analisis kapasitas rig berdasarkan beban maksimum …repository.uir.ac.id/1065/1/analisi kapasitas...

ANALISIS KAPASITAS RIG BERDASARKAN

BEBAN MAKSIMUM DAN SPESIFIKASI MINIMUM RIG

UNTUK PENGEBORAN PADA SUMUR X, Y, Z

DI LAPANGAN BOB

AKMAL SAPUTRA

NPM 133210696

ABSTRAK

Lapangan BOB merupakan ladang minyak yang sudah cukup tua sehingga laju

penurunan produksi pasti terjadi.. Salah satu cara untuk menahan laju penurunan produksi

tersebut adalah dengan dilakukan pengeboran untuk menambah cadangan. BOB akan

melakukan pengeboran tiga sumur yaitu sumur X, Y dan Z. Pengeboran sumur X

dilakukan secara lurus sampai 800 ft, pengeboran sumur Y dilakukan secara lurus sampai

2150 ft dan pengeboran sumur Z dilakukan secara miring atau berarah sampai 2500 ft.

Untuk mendukung kegiatan pengeboran tersebut maka salah satu peralatan yang perlu

dipersiapkan adalah rig.

Rig harus dilakukan pemilihan yang tepat dengan mempertimbangkan aspek operasi,

aspek keselamatan dan analisa ketersediaan pasar. Dalam melakukan pemilihan rig

diperlukan perhitungan kapasitas rig yang terdiri dari kapasitas drawwork, mast dan

substructure . Perhitungan tersebut berdasarkan beban maksimun yang akan ditopang

oleh rig ketika pemboran dilakukan.

Dari hasil perhitungan dengan mempertimbangkan aspek operasi, aspek keselamatan dan

analisa ketersediaan pasar didapat bahwa untuk pengeboran ketiga sumur tersebut

membutuhkah rig tipe truck mounted yang berkapasitas minimum drawwork 550 HP,

kapasitas mast minimal 350.000 lbs dan kapasitas substructure minimal 450.000 lbs.

Kata kunci : rig, truck mounted, drawwork, mast, substructure

KATA PENGANTAR

Puji dan syukur kehadirat Allah SWT atas rahmat dan karunia-Nya sehingga

penulis dapat menyelesaikan tugas akhir ini sebagai salah satu syarat mendapatkan gelar

sarjana teknik pada Program studi Teknik Perminyakan, Fakultas Teknik, Universitas

Islam Riau. Pada kesempatan ini, penulis ingin mengucapkan terima kasih yang sebesar

– besarnya kepada :

1. Kedua orang tua yang telah mendidik dan membesarkan dengan penuh kasih sayang,

serta doanya yang memberikan keberkahan.

2. Istri dan anak-anak tercinta yang telah mendukung dan memberikan semangat dalam

keadaan suka maupun duka.

3. Bapak Romi Hendra, Bapak Meulisa Dinkelana, Bapak Sutisman Puguh, Bapak

Yuyun Fakhrial di BOB yang telah memberikan bimbingan dan ilmu dalam

penyelesaian tugas akhir ini.

4. Bapak dan Ibu di perusahaan BOB PT. Bumi Siak Pusako Pertamina Hulu yang tidak

dapat disebutkan satu persatu.

5. bu Richa Melysa ST. MT selaku Pembimbing I dan Bapak Tomi Erfando ST. MT

selaku pembimbing II yang telah memberikan bimbingan dalam pembuatan tugas

akhir ini.

6. Bapak dan Ibu dosen Teknik Perminyakan Universitas Islam Riau yang telah

mendidik dan memberikan ilmu.

7. Rekan seangkatan tahun 2013 kelas karyawan dan kelas reguler serta semua

mahasiswa Universitas Islam Riau.

8. Semua pihak yang tidak bisa penulis sebutkan satu persatu.

Semoga Allah SWT memberikan balasan pahala atas segala kebaikan. Penulis menyadari

tugas akhir ini jauh dari sempurna, oleh karena itu kritik dan saran sangat diharapkan.

Semoga tugas akhir ini dapat berguna bagi penulis khususnya dan pembaca pada

umumnya.

Pekanbaru, Agustus 2018

Penulis

DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR .................................................................................... iv

DAFTAR ISI ................................................................................................... v

DAFTAR GAMBAR ...................................................................................... vii

DAFTAR TABEL ........................................................................................... viii

DAFTAR SINGKATAN ................................................................................ ix

DAFTAR SIMBOL ........................................................................................ x

DAFTAR LAMPIRAN .................................................................................. xi

ABSTRAK....................................................................................................... xii

ABSTRACT .................................................................................................... xiii

BAB I PENDAHULUAN ............................................................................. 1

1.1 LATAR BELAKANG ................................................................... 1

1.2 TUJUAN PENELITIAN .............................................................. 2

1.3 BATASAN MASALAH ............................................................... 2

1.4 METODOLOGI PENELITIAN ................................................... 3

1.5 SISTEMATIKA PENULISAN .................................................... 5

BAB II TINJAUAN PUSTAKA.................................................................... 6

2.1 PERALATAN UTAMA PEMBORAN ........................................ 6

2.2 PERALATAN TUBULAR PEMBORAN ................................... 7

2.2.1 DRILL STEM ....................................................................... 7

2.2.2 CASING............................................................................... 9

2.3 RIG PEMBORAN ........................................................................... 11

2.4 PERHITUNGAN KAPASITAS RIG ........................................... 14

BAB III GAMBARAN LAPANGAN.................................................... 18

3.1 SEJARAH BOB PT. BSP-PERTAMINA HULU ............... 18

3.2 LETAK GEOGRAFIS LAPANGAN ........................................... 19

3.2.1 FISIOGRAFI ....................................................................... 20

3.2.2 SRTATIGRAFI CEKUNGAN SUMATRA TENGAH ........ 20

3.3.2 SIFAT FISIK FLUIDA RESERVOIR ............................... 27

BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN PENELITIAN ........................... 28

4.1 MENENTUKAN BERAT STRING DAN CASING......... 31

4.2 MENENTUKAN DRAG ................................................... 33

4.3 MENENTUKAN BEBAN MAKSIMUM ......................... 37

4.4 MENENTUKAN KAPASITAS HOOK LOAD ................ 38

4.5 MENENTUKAN KAPASITAS DRAWWORK ............... 39

4.6 MENENTUKAN KAPASITAS MENARA/MAST .......... 39

4.7 MENENTUKAN KAPASITAS SUBSTUCTURE ........... 40

BAB V KESIMPULAN DAN SARAN ......................................................... 45

5.1 KESIMPULAN................................................................. 45

5.2 SARAN ............................................................................ 45

DAFTAR PUSTAKA ..................................................................................... 46

LAMPIRAN .................................................................................................... 48

3.2.3 STRUKTUR REGIONAL ..............................................

3.2.4 STRUKTUR LAPANGAN ............................................ 26

3.3 KARAKTERISTIK RESERVOIR ....................................... 26

3.3.1 SIFAT FISIK BATUAN RESERVOIR .......................... 26

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Dalam dunia perminyakan tidak terlepas dari kegiatan yang namanya pemboran.

Pemboran dilakukan untuk mendapatkan migas dalam meningkatkan produksi.

Disamping itu juga pemboran dilakukan untuk mendapatkan data-data reservoir secara

insitu yang sebelumnya bersifat perkiraan yang nantinya data-data tersebut akan

digunakan dalam pengembangan lapangan ( Rubiandini R, 1998).

Wilayah konsesi pengelolaan block BOB PT Bumi Siak PusakoPertamina Hulu

merupakan warisan dari PT. Caltex Pacific Indonesia. Sejarahnya dimulai pada tahun

1972 pengeboran di Kasikan dan berlanjut ke sumur – sumur lainnya di berbagai

lapangan. Sehingga dapat dikatakan bahwa lapangan block BOB merupakan ladang

minyak yang sudah cukup tua dan laju penurunan produksi pasti terjadi (BOB,2018).

BOB PT. Bumi Siak Pusako-Pertamina Hulu selama pengelolaannya harus dapat

memperlambat laju penurunan produksi tersebut, Salah satu cara yang dilakukan BOB

PT. Bumi Siak Pusako-Pertamina Hulu untuk menahan laju penurunan produksi tersebut

adalah dengan melakukan program pengeboran. Pengeboran sumur ekplorasi untuk

menambah cadangan dan pengeboran sumur development untuk menambah jari-jari

pengurasan. Oleh karena itu BOB PT. Bumi Siak Pusako-Pertamina Hulu merencanakan

akan melakukan pemboran pada tiga titik sumur yang diberi penamaan sumur X, Y dan

Z (BOB,2018).

BOB PT. Bumi Siak Pusako-Pertamina Hulu berharap pengeboran pada ketiga

sumur ini akan dapat memberikan hasil produksi yang baik dan mendapatkan data dalam

pengembangan pengeboran berikutnya. Sehingga dapat membantu dalam menahan laju

penurunan produksi, terlebih lagi jika dapat meningkatkan produksi (BOB,2018).

Banyak perencanaan dan persiapan dalam rangka mendukung operasi pemboran.

Salah satu perencanaan dan persiapan tersebut adalah pemilihan rig yang tepat, baik tepat

secara operasional maupun tepat secara financial. Rig yang akan digunakan tidak serta

merta dari hasil perhitungan, tetapi juga harus mempertimbangkan ketersediaan

spesifikasi rig di market/pasar jika perusahaan tidak memiliki rig sendiri sehingga akan

dilakukan penyewaan.

Pada Tugas Akhir ini akan dibuat perhitungan dan analisis yang perlu dilakukan

dalam menentukan kapasitas rig. Kapasitas rig merupakan kemampuan rig dalam

menopang besarnya beban maksimum yang harus ditanggung selama operasi pemboran

berlangsung. Kapasitas yang perlu dihitung yaitu kemampuan drawwork dalam

mengangkat beban, kemampuan mast/menara dan substructure/meja dalam menopang

beban.

1.2 Tujuan Penelitian

Tujuan penelitian ini adalah sebagai berikut :

a) Menghitung kapasitas rig untuk pengeboran sumur pemboran berdasarkan

beban maksimum yang akan ditopang oleh rig.

b) Menghitung kemampuan rig terhadap kedalaman sumur vertical dan

directional.

c) Menentukan tipe dan spesifikasi rig yang akan digunakan berdasarkan aspek

keselamatan operasi, aspek biaya dan aspek ketersedian kontraktor rig di

market/pasar.

1.3 Batasan Masalah

Adapun batasan masalah dalam penulisan Tugas Akhir ini adalah agar

penulisannya lebih terarah membahas tentang perhitungan kapasitas rig yang dapat

digunakan untuk operasi pemboran ketiga sumur tersebut dengan mempertimbangkan

beberapa aspek, yaitu aspek keselamatan operasi, aspek biaya dan aspek ketersedian di

market/pasar.

1.4 Metodologi Penelitian

Penelitian akan dilakukan pada Lapangan di perusahaan BOB PT. Bumi Siak

Pusako –Pertamina Hulu. Dalam melakukan penelitian, penulis melakukan pengumpulan

data dari sumur–sumur yang akan dibor, setelah data terkumpul dilakukan perhitungan

sebagai bahan penelitian.

Tahapan yang akan dalam melakukan penelitian dilapangan adalah sebagai

berikut:

a) Mulai, mulai merupakan langkah awal untuk mempersiapkan Tugas Akhir

dilapangan baik dari segi administrasi maupun persyaratan untuk melakukan

Tugas Akhir

b) Paengumpulan Data, Seperti :.

- Data geologi dan formasi.

- Rincian step operasi pengeboran.

- Peralatan string yang akan digunakan terutama berat string.

- Peralatan BHA yang digunakan.

- Material yang digunakan, seperti casing.

- Lumpur yang digunakan.

c) Pengolahan Data, berupa perhitungan kapasitas rig yang digunakan untuk

pengeboran tersebut.

d) Analisis Data Dan Pembahasan, mengenai pemilihan rig yang digunakan

sesuai dengan aspek keselamatan operasi, aspek biaya dan aspek ketersedian

di market/pasar.

e) Kesimpulan, dari semua data yang di analisis penulis dapat membuat

kesimpulan sesuai dengan tujuan penelitian.

f) Selesai, Tugas Akhir selesai.

Gambar 1.1 Diagram alur penelitian tugas akhir

Mulai

Pengumpulan Data

Data geologi dan formasi, r incian step operasi pengeboran,

p eralatan string yang akan digunakan terutama berat string,

peralatan BHA yang digunakan, m aterial yang digunakan, seperti

casing, lumpur yang digunakan.

Analisis Data

1. Menghitung berat dari string

2. Menghitung drag yang terjadi

3. Menghitung beban maksimum

4. Menghitung kapasitas hook load

5. Menghitung kapasitas drawwork

6. Menghitung kapasitas mast

7. Menghitung kapasitas substructure

Hasil Analisis dan Pembahasan

Kesimpulan

Selesai

1.5 Sistematika Penulisan

Penulisan Tugas Akhir ini dilakukan dengan melakukan penelitian dilapangan.

Adapun sistematika penulisan tugas akhir ini diuraikan dalam beberapa bab yaitu :

BAB I : PENDAHULUAN

Merupakan penjabaran mengenai Latar belakang, Tujuan

Penelitian, Batasan Masalah, Metodologi Penelitian, dan

Sistematika Penulisan.

BAB II

: TINJAUAN PUSTAKA

Merupakan penjabaran dasar-dasar teori yang digunakan

dalam mendukung pembuatan Tugas Akhir ini.

BAB III

: TINJAUAN LAPANGAN

Menjelaskan mengenai lapangan, letak geografis, sejarah,

geologi, stratigrafi dan struktur lapangan tempat

dilakukannya penelitian.

BAB IV : HASIL DAN PEMBAHASAN PENELITIAN

Merupakan perhitungan dan analisis dalam menentukan

kapasitas rig yang akan digunakan.

BAB V : KESIMPULAN DAN SARAN

Merupakan kesimpulan dari hasil penelitian yang telah

dilakukan.

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Peralatan Utama Pemboran

Peralatan yang dipakai dalam pemboran dibagi ke dalam beberapa sistem.

Pembagian sistem yang umum di industri perminyakan adalah sebagai berikut

(Raharja, R., Yazid, F. A, & Hamid, A., 2015): a. Sistem Pengangkat (hoisting

system)

b. Sistem Pemutar (rotating system)

c. Sistem Sirkulasi (circulating system)

d. Sistem Daya (power system)

e. Sistem Pencegah Semburan Liar (BOP system)

Dalam menentunkan Kapasitas rig yaitu kemampuan drawwork merupakan

bagian dari sistem pengangkat (hoisting system). Sistem pengangkatan (hoisting

system) merupakan salah satu komponen peralatan pemboran, yang berfungsi untuk

memberikan ruang kerja yang cukup untuk pengangkatan dan penurunan drill string

dan casing kedalam lubang bor selama operasi pemboran berlangsung.

Sistem pengangkatan memegang peranan penting mengingat bahwa sistem

ini adalah sistem yang mendapat atau mengalami beban yang paling besar, baik

beban secara vertikal maupun beban horizontal. Beban vertikal berasal dari beban

menara, drillstring (drill pipe dan drill collar), casing string, tegangan dead line,

tegangan dari fast line serta tegangan dari blockblock. Sedangkan beban horizontal

berasal dari tiupan angin serta drill pipe yang disandarkan pada menara.

Hoisting system meliputi : drawwork, crown block, traveling block, link &

elevator, dead line anchor.

6

Gambar 2.1 Sistem pengangkat (Melysa, 2014)

2.2 Peralatan Tubular Pemboran

2.2.1 Drill Stem

Drill stem terdiri dari kelly, drill string, drilling jar, bottom hole

asslemby dan bit. Fungsi dari drill stem adalah sebagai berikut :

- Menurunkan dan menaikkan mata bor

- Memberikan WOB untuk penetrasi penembusan pemboran

- Meneruskan gaya putar ke mata bor (bit)

- Laluan lumpur pemboran ke mata bor

Drill string terdiri dari drill pipe, heavy weight drill pipe yaitu pipa

baja sebagai penyambung atau penambah panjang batang bor dalam

menambah kedalaman pengeboran. Drill pipe tersedia dalam beberapa

ukuran, panjang, berat dan kekuatan. Panjang standar digolongkan sebagai

berikut :

- range I (panjang 18ft s/d 22ft)

- range II (panjang 27ft s/d 30ft)

- range III (panjang 38ft s/d 45ft)

Berat drill pipe ditandai dengan ukuran ppf (pound per foot), berikut contoh

ukuran, berat dan kekuatan drill pipe :

Drilling jar merupakan suatu peralatan getar ataupun kejut, tujuan

pemasangan alat ini adalah untuk mendapatkan kemungkinan melakukan

getar ataupun kejutan ketika pipa bor terjepit.

Tabel 2.1 Spesifikasi Drill Pipe

Sumber : Schlumberger (2014)

Gambar 2.2 Drilling jar (Sudibyo, 2013)

Cara kerja dari drilling jar biasanya dikenal dengan istilah jar up dan jar

down. Jar akan berfungsi atau aktif ketika tarikan overpull telah tercapai

sesuai dengan standar pabrik pembuatnya.

Bottom hole assembly (BHA) merupakan istilah pada pemboran untuk

menamakan gabungan beberapa alat dengan drill stem untuk mengendalikan

tingkah laku mata bor. Pemilihan BHA yang akan digunakan sesuai dengan

kebutuhan, biasanya terdiri dari dan tidak terbatas pada Heavy weight drill

pipe (HWDP), drill collar (DC), stabilizer, roller reamer, mud motor, bend

shaft, flaot valve.

Gambar 2.3 Bottom hole assembly (Dukemen BOB, 2014)

2.2.2 Casing

Casing adalah pipa baja yang kuat dan kokoh yang dimasukkan ke

dalam lubang pemboran. Secara garis besar fungsi dari casing adalah

sebagai berikut :

1. Untuk mencegah formasi-formasi yang tidak stabil dari runtuh.

2. Untuk melindungi formasi-formasi yang lemah dari berat lumpur yang

mana mungkin dibutuhkan pada bagian-bagian lubang berikutnya. Berat

jenis lumpur yang berat dapat merekahkan zona-zona yang lebih lemah.

3. Untuk mengisolasi zona-zona dengan tekanan pori (pore pressure)

tinggi yang tidak normal dari zona-zona lebih dalam dengan tekanan

normal.

4. Untuk menghalangi zona-zona lost circulation.

Casing di design dengan beberapa ukuran dan tingkatan sesuai dengan

kebutuhan perlakuan ketika pengeboran, tingkatan diantaranya adalah

sebagai berikut :

• Conductor

• Surface casing

• Intermediate casing

• Production casing

Gambar 2.4 Tingkatan casing (H.Rabia, 1985)

Gambar 2. 9 Tingkatan Casing

Casing juga memiliki tipe, ukuran panjang dan berat yang berbeda

sesuai dengan kebutuhan pengeboran, berikut contoh spesifikasi dari casing

7 inchi.

2.3 Rig Pemboran

Rig pengeboran adalah suatu bangunan dengan peralatan untuk melakukan

pengeboran ke dalam reservoir bawah tanah untuk memperoleh air, minyak, atau

gas bumi, atau deposit mineral bawah tanah. Rig pengeboran bisa berada di atas

tanah (on shore) atau di atas laut/lepas pantai (off shore) tergantung kebutuhan

pemakaianya. Walaupun rig lepas pantai dapat melakukan pengeboran hingga ke

dasar laut untuk mencari mineralmineral, teknologi dan keekonomian tambang

Tabel 2.2 Spesifikasi Casing

Sumber : Schlumberger (2014)

http://indonesia.peradaban.web.id/id3/2898-2789/Air_27334_indonesia-peradaban.html

http://jurnal-online-q.peradaban.web.id/id1/2904-2789/Minyak_28973_jurnal-online-q-peradaban.html

http://indonesia.peradaban.web.id/id1/2898-2789/Gas-Bumi_27892_indonesia-peradaban.html

http://mineral.sepakbola.web.id/id3/2904-385/Mineral_24575_mineral-sepakbola.html

bawah laut belum dapat dilakukan secara komersial. Oleh karena itu, istilah rig

mengacu pada kumpulan peralatan yang digunakan untuk melakukan pengeboran

pada permukaan kerak bumi untuk mengambil contoh minyak, air, atau mineral. (

Universitas Peradaban, 2018).

Rig merupakan gabungan dari derrick dan substructure. Fungsi dari rig itu

sendiri adalah untuk menahan beban string ketika dilakukannya pengeboran,

biasanya beban tersebut sering disebut dengan hook load. Dalam sejarah

pengeboran minyak bumi, rig yang pertama kali digunakan adalah cable tool rig.

Hampir 20% pengeboran di Amerika Tengah sampai dengan tahun 1961

menggunakan cable tool rig, kemudian dengan berkembangnya teknologi

muncullah berbagai macam bentuk rig. Secara garis besarnya rig dapat

dikategorikan sesuai dengan bagan berikut :

Gambar 2.5 Bagan kategori rig (Sudibyo, 2013)

http://indonesia.peradaban.web.id/id3/2898-2789/Kerak-Bumi_105988_indonesia-peradaban.html

Berdasarkan tipe rig dikategorikan menjadi dua yaitu land rig dan marine

rig. Land rig merupakan rig yang digunakan untuk pengeboran yang dilakukan

didaratan, sering disebut dengan onshore drilling. Sedangkan untuk pengeboran di

lautan/ lepas pantai atau sering juga disebut dengan offshore drilling digunakan rig

dengan tipe marine rig. Kedua tipe rig ini juga memiliki berbagai macam jenis

sesuai dengan kebutuhan dan kedalalam pengeboran.

Gambar 2.6 Land rig dan marine rig (Sudibyo, 2013)

Land rig terdiri dari dua jenis yaitu conventional rig dan mobile/ portable rig

yang masing-masing memiliki kelebihan dan kekurangan. Conventional rig

memiliki komponen-komponen yang besar sehingga tidak dapat dibawa dalam satu

truck/prime mover. Rig jenis ini digunakan untuk pengeboran dengan variasi

kedalaman 6.000 ft sampai dengan 35.000 ft.

Gambar 2.7 Conventional rig (Sudibyo, 2013)

Sedangkan rig jenis mobile/portable rig memiliki komponenkomponen yang

dapat dipasang pada satu unit truck/prime mover. Rig jenis ini digunakan untuk

pengeboran dengan variasi kedalaman sampai dengan 10.000 ft. Keuntungan dari

portable rig adalah mudah dalam menaikkan/menurunkan rig dan biaya operasional

yang lebih murah.

Gambar 2.8 Mobile/portable rig (Sudibyo, 2013)

2.4 Perhitungan Kapasitas Rig

Sebelum dilakukan operasi pemboran, terlebih dahulu dibuat suatu rencana

pemboran oleh Drilling engineer. Pada perencanaan ini konstruksi sumur dan target

pemboran telah dibuat berdasarkan masukan dari ahli geologi dan ahli reservoir.

Dari data rencana pemboran ini, maka dapat dihitung kapasitas rig yang diperlukan

(Herianto, 2008).

Kapasitas rig merupakan kemampuan rig secara keseluruhan dalam

melakukan kegiatan pengeboran. Kapasitas rig harus dihitung secara teliti dan

akurat guna menghindari kecelakaan rig ketika pengeboran berlangsung, seperti

kecelakaan robohnya rig, bengkoknya menara, dll. Dalam menghindari kecelakaan

roboh dan bengkoknya menara, maka Rig juga dilakukan pemeriksaan berkala oleh

lembaga yang telah ditunjuk guna menentukan kemampuan dari kapasitas rig

tersebut dan akan mendapatkan Surat Izin Laik Operasi (SILO) dari Ditjen Migas

(Santika, P. M, & Afrinal 2017).

Hook load adalah beban yang harus dapat ditopang oleh rig. Beban tersebut

merupakan akumulasi dari berat tubular dan drag yang dialami rangkaian pipa.

Hook load terbesar dialami pada saat pipa ditarik dan terjepit (stuck pipe). Besarnya

hook load maksimum yang harus dialami selama pemboran sangat mempengaruhi

spesifikasi rig yang dibutuhkan. Untuk menghitung hook load digunakan persamaan

berikut :

…….( 2.1 )

…….….( 2.2 )

Drawwork merupakan peralatan yang berfungsi sebagai sumber daya untuk

memutar, mengangkat, dan menurunkan rangkaian pipa. Drawwork merupakan

peralatan yang diperhitungkan dalam pemilihan spesifikasi rig. Besarnya beban

maksimum yang harus ditanggung selama pemboran sangat mempengaruhi

kapasitas drawwork yang dibutuhkan. Untuk menghitung kapasitas drawwork

digunakan persamaan berikut :

………..( 2.3 ) Drag

adalah gaya yang harus dilawan oleh rangkaian drillstring akibat kontak dan gesekan

antara drillstring dengan dinding lubang bor ketika drillstring bergerak turun (proses

drilling) atau bergerak naik (tripping out). Drag yang dialami ketika proses drilling

sering disebut dengan downdrag. Sedangkan drag yang dialami ketika proses tripping

out sering disebut dengan updrag.

Sama halnya dengan analisis torsi pada sistem putar (rotating system),

analisis drag untuk tiap bagian dalam trajectory pemboran perlu dilakukan agar

diketahui total drag yang dialami drillstring sehingga dapat ditentukan kekuatan rig

yang dibutuhkan (Emilia, A., Mumin, &

Simorangkit, A. ,2015).

Berikut ini beberapa persamaan yang dapat digunakan untuk

memperkirakan besar beban drag yang timbul akibat adanya daerah pertambahan

sudut untuk masing-masing fasa pemboran.

Lubang lurus

……...………………………………………….…( 2.4 )

Koefisien gesek (µ) tergantung tipe lumpur pengeboran yang digunakan. Berikut

range nilai koefisien gesek lumpur yang dikeluarkan oleh Baker hughes.

Tabel 2.3 Nilai Koefisien Gesekan

Sumber : Baker Hughes (2010)

Lubang melengkung/directional

Sementara untuk bagian pertambahan sudut, beban drag dapat diperkirakan dengan

menggunakan persamaan :

………………………………………...………...( 2.5 )

Untuk K negatif :

……………………………………………………………....( 2.6 )

Untuk K positif :

………………………...………………….( 2.7 )

Untuk berat pipa didalam lumpur (Wm) menggunakan rumus :

…………………………………………………....( 2.8 )

Faktor Bouyency :

…………………...…………..…………………....( 2.9 )

Jika dalam program pengeboran melakukan penyewaan terhadap rig , maka

perlu dilakukan perhitungan biaya penyewaan. Perhitungan biaya hanya bersifat

estimasi untuk nilai pada pelelangan karena nilai aktual biaya penyewaan rig akan

didapat setelah dilakukan pelelangan.

Estimasi biaya penyewaan rig dapat berpedoman kepada tarif harga yang

ditetapkan oleh APMI (Asosiasi Perusahaan pemboran Minyak, gas dan panas bumi

Indonesia). Oleh APMI tarif rig yang juga biasa disebut dengan Tarif Harian

Operasi (THO) ditetapkan berdasarkan horse power (HP) yang dibutuhkan dan juga

berdasarkan pekerjaan yang dilakukan (Lampiran 1). Berikut THO untuk on shore

rig yang ditetapkan APMI :

Drilling : USD 19 – USD 23 per hari per HP

Work over : USD 14 – USD 18 per hari per HP

APMI juga merumuskan turunan besaran tarif THO sesuai dengan keaadaan operasi

seperti : moving, completion, standby.

BAB III

TINJAUANLAPANGAN

3.1 Sejarah BOB PT. Bumi Siak Pusako-Pertamina Hulu

Wilayah konsesi pengelolaan CPP Block BOB PT Bumi Siak Pusako-

Pertamina Hulu merupakan warisan dari PT. Caltex Pacific Indonesia, yang

sejarahnya dimulai pada tahun 1972 di Kasikan. Lalu setelah itu mulai ditemukan

lagi sumur – sumur baru seperti sumur di Pedada yang ditemukan pada tahun

1973, berlanjut dengan ditemukannya sumur di Zamrud area pada tahun 1975, dan

berlanjut ke sumur – sumur lainnya di berbagai lapangan.

Badan Operasi Bersama PT. Bumi Siak Pusako-Pertamina Hulu merupakan

konsorsium antara Badan Usaha Milik Daerah (BUMD) melalui PT. Bumi Siak

Pusako dan Badan Usaha Milik Negara (BUMN) melalui Pertamina Hulu Energi.

Semua ini bermula dari keinginan Kabupaten Siak Sri Indrapura untuk mengelola

ladang minyak yang berada di wilayah Kabupaten Siak Sri Indrapura yang semula

di kelola oleh PT. Caltex Pacific Indonesia.

Bertepatan dengan berakhirnya kontrak PT. Caltex Pacific Indonesia pada

9 Agustus 2002, maka Kabupaten Siak Sri Indrapura mengusulkan kepada Negara

dalam hal ini diwakili oleh BP Migas agar area Coastal Plains Pekanbaru Blok

Area (CPP Block) dikelola oleh Kabupaten Siak itu sendiri. Melalui beberapa

perundingan maka Negara menyetujui pengoperasian dan pengembangan area

CPP Block diserahkan kepada Kabupaten Siak Sri Indrapura yang bekerjasama

dengan Pertamina.

CPP Block merupakan ladang minyak yang sudah cukup tua sehingga laju

penurunan produksi pasti terjadi. BOB PT. Bumi Siak Pusako-Pertamina Hulu

selama pengelolaannya dapat memperlambat laju penurunan produksi tersebut,

terbukti pada saat ini produksi rata-rata dapat dipertahankan pada level 11.300

barrel per hari yang masih diatas dari

target yang diberikan oleh SKK Migas yaitu pada level 10.192 barrel per hari.

Salah satu cara yang dilakukan BOB PT. Bumi Siak PusakoPertamina Hulu

untuk memperlambat laju penurunan produksi tersebut adalah dengan melakukan

program pengeboran sumur ekplorasi untuk menambah cadangan dan pengeboran

sumur development untuk menambah jari-jari pengurasan.

3.2 Letak Geografis Lapangan

Secara geografis lapangan ini terletak di bagian timur cekungan Sumatera

Tengah yang merupakan salah satu cekungan tersier di Pulau Sumatera. Kerangka

tektonik Sumatera merupakan busur magmatik yang berhubungan dengan

lempeng Indo - Australia terhadap lempeng Eurasia pada arah N 6°.

Wilayah kerja BOB PT BSP Pertamina Hulu dengan luas sebesar 9.135,06

km terletak di propinsi Riau yang tercakup dalam Kabupaten Siak, Bengkalis,

Kampar Rokan Hulu. Lokasi – lokasi area produksi BOB PT. Bumi Siak Pusako-

Pertamina Hulu digambarkan dalam gambar berikut ini.

Gambar 3.1 Wilayah kerja BOB PT BSP Pertamina Hulu

(Dokumen BOB, 2015)

3.2.1 Fisiografi

Dari sejarah geologi dan struktur bumi lapangan minyak CPP Block berada pada

Cekungan Sumatera Tengah. Cekungan Sumatera Tengah merupakan cekungan minyak

bumi terbesar dan paling produktif di Indonesia yang menghasilkan hampir setengah dari

produksi minyak bumi di Indonesia.

Cekungan ini merupakan busur belakang (back-arc basin) yang berkembang

sepanjang tepi barat daya paparan Sunda sebagai akibat penunjaman arah N6°E lempeng

Samudra Hindia terhadap lempeng Benua Eurasia dan termanifestasi sebagai ekspulsi

microplate Asia Tenggara. Akibat lain dari tumbukan tersebut menyebabkan pada dataran

utama Sumatera banyak dijumpai struktur aktif dengan arah barat laut yaitu punggungan

luar busur (outer-arc ridge), cekungan luar busur (outer-arc basin), Busur vulkanik

barisan dan sesar sesar sumatera (Great Sumatera Fault Zone). Fenomena pada zaman

Kenozoikum Akhir tersebut juga menghasilkan busur asahan berarah utara-timur laut,

dataran tinggi Lampung dan busur tigapuluh berarah timur laut (Gambar 3.2; Heidrick

dan Aulia, 1993). Busur dan dataran tinggi ini membatasi cekungan sedimenter di

sumatera menjadi cekungan Sumatera Utara, cekungan Sumatera Tengah dan cekungan

Sumatera Selatan.

Bagian barat laut cekungan Sumatera Tengah dibatasi oleh busur Asahan, bagian

daya dibatasi busur volkanik dan pegunungan Barisan, sebelah tenggara oleh

Tinggian Tigapuluh dan sebelah timur laut berbatasan dengan Paparan

Sunda/Selat Malaka (Gambar 3.2; Heidrick dan Aulia, 1993).

3.2.2 Stratigrafi Cekungan Sumatera Tengah

Menurut Mertosono dan Nayoan, 1974 (dalam Heidrick dan Aulia, 1993) unit

stratigrafi tersier regional cekungan Sumatera Tengah dibagi menjadi lima unit,

yang berumur dari kala Paleogen sampai Kuarter. Lima kelompok tersebut yaitu

formasi Pematang, Kelompok Sihapas, formasi Telisa, formasi Petani, dan

terakhir formasi Minas.

Formasi Pematang

Formasi Pematang berumur eo-oligosen menumpang tidak selaras di atas batuan

dasar. Formasi ini terjadi akibat tektonik ekstensi yang membentuk half graben.

Distribusi Sedimen diperkirakan berasal dari blok yang mengalami pengangkatan

melalui proses fluviatil, sedangkan blok yang lain turun menjadi danau. Sedimen-

sedimen pada kelompok ini umumnya didominasi oleh facies danau dan facies

sungai. Facies danau terdiri dari batu lempung dan batu pasir halus berselingan

dengan serpih kaya organic yang menjadi batuan induk di cekungan Sumatera

Tengah. Facies sungai/aluvial terdiri dari konglomerat, batu pasir kasar dan

lempung aneka warna.

Gambar 3.2. Kerangka tektonik cekungan sumatera tengah

(Heidrick dan Aulia, 1993)

Kelompok Sihapas

Kelompok Sihapas diendapkan secara tidak selaras di atas formasi Pematang pada

kala oligosen Akhir sampai miosen awal dan menjadi sekuen transgresif yang

menghalus ke atas. Kelompok ini didominasi oleh endapan batupasir dan serpih.

Kelompok Sihapas meluas ke seluruh cekungan dan tertutup oleh sedimen laut di

bagian atas (formasi Telisa) yang menunjukkan puncak proses transgresi.

Kelompok Sihapas terbagi menjadi empat formasi, dari bagian bawah yaitu :

Gambar 3.3 Statigrafi cekungan sumatera tengah (Heidrick dan

Aulia, 1993)

a. Formasi Menggala

Merupakan formasi paling tua dalam kelompok Sihapas, yang diperkirakan

berumur N4 atau Miosen Awal. Litologinya tersusun atas batupasir halus

sampai kasar yang bersifat konglomeratan. Lingkungan pengendapannya

berupa braided river sampai nonmarine (Dawson, et. al, 1997). Ketebalan

formasi ini mencapai 1800 ft.

Gambar 3.4. Tectonic development cekungan sumatera tengah

(Heidrick dan Aulian, 1993)

b. Formasi Bangko

Formasi ini diendapkan secara selaras di atas formasi Menggala dan berumur

N5 atau miosen awal. Lingkungan pengendapan formasi ini adalah open

marine shelf dipengaruhi oleh intertidal dan laut. Litologinya berupa serpih

abu-abu bersifat gampingan, berselingan dengan batupasir halus sampai

sedang.

Ketebalan formasi ini mencapai 300 ft.

c. Formasi Bekasap

Diendapkan secara selaras di atas formasi Bangko pada lingkungan estuarine

intertidal, inner-neritic sampai middle/outer neritic (Dawson, et. al, 1997) dan

mempunyai kisaran umur dari akhir N5 sampai N8. Litologi penyusunnya

adalah batupasir glaukonitan di bagian atas serta sisipan serpih, batugamping

tipis dan lapisan batubara. Ketebalan formasi ini sekitar 1300 ft.

d. Formasi Duri

Merupakan bagian paling atas dari kelompok Sihapas. Formasi ini

diendapkan secara selaras di atas formasi Bekasap dan diperkirakan berumur

N9 (miosen awal) pada lingkungan barrier barcomplex dan prodelta shelf.

Litologi penyusunnya berupa batupasir mikaan berukuran halus sampai

medium diselingi serpih dan sedikit batugamping. Ketebalan formasi ini

maksimum 900 ft.

Formasi Telisa

Formasi Telisa yang berumur miosen awal-miosen tengah (N9N14) diendapkan

secara menjari dengan bagian paling atas kelompok Sihapas (formasi Duri).

Formasi ini tersusun atas suksesi batuan sedimen yang didominasi oleh serpih

dengan sisipan batugamping dan batupasir glaukonitik berbutir halus yang

menunjukkan lingkungan pengendapan litoral dalam dan luar. Pengaruh laut

terlihat semakin jelas ke arah atas. Perubahan litologi dan fauna yang cukup jelas

terlihat pada bagian atas Formasi Telisa dan menunjukkan awal fase regresif

miosen tengah dari siklus neogen awal yaitu pengendapan Formasi Petani.

Formasi Petani

Formasi Petani diendapkan tidak selaras di atas formasi Telisa dan kelompok

Sihapas pada kala miosen Tengah – pleistosen pada lingkungan laut yang berubah

menjadi daerah payau sampai darat. Formasi Petani merupakan awal dari fase

regresif yang mengakhiri periode panjang transgresi di cekungan Sumatera

Tengah. Formasi ini tersusun oleh sekuen monoton serpih – mudstone dan

interkalasi batupasir minor dan batulanau yang ke arah atas menunjukkan

pendangkalan lingkungan pengendapan dan penyusutan pengaruh laut. Kontak

antara formasi Petani dan formasi Telisa kecuali di area paling barat menunjukkan

suatu yang diindikasikan oleh zona fauna yang hilang.

Formasi Minas

Formasi Minas merupakan endapan kuarter yang menumpang secara tidak selaras

di atas formasi Petani. Formasi ini tersusun oleh lapisan-lapisan tipis kerikil, pasir

dan lempung yang mencirikan endapan aluvial. Proses pengendapan formasi

Minas masih berlangsung hingga saat ini.

Pada pengeboran Sumur X, Y dan Z akan menembus lapisan formasi

Telisa, Bekasap. Berikut ilustrasi data formasi yang akan ditembus.

Gambar 3.5. Lapisan formasi sumur X,Y, Z (Dokumen BOB,

2017)

3.2.3 Struktur Regional

Pengaruh yang cukup besar dari tumbukan antara lempeng Samudera

Hindia dengan lempeng Asia terlihat jelas pada struktur geologi cekungan

Sumatera Tengah. Posisi tumbukan yang menyudut menimbulkan dekstral

( Dokumen BOB, 2017)

wrenching stress yang kuat, sehingga struktur yang banyak dijumpai di cekungan

Sumatra Tengah memiliki karakteristik tectonic wrench (sesar besar miring). Ciri

lain tektonik cekungan Sumatera Tengah adalah patahan blok dan patahan

transcurrent seperti pengangkatan, tektonik gravitasi pergerakan meluncur dan

lipatan kompresi. Arah struktur utama pada cekungan Sumatera Tengah terbagi

menjadi dua arah Utara Barat Laut - Selatan Tenggara pada struktur yang lebih

tua dan arah Barat Laut – Tenggara struktur yang lebih muda.

3.2.4 Struktur Lapangan

Struktur utama yang dijumpai di daerah Zamrud adalah struktur antiklin

raksasa dengan sumbu bearah Barat Laut – Tenggara dan memiliki kemiringan

yang landai. Struktur ini memiliki vertical closure sekitar 3500 ft dan kolom

vertical minyak maksimum 300 ft. Lapangan Zamrud melingkupi area sepanjang

24 km dan lebar 6-12 km. Antiklin terjadi bersamaan dengan patahan normal pada

formasi Petani. Sebagian besar patahan ini berakhir pada suatu kedalaman di atas

formasi Sihapas. Formasi ini terpotong oleh beberapa patahan kecil yang

membentuk struktur yang relatif lebih sederhana. Lapangan Zamrud pada

dasarnya terbagi atas dua buah reservoir yang dipisahkan oleh suatu sesar besar,

yaitu reservoir utama dan reservoir bagian Barat Laut.

3.3 Karakteristis Reservoir

3.3.1 Sifat Fisik Batuan Reservoar

Jenis batuan reservoir pada lapangan ini adalah sandstone. Porositas (ф) formasi

Bekasap, lapisan 2800 sand dan lapisan 2830 sand sebesar 26 % serta lapisan 2900

sand sebesar 28 %. Formasi Bangko, lapisan 2970 sand sebesar 28 %, lapisan 3050

sand dan lapisan 3120 sand 27 %. Saturasi air rata-rata (Sw avg) formasi Bekasap,

lapisan 2800 sand, 2830 sand dan 2900 sand memiliki harga yang sama yaitu

sebesar 25 %. Formasi Bangko pada lapisan 2970 sand dan 3050 sand juga

memiliki harga saturasi air rata-rata yang sama yaitu sebesar 25 %, sedangkan pada

lapisan 3120 sand memilki saturasi air rata-rata sebesar 30 %. Parameterparameter

tersebut didapatkan berdasarkan studi laboratorium petrofisik yang dilakukan.

Studi petrofisik ini dilakukan dari analisis core, baik itu analisis core rutin maupun

analisis core spesial.

3.3.2 Sifat Fisik Fluida Reservoir

Fluida reservoir dari lapangan ini tergolong dalam black oil, hal ini dapat dilihat

dari besarnya °API masing-masing formasi. Formasi Bekasap, lapisan 2800 sand

dan 2830 sand sebesar 40°API serta lapisan 2900 sand sebesar 38°API. Formasi

Bangko, lapisan 2970 sand sebesar 40°API, lapisan 3050 sand 38.4°API dan lapisan

3120 sand sebesar 41°API. Sifatsifat fisik fluida reservoar lainnya seperti faktor

volume formasi minyak (Bo), viskositas minyak (μo), Parameter-parameter tersebut

didapatkan dari analisis PVT di laboratorium dengan menggunakan sampel fluida

dari sumur-sumur lapangan ini.

BAB IV

HASIL DAN PEMBAHASAN PENELITIAN

Pada BAB ini akan dibuat perhitungan yang perlu dilakukan dalam

menentukan kapasitas rig. Kapasitas rig merupakan kemampuan rig dalam

menopang besarnya beban maksimum yang harus ditanggung selama operasi

pemboran berlangsung, yaitu kemampuan drawwork dalam mengangkat beban,

kemampuan mast/menara dan substructure/meja dalam menopang beban.

Data - data Sumur yang dibutuhkan dalam menentukan kapasitas rig adalah

sebagai berikut :

Sumur X

Tipe sumur : Vertikal

Program lubang : - 12-1/4” hole dari 0 ft s/d 275 ft untuk surface casing 9-

5/8”

- 8-1/2” hole, dari 275 ft s/d 800 ft untuk production

casing 7”

Program Casing : - Surface casing 9-5/8”, 36 ppf, K-55, BTC, R3

- Production casing 7”, 23 ppf, K-55, BTC, R3

Lumpur Bor : WBM, berat maksimum 8.9 ppg

Waktu Operasi : Operasi Pemboran 5.5 hari, Komplesi 5 hari

String Bor : 12-1/4” Hole (275 ft)

- Drill pipe 5" OD size, 19.5 ppf, 206 ft

- Drill collar 6-1/2" OD size, 104.63 ppf, 30 ft

- Stabilizer 12-1/4" OD size, 183.76 ppf, 5 ft

- Drill collar 6-1/2" OD size, 104.63 ppf, 30 ft

- Bit sub, 51 ppf, 3 ft

- Bit 12-1/4”, 373.39 ppf, 1.1 ft

8-1/2” Hole (800 ft)


- Drill collar 6-1/2" OD size, 104.63 ppf, 123.2 ft

28 Universitas Islam Riau

- Stabilizer 8” OD Size, 183.76 ppf, 5 ft


- Float sub, 88.7 ppf, 3 ft

- Cross over, 93.71 ppf, 3 ft

- Near bit stabilizer, 70.16 ppf, 5 ft

- Bit 8-1/2”, 165.12 ppf, 1.1 ft

Sumur Y

Tipe sumur : Vertikal

Program lubang : - 12-1/4” hole dari 0 ft s/d 800 ft untuk surface casing 9-

5/8”

- 8-1/2” hole, dari 800 ft s/d 2150 ft untuk production

casing 7”




Waktu Operasi : Perpindahan rig 9 hari, Operasi Pemboran 10.2 hari,

Komplesi 6 hari


- Drill pipe 5" OD size, 19.5 ppf, 594.6 ft


- Stabilizer 12-1/4" OD size, 183.76 ppf, 6.58 ft


- Float sub, 88.7 ppf, 1.58 ft

- Cross over sub, 93.71 ppf, 4.33 ft

- Near bit stabilizer, 70.16 ppf, 5.52 ft

- Bit sub, 51 ppf, 1.5 ft

- Bit 12-1/4”, 373.39 ppf, 1.12 ft

8-1/2” Hole (800 ft)



- Stabilizer 8” OD Size, 183.76 ppf, 4.04 ft



- Cross over sub, 93.71 ppf, 1.3 ft

- Near bit stabilizer, 70.16 ppf, 4.5 ft

- Bit sub, 51 ppf, 1.5 ft

- Bit 8-1/2”, 165.12 ppf, 1.1 ft

Sumur Z

Tipe sumur : Directional

Program lubang : - 12-1/4” hole dari 0 ft s/d 1100 ft untuk surface casing

9-5/8”

- 8-1/2” hole, dari 1100 ft s/d 2500 ft untuk

production casing 7”




Waktu Operasi : Perpindahan rig 9 hari, Operasi Pemboran 11.77 hari,

Komplesi 6 hari



- HWDP 5” OD size, 49.3 ppf, 331.23 ft

- Drilling Jar 6-1/2” OD size, 92.85 ppf, 21.05 ft

- MWD Antenna 6-1/2” OD size, 80.51 ppf, 3.25 ft

- MWD Repeatur 6-1/2” OD size, 89 ppf, 2.79 ft

- NM DC 6-3/4" OD size, 97.86 ppf, 30.33 ft

- Cross over sub, 89 ppf, 2.24 ft


- DD Motor, 97.54 ppf, 26.96 ft

- Bit 12-1/4”, 373.39 ppf, 1.12 ft

8-1/2” Hole (2500 ft)

- Drill pipe 5" OD size, 19.5 ppf, 1623.61 ft

- HWDP 5” OD size, 49.3 ppf, 331.23 ft

- Drilling Jar 6-1/2” OD size, 92.85 ppf, 21.05 ft

- MWD Antenna 6-1/2” OD size, 80.51 ppf, 3.25 ft

- MWD Repeatur 6-1/2” OD size, 89 ppf, 2.79 ft

- NM DC 6-3/4" OD size, 97.86 ppf, 30.33 ft

- Stabilizer, 90.96 ppf, 5 ft

- Float sub, 89 ppf, 2.63 ft

- DD Motor, 67.81 ppf, 25.3 ft

- Bit 8-1/2”, 165.12 ppf, 1.1 ft

• KOP : 150 ft

• EOB : 807 ft

• Inclinasi : 32.9 degree

• Jari-jari build cur : 1146.5 ft

Perhitungan yang akan dilakukan dalam menentukan kapasitas rig adalah

sebagai berikut :

4.1 Menentukan Berat String dan Casing

1. Sumur X

Berat string pada pengeboran 12-1/4” hole section adalah sebagai berikut

:

a. String pemboran

b. Casing 9-5/8”


:

a. String pemboran

b. Casing 7”

Berdasarkan perhitungan berat string

diatas maka berat yang terbesar adalah

pada string pemboran 8-1/2” hole section yaitu :

30.374,0 lbs atau 37,96 ppf

2. Sumur Y

Dengan menggunakan rumus perhitungan yang sama dengan

perhitungan diatas maka didapat hasil sebagai berikut :


:

a. String pemboran : 33.560,5 lbs

b. Casing 9-5/8” : 28.799,3 lbs


:


b. Casing 7” : 49.450,0 lbs

Berdasarkan perhitungan berat string diatas maka berat yang terbesar

adalah pada string pemboran 8-1/2” hole section yaitu :

66.808,9 lbs atau 31,07 ppf

3. Sumur Z

Dengan menggunakan rumus perhitungan yang sama dengan

perhitungan diatas maka didapat hasil sebagai berikut :


:


b. Casing 9-5/8” : 39.623,4 lbs


:


b. Casing 7” : 57.499,5 lbs

Berdasarkan perhitungan berat string diatas maka berat yang terbesar

adalah pada string pemboran 8-1/2” hole section yaitu :

78.387,9 lbs atau 31,36 ppf

4.2 Menentukan Drag

1. Sumur X

Sumur X merupakan sumur vertical, sehingga drag yang terjadi pada

lubang lurus menggunakan persamaan ( 2.4 ) yaitu:

Koefisien gesekan (µ) dengan tipe lumpur Water Base Mud (WBM)

adalah 0,23 s/d 0,44. Untuk perhitungan dipakai range tengah yaitu 0,33.

Untuk berat pipa yang digunakan adalah berat yang terbesar yaitu 37,96

ppf.

Walaupun pemboran vertical, namun secara actual biasanya ada sedikit

kemiringan, untuk perhitungan dipakai sudut kemiringan terbesar yaitu

0,8 derajat.

Diketahui data sebagai berikut :

µ : 0,33

Mw : 8,90 ppg

Ws : 37,96 ppf

Ф : 0,80 o

L : 800,10 ft

Sin Ф : 0,01396

Faktor Bouyency menggunakan persamaan ( 2.9 ) yaitu :

Berat pipa didalam lumpur (Wm) menggunakan persamaan ( 2.8 ) yaitu :

Drag yang terjadi pada sumur X adalah :

s

2. Sumur Y


µ : 0,33

Mw : 9,3 ppg

Ws : 31,07 ppf

Ф : 0,80 o

L : 2.150,00 ft

Sin Ф : 0,01396

Sumur Y juga merupakan sumur vertical, sehingga

dengan menggunakan rumus perhitungan yang sama dengan perhitungan

diatas maka didapat hasil sebagai berikut :

3. Sumur Z


KOP : 150 ft

EOB : 807 ft

TD : 2500 ft

Inclination : 32.89 °

µ : 0.33

Mw : 9.30 ppg

Ws : 31.36 ppf (Max)

Ф : 32.89 °

L : 1,693.00 ft (TD-EOB)

Sin Ф : 0.543

R : 1146.50 ft

FA : 15,000.00 lbs , WOB

Faktor Bouyency menggunakan persamaan ( 2.9 ) yaitu :

Berat pipa didalam lumpur (Wm) menggunakan persamaan ( 2.8 ) yaitu :

Sumur Z merupakan sumur directional, sehingga perlu dihitung drag

yang terjadi pada beberapa area yaitu :

- Drag pertama dari permukaan ke KOP, merupakan lubang lurus

maka menggunakan ( 2.4 ). Dikarenakan KOP masih dangkal yaitu

di 150 ft, maka sudut kemiringan masih nol.

s

- Drag kedua dari KOP ke EOB, merupakan lubang melengkung maka

menggunakan beberapa persamaan sebagai berikut :

Nilai konstanta K menggunakan persamaan ( 2.5 ) :

Dari hasil perhitungan didapat nilai K negatif, maka drag yang terjadi

menggunakan persamaan ( 2.6 ) :

- Drag ketiga dari EOB ke TD, merupakan lubang lurus maka

menggunakan ( 2.4 ) dengan sudut kemiringan 32.89 derajat.

s

Total drag yang terjadi adalah :

4.3 Menentukan Beban

Maksimum

Beban maksimum yang akan ditopang oleh rig menggunakan

persamaan ( 2.1 ) yaitu :

MOP merupakan asumsi marjin berat pengangkatan yang

digunakan untuk safety factor dan limit beroperasinya drilling jar.

1. Sumur X


Σ ( Wp x Lp) : 30.374,0 lbs

Wblock : 20.000,0 lbs

Drag : 120.91 lbs

MOP : 80.000,0 lbs

Beban maksimum yang akan ditopang oleh rig adalah :

2. Sumur Y


Σ ( Wp x Lp) : 66.808,9 lbs


Drag : 264,08 lbs

MOP : 100.000,0 lbs


3. Sumur Z


Σ ( Wp x Lp) : 78.387,9 lbs


Drag : 18.433,22 lbs

MOP : 100.000,0 lbs


4.4 Menentukan Kapasitas Hook Load

Hook load menggunakan persamaan ( 2.2 ) yaitu :

Untuk jumlah lilitan dari katrol rig (Σ line) digunakan 8 lilitan,

efisiensi dari block diasumsikan 85%. Berat crown block 15.000 lbs.

1. Sumur X


Max. Weight : 130.494,90 lbs

Σ line : 8

Crown block Wight : 15.000,0 lbs

Block eff : 85 %

Hook load yang didapat adalah sebagai berikut :

2. Sumur Y

Dengan menggunakan rumus perhitungan yang sama, maka didapat :

3. Sumur Z


4.5 Menentukan Kapasitas Drawwork

Kapasitas drawwork menggunakan persamaan ( 2.3 ) yaitu :

Untuk laju pengangkatan maksimum (hoisting speed) digunakan

30 ft/min, efisiensi transmisi, efisiensi mekanik dan efisiensi block

digunakan masing masing 80%.

1. Sumur X


Max. weight : 130.494,90 lbs

Hoisting speed : 30 ft/min

Transmission eff : 80 %

Mechanic eff : 80 %

Block eff : 80 %

Kapasitas drawwork yang didapat adalah :

2. Sumur Y


3. Sumur Z


4.6 Menentukan Kapasitas Menara/Mast

Kapasitas menara adalah beban maksimum/hook load yang akan

ditanggung oleh menara/mast selama pemboran dilakukan, didapat dari data

perhitungan point 4.4 yaitu :

1. Sumur X

2. Sumur Y

3. Sumur Z

4.7 Menentukan Kapasitas Meja Rig/Substructure

Beban yang akan di topang oleh meja/substructure ketika pemboran

adalah jumlah beban maksimum/hook load yang akan diangkat oleh rig dan

beban string pemboran yang akan disandarkan ke menara (set back). String

disandarkan ketika akan melakukan trip out, logging dan memasukkan

casing. Untuk perhitungan ini diambil dari beban string yang terberat.

1. Sumur X


Hook load : 206.904,26 lbs

Set back : 30.373,98 lbs

Substructure Load yang didapat adalah :

2. Sumur Y


Hook Load : 290.107,32 lbs



3. Sumur Z

Diketahui data sebagai

berikut :

Hook Load : 333.869,30 lbs



Wilayah

lapangan block BOB berada

di daratan/on shore, maka rig yang akan digunakan adalah tipe land rig. Untuk

memudahkan dalam proses perpindahan rig dari sumur ke sumur dan lahan

sumur yang terbatas maka dipilih land rig yang bertipe mobile atau truck

mounted.

Berdasarkan perhitungan kapasitas mast yang terbesar adalah

333.869.30 lbs, namun ketersediaan kontraktor rig dimarket/pasar untuk nilai

tersebut hanya terbatas pada varian kapasitas 300,000 lbs, 350,000 lbs, 400,000

lbs . Dengan pertimbangan dari segi keselamatan, maka dipilih 350,000 lbs.

Berdasarkan perhitungan kapasitas substructure yang terbesar

adalah 412.257,20 lbs, namun ketersediaan kontraktor rig dimarket/pasar untuk

nilai tersebut hanya terbatas pada varian kapasitas 400,000 lbs, 450,000 lbs .

Dengan pertimbangan dari segi keselamatan, maka dipilih 450,000 lbs

Berdasarkan perhitungan kapasitas drawwork yang terbesar adalah

385 HP, namun ketersediaan kontraktor rig dimarket/pasar hanya terbatas pada

varian kapasitas 350 HP, 450 HP, 550 HP. Khusus untuk kapasitas 450 HP tidak

banyak kontraktor yang memilikinya sehingga agar leluasa dalam memilih rig

dan mendapatkan harga yang lebih kompetitif maka dipilih rig yang

berkapasitas 550 HP. Dari segi operasi dan keselamatan kerja sangat

direkomendasikan menggunakan rig kapasitas 550 HP karena rig beroperasi

secara kapasitas tidak terlalu terpaksa yaitu 70 % dari kapasitas rig.

Dari analisis tersebut diatas maka dapat disimpulkan bahwa

spesifikasi rig yang akan di sewa adalah mobile rig tipe truck mounted

berkapasitas 550 HP, kapasitas mast minimal 350.000 lbs dan kapasitas

substructure minimal 450.000 lbs.

Sumur X dan sumur Y adalah sumur vertical dengan kedalaman

yang berbeda yaitu masing-masing 800 ft dan 2150 ft dan dari hasil perhitungan

di dapat kapasitas drawwork yang dibutuhkan masing-masing adalah 231,70

HP dan 332,16 HP. Dapat disimpulkan bahwa semakin dalam pemboran maka

kapasitas drawwork yang dibutuhkan juga semakin besar.

Drag yang terjadi pada sumur vertical X dan Y serta sumur

directional Z adalah masing-masing 129,91 lbs, 264,08 lbs dan 18.443,22 lbs.

Dapat disimpulkan bahwa semakin besar sudut lintasan lubang yang terbentuk

maka drag semakin besar sehingga kapasitas drawwork yang dibutuhkan juga

semakin besar.

Berdasarkan standar dari asosiasi APMI (Asosiasi Perusahaan

pemboran Minyak, gas dan panas bumi Indonesia) bahwa untuk tarif rig

drilling adalah USD 19.0 s/d USD 23.0 per HP (Lampiran 1). Maka tarif rig

550 HP per Tarif Harian Operasi (THO) adalah USD 10,450 s/d USD 12,650.

Estimasi harga THO USD 11.550 diambil nilai tengah dari range biaya rig 550

HP per hari operasi. Besaran tarif per HP, moving, operasi dan komplesi

berdasarkan standar Asosiasi APMI. Estimasi total biaya penyewaan rig

dengan rincian sebagai berikut :

Tabel 4.1 Hasil Perhitungan Biaya Rig

Tarif Per HP

THO Rig 550 HP Estimasi THO

(Nilai Tengah)

USD 19 s/d USD 23 USD 10,450 s/d 12,650 USD 11.550

Deskripsi Besaran Tarif Hari

Biaya

Mobilisasi Lumpsum USD 80,000.00

Demobilisasi Lumpsum USD 80,000.00

Moving 85 % x USD 11,550 18 USD 176,715.00

Operasi 100 % x USD 11,550 25.47 USD 294,178.50

Komplesi 85 % x USD 11,550 17 USD 166,897.50

TOTAL USD 797,791.00

Gambar 4.1. Chart biaya rig sumur X

Gambar 4.2. Chart biaya rig sumur Y

Gambar 4.3. Chart biaya rig rumur Z

BAB V

KESIMPULAN DAN SARAN

5.1 Kesimpulan

Dari hasil studi yang telah dilakukan, maka didapat beberapa kesimpulan

sebagai berikut :

1. Dari perhitungan didapatkan kapasitas minimum rig yang akan digunakan untuk

pengeboran sumur pemboran berdasarkan beban maksimum yang ditopang oleh

rig adalah kapasitas drawwork 385 HP, kapasitas mast 216.831,13 lbs dan

kapasitas substructure 295.219,03 lbs.

2. Sumur X, Y (vertical) dan sumur Z (directional) dengan kedalaman yang berbeda

yaitu masing-masing 800 ft , 2150 ft dan 2500 ft dari hasil perhitungan didapat

drag yang terjadi 129,91 lbs, 264,08 lbs dan 18.443,22 lbs dan kemampuan rig

yang dibutuhkan masing-masing adalah 231,70 HP, 332,16 HP, 385 HP. Dapat

disimpulkan bahwa semakin dalam pemboran dan semakin besar drag yang

terjadi maka kemampuan rig yang dibutuhkan juga semakin besar.

3. Pengeboran yang akan dilakukan berada di daratan/on shore dengan kedalaman

dibawah 10.000 ft sehingga land rig tipe mobile lebih efisien dan efektif

digunakan bila dibandingkan tipe conventional. Berdasarkan aspek keselamatan

operasi, aspek biaya dan aspek ketersediaan rig maka minimum kapasitas rig

yang digunakan adalah berkapasitas 550 HP, kapasitas mast 350.000 lbs dan

kapasitas substructure 450.000 lbs.

5.2 Saran

Untuk peneliti selanjutnya penulis menyarankan :

1. Melakukan analisa perhitungan kapasitas rig dengan menvariasikan string dan

BHA yang digunakan.

2. Melakukan evaluasi antara estimasi biaya yang telah dihitung dengan biaya aktual

ketika pengeboran telah dilakukan.

DAFTAR PUSTAKA

Asosiasi Perusahaan pemboran Minyak gas dan panas bumi Indonesia. (2017).Surat

Keputusan Tarif Harian Operasi. Jakarta.

Budiono, B. (2007). Drilling and Workover. Cepu: Pusdiklat Migas.

Emilia, A., Mumin, & Simorangkit, A. (2015). Evaluasi Beban Torsi dan Drag pada

Sumur Berarah Mila di Lapangan Lepas Pantai Laut Jawa Bagian Barat dengan

Menggunakan Software DSWE. Seminar Nasional Cendikiawan

2015.Jakarta: Universitas Tri Sakti.

Fadjri, F. S. (2011). Studi Kelayakan Pemboran Berarah untuk Pemindahan Well Head.

Bandung: Institut Teknologi Bandung.

Herianto (2008). Perhitungan Kapasitas Rig yang diperlukan pada suatu Rencana

Operasi Pemboran Migas. Prosiding Seminar Nasional Kebumian 2008.Yogyakarta:

Universitas Pembangunan Nasional Veteran.

Melysa, R. (2014). Alat Bor dan Produksi. Pekanbaru: Universitas Islam Riau.

Pertamina. (2015). The Pertamina Drilling Way. Jakarta: Direktorat Pertamina.

Rabia, H. (1985). Oil Well Drilling Engineering. United Kingdom: Library.

Rachmat, S. (2008). Well service and Workover. Bandung.

Raharja, R., Yazid, F. A, & Hamid, A. (2015). Evaluasi Penggunaan Rig 550 HP Untuk

Program Hidrolika Pada Sumur X Lapangan Y. Seminar Nasional

Cendikiawan 2015. Jakarta: Universitas Tri Sakti

Rubiandini, R. (Ed.). (2012). Teknik Operasi Pemboran (Vol. 1). Bandung : Institut

Teknologi Bandung.

Rubiandini, R. (Ed.). (2012). Teknik Operasi Pemboran (Vol. 2). Bandung : Institut

Teknologi Bandung.

Rubiandini, R. (2010). Optimasi Pemboran dan Problem Solver. Bandung : Institut

Teknologi Bandung.

Rubiandini, R (Ed.). (1998). Teknik Pemboran. (Vol. 1). Yogyakarta : Universitas

Pembangunan Nasional.

Santika, P. M, & Afrinal (2017). Perhitungan Teknis Perbaikan menara Atas

(Upper Mast) dari Rig Pengeboran Minyak #77. Jurnal Teknik Mesin ITI. 1, 2

Schlumberger. (2014). Well Sevices Field Data handbook. Houston.

Schlumberger. (2004). Rig Type. Duri.

Sudibyo. (2013). Basic Drilling for Non Drilling Engineer. Yogyakarta.

analisis kapasitas rig berdasarkan beban maksimum …repository.uir.ac.id/1065/1/analisi kapasitas...

Documents