan antara drill string dan dinding

sumur guna mencegah formasi damage.

2.2.1.1 PH Lumpur bor

pH dipakai untuk tingkat kebasahan dan keasaman dari lumpur bor.

pH dari lumpur yang dipakai berkisar antara 8,5 sampai 12

Menurut ilmu kimia bila:

pH kondisi

< 7 Asam

> 7 basa

= 7 netral

Jadi lumpur yang digunakan dalam suasana basa. Tapi kalau lumpur

bor terlalu asam maka:

� Maka lumpur yang keluar dalam lubang sumur akan halus atau

hancur. Sehingga tidak dapat di tentukan apakah batuan yang

ditembus oleh mata bor. Dengan kata lain sulit untuk

mendapatkan informasi dari cutting’

� Peralatan-peralatan yang oleh lumpur saat sedang bersirkulasi

ataupun tidak akan mudah untuk berkarat.

Kalaupun lumpur bor terlalu basa juga tidak baik, karena akan

menaikan viscositas dan gelsrength dari lumpur.

2.2.1.2 Send content

Send content adalah kadar pasir dalam lumpur bor. Pasir tidak boleh

terlalu banyak dalam lumpur karena pasir bersifat mengikis (abrasive), karena

dapat merusak peralatan-peralatan yang dilalui saat bersirkulasi. Karena pasir

bersifat inert solid maka pasir yang terlalu banyak didalam Lumpur akan

mengakibatkan berat lumpur dari bor akan menjadi tinggi.

2.3 Sebab-sebab terjadinya well kick

Seperti telah disebutkan terlebih dahulu sebelumnya bahwa well kick

adalah peristiwa masuknya fluida formsi kedalam sumur pemboran yang

disebabkan oleh tekanan hidrostatik yang lebih kecil dari tekanan formasi, hal ni

disebabkan:

� Drilling Break

� Berat jens lumpur tidak memadai

� Kurangnya tinggi lumpur.

� Kehilangan sirkulasi.

� Kandungan gas dalam lumpur.

� Swab effect.

3.3.1 Drilling break

Drilling break adalah percepatan pertambahan laju pemboran secara

mendadak, karena menembus lapisan poros dan permeable. Drilling break juga

bias pada formasi yang tinggi. Tekanan tinggi dari formasi ini menyebabkan

cutting (serpih bor) mudah terlepas dan terangkat keatas. Hal ini juga

menyebabkan kenaikan kecepatan laju pemboran. Jadi Drilling break merupakan

salah satu tanda bit memasuki formasi bertekanan abnormal atau bertekanan

tinggi yang dapat menimbilkan terjadinya kick. Perlu diketahui terjadinya drilling

break tidak selalu menandakan terjadinya kick didalam lubang bor, akan tetapi

drilling break dapat juga terjadi pada formasi bergoa-goa atau formasi rekah.

3.3.2 Berat jenis lumpur tidak memadai

Dari besarnya tekanan hidrostatik yang diberikan lumpur kepada formasi

lebih kecil dari tekanan formasi itu sendiri, sehingga sudah tentu ciaran akan

mendesak lumpur yang berada dalam lubang pemboran tersbut, dan sumur akan

mengalami kick.

3.3.3 Kurangnya tinggi lumpur ditangki lumpur

Berkurangnya tinggi lumpur di dalam sumur, akibat keluarnya sebagian

volume dalam pipa bor ketika penggantian bit, sehingga memperkecil tekanan

hidrostatik yang diberikan lumpur keformasi, maka cairan lumpur dalam formasi

akan didesak oleh cairan formasi yang ada didalam sumur tersebut.

3.3.4 Kehilangan sirkulasi

Akibat kehilangan sirkulasi maka berakibat berkurangnya volume lumpur,

dan akhirnya berakibat menguranggi tekanan hidrostatik lumpur itu sendiri

sehingga cairan formasi akan mendesak lumpur dan nantinya akan berakibat

masuknya fluida formasi. Dimana dapat dilihat pada gambar 2.8 A dan 3.8 B

Gambar 3.8 A Saat bit akan menembus formasi yang berongga

Gambaran 3.8 B Bit telah menembus formasi berongga

Pada gambar A terlihat bahwa tinggi kolom lumpur masih dapat

menahan tekanan formasi. Pada kondisi gambar B tekanan formasi sudah lebih

kecil dari tekanan formasi, dan akan berakibat terjadinya kick.

3.3.5 Kandungan gas dalam lumpur

Dalam formasi gas, mengandung gas didalam pori-pori batuanya. Disaat

formasi gas ditembus, ruang yang sudah ditembus semula merupakan batuan

dan gas. Gas ada yang lepas bersamaan dengan cuttings, dan didalam cutting

masih terdapat. Gas yang ada di dalam cuttings kalau masih berada disumur,

berarti belum keluar dari cutting, karena tekanan hidrostatik didalam sumur

masih besar. Disaat cutting masih meninggalkan dasar lubang bor menuju

kepermungkaan, tekanan hidrostatik lumpur akan bekurang, sehingga gas mulai

keluar dari cutting dan gas tersebut akan menyatu dengan gas yang lepas, dan

cepat sekali menurunkan berat jenis lumpur di dalam lubang bor. Kondisi sumur

disaat bit menembus formasi gas dapat dilihat pada gambar 2.9 dan 2.10

Gambar 3.9 Kondisi bit saat akan menembus formsi mengandung gas

Gambar 3.10. Kondisi bit saat menembus formasi yang mengandung gas Bila bit sudah menembus formasi gas, maka berat jenis lumpur akan

berkurang, dan bila berat lumpur yang kurang tadi didak tambah berat jenisnya

maka akan timbul yang nama kick dan bahkan akan terjadi (blow out). hal ini

terjadi pada saat memasuki daerah abnormal, biasanya pahat akan lebih dahulu

menembus daerah shale yang banyak mengandung gelembung-gelembung gas

sehingga bila bercampur dengan lumpur pemboran, akan menurunkan berat

jenisnya

2.2.1 Swab effect

Kick bias terjadi akibat adanya daya isap (swab effect) oleh mata bor

terhadap formasi, karena mata bor atau rangkaian dari pemboran diangkat

terlalu cepat. Hal ini mirip dengan aksi piston pompa yang bergerak menghisap,

umum nya ini disebabkan oleh kekentalan dari lumpur terlalu tinggi.

Apabila penrunan tekanan hidrostatik akibat swab sampai lebih rendah

dari tekanan formasi, maka fluida formasi akan masuk kedalam lubang bor.

Dengan masuknya fluida formasi kedalam lubangbor, maka tekanan hidrostatis

dari lumpur itu akan menurun. Apabila peristiwa ini dibiarkan larut terus-menerus,

volume fluida formasi akan membesar dan penurunan tekanan hidrostatis akan

membesar pula. Akibatnya terjadilah kick. Dimana dapat dilihat pada gambir 3.11

Gambar 3.11

Untuk mencegah swab effect adalah:

- Mencabut rangkaian pemboran jangan terlalu cepat

- Viscositas lumpur jangan terlalu tinggi

- Perbaiki sifat-sifat lumpur, terutama dengan menurunkan atau mengurangi

tebal nya mud cake.

- Usahakan mencabut rangkaian pemboran dengan system kering, dibuat

beberapa takaran dari lumpur yang adala dibagian luar dari pipe bor

(annuls) yang bertujuan agar terjadi perbedaan tekanan dibawah bit, yang

mana tinggi lumpur akan turun, sewaktu pencabutan tidak ada lagi lumpur

yang tertumpah di meja putar. Bagian lumpur yang dibuat lebih berat

disebut dengan “slug”. Tinggi Slug dalam dapat di tentukan dengan

persamaan dibawah.

Tinggi slug (ft) = bbl/ftbor batang dari Kapasitas

bbls Slug nyaBanyak (3.9)

Perlu diinggat bahkan di perhatikan sekali bahwa penyebab terbesar

dalam timbulnya kick pada saat melakukan pemboran minyak dan gas bumi

disebabkan adalah swab effect.

BAB IV

PENCEGAHAN WELL KICK DENGAN

MENGUNAKAN METODE DRILLER

Metode ini disebut juga dengan metode “dua kali sirkulasi” Karena

mempunyai dua kali sirkulasi, sirkulasi pertama dengan mengunakan lumpur

semula yang bertujuan untu mengeluarkan influx (fluida formasi) yang telah

memasuki lubang bor. Dan lumpur kedu mengunakan lumpur pemberat.

Metode ini sangat baik apabila barite tidak banyak/tidak cukup tersedia

di area pengeboran. Sambil menunggu barite, influx (fluida formasi) yang berada

di lubang pemboran dapat dikeluarkan. Selain itu dengan dikeluarkannya influx

tersebut, bararti juga mengurangi kemungkinan terjadinya peningkatan yang

tinggi pada tekanan selubung akibat dari mikgrasi influx kepermungkaan secara

tidak tercontrol

4.1 Sirkulasi pertama

Sirkulasi pertama mengunakan lumpur lama (original mud), untuk

mengeluarkan original mud dari dalam lubang bor kepermungkaan, dengan

jalan:

1. Lakukan line up, jalankan pompa dan pompakan original mud.

2. Catat tekanan casing mula-mula.

3. Kecepatan pompa dinaikan secara bertahap, sampai slow pamp rate atau

kill rate speed.

4. Harga slow pamp rate (kill rate speed), tekanan casing harus dijaga

konstan. Karena penurunan didasar lubang, dan akan menyebabkan

penurunan didasar lubang, dan akan menyebabkan influx bertambah.

(Scondary Kick). Bila terjadi kenaikan dicasing langkah yang harus

dilakukan adalah dengan jalan membuka choke, dan turunkan tekanan

casing sampai keharaga semula. Namun bila terjadi penurunan, langkah

yang harus dilakukan tutup choke, dan naik kan tekanan casing sampai

kembai keharga semula. Lihat gambar 4.1

Gamabar 4.1 Kondisi lumpur mulai keluar dari annulus

5. Setelah sroke pemompaaan mencapai kill rate speed, Sroke counter

dikembalikan keangka nol, dan perhatian ditunjukan kepada Drillpipe

pressure. tekanan drill pipe dijaga konstan samapi sirkuasi pertama

selesai. Bila tejadi penurunan tekanan di drillpipe, langkah yang dilakukan

tutup choke, naikan tekanan casing hingga mencapai tekanan semula.

Lihat gamabar 4.2

Gambar 4.2 Diamana penurunan tekanan pada drillpipe kembali pada harga semula

Kalau kenaikan choke, tekanan yang langsung berubah adalah tekanan

casing. Tekanan drillpipe akan berubah setelah beberapa detik

berikutnya secara otomatis sebesar perubahan tekanan casing yang

berubah. Reaksi yang terbaca pada tekanan drillpipe butuh waktu,

dimana perubahan tekanan casing akan berjalan kedasar lubang

dahulu, baru naik kepermungkaan sampai drillpipe. Hal ini mengingat

hubungan antara bagian dalam rangkaian pemboran dengan annulus

adalah seperti hubungan pipa U. Bila menutup choke dimana mata kita

hanya memperhatikan drillpipe, maka tekanan casing akan mengalami

kenaikan yang besar. Hal ini akan memecahkan formasi.

Misalkan terjadinya kenikan tekanan drillpipe 100 psi, langkah yang

harus dilakukan adalah

→ Buka choke,

→ Turunkan tekanan casing 100 psi,

→ Tunggu sebentar, dan nanti tekanan drillpipe akan turun pada

tekanan semula.

Sebaliknya pun begitu, apabila terjadi penurunan tekanan casing 100

psi, maka langkah yang dilakukan adalah

→ Tutup choke,

→ Naikan tekanan casing 100 psi,

Tunggu tunggu sebentar, dan tekanan drillpipe akan naik pada tekanan

semula.

6. Original mud akan mendorong influx kepermungkaan, maka akan terjadi

kenaikan tekanan casing, maka dari itu agar tidak terjadi pecah formasi

tekanan casing harus slalu dijaga konstan. Dimana gambaran original

mud mendorong influx kepermungkaan, dapat dilihat pada gambar 4.3

Gambar 4.3 Dimana Original mud mendorong influx kepermungkaan

7. Tekanan casing mencapai maksimum di saat puncak influx tiba di

permungkaan. gambaran puncak influx tiba dipermungkaan dapat dilihat

pada gambar 4.4

Gambar 4.4 Puncak influx tiba di permungkaan

Bila influx sudah keluar kepermugkaan, tekanan casing mulai menurun

dapat dilihat pada gamabar 4.5

Gamabar 4.5 Tekanan casing mulai menurun disaat iflux mulai keluar

Disaat stroke pemompaan yang terbaca pada sroke counter menunjukan

harga total sroke, diharapkan original mud sudah sampai dipermungkaan

dan influx sudah sudah keluar semuanya. Setelah influx sudah keluar

semuanya tekanan casing akan sama dengan tekanan drillpipe. Hal ini di

karenakan berat lumpur udah sama dengan berat jenis di dalam annulus.

Lihat gambar 4.6

Gambar 4.6 Menunjukan influx sudah keluar ke permungkaan

Kalau tekanan casing belum sama dengan tekanan drillpipe berarti influx

belum keluar semuanya dari dalam lubang.

Untuk melihat apakah original mud sudah samapi kembali kepermugkaan

dapat dilakukan dengan memeriksa berat jenis lumpur yang keluar.

Kalau tekanan casing sudah sama dengan tekanan drilpipe, tutup choke

dan jalankan pompa. Tekanan drillpipe sama dengan tekanan casing.

Untuk sirkulasi pertama selesai.

4.2 Sirkulasi kedua

menggunakan lumpur untuk mematikan kick (kill mud). tujuan nya

adalah dengan mengantikan original mud dengan kill mud agar original mud

benar-benar kembali keperngkaan. Yang bertujuan agar influx yang mungkin

tersisa didalam lubang pemboran benar-benar terangkat.

Langkah-langkah sirkulasi kedua adalah sebagai berikut :

1. Jalankan pompa, dan buat kill rate speed, pertahankan tekanan casing.

Kembalikan

angka sroke counter ke angka nol.

2. Pertahankan tekanan casing selama kill mud berjalan kepermungkaan

sampai kill mud sampai di bit. Lihat gamabar 4.7

Gambar 4.7 Kill mud dalam perjalanan dari permungkaan menuju ke bit

Kill mud mud tiba di bit kalau sroke counter menunjukan harga surface

to bit sroke. Lihat gamabar 4.8

Gambar 4.8 Kill mud saapai menuju bit

3. Saat kill mud keluar dari bit dan mengisi annulus dijaga konstan.

Sedangkan tekanan casing mulai turun, karena lumpur dengan berat

jenis yang lebih besar mulai memasuki annulus. Lihat gambar 4.9

4. Setelah stroke counter menunjukan harga total sroke, perhatikan

tekanan casing apakah sudah sama dengan tekanan drillpipe.

Gambar 4.9 Menunjukan kill mud berjalan dari bit menuju ke permungkaan

5. Bila tekanan casing sudah sama dengan tekanan drillpipe, berarti kick

sudah mati. Maka tutup choke dan matikan pompa. Lihat gambar 4.10

Dimana 4.10 kick sudah mati

Apabila Cp dan Dp sama sama nol berarti kick sudah tidak sisa sisa kick

yang tadinya berada disumur tidak ada lagi, dan boleh dilanjutkan

pengeboran kembali

BAB V

PERHITUNGAN DALAM MENGENDALIKAN WELL KICK

Metoda ini biasanya disebut dengan metoda dua kali sirkulasi lumpur.

Sirkulasi pertama bertujuan untuk mengeluarkan fluida kick yang ada di dalam

lubang. Sirkulasi ini menggunakan lumpur lama atau original mud weight (OMW).

Sedangkan sirkulasi kedua bertujuan untuk memasukkan lumpur berat (kill mud

weight, KMW) kedalam lubang untuk mengimbangi tekanan formasi yang

menimbulkan kick sekaligus mematikannya.

Selama sirkulasi pertama dilakukan, tekanan di drillpipe dijaga constant

sebesar ICP. Sedangkan tekanan di kepala casing akan naik sampai suatu

harga tekanan tertentu, dan puncaknya disaat kick mulai mencapai permukaan.

Setelah fluida kick keluar, tekanan di kepala casing akan turun dan akan

mencapai SIDP bila fluida kick sudah keluar seluruhnya. Lalu lakukan sirkulasi

kedua

Sirkulasi kedua dilakukan setelah semua fluida influx keluar dari dalam

lubang dengan melakukan sirkulasi lumpur dengan tekanan pompa sebesar ICP.

Selama proses ini tekanan di drillpipe akan turun dari ICP sampai FCP. FCP

dicapai setelah lumpur berat tiba di bit. Setelah lumpur berat keluar dari bit, maka

tekanan drillpipe harus dijaga konstat seharga FCP sampai lumpur berat tiba di

permukaan. Dan nantinya tekanan di kepala casing dijaga konstan, lumpur berat

dipompakan sampai lumpur berat tiba di bit, dan Cp harus dijaga konstan.

Apabila Cp dan Dp sama sama nol, berarti kick sudah tidak sisa-sisa kick yang

tadinya berada disumur tidak ada lagi, boleh dilanjutkan pengeboran kembali

5.1 Data yang dibutuhkan

Ada pun data-data yang dibutuhkan dalam perhitungan mematikan kick

dengan mengunakan Metode Driller adalah sebagai berikut :

� Data Awal senelum terjadinya kick.

� Data Recod setelah terjadinya kick.

5.1Data awal sebelum terjadinya kick

5.1.1 Original Mud Weight (OMW)

5.1.2 Kill Rate Pressure (KRP)

5.1.3 Pomp # 1

5.1.4 Pomp # 2

5.1.5 Pomp Output # 1 (PO)

5.1.6 Pomp Output # 2 (PO)

5.1.7 Drill Pipe Capacity (DPC)

5.1.8 Anulus Capacity (AnC)

5.1.9 True Vertical Depth (TVD)

5.1.10 Measure Depth (MD)

5.1.11 Casing Shoe TVD

5.1.12 Casing Shoe MD

5.1.13 Leack of Test Pressure (Lod MW)

5.1.14 Survace Test Pressure Yield (Burst)

5.1.15 Casing Internal Yield (burst)

5.1.16 BOP Stack Rating

5.1.1 Original Mud Weight (OMW)

Original Mud Weight (OMW) adalah berat jenis lumpur yang dipakai

sebelum terjadi well kick

5.1.2 Kill Rate Pressure (KRP)

Kill rate pressure adalah pressure loss pada system sirkulasi saan lumpur

dipompakan dengan slow pump rate.

Secara umum, harga KRP dihitung dengan melakukan percobaan setiap

terjadi perubahan harga berat jenis lumpur, perubahan lapisan yang ditembus

dan pergantian Crew Rig. Percobaan yang dilakukan adalah dengan

menjalankan pompa lumpur sebesar SPR dan mencatat tekanan sirkulasi nya

sebagai KRP.

5.1.3 Pompa# 1

Dengan mensirkulasikan original mud dengan mengunakan pomp#1

diaman pompa pertama memberikan tenaga untuk mendorong lumpur baik itu

lumpu original mud maupun Kill mud.

5.1.4 Pomp# 2

Dengan mengunakan lumpur original mud ataupun kill mud, pompa#2

berpunsi sebagai cadangan , jika satu waktu terjadinya kerusakan pada

pompa#1 maka dapat digunakan pompa#2

5.1.5 Pomp Output # 1

Pump output adalah volume lumpur yang dipompakan per stroke untuk

menentukan jumlah stroke dari permukaan sampai ke bit dan kembali

kepermukaan.

5.1.6 Pomp Output # 2 (PO)

Pump output adalah volume lumpur yang dipompakan per stroke untuk

menentukan jumlah stroke dari permukaan sampai ke bit dan kembali

kepermukaan. Akantetapi pomp output #2 ini dugunakan apabila ada kerusakan

pada pomp #1 maka pomp output #2 lah sebagai pengganti nya..

5.1.7 Drill Pipe Capacity (DPC)

Merupakan kapasitas per feet untuk menentukan jumlah volume per

masing-masing feet dari drill pipe

.

5.1.8 Anulus Capacity (AnC)

Merupakan kapasitas per feet untuk menentukan jumlah volume dari

annulus casing.

5.1.9 True Vertical Depth (TVD)

True Vertical Depth adalah kedalaman dari tegak lurus formasi yang

ditembus

5.1.10 Measure Depth (MD)

Kedalaman formasi yang ditembus hingga kepermungkaan

5.1.11 Casing Shoe TVD

Letak dari sepatu casing dari tiap-tiap kedalaman Sebenarnya.

5.1.13 Leack of Test Pressure (Lod MW)

Leack of test adalah Suatu test pecah formasi untuk memperkirakan

tekanan dan berat jenis lumpur maxsimum yang digunakan.

5.1.14 Survace Test Pressure Yield (Burst)

Memprediksikan besarnya kekuatan penyemenan yangdilakukan

dipermungkaan.

5.1.15 Casing Internal Yield (burst)

Kekuatan tekanan yang diraskan didalam casing

5.1.16 BOP Stack Rating

Karakteristik dari BOP yang digunakan, dengan berdasarkan dari dari

kedalaman yang mempengaruhi besarnya tekanan formasi yang dapat ditahan

oleh Peralatan semburan liar (BOP).

5.2 Data yang didapat pada saat terjadinya kick

5.2.1 Shut in Drill Pipe Pressure (SIDP)

5.2.2 Shut in Casing Pressure (SICP)

5.2.3 Pit Volume Increase (Pit Gain)

5.2.1 Shut in Drill Pipe Pressure (SIDP)

Shut in drill pipe pressure (SIDP) adalah tekanan bagian dalam rangkaian

yang terbaca dipermukaan saat sumur ditutup. Harganya ditunjukkan oleh

parameter yang terdapat di kaki stand pipe. SIDP diperlukan untuk menentukan :

- Tekanan formasi yang menimbulkan kick

- Berat jenis lumpur untuk mematikan kick

- Tekanan awal sirkulasi saat mematikan kick

5.2.2 Shut in Casing Pressure (SIDP)

Shut in casing pressure (SICP) adalah tekanan di kepala casing saat

sumur ditutup. Data ini diperlukan untuk :

- Pengontrolan tekanan disaat mematikan kick

- Menentukan berat jenis fluida kick

5.2.3 Pit Volume Increase (Pit Gain)

Pertamabahan volume yang terdapat di tanggki lumpur

5.3 Hasil Calculasi dalam mengendalikan kick

5.3.1 Kill Mud Weight (KMW)

5.3.2 Initial Circulating Pressure (ICP)

5.3.3 Final Circulating Pressure (FCP)

5.3.4 Surface to Bit Stroke (SBT)

5.3.5 Bit to Surface Stroke (BTS)

5.3.6 Total Stroke for One Circulating (TSOC)

5.3.7 Maximum Allowable MW (Max.AMW)

5.3.2 Kill Mud Weight (KMW)

Kill Mud Weight merupakan berat jenis lumpur yang digunakan untuk

mematikan well kick yang dihitung sesuai dengan tekanan hidrostatik lumpur .

Ph = 0,052 x KMW x TVD (5.1)

Dimana :

Ph = Tekanan hidrostatik lumpur, psi

KMW = Berat jenis lumpur untuk mematikan kick, ppg

TVD = True Vertical Depth, D

5.3.2 Initial Circulating Pressure (ICP)

Tekanan awal untuk mensirkulasikan kill mud yang bertujuan Untuk

menghitung besarnya ICP dengan menggunakan persamaan sebagai berikut :

ICP = SIDP = KRP (5.2)

Dimana :

ICP : Initial Circulating Pressure

SIDP : Shut In Drillpipe Pressure

KRP : Kill Rate Pressure

5.3.3 Final Circulating Pressure (FCP)

Final Circulating Pressure (FCP) adalah tekanan akhir dari sirkulasi

lumpur berat saat mematikan kick. Final Circulating Pressure dihitung dengan

menggunakan persamaan sebagai berikut :

FCP = KRP x OMW

KMW (5.2)

Dimana :

FCP : Final Circulating Pressure

KMW : Kill Mud Weight

OMW :Original Mud Meight

Dalam mematikan kick, tekanan awal sirkulasi lumpur berat adalah

sebesar ICP. Sedangkan tekanan sirkulasi saat lumpur berat mencapai bit

adalah sebesar FCP. Tekanan FCP ini harus dipertahankan (constant) mulai

lumpur berat keluar dari bit sampai lumpur berat kembali mencapai permukaan.

Untuk mempertahankan tekanan tersebut adalah dengan mengatur choke di

permukaan agar tekanan dalam lubang tetap constant.

Hubungan tekanan sirkulasi awal dan tekanan sirkulasi akhir dengan

waktu pemompaan saat mematikan kick dapat dilihat pada gambar berikut :

Gambar 5.1 Hubungan Initial Circulating Pressure dengan Surface to Bit

5.3.4 Surface to Bit Stroke (SBT)

Surface to Bit Stroke (SBS) adalah jumlah stroke pemompaan yang

diperlukan oleh lumpur berat mulai dari permukaan sampai ke bit. SBS dapat

dihitung dengan menggunakan persamaan sebagai berikut :

SBS = POP

VolDCVolDP + (5.3)

Dimana :

SBS : Surface to Bit Stroke

VolDP : Volume Drillpipe

VolDC : Volume Drillcollar

POP : Pump Out Put 5.3.5 Bit to Surface Stroke (BTS) Bit to Surface Stroke (BSS) adalah jumlah stroke pemompaan yang

diperlukan oleh lumpur berat mulai dari bit sampai kepermukaan. BSS dapat

dihitung dengan menggunakan persamaan sebagai berikut :

BSS = POP

VolAnnDCVolAnnDP +

Dimana :

BSS : Bit to Surface Stroke

POP : Pump Out Put

VolAnnDP : Volume Annulus Drillpipe

VolAnnDC : Volume Annulus Drillcollar

5.3.6 Total Stroke Circulating (TSC)

Dimana total dari lumpur yang disirkulasikan dalam mematikan sumur

yang mengalami kick.

Data lapangan pada sumur KYE 01

Original Mud waight (OMW) : 9 ppg.

Kill Rate Pressure (KRP) : 150 psi.

Pomp # 1 : 60 spm.

Pomp # 2 : -

Pomp Output 1 (PO) : 0,06189 bbl/stroke.

Pompa Output 2 (PO) : -

Anulus Capacity (AnC) : 0,0591 bbl/ft.

Drill Pipe Capacity (DPC) : 0,0613 bbl/ft.

True Vertical Depth (TVD) : 800 ft.

Measure Depth (MD) : 800 ft.

Casing Shoe TVD : 600 ft

Casing Shoe MD : 600 ft

Leak-off Test Mud Waight (Lot MW) : 9 psi.

Surface Test Pressure (Surface TP) : 100 psi

Casing Internal Yield (Burst) : 150 psi.

BOP Stack Rating : 3000 psi.

Shut in Drill Pipe Pressure(SIDP) : 100 psi.

Shut in Casing Pressure (SICP) : 150 psi

Pit Volume Increase (Pit Gain) : 5 bbl.

Tentukan:

o Kill Mud Waight (KMW).

o Initial Casing Pressure (ICP).

o Final Casing Pressure (FCP).

o Surface To Bit Stroke (STBS).

o Bit To Surface Sroke (BTSS).

o Total Sroke Circulation.

Penyelesaian

Kill Mud Waight (KMW) = SIDP ÷ TVD ÷ 0,052 + OMW

= 150 psi÷ 800 ft ÷ 0,052 + 9 ppg

= 12,61 ppg.

Initial Circulating Pressure ( ICP) = KRP + SIDP

= 200 psi + 150 psi

= 350 psi.

Final Circulating Pressure (FCP) = KRP x KMW ÷ OMW

= 200 psi x 12,61 ppg ÷ 9 ppg

= 280,2 psi

Surface To Bit Stroke (STBS) = DPC x ( MD ) ÷ PO

= 0,0613 bbl/ft x 800 ft ÷ 0,06189 bbl/strk

= 792,4 srk .

Bit To Surface Stroke (BTSS) = AnC x ( MD ) + PO

= 0,0591 bbl/ft x 800 ft ÷ 0,06189 bbl/strk

= 763,94 strk

Total Stroke Circuation = STBS + BTSS

= 792,4 strk + 763,94 stroke

= 1556,3 strk.

Data lapangan pada sumur KYE 02

Original Mud waight (OMW) : 9 ppg.

Kill Rate Pressure (KRP) : 200 psi.

Pomp # 1 : 60 spm.

Pomp # 2 : -

Pomp Output 1 (PO) : 0,04189 bbl/stroke.

Pompa Output 2 (PO) : -

Anulus Capacity (AnC) : 0,0391 bbl/ft.

Drill Pipe Capacity (DPC) : 0,0413 bbl/ft.

True Vertical Depth (TVD) : 700 ft.

Measure Depth (MD) : 700 ft.

Casing Shoe TVD : 300 ft

Casing Shoe MD : 300 ft

Leak-off Test Mud Waight (Lot MW) : 9 psi.

Surface Test Pressure (Surface TP) : 100 psi

Casing Internal Yield (Burst) : 150 psi.

BOP Stack Rating : 3000 psi.

Shut in Drill Pipe Pressure(SIDP) : 100 psi.

Shut in Casing Pressure (SICP) : 150 psi

Pit Volume Increase (Pit Gain) : 5 bbl.

Tentukan:

o Kill Mud Waight (KMW).

o Initial Casing Pressure (ICP).

o Final Casing Pressure (FCP).

o Surface To Bit Stroke (STBS).

o Bit To Surface Sroke (BTSS).

o Total One Sroke Circulation.

Penyelesaian

Kill Mud Waight (KMW) = SIDP ÷ TVD ÷ 0,052 + OMW

= 90 psi÷ 700 ft ÷ 0,052 + 9 ppg

= 11,47 ppg.

Initial Circulating Pressure ( ICP) = KRP + SIDP

= 150 psi + 90 psi

= 240 psi.

Final Circulating Pressure (FCP) = KRP x KMW ÷ OMW

= 150 psi x 11,47 ppg ÷ 9 ppg

= 191.,2 psi

Surface To Bit Stroke (STBS) = DPC x ( MD ) ÷ PO

= 0,0413 bbl/ft x 700 ft ÷ 0,04189 bbl/strk

= 690,1 srk

Bit To Surface Stroke (BTSS) = AnC x ( MD ) + PO

= 0,0391 bbl/ft x 700 ft ÷ 0,06189 bbl/strk

= 442,24 strk

Total Stroke Circuation = STBS + BTSS

= 690,1strk + 442,24 stroke

= 1132,3 strk.

BAB VI

PEMBAHASAN

Adapun dalam bab pembahasan ini, penulis menganalisa tentang

pencegahan dari well kick dengan mengunakan metode driller. Dimana fluida

formasi telah masuk kedalam lubang bor, apabila tidak ditanggulagi dengan

sesegera mungkin, maka akan terjadi semburan yang hebat yaitu biasanya

disebut dengan istilah dalam pengeboran migas adalah blow out (semburan liar)

yang mana apabila telah terjadi blow out sulit untuk ditanggulangi lagi, maka

akan berdamapak buruk, baik itu pada lingkungan setempat, perusahaan dan

Negara, seperti biaya yang tinggi, korban manusia, kerusakan lingkungan, serta

berkurang nya cadangan Negara yang berpotensial khususnya dibawah perut

bumi. Blow out dapat di cegah dengan jalan mencegah terjadinya kick,

sedangkan kick dapat dicegah oleh factor manusia yang berkerja pada operasi

pengeboran dengan jalan memperkecil kick atau menghilangkan penyebab –

penyebab kick tersebut, berarti sudah mencegah terjadinya kick.

Apabila kick masih terjadi, dia akan memberikan tanda – tanda, dimana kita lihat

dari gejala – gejala kick tersebut masih belum dapat berkurang, maka sumur

tersebut harus secepat mungkin ditutup, setelah di tutup lalu dilakukan langkah –

langkah dalam mematikan sumur.

Pencegahan well kick dengan mengukan metode driller.(metode juru bor).

metode ini biasanya disebut dengan “dua kali sirkulasi” karena mempunyai

carakerja dua kali system sirkulasi. System yang pertama mengunakan lumpur

lama yang bertujuan untuk mengeluarkan influx (fluida formasi), yang telah

masuk kedalam lubang bor. Dan sirkulasi ke dua dengan memakai lumpur

pemberat yang telah dikalkulasikan seberapa banyak dibutuhkan kill mud

(lumpur pemberat) selama proses sirkulasi pertama sesuai dengan kebutuhan

dalam mematikan sumur. Metode ini sangat baik digunakan jika barit (lumpur

pemberat) tidak cukup banyak tersedia di area pemboran, sambil menunggu

barite, influx (fluida formasi) yang telah berada didalam lubang bor bisa

dikeluarkan. Selain itu, dengan dikeluarkannya influx berarti telah mengurangi

kemungkinan terjadinya peningkatan yang tinggi pada tekanan pipa selubung

akibat dari migrasi influx kepermungkaan secara tidak tercontrol.

Sebelum terjadinya influx (fluida formasi), sumur sudah diantisipasi agar fluida

pemboran tidak dapat masuk kedalam sumur pengeboran agar terhindar dari

terbentuknya influx, agar tidak terjadi well kick, akan tetapi well kick tidak bisa di

elakan juga, maka ada beberapa usaha yang dilakuan yaitu:

1. Mencegah terjadinya swab effect.

2. Menambah bearat jenis lumpur.

3. System dua kali circkulation dengan menjaga tekanan saat sedang

melakukan sirkulasi original mud dan kill mud dengan mengunakan metode

driller (metode juru bor).

6.1 Mencegah terjadinya swab effect.

� Mencabut rangkaian pemboran jangan terlalu cepat

� Viscositas lumpur jangan terlalu tinggi

� Perbaiki sifat-sifat lumpur, terutama dengan menurunkan atau

mengurangi tebal nya mud cake.

Usahakan mencabut rangkaian pemboran dengan system kering, dibuat

beberapa takaran dari lumpur lebih berat dari lumpur yang dibagian luar dari pipe

bor (annuls). yang bertujuan agar terjadi perbedaan tekanan dibawah bit, yang

mana tinggi lumpur akan turun, sewaktu pencabutan tidak ada lagi lumpur yang

tertumpah di meja putar. Bagian lumpur yang dibuat lebih berat disebut dengan

“slug”. Tinggi Slug dalam dapat di tentukan dengan persamaan dibawah.

Banyaknya Slug bbls. Tinggi slug (ft) = (6.1) Kapasitas dari batang bor bbl/ft.

Perlu diinggat bahkan di perhatikan sekali bahwa penyebab terbesar

dalam timbulnya kick pada saat melakukan pemboran minyak dan gas bumi

disebabkan adalah swab effect.

6.2 Menambah berat jenis lumpur. (densitas)

6.2.1 Berat jenis (densitas)

Berat jenis lumpur adalah berat lumpur yang dibagi dengan

volume lumpur, secara sistematik ditulis:

Gm BJm = (6.2)

Vm Dimana :

BJm = Berat Jenis Lumpur

Vm = Volume Lumpur

Gm = Berat Lumpur.

Berat jenis lumpur sangat besar pengaruhnya dalam mengontrol formasi.

Sebab dengan menaikan berat jenis lumpur bor maka tekanan lumpur akan naik

pula. Hal ini dilakukan dengan formasi yang tinggi. Seperti contohnya, barite

diperlukan untuk menaikan berat jenis lumpur pemboran. Selain barite digunakan

juga seperti:

� Galena.

� Ilmenite.

� Ottawa sand.

Umumnya dalam dunia pemboran, berat jenis lumpur juga dinyatakan

dalam bentuk Specific Grafiti (SG). Specific Grafiti juga dinyatakan dalam

persamaan sebagai berikut:

BJm SG = (6.3) BJw Dimana:

SG = Spesific gravity, tanpa satuan

BJm = Berat jenis lumpur pemboran, ppg

BJw = barat jenis air, biasanya 8,33 ppg, atau 1,0

gr/cc, atau 62,4 lb/cuft.

Dalam pembutan berat jenis lumpur selalu harus dibuat berat jenis lumpur

memberikan tekanan hidrostatik lumpur yang lebih besar dari tekanan formasi

yang akan ditembus, supaya terhindar dari timbulnya kick, hubungan berat jenis

dengan tekanan hidrostatik adalah:

Ph = 0,052 × γ × D (6.4)

Dimana:

Ph = Tekanan hidrostatik, psi

γ = Densitas lumpur bor, ppg.

D = Kedalaman lubang bor, ft.

Dalam merencanakan lumpur bor diperkirakan terlebih dahulu tekanan

formasi yang akan ditembus. Tekanan formasi dinyatakan sebagai berikut:

DGFPf ×= (6.5)

Dimana:

Pf = Tekanan formasi, Psi

Gf = Gradien tekanan formasi, Psi/ft

D = Kedalaman, ft.

Untuk gradien tekanan formasi antara 0,433 psi/ft samapai dengan 0,465

psi/ft. apabila tekanan formasi lebih dari 0,465 formasi tersebut dikatakan

abnormal, dan apabila kurang dari 0,433psi/ft dikatakan subnormal.

6.1 System dua kali circkulasi.

Dengan menjaga tekanan saat sedang melakukan sirkulasi original mud

dan kill mud dengan mengunakan metode driller (metode juru bor).

6.1.1 Sirkulasi pertama.

Sirkulasi pertama mengunakan lumpur lama (original mud), yang

bertujuan untuk mengeluarkan influx dari dalam lubang bor, dengan jalan:

1. Lakukan line up, jalankan pompa lumpur dan pompa original mud

2. Catat tekanan casing mula-mula.

3. Kecepatan pemompaan dinaikan secara bertahap, sampai mencapai

slow pump rate atau kill rete speed.

4. Harga Slow pump rate (kill rate speed), tekanan casing harus dijaga

konstan. Karena penurunan tekanan casing menyebabkan penurunan

didasar lubang, dan akan menyebabkan influx bertambah (Secondary

kick).

Bila terjadi kenaikan casing, langkah yang perlu dilakukan adalah buka

choke, dan turunkan tekanan casing sampai kembali keharga semula.

Bila terjadi penurunan, langkah yang harus dilakukan adalah dengan

menutup choke, dan naikan tekanan casing sampai kembali keharga

semula. Lihat gambar 6.1

Gambar 6.1 Kondisi lumpur mulai keluar dari annulus. (1)

5. Setelah sroke pemompaaan mencapai kill rate speed, Sroke counter

dikembalikan keangka nol, dan perhatian ditunjukan kepada Drillpipe

pressure. tekanan drill pipe dijaga konstan samapi sirkuasi pertama

selesai. Bila tejadi penurunan tekanan di drillpipe, langkah yang

dilakukan tutup choke, naikan tekanan casing hingga mencapai tekanan

semula. 6.2

Gambar 6.2 Penurunan tekanan pada drillpipe kembali pada harga semula (1)

Kalau kenaikan choke, tekanan yang langsung berubah adalah tekanan

casing. Tekanan drillpipe akan berubah setelah beberapa detik

berikutnya secara otomatis sebesar perubahan tekanan casing yang

berubah. Reaksi yang terbaca pada tekanan drillpipe butuh waktu,

dimana perubahan tekanan casing akan berjalan kedasar lubang

dahulu, baru naik kepermungkaan sampai drillpipe. Hal ini mengingat

hubungan antara bagian dalam rangkaian pemboran dengan annulus

adalah seperti hubungan pipa U. Bila menutup choke dimana mata kita

hanya memperhatikan drillpipe, maka tekanan casing akan mengalami

kenaikan yang besar. Hal ini akan memecahkan formasi.

Misalkan terjadinya kenikan tekanan drillpipe 100 psi, langkah yang

harus dilakukan adalah:

→ Buka choke,

→ Turunkan tekanan casing 100 psi,

→ Tunggu sebentar, dan nanti tekanan drillpipe akan turun pada

tekanan semula.

Sebaliknya pun begitu, apabila terjadi penurunan tekanan casing 100

psi, maka langkah yang dilakukan adalah:

→ Tutup choke,

→ Naikan tekanan casing 100 psi,

Tunggu tunggu sebentar, dan tekanan drillpipe akan naik pada

tekanan semula.

6. Original mud akan mendorong influx kepermungkaan, maka akan terjadi

kenaikan tekanan casing, maka dari itu agar tidak terjadi pecah formasi

tekanan casing harus slalu dijaga konstan. Dimana gambaran original

mud mendorong influx kepermungkaan, dapat dilihat pada gambar 6.3

Gambar 6.3 Original mud mendorong influx kepermungkaan. (1)

7. Tekanan casing mencapai maksimum di saat puncak influx tiba di

permungkaan. gambaran puncak influx tiba dipermungkaan dapat dilihat

pada gambar 6.4

Gambar 6.4 Puncak influx tiba di permungkaan. (1)

Bila influx sudah keluar kepermugkaan, tekanan casing mulai menurun

dapat dilihat pada gamabar 6.5

Gambar 6.5 Tekanan casing mulai menurun disaat iflux mulai keluar. (1)

Disaat stroke pemompaan yang terbaca pada sroke counter

menunjukan harga total sroke, diharapkan original mud sudah sampai

dipermungkaan dan influx sudah keluar semuanya. Setelah influx sudah

keluar semuanya tekanan casing akan sama dengan tekanan drillpipe.

Hal ini di karenakan berat lumpur udah sama dengan berat jenis di

dalam annulus. Lihat gambar 6.6

Gambar 6.6 Menunjukan influx sudah keluar ke permungkaan. (1)

Kalau tekanan casing belum sama dengan tekanan drillpipe berarti influx

belum keluar semuanya dari dalam lubang.

Untuk melihat apakah original mud sudah samapi kembali

kepermugkaan dapat dilakukan dengan memeriksa berat jenis lumpur

yang keluar ditangki lumpur.

Kalau tekanan casing sudah sama dengan tekanan drilpipe, tutup choke

dan jalankan pompa. Tekanan drillpipe sama dengan tekanan casing. Untuk

sirkulasi pertama selesai.

6.2 Sirkulasi kedua

Dalam sirkulasi kedua menggunakan lumpur baru (Kill mud) untuk mematikan

kick. tujuannya adalah dengan mengantikan original mud dengan kill mud agar

original mud benar-benar kembali kepermungkaan, yang mana influx yang

mungkin tersisa di sumur pemboran benar-benar terangkat kepermungkaan,

untuk mencegah terjadinya scendari kick.

6.2.1 Langkah-langkah dalam melakukan sirkulasi kedua adalah :

1. Jalankan pompa, dan buat kill rate speed, pertahankan tekanan

casing.Kembalikan angka sroke counter ke angka nol.

2. Pertahankan tekanan casing selama kill mud berjalan kepermungkaan

sampai kill mud sampai di bit. Lihat gamabar 6.7

Gambar 6.7 Kill mud dalam perjalanan dari permungkaan menuju ke bit. (1)

Kill mud mud tiba di bit kalau sroke counter menunjukan harga surface to

bit sroke. Lihat gamabar 6.8

Gambar 6.8 Kill mud sampai menuju bit. (1)

3. Saat kill mud keluar dari bit dan mengisi anulus, drill pipe presure dijaga

konstan. Sedangkan tekanan casing mulai turun, karena lumpur dengan

berat jenis yang lebih besar mulai memasuki annulus. Lihat gambar 6.9

4. Setelah stroke counter menunjukan harga total sroke, perhatikan

tekanan casing apakah sudah sama dengan tekanan drillpipe.

Gambar 6.9 Menunjukan kill mud berjalan dari bit menuju ke permungkaan (1)

5. Bila tekanan casing sudah sama dengan tekanan drillpipe, berarti kick

sudah mati. Maka tutup choke dan matikan pompa. Lihat gambar 6.10

Gambar 6.10 Dimana kick sudah mati.(1)

Apabila Cp dan Dp sama sama nol berarti kick sudah tidak dan adalagi

sisa-sisa kick, dan boleh dilanjutkan pengeboran kembali.

BAB VII

KESIMPULAN

7.1 Kesimpulan dan Saran

1. Metode Driller ini disebut juga dengan “metode dua kali sirkulasi”, karena

mempunyai cara dua kali sirkulasi. Sirkulasi yang pertama dengan

mengunakan lumpur semula yang bertujuan untuk mengeluarkan influx

(fluida formasi) yang telah masuk kedalam llubang bor. Dan lumpur yang

ke dua dengan memakai lumpur pemberat. Yang bertujuan agar sisa-sisa

influx yang nungkin tersisa di dalam sumur akan benar-benar terangkat ke

permungkaan.

2. Metode ini sangat baik apabila barite tidak cukup banyak tersedia di area

pengeboran. Sambil menunggu barite, influx (fluida formasi) yang berada

didalam lubang bor dapat dikeluarkan. Selain itu, dengan dikeluarkan flida

formasi (influx), berarti juga menguranggi kemungkinan terjadinya

peningkatan yang tinggi pada tekanan pipa selubung akibat dari migrasi

influx kepermungkaan secara tidak terkontrol.

3. Metode ini sering kali digunakan oleh awak pemboran, karena tidak

banyak membutuhkan perhitungan, dan memiliki hasil bagus hinga 90%

dibanding dengan metode-metode lain.

4. Metode ini memerlukan waktu yang lebih lama dalam proses mematikan

sumur yang mengalami kick agar tidak terhindar dari terjadinya blou uot

yang sulit untuk ditanggulangi.

7.2 Saran

1. Penggunaan lumpur baru yang diperoleh dari perhitungan sebagai lumpur

pemberat sebaiknya memperhitungkan gradient rekah formasi untuk

mencegah terjadinya underground blowout.

2. faktor utama terbentuknya fluida formasi adalah pada para perkerja

pengeboran, karena pada saat proses cabut rangkaian pemboran terlalu

cepat yang menyebabkan terjadinya gaya isap terhadap fluida formasi

tersebut (swab effek).

DAFTAR PUSTAKA

1. Badu, Kaswir. 2007. , Well Control Pusat Pendidikan dan Latihan Minyak

dan Gas Bumi. Cepu.

2. Pusdiklat Migas 2008. Training Manual well control, (Pusat Pendidikan

dan Latihan Minyak dan Gas Bumi. Cepu.)

3. Paryadi. 2005. Lumpur Pemboran, Pusat Pendidikan dan Latihan Minyak

dan Gas Bumi. Cepu.

4. Rudi rubiandini, perencanaan pemboran jurusan teknik perminyakan ITB.

5. Treining Basic Well Control PT. Caltex Pacific Indonesia Duri.