Tuesday, October 20, 2009

APLIKASI PENGGUNAAN SISTEM DRILLING WITH CASING PADA PEMBORAN EKSPLORASI DENGAN SURFACE CASING 13 3/8 DI LAPANGAN LEPAS PANTAIabstraks: Drilling with casing represents one of the technological development in petroleum technologies, especially in drilling operations. One of them is by using Drilling With Casing ( DWC) method.In this method casing is used as drilling assembly, replacing drill pipe in conventional drilling, so that casing installation can be done at the same time with process of drilling hole. Hence in the operation shall no longer be needed time to pull out drilling assembly and run in casing strings, at certain depth which has been planned.Therefore, by using this DWC method many operating expenses and time can optimized. With this method we can avoid drilling problems frequently encountered in conventional drilling operation.DWC useas special bit, namely is drillshoe (DS). Drillshoe is installed at first casing joint and can be penetrated or re-drilled by using standard bit. Installation of float collar in the same time with casing strings makes cementing job can be done immediately. So that this matter can reduce drilling operation time.This final project will discuss the application of DWC and casing design by considering collapse, tension and burst factors, and also calculation of drilling expense and time compared to actual condition. For simulation we use Melati-01 well, and also casing size 13 3 / 8 with P-110 NSCC grade and L-80 BTC at phase 17 by considering the economical factors.With the same well data and formation condition with some assumptions of drilling parameters, therefore we can be predict the collapse, tension and burst factors needed in selecting casing materials. The evaluation is conducted by considering the technical and economic aspects such as operational cost.

abstraks:Pengeboran dengan casing merupakan salah satu perkembangan teknologi dalam teknologi perminyakan, terutama dalam operasi pengeboran. Salah satunya adalah dengan menggunakan Drilling Dengan Casing (DWC) metode.Dalam metode ini digunakan sebagai casing perakitan pengeboran, mengganti pipa bor dalam pengeboran konvensional, sehingga casing instalasi dapat dilakukan pada saat yang sama dengan proses pengeboran lubang. Oleh karena itu dalam operasi tidak lagi diperlukan waktu untuk menarik keluar pengeboran perakitan dan berjalan dalam casing string, pada kedalaman tertentu yang telah direncanakan.Oleh karena itu, dengan menggunakan metode ini DWC banyak biaya operasional dan waktu dapat dioptimalkan. Dengan metode ini kita bisa menghindari masalah pengeboran sering ditemui dalam operasi pengeboran konvensional.DWC useas bit khusus, yaitu adalah drillshoe (DS). Drillshoe diinstal pada awalnya sendi casing dan dapat ditembus atau re-dibor dengan menggunakan bit standar. Pemasangan mengapung kerah dalam waktu yang sama dengan casing string membuat penyemenan pekerjaan dapat segera dilakukan. Sehingga hal ini dapat mengurangi waktu operasi pengeboran.Tugas akhir ini akan membahas penerapan desain DWC dan casing dengan mempertimbangkan faktor runtuhnya, ketegangan dan meledak, serta perhitungan biaya dan waktu pengeboran dibandingkan dengan kondisi aktual. Untuk simulasi kita menggunakan Melati-01 baik, dan juga ukuran casing 13 3/8 "dengan P-110 NSCC grade dan L-80 BTC di fase 17" dengan mempertimbangkan faktor ekonomis.Dengan data sumur yang sama dan kondisi formasi dengan beberapa asumsi parameter pengeboran, oleh karena itu kita dapat memprediksi faktor runtuh, ketegangan dan meledak dibutuhkan dalam memilih bahan casing. Evaluasi dilakukan dengan mempertimbangkan aspek teknis dan ekonomi seperti biaya operasional.

BAB IPENDAHULUANDalam 20 tahun belakangan ini, pencarian persediaan minyak menjadi semakin penting karena sumber-sumber gas alam dan minyak mentah yang ada sudah semakin menipis dengan pesat, karena dipakai oleh negara-negara industri. Pada saat ini kenyataannya sulit untuk menemukan lapangan minyak baru di darat. Ditambah pula oleh fakta baru, bahwa banyak cekungan tepi benua merupakan tempat endapan minyak yang potensial, keadaan semacam ini yang melengkapi kondisi awal bagi lahirnya teknologi lepas pantai. Dalam perkembangannya, pada operasi-operasi pemboran sumur dilepas pantai selalu dilakukan pengembangan teknologi dan metode-metode alternatif baru untuk penghematan biaya operasional.Dalam penulisan tugas akhir ini, terbagi atas beberapa BAB yaitu : BAB II akan membahas mengenai struktur geologi dan stratigrafi dari lapangan lepas pantai Blok Nila Laut Natuna selatan, BAB III membahas mengenai dasar unit pemboran dengan casing, cara kerja/mekanisme serta keuntungan dan kerugian dalam penerapan yang mempengaruhi pemboran dengan casing.Selain itu juga, pada BAB IV akan membahas mengenai aplikasi penggunaan dari sistem DWC, tingkat keberhasilan dari cara kerja sistem DWC, kemampuan pipa casing khususnya casing 13 3/8 saat menahan beban yang terjadi dalam pelaksanaan operasi pemboran dan pengaruh pelaksanaan pemboran dengan casing terhadap waktu dan biaya operasional yang dikeluarkan. BAB V akan membahas hasil analisa dari aplikasi penggunaan sistem DWC pada pemboran lepas pantai dan terakhir adalah BAB IV yang akan membahas Kesimpulan dari penulisan Tugas Akhir ini.Pelaksanaan Tugas Akhir ini memilih Sumur Melati-01 yang terletak di lapangan lepas pantai ConocoPhillips Inc. Ltd. di Blok Nila Laut Natuna Selatan, khususnya pada pemboran interval selubung permukaan dengan ukuran pipa casing 13 3/8 sebagai obyek penelitian dengan mempertimbangkan sumur ini telah selesai dibor maka data-data yang diperlukan untuk melakukan analisa dan perhitungan dalam kondisi standar dapat dilakukan. Lapangan lepas pantai di Blok Nila Laut Natuna Selatan dibeli oleh ConocoPhillips Inc. Ltd. pada tahun 2003 dari Pemerintah Republik Indonesia. Pada saat ini Blok Nila telah membor 7 sumur dan belum menemukan cadangan hidrokarbon.Dalam rangka untuk Continue Improvement atau menambah peningkatan pada operasi pemboran sumur di Blok Nila pihak perusahaan Conocophillips menggunakan sistem DWC yang diharapkan dapat mengurangi biaya pemboran sekaligus sebagai sistem alternatif untuk mengatasi masalah pemboran seperti dogleg, keyseat, swabbing dan masalah-masalah pemboran lainnya.Tujuan dari penulisan tugas akhir ini adalah mengetahui bagaimana prosedur dan penggunaan dari sistem Drilling With Casing, juga pemilihan casing yang akan digunakan pada sistem DWC berdasarkan gaya-gaya di dalam sumur (tekanan collapse, tekanan burst dan tekanan tension) dengan menggunakan metode grafis. Selain itu juga agar dapat mengetahui metoda pemboran mana yang lebih efektif, efisien dan ekonomis. Juga diharapkan dari hasil studi ini akan diperoleh suatu metoda pemboran yang paling tepat untuk digunakan pada interval selubung permukaan, khususnya bagi lapangan lepas pantai ConocoPhillips Inc. Ltd. di Laut Natuna Selatan, namun tidak tertutup kemungkinan untuk digunakan juga di lapangan lain, baik di darat (onshore) atau lepas pantai (offshore).

BAB IITINJAUAN UMUM LAPANGANLapangan Nila di Laut Natuna Selatan merupakan lapangan minyak dan gas yang dioperasikan oleh ConocoPhillips. Lapangan Nila merupakan lapangan yang dipercayakan Pertamina kepada ConocoPhillips dalam bentuk kerja sama PSC (Production Sharing Contract). Tinjauan umum Lapangan Nila ini meliputi regional geologi dan stratigrafi.2.1 Letak Geografis LapanaganBlok Nila secara geografis terletak pada 106o107o BT dan 04o 50 05o 00 LU. Blok Nila terletak pada cekungan barat dalam Blok B ConocoPhillips di antara Blok Lasmo, Premier dan Gulf di sebelah utaranya.Wilayah kerja ini terletak sekitar 90 km sebelah utara pulau Matak, atau kurang lebih 1175 km utara Jakarta (lihat gambar 2.1). 2.2 Geologi Regional LapanganBlok Nila terletak di cekungan Natuna bagian barat dari Lautan Natuna bagian selatan. Cekungan ini berasal dari masa Eosen sampai Oligosen yang Basement yang mengandung bermacam-macam batuan granit dan metasedimen merupakan daerah pembentukan bagi lapisan klasik syn-rift (proses pengendapan yang terjadi akibat pergeseran kerak bumi), yang diselingi terkadang dengan lapisan-lapisan tipis batuan beku, ini berdasarkan dari Formasi Belut .Di beberapa waktu pada syn-rift, sediment graben (sisipan) lacustrine terakumulasi dan membentuk lapisan sumber minyak yang sangat penting.Gambar 2.1Lokasi Lapangan Nila Laut Natuna Selatan8Pada pertengahan Oligosen gerak patahan berhenti, sedimen-sedimen fasa rifting dan sinking merupakan lapisan yang menutupi batas patahan lama dan disebut formasi Gabus. Ini terdiri dari daerah besar reservoir fluvio-alluvial (pengendapan batuan yang terjadi di darat,merupakan umur pengendapan yang paling muda kurang lebih 20.000 tahun).Awal diera Oligosen akhir, patahan Malay-Natuna bertukar silang lapisan tanpa dipengaruhui oleh temperatur, sebagai akibat dari gerakan tektonik transgressional NW-SE. Pembentuk patahan dan beberapa daerah batas cekungan berubah menjadi antiklin yang besar yang mana menjadi bagian dari target utama dari eksplorasi ini. Indikasi pertama kali dari invers (hasil pengendapan yang terlipat kembali) dan pemudaan kembali batas pantai dilihat dalam getaran yang diperbaharui untuk reservoir batuan pasir berkualitas tinggi yang terdiri dari bagian besar formasi Gabus. Antara pembesaran syn-invers tak berpusat, pengendapan didominasi oleh shale-shale brackish-lacustrine (pengendapan shale yang terbentuk pada lingkungan air payau) dari formasi barat, penutup atas yang terpenting. Penutup dari batas cekungan, klasik co-eval dari formasi udang terendapkan dan membentuk reservoir penting di beberapa lapangan.Tahap Miosen Awal, getaran pembaharuan dari penekanan dan invers dihasilkan dari erosi pembesaran invers dari dataran tinggi dan pengikisan yang didominasi dari batuan klastik pasiran yang bergerak ke daerah tersebut. Ini didasarkan dari bagian batuan pasir arang bawah. Internal ini ditutup kebanyakan oleh penutup shale-shale tipis. Invers berlanjut secara beruntun dari Miosen awal dan pertengahan dengan deposisi yang didominasi dari formasi arang atas fluvio-deltaic (pengendapan yang terjadi di laut). Invers di daerah Nila sangat dramatis dan kebanyakan formasi arang menghilang dari daerah sturuktur Nila. Beberapa struktur telah digabungkan menjadi formasi Gabus.Penekanan berhenti di akhir Miosen pertengahan dan sebuah daerah unconfirmity bersudut mengembang. Pengendapan dari daerah terusannya yang terbentuk karena fasa sinking dan terdiri dari pengendapan marine dangkal formasi muda.2.3 Struktur Stratigrafi LapanganStratigrafi cekungan Natuna Barat pada sumur Melati-01 dimulai dari basement pra-tersier dan seluruh pengendapan tersier dijelaskan pada gambar 2.2. Urutan lithostratigrafi di Cekungan Natuna Barat dari yang paling tua (basement) sampai ke yang muda menurut Conoco Block B Team (1997) dibagi atas lima kelompok, yaitu:1. Batuan Dasar atau Basement, berumur Pra-Tersier.2. Kelompok Belut, berumur antara Eocene sampai Oligocene Bawah.3. Kelompok Gabus, berumur akhir Oligocene.4. Kelompok Udang, berumur antara akhir Oligocene atas sampai awal Miocene.5. Kelompok Barat, berumur antara Oligocene Bawah sampai Miocene Bawah.6. Kelompok Arang, berumur antara Miocene Bawah sampai Miocene Tengah.7. Kelompok Muda, berumur antara Miocene Atas sampai Pleistocene.1. BasementArsitektur basement Laut Natuna berkembang selama fasa pergerakan pada zaman Eosen sampai awal Oligosen yang menyebabkan terbentuknya tiga unit geologi utama yaitu, cekungan Natuna Barat, Natuna high dan cekungan Natuna Timur. Basement pada umumnya terdiri dari batuan beku dan metamorfik atau endapan continental yang non-marine.2. Formasi BelutProses pengendapan dimulai pada zaman awal Oligosen, di mana hasil pelapukan batuan granit dari basement mengisi palung dan lembah yang telah terbentuk. Pada blok B ConocoPhillips, formasi ini disebut formasi Belut yang ekivalen dengan formasi Gajah, Sotong, Terumbuk dan Tenggiri pada Blok lainnya.3. Formasi GabusPengendapan berlanjut pada akhir Oligosen yang membentuk formasi Gabus. Bagian bawahnya terdiri dari endapan aluvial dan delta, sedangkan padaEndapan transgressive delta front terbentuk di bagian atasnya dan inter distributary bay. Formasi Gabus terdiri dari batuan pasir pada sistem delta yang pada umumnya sangat berlempung dan susah diperkirakan penyebarannya4. Formasi UdangFormasi Udang terbentuk pada akhir Oligosen atas sampai awal Miosen yang ditandai oleh proses pengendapan bidang yang landai dengan energi lemah kebagian atas formasi. Hal ini menyebabkan terbentuknya endapan klastik halus pada sistem meandering dan brackish lacustrine.5. Formasi BaratPengendapan berlangsung pada awal Miosen yang dominan terdiri dari batuan lempung yang disisipi batuan pasirGambar 2.2Kolom Stratigrafi Blok B Natura Barat8. Pengaruh endapan marine mulai ditemukan pada bagian bawah formasi barat yang ditandai dengan serbuk tanaman air tawar.6. Formasi ArangFormasi Arang terbentuk dalam kurun waktu Miosen-Bawah sampai akhir Miosen-Tengah yang terdiri dominan dari batuan pasir kasar sampai halus dan glauconitic sandstone (pengendapan batuan pasir yang terjadi di laut dalam) menunjang terjadinya pengendapan marine.Pada Miosen-Tengah terjadi proses regresi yang menyebabkan terbentuk endapan batuan pasir kasar yang disisipi carbonaceous shale terdapat pada bagian atas formasi Arang. Lapisan atas ini tererosi pada akhir Miosen-tengah.7. Formasi MudaSejak Miosen-Atas sampai sekarang, formasi muda diendapkan pada proses transgresi diatas formasi yang lebih tua dan batasannya memberi refleksi yang berharga pada seismic maker. Formasi muda terdiri dari shallow marine muda dan sand stones.

BAB IIITEORI DASAR PEMBORAN DENGAN CASINGPerkembangan teknologi pemboran di dunia telah membuat pembaharuan dalam segi operasi pemboran, salah satunya adalah pemboran dengan Casing. Pemboran dengan casing adalah penyempurnaan dan pengembangan dari Casing While Drilling. Faktor yang membawa operator untuk menggunakan teknologi ini adalah pengurangan waktu dalam kurva pemboran dan pengurangan biaya peralatan yang berdampak akan mengurangi biaya pemboran.Ada dua metode dasar atau sistem penggunaan dari pemboran dengan casing yaitu :1. Dengan memasukkan retrievable bottom hole assembly ke dalam casing dan menggunakan motor untuk menggerakan pahat konvensional dan reamer, yang selanjutnya disebut dengan casing drilling.2. Dengan sistem memutar casing dari permukaan dan menggunakan sistem penyambungan casing internal dan pahat yang dapat dibor kembali dengan peralatan BHA penyemenan di tempat, yang selanjutnya disebut dengan drilling with casing.Penggunaan kedua metode atau sistem ini tergantung dari kegunaan dan fungsi pemakaian di lapangan, karena pemboran dengan casing ditawarkan sebagai solusi bagi masalah-masalah yang mungkin terjadi pada saat pemboran.3.1 Konsep Dasar Casing DrillingSistem casing drilling adalah sistem atau metode pemboran dengan menggunakan casing sebagai rangkaian pipa pemboran. Dalam hal ini fungsi dari rangkaian pipa pemboran sebagai media untuk melewatkan energi mekanik dan hidrolik kepada pahat bor digantikan oleh casing sehingga dalam pengoperasiannya sistem ini memerlukan peralatan khusus atau beberapa bentuk modifikasi dari peralatan konvensional yang sudah ada.Pada dasarnya, suatu rangkaian casing drilling terbagi menjadi dua rangkaian utama (lihat gambar 3.1), yaitu :1. Rangkaian Bottom Hole Assembely (BHA)Rangkaian BHA casing drilling terdiri dari :a. Pilot Bit.b. Underreamer.c. Motor untuk Dirrectional Control (jika diperlukan).d. Rangkaian peralatan LWD dan MWD (jika diperlukan).2. Rangkaian Pipa CasingRangkaian pipa casing pada casing drilling telah didesain khusus untuk menahan beban putaran dan tekanan, yang telah dilengkapi pula dengan parameter khusus seperti :a. Casing Lock Collarb. Casing Torque Collarc. Centralizer Khususd. Sistem pengunci pada bagian akhir rangkainPada aplikasinya rangkaian BHA diturunkan dan dipasang pada bagian akhir casing dengan sutu sistem pengunci khusus, kemudian kedua rangkaian tersebut diturunkan secara bersamaan ke dalam lubang bor dan melakukan pekerjaan pemboran sampai menembus formasi yang dituju. Sedangkan untuk mengoperasikan sistem BHA serta untuk mencabut rangkaian BHA apabila kedalaman yang sudah tercapai atau diperlukan untuk mengganti bit atau motor digunakan powerfull wireline unit. Gambar 3.1Rangkaian Downhole Tools Casing Drilling5Sistem penyemenan yang digunakan pada casing drilling tidak jauh berbeda dengan sistem penyemenan yang digunakan pada operasi pemboran konvensional. Operasi penyemenan pada sistem ini dilakukan dengan menurunkan bottom plug terlebih dahulu sehingga bottom plug terkunci pada landing collar setelah itu barulah dipompakan semen dan didorong dengan menggunakan cementing plug hingga cementing plug terkunci pada bottom plug dengan suatu mekanisme pengunci khusus yang selanjutnya berfungsi untuk menahan tekanan balik dari semen yang dipengaruhui oleh tekanan formasi. Setelah itu barulah dilakukan pemboran untuk fase selanjutnya.3.2 Tujuan Penggunaan Casing DrillingCasing drilling terutama didesain untuk suatu kondisi yang mengharuskan operator segera memasang casing setelah membor, sehingga kemungkinan terjadinya masalah formasi dapat dikurangi. Dengan segera menurunkan dan memasang casing pada lubang bor, masalah formasi yang disebabkan oleh runtuhnya formasi shale pada saat memasang casing dapat dicegah. Sistem ini juga dapat mengurangi time spent waiting maupun unscheduled event, yang terutama penting untuk operasi pemboran lepas pantai, di mana arus pasang surut sangat berpengaruh pada saat harus dilakukan pencabutan BHA dan menurunkan casing dengan segera. Selain dapat diperoleh efisiensi biaya operasional dan efisiensi waktu operasi yang berarti, dengan digunakannya metode casing drilling ini faktor keselamatan dapat ditingkatkan pula (dengan mengurangi tenaga kerja yang diperlukan).3.3 Keuntungan Penggunaan Casing DrillingKeuntungan yang dapat diperoleh dengan menggunakan sistem casing drilling pada suatu operasi pemboran antara lain adalah sebagai berikut :3.3.1 Efisiensi RigKeuntungan yang dapat diperoleh dari penggunaan rig khusus pada operasi casing drilling adalah : Desain rig lebih kecil dan ringan sehingga transportasinya lebih mudah. Mengurangi biaya sewa rig. Membutuhkan horse power dan perawatan yang lebih sedikit. Mengurangi pengulanggan kerja pada drawwork (pada saat triping time).Dalam mengoperasikannya sistem casing drilling dapat juga digunakan rig konvensional dengan memodifikasi beberapa sistemnya.3.3.2 Efisiensi OperasionalDalam segi operasional, keuntungan yang bisa diperoleh dari penggunaan sistem casing drilling adalah : Diperlukan konsumsi bahan bakar yang lebih sedikit (dengan digunakannya diameter rangkaian pemboran yang lebih besar pada casing drilling, maka pressure loss pada rangkaian pemboran dapat diminimalkan sehingga tenaga pompa yang diperlukan tidak terlalu besar dan penggunaan bahan bakar dapat dihemat). Mengurangi biaya lumpur dan semen. Mengurangi waktu tripping (pada saat penggantian BHA). Mengurangi masalah deviasi dan dogleg.3.3.3 Efisiensi Unscheduled eventUntuk meminimalkan unscheduled event pada suatu operasi pemboran keuntungan bisa diperoleh dari penggunaan sistem casing driling adalah : Dapat mengatasi timbulnya masalah pada lubang sumur yang disebabkan oleh tekanan swab dan surge. Dapat mengaatasi timbulnya masalah pada zona waterflow, shear dan fluid loss pada saat menempatkan casing. Dapat mengatasi timbulnya rongga pada lubang bor saat dilakukan reaming back dari rangkaian pipa pemboran.3.4 Keterbatasan Penggunaan Casing Drilling.Pada sistem ini terdapat beberapa keterbatasan yang disebabkan oleh penggunaan casing sebagai rangkaian pemboran. Keterbatasan tersebut antara lain adalah : Kecepatan putaran casing string tidak terlalu tinggi. Keterbatasan beban torsi yang mampu ditahan oleh casing pada saat rangkaian casing diputar. Hanya efektif digunakan pada sumur-sumur pengembangan (development well). Timbulnya masalah fatigue.3.5 Konsep Dasar Drilling With Casing (DWC)Drilling with casing adalah suatu metode atau sistem dengan menggunakan rangkaian casing sebagai rangkaian pipa pemboran. Dalam hal ini rangkaian pipa pemboran sebagai media untuk melewatkan energi mekanik atau hidrolik kepada pahat bor, digantikan oleh casing. Berbeda dengan konsep pemboran casing drilling yang telah diterangkan sebelumnya, Drilling With Casing menggunakan pahat bor khusus yang dinamakan Drillshoe, yang akan diletakkan pada sambungan casing pertama.Dengan sistem ini, setelah lubang yang dibor dengan casing mencapai kedalaman casing setting depth, penyemenan ditempat dapat langsung dilaksanakan tanpa harus diangkat dulu dari lubang (tanpa memerlukan tripping) dan tidak membutuhkan alat lain dalam casing untuk penyemenan. Karena float valve sudah diletakkan pada rangkaian casing selama operasi pemboran. Setelah CSD (casing setting depth) dicapai dan lubang bor dibersihkan dengan mensirkulasikan lumpur di dalam lubang, lalu bottom plug diturunkan sampai duduk pada float collar kemudian pompakan bubur semen dan didorong dengan top plug, maka membrane pada bottom plug akan pecah dan semen akan masuk mengisi annulus sampai posisi top plug berhimpit dengan bottom plug, dan setelah pekerjaan penyemenan selesai Drillshoe dapat langsung dibor dengan pahat PDC konvensional untuk fase pemboran selanjutnya.Sistem pemboran dengan casing ini tidak membutuhkan modifikasi untuk rig pemboran konvensional. Peralatan yang dibutuhkan untuk operasi ini adalah sistem top drive. Karena tidak ada yang dihilangkan dari casing, tidak ada persyaratan khusus untuk kabel bor atau peralatan penanganan pipa khusus untuk operasi ini. Sampai saat ini, tidak ada operasi DWC yang menggunakan rig penggerak kelly. 3.6 Tujuan Penggunaan Sistem DWCTeknik pemboran dengan menggunakan casing tidak dapat dipungkiri lagi sebagai teknik yang mampu mengurangi biaya-biaya pembuatan sumur, atau mempermudah pembuatan sumur yang efektif dan praktis selama bisa diaplikasi dilapangan. Pemboran dengan casing memberikan keuntungan dalam penyelesaian pekerjaan dimana tripping time untuk mengangkat peralatan pemboran dan waktu untuk menurunkan casing ke kedalaman setting depth di eliminasi dan pekerjaan dapat langsung dilanjutkan pada tahap penyemenan tanpa masalah. 3.7 Keuntungan Penggunaan Sistem DWCKeuntungan yang dapat diperoleh dengan penggunaan sistem DWC pada suatu operasi pemboran dapat dibagi menjadi beberapa bagian yaitu efisiensi rig, efisiensi fluida, efisiensi operasional, efisiensi unscheduled event.3.7.1 Efisiensi RigKeuntungan yang dapat diperoleh dari efisiensi rig pada operasi DWC adalah : Tidak memerlukan rig khusus atau bisa menggunakan rig konvensional sehingga tidak ada biaya untuk menyewa rig yang khusus. Tidak diperlukkan sewa transportasi , perawatan dari drill pipe dan drill collar. Membutuhkan horse power dan perawatan yang lebih sedikit. Mengurangi pengulangan kerja pada drawwork (pada saat triping time).3.7.2 Efisiensi FluidaKeuntungan yang dapat diperoleh dari efisiensi fluida pada operasi DWC adalah : Laju alir dapat dikurangi. Meningkatkan pengangkatan cutting sehingga pembersihan lubang dapat lebih effisien.3.7.3 Efisiensi OperasionalDalam segi operasional, keuntungan yang bisa diperoleh dari penggunaan sistem DWC adalah : Diperlukan konsumsi bahan bakar yang lebih sedikit ( dengan digunakannya diameter rangkaian pemboran yang lebih besar pada sistem DWC, maka pressure loss pada rangkaian pemboran dapat diminimalkan sehingga tenaga pompa yang diperlukan tidak terlalu besar, dan dengan adanya hal tersebut maka penggunaan bahan bakar dapat lebih dihemat ). Menggurangi waktu tripping ( pada saat tripping dan penggantian BHA ) Menggurangi masalah deviasi dan dogleg. Mengurangi kebutuhan horse power rig, karena kebutuhan rate pompa dan tekanan yang lebih kecil.3.7.4 Efisiensi Unscheduled eventDalam meminimalkan unscheduled event pada suatu operasi pemboran keuntungan yang bisa diperoleh dari penggunaan sistem DWC adalah : Dapat meminimalkan timbulnya masalah pada lubang sumur yang disebabkan oleh tekanan swab dan surge.3.8 Keterbatasan Sistem DWCPada sistem DWC terdapat beberapa keterbatasan yang disebabkan penggunaan casing sebagai rangkaian pemboran. Keterbatasan-keterbatasan tersebut antara lain adalah : Torsi pemboran harus tidak boleh melebihi dari torsi casing. Teknologi saat ini dibatasi hanya untuk formasi yang lunak. Kedalaman dibatasi oleh kemampuan bit. Penggantian bit tidak memungkinkan karena harus mencabut seluruh rangkaian, sehingga menjadi tidak efisien.3.9 Sistem DWC dan Alat Alat Khusus yang DigunakanSistem DWC dengan menggunakan casing drill shoe yaitu bagian terbawah dari rangkaian casing sebagai pengganti drill bit. Drill shoe ini didesain dan berfungsi sebagai pahat pemborannya. Pemutaran casing di permukaan menggunakan top drive system. Ada dua cara untuk menghantarkan torsi dan putaran dari top drive ke rangkaian casing pemboran, yaitu dengan casing spears atau water bushing.Rangkaian pemboran pada sistem ini terbagi menjadi dua rangkaian utama yang pertama rangkaian adalah BHA yang terdiri dari drill shoe, float collar, dan casing. Sedangkan yang kedua adalah peralatan pengangkatan yang harus bisa menahan berat, melakukan permutaran torsi dan mengandung tekanan. Perputaran DWC membutuhkan metode penyambungan dari top drive dengan casing, untuk menggerakan rangkaian casing.Ada dua alternatif peralatan pengangkatan yang digunakan yaitu : water bushing (casing cross over) dan casing spears.3.9.1 DrillshoeDrillshoe adalah alat yang berfungsi sebagai pahat.yang diset di bawah rangkaian pemboran (lihat gambar 3.6). Bagian tengah dari nose alat ini terbentuk dari alumunium alloy, yang dapat dibor dengan segala macam bit / pahat.Alat ini dibentuk dengan kombinasi dari elemen thermally stable diamond cutting (intan pemotong yang stabil dalam temperatur dan densitas tinggi), tungsten carbide (besi berat tempaan yang terbuat dari bahan sejenis karbid) di depan blade dan badan luarnya mempunya PDC cutter.Drillshoe sangat agresif dan akan membor secara cepat dengan WOB rendah. Alat pemboran yang agresif dapat membuat torsi yang tinggi untuk berat yang rendah.Gambar 3.2Profile Drillshoe6Tiga jenis model drillshoe yang digunakan dalam pemboran dengan casing yaitu:1. Drillshoe 12. Drillshoe 23. Drillshoe 3Adapun keterangan dari ketiga jenis drillshoe yang digunakan adalah sebagai berikut,1. Drillshoe 1Drillshoe 1 (gambar 3.7) mempunyai sistim kerja untuk lapisan atau formasi yang tidak begitu keras dan juga menghemat biaya ketika melakukan pemboran di bandingkan dengan pemboran konvensional, saving cost sewaktu akan mempersiapkan dan melakukan penyemenan (Cement in Place), tanpa adanya lagi Running Casing, drillshoe 1 merupakan produk berjenis inti aluminium yang berpusat di tengah dengan integral cutting blades.Pisau (blades) terbuat dari bahan-bahan yang keras yang akan menghasilkan ketahanan terhadap adanya abrasi dikarenakan pengaruh pemboran, nozzel yang dapat di bor (Drillable) terdapat di antara blades langsung kepada fluida pemboran yang berfungsi atau berpengaruh kepada pendinginan dan cuttings removal.Pusat dari drillable core terdapat di dalam badan baja (steel body) yang merupakan profile dari keseluruhan dari blades dan dilanjutkan kepada badan dari shoes yang melingkar hingga kepada diameter luar.Badan besi yang terdapat di dalam badan (body) berhubungan dengan blades di luar dari diameter luar cutting dan strutkur cutting yang terbuat dari carbide yang akan akan dibor keluar kepada keseluruhan diameter. Gambar 3.3Drillshoe 112Ketahanan terhadap abrasi dilindungi oleh kandungan metal matriks yang mengandung carbide Bricketts.2. Drillshoe 2Drillshoe 2 secara umum merupakan konstruksi yang hampir sama dengan Drillshoes 1, di mana (Gbr 3.8) terdapat pembaharuan terhadap cuttingnya yang terdapat di blades, yang mengandung berbagai jenis cutter jenis TSP yang terdapat di sekitar permukaan blades.Ini akan menghasilkan kemampuan untuk membor formasi yang lebih keras dan interval yang lebih dalam atau kata lain berkemampuan dalam menembus zona yang lebih dalam dalam pemboran dengan casing blades-nya di modifikasi dengan PDC cutter kepada diameter gauge-nya di sekeliling bagian luar dari drillshoe. Gambar 3.3Drillshoe 2122. Drillshoe 3Drillshoe 3 merupakan produk yang telah dikembangkan dari dua jenis Drillshoe di atas (Gbr. 3.9) di mana telah dikombinasikan dengan keunggulan atau keuntungan dengan struktur cutting dari jenis PDC di mana merupakan standar dari mata bor PDC.Dengan kemampuan untuk meletakkan atau menempatkan non drillable dari struktur cutting ke dalam lubang sumur, jadi hanya meninggalkan material dari pipa pemboran di daerah pahatnya tanpa merusak dari blades drillshoes.Gambar 3.5Drillshoe 3123.9.2 Water BushingWater bushing (cross over) adalah sebuah alat sederhana yang berfungsi untuk menyambungkan top drive ke casing dan dapat di pasang pada torsi rendah. water bushing dibuat agar casing yang paling atas terhubungkan dengan top Drive sewaktu lubang dibuat dan sambungan menambah (lihat gambar 3.10).Ini adalah suatu operasi yang sangat sederhana, penyambungannya dilakukan langsung dari water bushing ke casing, di mana jenis ulir dari bagian water bushing harus sama dengan ulir casing. Gambar 3.6Water Bushing113.9.3 Casing SpearCasing spear sama fungsinya seperti water bushing yaitu alat sederhana untuk menyambungkan top drive ke casing. Seperti dapat dilihat pada gambar 3.11. Casing spear didesain untuk penyambungan cepat pada casing, casing spears dihubungkan dengan casing tidak dengan ulir, tapi melalui bagian dalam casing yang dimasukkan oleh spears yang juga dilengkapi dengan pack-off yang dapat menahan tekanan fluida (seal).Gambar 3.7Casing Spear11menyebabkan ulir casing sama sekali tidak dipergunakan sehingga untuk penyambungan, hanya memerlukan satu koneksi, mengurangi waktu dan berarti akan mempercepat proses penyambungan dengan top drive system.Stop ring diposisikan dekat dengan puncak spear untuk memastikan pegangan diletakkan pada tempat yang tepat di dalam casing. putaran ke kiri tanpa pengangkatan khusus akan melepaskan casing sedangkan putaran ke kanan memasang spear untuk memegang rangkaian casing.3.10 Prosedur Kerja UmumPada Drillshoe 1 (HVOF Tungsten Carbide) dan Drillshoe 2 (Thermally Stable Diamond), kedua-duanya sangatlah agresif dan cepat dalam melakukan pemboran dengan WOB yang rendah. Peralatan pemboran yang agresif dalam menimbulkan torque yang besar untuk berat yang rendah. Sangat direkomendasikan nilai WOB dijaga sampai minimum, sampai beban torque yang didapat dari Drillshoe diketahui. Hal ini dikarenakan jika menggunakan berat WOB yang besar terlalu awal, kemungkinan dapat menyebabkan beban torque yang terlalu besar atau menyebabkan terlalu banyak pemakaian cutting structure.Prosedur kerja pada pemboran dengan casing melalui beberapa persiapan yaitu 3:? Persiapan Awal Pada Pemboran1. Membongkar semua peralatan dan lakukan pemeriksaan peralatan.2. Memeriksa dan mencatat nomor seri, ukuran dan tipe alat.3. Memastikan tidak ada kerusakan pada aluminium nose atau cutting structure.4. Memeriksa bagian nozzle.5. Memindahkan pelindung ulir (thread protector) dan memeriksa jika ada kerusakan.6. Memastikan bahwa tidak ada lapisan yang sobek atau serpihan didalam peralatan.? Menyambung Casing Drilling String1. Mendirikan Drillshoe box-up diatas keset karet atau alas kayu.2. Membersihkan dan keringkan sambungan.3. Memasukan casing joint dan putar dengan beban torque normal.4. Mengangkat dan menjalankan casing seperti prosedur normal sampai 1 joint dari bagian akhir.5. Mengangkat rangkaian casing dengan water bushing atau drilling spear.? Proses Awal Pemboran1. Memompakan lumpur dengan aliran bertekanan tinggi seperti yang direkomendasikan.2. Memastikan indikator berat pada kondisi nol dan catat tekanan pompa dan rotary torque.3. Menjalankan pemboran dengan lambat sampai ke mudline dan dengan hati-hati monitor nilai WOB, torque dan tekanan.4. Dianjurkan bahwa joint pertama dilakukan pemboran dengan berat minimum sampai rangkaian casing berdiri tegak dan stabil pada lubang.? Pemboran Awal1. Selalu melakukan pemompaan dan memuutar rangkaian sebelum sampai ke bawah.2. Menaikkan berat secara beransur untuk mencapai ROP yang diinginkan.3. Mengingat, berat WOB yang melampaui batas akan mengurangi umur alat.4. Memonitor tekanan pompa secara hati-hati.? Pekerjaan PenyemenanFloat collar yang terpasang bersamaan dengan rangkaian casing dapat membuat operasi penyemenan segera dimulai begitu target total depth dicapai. Operasi penyemenan ini dapat dilakukan seperti prosedur penyemenan normal.? Drilling OutDrilling out atau pemboran selanjutnya pada Drillshoe dapat digunakan dengan pahat bor standar atau dengan Drillshoe tipe lainnya.A. Pemboran selanjutnya dengan pahat bor.- Aluminum nose sangat baik dibor dengan WOB medium, RPM rendah dan flow rate maksimum.- Diperkirakan waktu yang dibutuhkan menembus nose Drillshoe adalah 5 20 menit.- Jangan melakukan putaran ketika menarik BHA naik keatas shoe, kecuali benar-benar diperlukan.B. Pemboran selanjutnya dengan Drillshoe- Aluminum nose sebaiknya dibor dengan WOB yang sangat rendah, RPM rendah dan flow rate maksimum.- Diperkirakan waktu yang dibutuhkan menembus nose Drillshoe adalah 10 - 40 menit.- Jangan melakukan putaran ketika menarik naik keatas shoe, kecuali benar-benar diperlukan.3.11 Metode Perhitungan yang Digunakan pada DWCDalam pemilihan material casing yang tepat pada aplikasi sistem DWC ini, perlu diperhitungkan pula beberapa faktor lain yang dapat mempengaruhi kemampuan pipa casing yang dalam hal ini akan digunakan sebagai rangkaian pipa pemboran. Faktor-faktor yang harus diperhitungkan agar rangkaian pipa casing dapat mampu menahan beban tekanan lain adalah, beban collapse, beban burst serta beban tension.Metode perhitungan yang digunakan untuk perhitungan ini adalah metode grafis4. Metode ini secara luas digunakan untuk memilih sesuai berat, grade dan menentukan kedalaman casing yang akan diseting. Beban burst, collapse dan tension ditentukan dengan menggunakan grafik tekanan vs kedalaman. ini.3.11.1 Beban CollapseBeban collapse adalah beban yang ditimbulkan oleh tekanan fluida yang terdapat di luar rangkaian pipa pemboran (pada annulus).Metode ini beranggapan bahwa beban collapse ditimbulkan oleh tekanan formasi di sepanjang casing tersebut sebelum penyemenan dilakukan. Metode ini juga beranggapan yang sama dengan metode maksimum load bahwa bahwa beban collapse akan mencapai harga terbesar pada saat sumur mengalami lost circulation dengan sebagian tinggi lumpur tersisa di dalam sumur/casing. Biasanya fluida yang berpengaruh terhadap beban collapse yang ditimbulkan adalah lumpur serta semen pada saat casing dipasang terutama tekanan hidrostatik pada saat semen disirkulasikan sampai ke permukaan.Pembebanan fluida yang membantu casing menahan collapse (back up) adalah lumpur dengan densitas yang paling ringan yang dipakai saat pemboran kedalaman selanjutnya di bawah kaki casing.Tahapan-tahapan perhitungan untuk mengetahui besarnya beban collapse yang harus ditanggung oleh pipa adalah sebagai berikut :1. Menghitung tekanan eksternal dan tekanan Internal pada kolom lumpur di luar dan di dalam casing.2. Menghitung tekanan collapse (Pc) dari perbedaan tekanan eksternal dan tekanan internal.3. Pada grafik kedalaman vs tekanan,tarik garis dari Pc = 0 di permukaan dan Pc = maksimum di casing shoe. Garis ini adalah garis tekanan collapse.Pc di shoe = 0.052 x mud weight (ppg) depth (ft) 3.14. Menarik garis lurus harga collapse dari casing yang tersedia.5. Persilangan dari garis tekanan collapse dan garis lurus dari casing tertentu akan mendapatkan kedalaman yang sesuai untuk casing tersebut.3.11.2 Beban BurstBeban burst adalah beban yang yang disebabkan oleh tekanan hidrostatik lumpur di dalam casing dan tekanan permukaan. Beban burst untuk surface casing ditimbulkan oleh kolom lumpur yang mengisi seluruh panjang casing dan tekanan maksimum tertentu yang dapat dicapai pada bagian atas dan bawah serta pada masing-masing kedalaman antara bagian atas dan dasar rangkaian pipa bor.Beban burst maksimum dapat ditemui pada saat terjadi kick dan dalam annulus berisi gas dan lumpur. Untuk dapat menghitung beban burst yang harus ditahan oleh pipa, maka berdasarkan pada metode grafis tahapan-tahapan perhitungannya adalah :1. Menghitung gradient tekanan formasi.Gf = Gradient rekah (ppg) x 0.052................................................ 3.22. Menghitung tekanan eksternal dari tekanan formasi yang diharapkan dari kedalaman selanjutnya.Pf = Gf (psi/ft) depth (ft)............................................. 3.33. Menghitung tekanan dalam casing.Pi = Pf (psi) (TD (ft) CSD (ft) ) x Gradien gas (psi/ft)............. 3.44. Menghitung tekanan luar casing.Pe = 0.052 x berat lumpur (ppg) x CSD (ft)............................... 3.55. Denga perbedaan tekanan yang diperoleh dari tahap 3 dan tahap 4 akan memberikan tekanan burst di shoe.Pb di shoe = (Pi (psi) - Pe(psi) ) x SF burst ..................... 3.6Sedangkan harga burst di permukaan diberikan menggunakan persamaan :Pb di permukaan = Pf - TD Gf ............................................ 3.7di mana :Pb = Tekanan burst, psi.Pf = Tekanan formasi, psi.TD = Total depth, ft.CSD = Casing setting depth, ft.Gf = Gradien formasi, psi/ft.6. Memplot tekanan burst pada grafik dan tarik garis lurus harga burst yang tersedia dari casing.7. Persilangan dari garis tekanan burst dan garis lurus dari casing tertentu akan mendapatkan kedalaman yang sesuai untuk casing tersebut.3.11.3 Beban TensionBeban tension sebagaimana diketahui adalah beban dari berat rangkaian casing yang digantung di dalam sumur. Tetapi dengan adanya lumpur di dalam sumur tersebut akan memberikan gaya apung terhadap casing tersebut sehingga berat casing akan lebih ringan bila dibandingkan dengan berat casing di udara. Akibat lain dar