Jenis-jenis masalah pada sumur produksi

1. Problem Scale Scale merupakan kristalisasi dan pengendapan mineral yang berasal dari hasil reaksi ion-ion yang terkandung dalam air formasi. Pengendapan dapat terjadi di dalam pori-pori batuan formasi, lubang sumur bahkan peralatan permukaan.Penyebab terbentuknya endapan scale antara lain :a. Bercampurnya dua Jenis Air Yang BerbedaDua jenis air yang sebenarnya tidak mempunyai kecenderungan untuk membentuk scale, bila bercampur kemungkinan membentuk suatu komponen yang tidak larut. Contoh yang umum adalah pencampuran antara air injeksi dengan air formasi di bawah sumur, dimana yang satu mempunyai kelarutan garam-garam barium yang tinggi, sedangkan yang lainnya mengandung larutan sulfate.Pencampuran ini akan mengakibatkan pembentukan endapan barium sulfate (BaSO4) yang dapat menyumbat dan sulit untuk dibersihkan. Endapan carbonate dan sulfate akan menjadi lebih keras dan makin bertambah apabila larutan mineralnya dalam keadaan bersentuhan (kontak) dengan permukaan dalam waktu yang lama.

b. Penurunan TekananPada saat air formasi mengalir dari reservoir menuju lubang sumur, maka akan terjadi penurunan tekanan. Penurunan tekanan ini dapat pula terjadi dari dasar sumur ke permukaan dari well head ke tanki pengumpul. Penurunan tekanan ini akan menyebabkan terlepasnya CO2 dan ion bikarbonat (HCO3-) dari larutan.Dengan terbebaskannya gas CO2 , sehingga akan menyebabkan berkurangnya kelarutan CaCO3. Hal ini berarti penurunan tekanan pada suatu sistem akan menyebabkan meningkatnya kemungkinan terbentuknya scale CaCO3.

c. Perubahan TemperaturPada saat terjadi perubahan (kenaikan) temperatur, maka akan terjadi penguapan, sehingga terjadi perubahan kelarutan, dan hal ini akan mengakibatkan terjadinya pembentukan scale. Temperatur mempunyai pengaruh pada pembentukan semua tipe scale, karena kelarutan suatu senyawa kimia sangat tergantung pada temperatur. Misalnya kelarutan CaCO3 akan berkurang dengan kenaikan temperatur dan kemungkinan terbentuknya scale CaCO3 semakin besar.

2. Mekanisme Terbentuknya Scalea. Makin besar pHMakin besar pH cairan, maka akan mempercepat terbentuknya scale. Scale biasanya terbentuk pada kondisi basa (pH > 7).b. Terjadinya agitasi (pengadukan)Pengadukan atau goncangan akan mempercepat terbentuknya endapan scale. Scale biasanya terbentuk pada tempat dimana faktor turbulensi besar, seperti sambungan pipa, valve dan daerah-daerah penyempitan aliran.c. Kelarutan zat padatKelarutan zat padat yang dikandung oleh air sangat berperan dalam pembentukan scale, sebab bila kelarutan zat padat rendah atau kecil, maka kemungkinan untuk terbentuknya scale akan semakin besar.

3. Jenis-jenis scale yang terjadi antara lain :

Scale Calcium Sulfate (CaSO4)

Scale Calcium Sulfate terbentuk dari reaksi ion calcium dan ion sulfat reaksinya sebasgai berikut :Ca++ + SO4= CaSO4

Scale Barium Sulfate (BaSO4)

Scale Barium Sulfate dibentuk oleh kombinasi ion Ba++ dan ion SO4= dengan reaksi sebagai berikut :Ba++ + SO4= BaSO4

Scale Kalsium Karbonate (CaCO3)

Scale ini terbentuk dari kombinasi ion kalsium dan ion karbonat atau bicarbonate, sesuai dengan reaksi :Ca++ + CO3= CaCO3Ca++ + 2(HCO3) CaCO3 + CO2 + H2OPerubahan kesetimbangan kimia ini menyebabkan terbentuknya scale yang dapat menghambat atau menutup pori-pori batuan.

3. Cara mencegah terbentuknya scale :

Menghindari tercampurnya air yang incompatible (tidak boleh campur) Mengubah komposisi air dengan water dilution (pengencer air ) atau mengontrol pH Menghilangkan zat pembentuk scale Penambahan scale control chemical

4. Cara mengatasi problem scale

Penambahan larutan EDTA (Ethylene Diamine Tetra Acetic) Acidizing (Penambahan larutan HCl atau HCl:HF )

2. Emulsi Emulsi adalah campuran dua macam cairan yang dalam keadaan biasa tidak dapat bercampur (immiscible). Problem emulsi umumnya timbul pada saat air mulai terproduksi bersama minyak. Air yang tidak dapat bercampur dengan minyak dinamakan air bebas dan dengan mudah dipisahkan dengan cara pengendapan. Namun disegi lain ada emulsi yang sulit berpisah, sehingga diperlukan suatu usaha untuk pemecahannya. Terdapat tiga faktor penting yang membentuk emulsi stabil, yaitu :1. Adanya dua macam cairan yang immiscible.2. Adanya pengadukan/agitasi yang cukup kuat untuk menyebarkan cairan yang satu ke dalam cairan yang lainnya.3. Adanya emulsifying agent yang dapat membuat emulsi menjadi stabil.Di dalam emulsi cairan dalam bentuk butiran-butiran yang tersebar disebut dispersed (internal) phase, dan cairan yang mengelilingi butiran-butiran itu disebut continuous (external) pahase. Secara umum emulsi dapat diklasifikasikan menjadi 2 (dua), yaitu :

1. Water in oil (W/O) emulsion dimana air sebagai dispersed dan minyak sebagai continious phase. Water in oil emulsi inilah yang sering dijumpai.2. Oil in water (O/W) emulsion, dimana minyak sebagai dispersed phase dan air sebagai continious phase.Ditinjau dari kestabilannya, emulsi juga dapat dibagi 2 (dua) macam, yaitu :1. Emulsi yang stabil adalah emulsi dimana minyak dan air tidak dapat memisahkan diri tanpa bantuan dari luar.2. Emulsi yang tidak stabil adalah emulsi dimana minyak dan air dapat memisahkan diri tanpa bantuan dari luar, cukup hanya diberikan settling time saja.Kestabilan emulsi tergantung beberapa faktor, yaitu : Emulsifying agent, pada emulsi minyak bumi yang stabil. Hal ini terdiri dari : asphalt, resin, oil soluble organic acid dan material-material halus yang lebih larut atau dapat berpencar dalam minyak daripada dalam air. Viskositas, jika tinggi maka kecendrungan untuk mengikat butiran air lebih besar dibanding minyak yang viskositasnya lebih rendah. Minyak yang viskositasnya besar memerlukan waktu lebih lama untuk memecahkan emulsinya. Specific grafity, bila perbedaannya besar maka akan mempercepat settling. Minyak yang berat berkecendrungan untuk menahan butiran-butiran air dalam bentuk suspensi lebih lama. Prosentase air yang tinggi akan membentuk emulsi yang kurang stabil, sehingga mudah dipisahkan dari minyaknya. Umur emulsi, minyak yang mengandung emulsi bila dimasukkan ke dalam tangki, dan air yang tersisa terpisahkan serta tidak segera dilakukan treatmen, maka emulsi tersebut menjadi sangat sulit untuk dipisahkan.

A. Pencegahan problem emulsi Secara umum pencegahan problem emulsi dapat dibagi 2 (dua) yaitu :

Tidak memproduksikan minyak dengan air secara serentak. Mencegah timbulnya agitasi yang dapat membentuk emulsi

Karena memisahkan air didalam wellbore bisanya sangat sulit, maka pencegahan agitasilah yang dituju, yaitu dengan :

Mencegah aliran turbulensi akibat penggunaan surface choke yang kurang tepat, dengan memberi tekanan separator lebih besar namun dijaga perbedaan tekanannya masih mampu mengalirkan minyak ke separator. Pemakaiaan bottom hole choke, yang didasarkan atas :

a) Perbedaan tekanan yang kecil antara up dan down-streamb) Temperatur didasar sumur jauh lebih tinggi dari temperatur permukaanc) Aliran yang lurus dengan jarak relatif panjang pada down-stream dari choke. Pembukaan dan penutupan sumur secara terencana Pada sumur-sumur yang di gas lift, pembentukan emulsi bisa dicegah dengan meningkatkan efisiensi gas lift di tubing (pada continious gas lift) dan pemberian demusilfer pada ghatering systemnya. Pada sumur-sumur pompa, pembesaran efisiensi volumetris pompa yang akan mengurangi terjadinya emulsi yaitu dengan pemasangan gas anchor, clearance pompa yang kecil, spacing yang baik serta kecepatan dan panjang stroke yang semestinya.

B. Penanggulangan problem emulsiTerdapat beberapa macam cara untuk pemecahan emulsi, antara lain dengan :

Metode Settling Time (Pengendapan)

Dengan cara ini diharapkan air, emulsi dan minyak akan terpisah secara gravitasi (karena perbedaan densitasnya). Peralatan yang dipakai dapat berupa : gun barrrel atau wash tank, free water knock out, storage tank, atau oil skimmer.2. Metode Kimiawi (penggunaan demulsifer)Dengan metode ini dapat merusak film dari emulsifying agent yaitu dengan membuat kaku dan mengkerutkannya.3. Metode pemanasanMetode ini diterapkan dengan anggapan dispersed phase dalam emulsi tetap dalam keadaan bergerak (seperti gerak Brown dalam larutan koloid-koloid zig-zag). Panas akan mempercepat gerakan tersebut dan menyebabkan partikel dispersed phase saling tubrukan lebih sering dengan kekuatan lebih besar, sehingga menyebabkan lapisan film yang dibentuk emulsifying agent menjadi pecah, dan viskositas cairan makin berkurang yang menyebabkan air terpisah . Di lapangan metode ini diterapkan pada alat-alat Heater Treater.4. Metode elektrik (listrik)Prinsip metode ini adalah merusak atau menetralkan film penyelubung butiran-butiran air yang diinduksi oleh medan listrik statis, sedangkan minyak sebagai continious phase diinduksikan sehingga butiran-butiran air yang lebih besar akan cepat mengendap dibanding butiran air yang kecil .5. Metode kombinasiDi lapangan, metode kombinasi inilah yang sering diterapkan yaitu metode panas-kimiawi dan kimiawi-listrik. Selain itu terdapat metode kombinasi dengan sistem mekanik, yaitu : Filtering, dimana emulsi dipaksa mengalir melalui filter (saringan) sehingga film yang menyelubungi dispersed phase pecah, namun demikian ternyata tidak semua terpecahkan. Centrifuging, dimana emulsi dipecah dengan gaya centrifugal Seringkali metode pemecahan problem emulsi juga dikombinasikan dengan pemecahkan problem korosi.

3. Problem Parafin Parafin atau asphaltin adalah unsur-unsur pokok yang banyak terkandung dalam minyak mentah. Jenis kerusakan akibat endapan organik ini umumnya disebabkan oleh perubahan komposisi hidrokarbon , kandungan wax (lilin) di dalam crude oil , turunnya temperatur dan tekanan, sehingga minyak makin mengental (pengendapan parafinik) dan menutup pori-pori batuan. Secara umum rumus parafin adalah CnH2n+2. Endapan parafin yang terbentuk merupakan suatu pesenyawaan hidrokarbon dan hidrogen antara C18H38 hingga C38H78 yang bercampur dengan material organik dan inorganik lain. Kelarutan parafin dalam crude oil tergantung pada komposisi kimia minyak dan temperatur. Pengendapan akan terjadi jika permukaan temperaturnya lebih rendah daripada crude oil. Viskositas crude oil akan meningkat dengan adanya kristal parafin dan jika temperatur terus turun crude oil akan menjadi sangat kental. Temperatur terendah dimana minyak masih dapat mengalir disebut titik tuang (pour point).1. Secara rinci penyebab utamanya adalah : Turunnya tekanan reservoir Hilangnya fraksi ringan minyak Pemindahan panas dari minyak ke dinding pipa dan diteruskan ke tempat sekitarnya. Aliran cairan yang tidak tetap dan tidak merata. Adanya partikel lain yang menjadi inti pengendapan. Kecepatan aliran dan kekasaran dinding pipa. Terhentinya aliran fluida2. Problem endapan organik ini dapat terjadi pada daerah : Sepanjang zona perforasi Pada tubing Flow line Separator Di stock tank3. Cara mengatasi problem parafin Mekanik (diresrvoir : hydroulic fracturing, di tubing dengan alat scraper dan cutter dan di flowline dengan alat pigging ) Kombinasi dengan pemakaian solvent (kerosen, kondensate, dan minyak diesel) dengan cara pemanasan (pemakaian heater treater, steam stimulation atau thermal recovery seperti injeksi uap) Pemakaian larutan air + calcium carbide atau acethylene AcidizingKedua faktor (endapan inorganik dan organik) ini akan menghambat aliran fluida reservoir ke sumur produksi dan membentuk daerah kerusakan atau zona damage. Penurunan produksi dari sumur minyak tergantung dari banyaknya dan tempat di mana endapan tersebut terdapat Gambar .3.6. merupakan model dari endapan parafin.

4. Kepasiran (sand problem) Seperti diketahui, pasir yang terproduksi bersama fluida formasi antara lain akan menyebabkan : Abrasi atau pengikisan di atas permukaan (termasuk endapannya) Dapat terjadi penurunan laju produksi, bahkan dapat mematikan sumur.Usaha yang harus dilakukan untuk mencegah terjadinya kepasiran tersebut adalah dengan cara memproduksikan minyak pada laju optimum tanpa terjadi kepasiran. Sand free flow rate merupakan besarnya laju produksi kritis, dimana apabila sumur tersebut diproduksikan melebihi laju kritisnya, maka akan menimbulkan masalah kepasiran.Maksimum sand free flow rate atau laju produksi maksimum tanpa menimbulkan kepasiran dapat ditentukan dnegan suatu anggapan bahwa gradien tekanan maksimum di permukaan kelengkungan pasir, yaitu suatu laju produksi maksimum tanpa kepasiran berbanding langsung dengan keuatan formasi. Dengan kata lain jika produksi menyebabkan tekanan kelengkungan pasir lebih besar dari kekuatan formasi, maka butiran pasir formasi akan mulai ikut bergerak.

1. Faktor faktor yang mempengaruhi problem terjadinya kepasiran : a. Kekuatan FormasiDalam masalah kepasiran, Tixier et.al. berpendapat bahwa kekuatan formasi terhadap kepasiran tergantung dari dua hal ,yaitu intrinsic strength offormation atau kekuatan dasar formasi dan kesanggupan pasir untuk membentuk lingkungan stress yang ditentukan oleh tekanan pori-pori dan tekanan overburden, bentuk dan sorting butiran serta sementasi diantara butiran yang kadang-kadang diperkuat oleh clay.Untuk menentukan suatu formasi stabil atau tidak dari suatu lapangan dikenal kriteria kritis misalnya untuk lapangan Gulf Coast digunakan kriteria kritis yang merupakan batas suatu formasi bersifat labil atau stabil, menurut Tixier adalah :G/Cb > 0.8 x 1012 psi2 : formasi stabil (kompak)G/Cb < 0.8 x 1012 psi2 : formasi tidak stabil (tidak kompak)

b. Sementasi BatuanKekuatan formasi merupakan kemampuan dari fromasi untuk menahan butiran pasir agar tidak terlepas akibat operasi produksi. Kekuatan formasi pasir dipengaruhi oleh friksi antar butir pasir dan kohesi antar butir pasir . Friksi bertambah besar jika beban overburden bertambah besar. Kohesi antar butir timbul akibat sementasi dan tegangan antar permukaan fluida. Formasi pasir yang sementasinya baik dapat merupakan suatu sistem yang stabil dengan jalan membentuk lengkungan kestabilan (arching) di luar lubang perforasi. Tixier menyatakan bahwa kekuatan formasi terhadap kepasiran tergantung pada kekuatan dasar formasi (intrinsic strength of formation) dan kemampuan pasir untuk membentuk lengkungan yang stabil di sekitar lubang perforasi.Batupasir terbagi menjadi tiga jenis tergantung dari komposisi kimianya, yaitu quartzite, graywacke dan arkose. Sementasi pada pasir kwarsit adalah karbonat (kalsit dan dolomit) dan silika (chert, chalcedonit dan kwarsa sekunder), sementasi alamiah pada batupasir graywacke dan arkose sangat sedikit atau hampir tidak ada. Mineral tidak stabil adalah lempung yang banyak terdapat pada pasir arkose dan graywacke. Lempung umumnya menyelimuti butir-butir kwarsa dan bersifat sebagai mineral penyemen. Pasir graywacke dan arkose tidak tersementasi dengan baik sehingga sering menimbulkan problem kepasiran.Sementasi batuan sangat berpengaruh terhadap ikatan antar butir atau konsolidasi dari butiran batuan tersebut, dengan demikian akan berpengaruh pula terhadap kestabilan butiran tersebut. Semakin tinggi derajat sementasinya , maka suatu formasi akan semakin kompak. Persamaan empiris yang menunjukkan hubungan faktor formasi (F) terhadap porositas (f) dan faktor sementasi (m) telah diberikan Archie dalam bentuk sebagai berikut : ...(3-13)c. Kandungan Lempung Sebagian besar formasi pasir mengandung lempung sebagai matrik atau semen batuan. Material lempung terdiri dari kelompok mik, kaolonit, chlorite illite dan montmorilonite. Kelompok montmorilonite akan mengalami swelling bila kontak dengan air.

Pada umumnya lempung mempunyai sifat yang basah terhadap air atau water wet sehingga bila ia bebas melewati formasi yang mengandung lempung akan menimbulkan dua akibat yaitu : Lempung akan menjadi lunak. Gaya adhesi dari fluida yang mengalir terhadap material yang dilaluinya akan naik.Akibat dari semua itu maka butiran pasir cenderung untuk bergerak ke lubang sumur bila air formasi mulai berproduksi. Untuk menghitung kandungan mineral lempung di dalam formasi dapat dilakukan dengan analisa logging. Adapun jenis log yang digunakan adalah : Spontaneous potensial log, resistivity log, gamma ray log dan neutron log.d. Laju Aliran Kritis Sand free flow rate adalah besarnya laju produksi kritis yang mana bila laju produksi sumur lebih besar dari laju kritisnya maka akan menimbulkan problem kepasiran. Stein-Odeh dan Jones telah mengadakan penyelidikan untuk memperkirakan laju produksi dari suatu formasi. Maksimum sand free flow rate dapat ditentukan dengan anggapan bahwa gradien tekanan maksimum di permukaan kelengkungan pasir yaitu saat laju produksi maksimum tanpa kepasiran berbanding langsung dengan kekuatan formasi. Formasi pasir yang sementasinya baik dapat merupakan suatu sistem yang stabil dengan jalan membentuk lengkungan kestabilan di luar lubang perforasi. Dengan kata lain bahwa apabila produksi menyebabkan tekanan kelengkungan pasir lebih besar dari kekuatan formasinya maka butiran pasir formasi akan bergerak atau mulai ikut berproduksi. Gambar 3.8. merupakan gambaran Lengkung Kestabilan formasi Persamaan yang diturunkan oleh Stein-Odeh dan Jones didasarkan pada anggapan sebagai berikut:1. Laju produksi untuk setiap interval perforasi adalah sama2. Permeabilitas tetap untuk setiap interval kedalaman3. Tidak terjadi overlapping dari kelengkungan kestabilan untuk setiap interval perforasi4. Pengaruh turbulensi aliran, merata di seluruh interval perforasi5. Perbedaan tekanan maksimum yang diperbolehkan pada bidang kelengkungan adalah sebanding dengan kekuatan formasi.

2. Cara Mengatasi Problem Kepasiran Pada hakekatnya problematika turut terproduksinya pasir dapat dokontroll dengan tiga cara, yaitu :

A. Pengurangan Drag Force Cara ini merupakan cara yang paling mudah dan efektif digunakan dalam menontrol. Laju produksi yang menyebabkan terikutnya produksi pasir harus dipertimbangkan pada laju per-unit area dari formasi yang permeabel. Langkah pertama yang harus dipertimbangkan adalah penambahan daerah aliran (flow area), kemudian penentuan laju maksimum atau laju produksi kritis, dimana di atas maximum rate tersebut pasir menjadi berlebihan. Ketika laju fluida bertambah secara bertahap, kosentrasi akan naik turun dengan tajam seharga kosentrasi mula-mula. Efek bergelombang ini terbukti akan merusak brigde yang tidak stabil yang mana akan terbentuk kembali pada laju aliran yang tinggi. Ketika critical range yang telah dicapai, bridge tidak terbentuk kembali. Strength struktur telah terlampaui dan produksi pasir akan berlanjut pada laju aliran yang lebih tinggi. Laju produksi kemudian dikurangi sampai dibawah critical range untuk memberi kesempatan agar bridge terbentuk kembali, kemudian rate dapat ditambah tetapi masih dibawah critical range. Prosedur ini disebut Bean-up Technique yang secara cermat dilakukan dalam periode beberapa bulan dan efektif untuk menetapkan laju produksi maksimum suatu sumur.B. Metode Mekanik Cara ini dilakukan dengan menggunakan gravel (dengan screen untuk menahan gravel) atau dengan screen (tanpa gravel) untuk menahan butiran pasir yang ikut mengalir bersama fluida reservoir pada saat sumur berproduksi. Masalah utama dalam meotde ini adalah bagaimana untuk mengontrol pasir formasi tanpa mengurangi produktivitas sumur secara berlebihan.Pertimbangan utama untuk mendesain gravel dan screen antara lain :1. Ukuran gravel optimum yang sesuai dengan ukuran butiran pasir.2. Luas optimum dari screen slot untuk menahan gravel dan jika tidak memakai gravel, maka harus sesuai dengan ukuran butiran pasir.3. Teknik penempatan yang efektif pada kemungkinan yang paling penting.Untuk perencanaan ukuran gravel maupun screen diperlukan distribusi ukuran pasir, ukuran besar butir pasir, keseragaman buitran pasir dan tingkat pemilihan butiran.Untuk menentukan keseragaman butiran pasir digunakan metode sieve analysis. Dalam metode ini sampel yang digunakan adalah yang representatif karena penyebaran ukuran butiran pasir yang bervariasi dari suatu zona ke zona yang lain.Tingkat keseragaman butiran pasir oleh Schwartz dapat ditentukan dengan persamaan : .(3-27)dimana:d40 = diameter butiran pasir pada titik 40 percentile pada kurvad90 = diameter butiran pasir pada titik 90 percentile pada kurvaC = koefisien keseragaman (uniform coefficient) Schwartz menyatakan bahwa pengertian uniform coefficient adalah merupakan tingkat keseragaman dari butiran pasir yang kemudian dapat menunjukkan baik atau buruknya pemilihan butir (sortasi). Harga C ini bervariasi dan setiap harga menunjukkan tingkat keseragaman dari tiap butiran pasir, yaitu :Jika C < 3 maka pasir seragam dan berukuran d10 sebagai ukuran gravel kritisJika C > 5 maka pasir tidak seragam dan berukuran d40 sebagai ukran gravel kritisJika C >10 maka pasir sangat tidak seragam dan berukuran d70 sebagai ukuran gravel kritis

Pipa terjepit adalah keadaan dimana sebagian dari pipa bor atau stang bor (drill collar) terjepit (stuck) didalam lubang bor. Jika hal ini terjadi, maka gerakan pipa akan terhambat dan pada gilirannya dapat mengganggu kelancaran operasi pemboran.Dalam prakteknya masalah pipa terjepit ini dapat diklasifikasikan menjadi tiga kelompok, yaitu :1. Differential pipe sticking.2. Mechanical pipe sticking (jepitan mekanis).3. Key seating

2.1. Differential Pipe StickingDifferential pipe sticking terjadi jika perbedaan antara tekanan hidrostatik lumpur pemboran dan tekanan formasi menjadi sangat besar, keadaan seperti ini terjadi apabila :1. Menembus formasi yang porous dan permeabel.2. Lumpur terlalu berat sehingga tekanan hidrostatis lumpur jauh melebihi tekanan formasi.3. Lumpur yang kurang stabil (water loss tinggi, mud cake tebal).Tanda terjadinya differential pipe sticking ini adalah tidak mungkinnya pipe digerakkan ke atas maupun ke bawah sementara sirkulasi masih dilakukan 100%, dimana hal ini diakibatkan karena hanya satu sisi pipa yang menempel di dinding lubang bor. Pada keadaan jepitan yang lengkap (hal ini terjadi lebih dari satu mekanisme) sirkulasi maupun gerakkan pipa sudah tidak bisa lagi dilakukan.Besarnya gaya differential sangat sensitif untuk berubah dalam hal besarnya perbedaan tekanan (Hs Pf). Dalam operasi pemboran yang normal diusahakan terdapat overbalance pressure antara 100 200 psi (6,8 13,6 bar). Kenaikan overbalance pressure yang tinggi dapat ditimbulkan oleh hal-hal sebagai berikut :1. Kenaikan tiba-tiba di berat lumpur pemboran akan meningkatkan tekanan hidrostatik lumpur dan pada akhirnya akan meningkatkan besarnya overbalance pressure.2. Pemboran yang melalui resevoir yang terdeplesi dan adanya regresi tekanan.Regresi tekanan terjadi apabila operasi pemboran pada saat gradien tekanan menurun sementara tekanan lumpur pemboran tetap, untuk menahan tekanan formasi pada formasi buatan yang berada diatasnya.

Pencegahan Differential StickingBerdasarkan faktor-faktor yang menyebabkannya differential sticking dapat dicegah yaitu dengan :1. Mengurangi perbedaan tekanan.2. Mengurangi daerah kontak.3. Menjaga rangkaian bor agar tidak statis.4. Mengurangi faktor gesekan.

Mengurangi Perbedaan TekananHal ini berarti membor dengan overbalance pressure yang minimum sekedar untuk mengimbangi tekanan formasi dan memungkinkan terjadinya fek surge dan swat. Kenaikan berat jenis lumpur dapat dimonitor dengan mengontrol laju penembusan (ROP), serbuk bor (cutting) yang akan menyebabkan kenaikan berat jenis lumpur dan pada akhirnya akan menaikkan beda tekanan.Mengurangi Perbedaan TekananMengurangi daerah kontak ( h x t ) karena ketebalan formasi berpori atau porous tidak dapat dirubah secara fisik, maka daerah kontak hanya bisa dikurangi dengan mengurangi ketebalan mud cake. Hal ini berarti mengurangi kandungan padatan di dalam lumpur menjadi minimum dan menggunakan lumpur dengan water loss (kehilangan air) yang rendah.Besarnya daerah kontak juga berhubungan dengan luas pipa baja yang kontak (menempel) pada formasi permeabel. Sebagian besar pipa yang menempel pada kasus differential sticking ini adalah drill collar, sehingga pemecahan yang cocok adalah dengan menggunakan drill collar yang mempunyai luas permukaan minimum. Drill collar spiral mempunyai luas permukaan yang lebih kecil (50%) dibandingkan drill collar biasa (smooth) dan oleh karena itu gaya differential yang dihasilkan juga akan berkurang sebesar setengah dari drill collar biasa. Pengurangan luas permukaan drill collar ini hanya akan mengurangi berat drill collar sebesar 4 7% dari berat drill collar biasa (smooth) dan jika dibutuhkan penambahan berat tinggal menambahkan drill collar spiral tadi saja.Daerah kontak juga bisa dikurangi dengan menggunakan stabilizer yang akan menjaga drill collar tetap berada di tengah-tengah lubang.

Menjaga Rangkaian Bor Agar Tidak StatisLuas daerah kontak berbanding lurus dengan waktu, semakin jarang (sedikit) rangkaian bor berada dalam keadaan statis (diam) akan mengurangi kemungkinan terjadinya differential sticking.

Mengurangi Faktor GesekanMencegah terjadinya differential sticking juga bisa dengan penggunaan minyak dan walnut hulls. Penggunaan minyak ini akan mengurangi faktor gesekan pada saat membor formasi yang potensial mengalami differential sticking.

Penanggulangan Differential StickingMetode-metode yang paling umum digunakan untuk membebaskan pipa terjepit adalah sebagai berikut :1. Pengurangan tekanan hidrostatik.2. Supporting Fluid3. Operasi back off

Pengurangan Tekanan HidrostatikCara yang umum digunakan untuk mengurangi tekanan hidrostatik lumpur adalah metode pipa U (U tube). Rangkaian pipa bor dan annulus antara rangkaian dan formasi dianggap sebagai pipa U, dengan pahat sebagai penghubung (limb).Kondisi tekanan formasi yang sudah diketahi overbalance pressure (Hs Pf) dapat dikurangi secara bertahap hingga mencapai tingkat yang aman dan akan tetapi tekanan hidrostatik lumpur harus selalu lebih besar dari tekanan formasi.Tekanan hidrostatik dapat dikurangi dengan cara mempompakan lumpur baru dengan densitas yang lebih rendah, atau dengan memompakan sejumlah kecil fluida yang mempunyai specivic gravity (SG) rendah.Jika tekanan formasi belum diketahui, biasanya dilakukan pengurangan tekanan hidrostatik dalam jumlah yang kecil, dengan teknik pipa U sampai pipa yang terjepit dapat dibebaskan.Variasi dari metode pipa U dengan memompakan air kedalam drill pipe dan annulus untuk mengurangi besarnya tekanan hidrostatik hingga sama dengan atau sedikit lebih besar dari pada tekanan formasi.

Perendaman Dengan Fluida OrganikFluida organik biasanya disemprotkan disepanjang daerah jepitan untuk menguragi ketebalan mud cake dan faktor gesekan. Campuran antara minyak solar dan surfactant adalah fluida yang paling banyak digunakan karena kemampuannya untuk membasahi keliling pipa yang terjepit dan karena itu menciptakan lapisan tipis antara pipa dan mud cake. Hal ini menurunkan besarnya koefisien gesekan, dan pada akhirnya akan meningkatkan efektivitas usaha-usaha mekanis untuk membebaskan pipa.

Operasi Back OffApabila semua metode diatas sudah dilakukan tetapi hasilnya belum berhasil, maka operasi back off adalah pilihan terakhir yang dilakukan.Operasi back off mencakup pelepasan bagian pipa yang masih bebas dari lubang bor. Hal ini secara efektif berarti pelepasan rangkaian pemboran pada atau diatas daerah jepitan dan pengangkatan bagian pipa yang masih bebas dari jepitan dari lubang bor. Bagian rangkaian pemboran yang masih tersisa (fish) dapat diambil dengan menggunakan peralatan fishing tool maupun peralatan washover.Apabila lubang sumur tersebut mengalami kerusakan atau sisa rangkaian pemboran tidak bisa diambil, sebagai pilihannya adalah menutup lubang (plug back) dan kemudian membelokkannya (side track).

Mechanical StickingPipa terjepit secara mekanis ini dapat dibedakan menjadi dua, yaitu pipa terjepit karena runtuhan dan pipa terjepit karena lubang bor mengecil.

Pipa Terjepit Karena RuntuhanPipa terjepit jenis ini karena dinding lubang bor yang runtuh (caving) yang mengisi annulus antara pipa dan dinding lubang..

Penyebab Dinding Lubang RuntuhDinding lubang runtuh dapat disebabkan oleh :1. Formasi yang kurang kompak dan rapuh (pasir lepas, batu bara, barrite shale).2. Tekanan hidrostatik lumpur yang terlalu kecil.3. Shale yang sensitif air.Runtuhan dari dinding ini akan berkumpul di annulus dan memegang rangkaian bor, sehingga mengakibatkan rangkaian bor terjepit.

Tanda Pipa Terjepit Karena RuntuhanTanda telah terjadi runtuhan saat melakukan pemboran adalah sebagai berikut :1. Cutting yang keluar bertambah banyak.2. Cutting yang keluar besar-besaran dan bentuknya pipih.3. Tekanan pompa lumpur naik.4. Torsi naik.Sebagai tanda telah terjadi pipa terjepit karena runtuhan dinding lubang adalah sebagai berikut :1. Rangkaian tidak bisa digerakkan, diputar dan diangkat.2. Tekanan pompa naik secara mendadak.

Pencegahan Dinding Lubang RuntuhMencegah runtuhnya dinding lubang bor dapat dilakukan hal-hal sebagai berikut :1. Naikkan tekanan hidrostatik lumpur, supaya dapat menahan dinding lubang supaya jangan runtuh.2. Kecepatan aliran di annulus diusahakan jangan terlalu tinggi.3. Jenis aliran di annulus harus laminer.4. Menggunakan lumpur dengan water loss yang kecil saat menembus formasi shale.5. WOB diperkecil diwaktu menembus batu bara, dan sering dilakukan reaming.

Pipa Terjepit Karena Lubang Bor MengecilPipa terjepit dapat disebabkan karena lubang bor mengecil. Kejadian ini biasanya terjadi pada formasi shale.

Penyebab Penyempitan LubangShale yang sensitif air adalah shale yang mempunyai mineral clay jenis natrium monmorillonite. Mineral ini akan menghisap air tawar, sehingga ikatan antar partikel menjadi lemah dan mengembang. Karena tekanan overburden batuan yang terdapat diatasnya maka lapisan shale akan bergerak ke arah lubang bor dan menyebabkan terjadi sumbat cincin. Sumbat cincin adalah dinding lubang memegang keliling pipa, sehingga pipa tidak dapat diangkat dan diturunkan.

Tanda Pipa Terjepit Karena Sumbat CincinTanda pipa terjepit karena sumbat cincin adalah sebagai berikut :1. Torsi naik, torsi naik karena terjadi gesekan dengan dinding lubang.2. Tekanan pompa naik, tekanan pompa naik disebabkan aliran lumpur di annulus sudah tertutup.3. Rangkaian tidak bisa diangkat, rangkaian mungkin bisa diangkat untuk panjang tertentu, tetapi selanjutnya akan terjepit karena tool joint drill pipe atau drill collar tersebut.

Pencegahan Sumbat CincinMencegah terjadinya pipa terjepit karena sumbat cincin adalah mencegah mengembangnya formasi. Caranya yaitu sebagai berikut :1. Menggunakan lumpur dengan water loss kecil, kalau bisa menggunakan lumpur yang tidak memiliki water loss. Sehingga tidak ada reaksi mineral clay dengan air dan supaya mengembang.2. Memakai lumpur calcium lignosulfonate atau lumpur polimer. Prinsipnya disini adalah mengurangi aktifitas unsur natrium dari clay.3. Menggunakan lumpur minyak.

Penanggulangan Mechanical StickingMetode yang biasanya dilakukan untuk membebaskan pipa yang terjepit secara mekanis adalah dengan usaha penggerakkan pipa baik diputar ataupun ditarik atau dengan mengaktifkan jar, apabila rangkaian pipa dilengkapi dengan jar. Jika metode ini gagal, biasanya disemprotkan fluida organik dan kemudian prosedur yang telah disebutkan tadi diulangi. Jika usaha tersebut belum berhasil, maka pipa harus dilepaskan dengan cara back off.

Key SeatingPipa terjepit karena key seat terjadi pada saat mencabut rangkaian. Tool joint drill pipe akan menyangkut pada lubang key seat sehingga rangkaian tidak bisa dicabut. Penyebab Key SeatPipa terjepit karena key seat disebabkan karena adanya dog leg. Dog leg adalah lubang bor membelok secara mendadak atau dengan kata lain terjadi perubahan sudut kemiringan lubang dan sudut arah lubang secara mendadak. Drill pipe akan mengikis lubang yang bengkok secara mendadak tersebut, sehingga terbentuk lubang yang penampangnya seperti lubang kunci (key seat). Waktu sedang melakukan pemboran terlihat ada kenaikan torsi, karena drill pipe mengikis dinding lubang yang bengkok. Pada waktu mencabut rangkaian terjadi sangkutan saat drill collar sampai di daerah key seat.Penyebab dog leg bisa diakibatkan karena WOB yang terlalu tinggi, faktor formasi (perubahan kekerasan, kemiringan lubang yang ditembus dan formasi bergoa-goa).

Tanda-Tanda Key SeatSebagai tanda telah terjadi pipa terjepit karena adanya key seat adalah sebagai berikut :1. Rangkaian tidak bisa diangkat.2. Tekanan pompa normal.3. Rangkaian masih bisa diputar.Selama pemboran drill pipe selalu dijaga dalam keadaan tension (tarik) dan pada saat memasuki bagian dog leg drill pipe berusaha untuk menjadi lurus, sehingga menimbulkan gaya lateral seperti yang ditunjukkan pada gambar. Gaya lateral ini mengakibatkan sambungan sambungan drill pipe (tool joint) menggerus formasi yang berada pada busur dog leg, dan menimbulkan lubang baru sebagai akibat diputarnya rangakaian pemboran. Lubang baru itu disebut Key Seat. Key seat ini hanya dapat terbentuk jika formasi yang ditembus lunak dan berat yang tergantung di bawah dog leg cukup besar untuk menimbulkan gaya lateral.

Pencegahan Key SeatingApabila terjadi kenaikan torsi disaat sedang member, karena gesekan-gesekan drill pipe ke dinding lubang, hentikanlah segera pemboran. Angkat string dan pasang string remer atau key seat wiper. Kemudian lakukan reaming pada kedalaman yang mengalami dog leg.String reameri atau seat wiper dipasang pada drill pipe. Ukuran string reamer atau key seat wiper harus lebih besar dari tool joint drill pipe dan lebih kecil dari diameter drill collar.Kalau pipa sudah terjepit karena masalah key seat, rangkaian diputar pelan-pelan dengan tension yang minimum. Hal ini dilakukan terus menerus sampai rangkaian bisa dicabut.STUCK PIPE

PROBLEM PEMBORAN(STUCK PIPE)

II. PIPA TERJEPIT (STUCK PIPE)Pipa terjepit (stuck pipe) merupakan permasalahan dalam operasi pemboran karena dipengaruhi oleh kondisi lubang sumur serta faktor mekanis. Pipa terjepit secara mekanis disebabkan antara lain : lubang bor runtuh, shale yang mengembang, undergauge hole, junk, green cement dan collapsed casing.

2.1. Pipa terjepit karena runtuhanPipa terjepit jenis ini karena dinding lubang bor yang runtuh (caving) yang mengisi annulus antara pipa dan dinding lubang. Dinding lubang runtuh dapat disebabkan oleh : Formasi yang kurang kompak dan rapuh (pasir lepas, batu bara, brittle shale) Tekanan hidrostatik lumpur yang kecil Shale yang sensitive terhadap air.Runtuhan dari dinding ini akan berkumpul di annulus dan memegang rangkaian bor, sehingga mengakibatkan rangakian bor terjepit.Tanda telah terjadi runtuhan saat melakukan pemboran adalah : Cutting yang keluar bertambah banyak Cutting yang keluar besar-besar dan bentuknya pipih Tekanan pompa lumpur naik Torsi naikSebagai tanda telah terjadi pipa terjepit karena runtuhan dinding lubang adalah : Rangkaian tidak bisa digerakkan, diputar dan diangkat Tekanan pompa naik secara mendadakUntuk mencegah runtuhnya dinding lubang bor dapat dilakukan hal-hal sebagai berikut : Menaikkan tekanan hidrostatik lumpur, supaya dapat menahan dinding lubang supaya jangan runtuh Kecepatan aliran di annulus diusahakan jangan terlalu tinggi Jenis aliran di annulus harus laminer Menggunakan lumpur dengan water loss yang kecil pada saat menembus formasi shale WOB diperkecil diwaktu menembus batu bara, dan sering dilakukan reaming

Gambar : Pipa terjepit karena runtuhan2.2. Pipa terjepit karena Bridge Pack OffPipa terjepit yang disebabkan karena lubang bor mengecil. Kejadian ini biasanya terjadi pada formasi shale. Shale yang sensitif air adalah shale yang mempunyai caly jenis natrium monmorillonite. Bridge pack off adalah dinding lubang memegang sekeliling pipa, sehingga pipa tidak dapat diangkat dan diturunkan.Tanda pipa terjepit karena bridge pack off adalah : Torsi naik, karena telah terjadi gesekan dengan dinding lubang Tekanan pompa naik, karena aliran lumpur di annulus sudah tertutup Rangkaian tidak bisa diangkat.Untuk mencegah terjadinya pipa terjepit karena bridge pack off adalah :1. Menggunakan lumpur dengan water loss kecil, kalau bisa menggunakan lumpur yang tidak memiliki water loss, sehingga tidak ada reaksi antara mineral clay dengan air yang dapat mengakibatkan clay mengembang2. Memakai lumpur calcium lignosulfonate atau lumpur polymer.3. Menggunakan lumpur bahan dasar minyak.

Gambar : Pipa terjepit karena Bridge Pack Off2.3. Collapsed CasingJepitan ini terjadi bila gaya yang ditimbulkan oleh formasi melebihi collapsed strength dari casing. Hal ini disebabkan oleh kesalahan pada desain casing atau terjadinya korosi yang mengurangi collapsed dari casing.

Gambar : Pipa terjepit karena Collapsed Casing

2.4. Undergauge HoleJepitan jenis ini terjadi disebabkan karena pemakaian bit yang sudah terlalu aus dan tidak diganti, sehingga ukuran lubang bor lebih kecil dari seharusnya. Penggunaan bit jenis PDC yang memiliki tingkat kestabilan lubang yang terbentuk dan kemampuan menembus formasi yang tebal.

Gambar : Pipa terjepit karena Undergauge Hole

2.5. Adanya JunkJepitan jenis ini terjadi karena adanya bagian-bagian kecil (junk) dari peralatan bawah permukaan (down hole equipment) yang jatuh atau benda-benda kecil dari lantai pemboran yang jatuh sehingga akan meyebabkan drill string terjepit pada saat ditarik ke atas (pulled out).

Gambar : Pipa terjepit karena Junk

2.6. Adanya Green CementJepitan jenis ini terjadi bila drill string menembus semen yang belum mengeras (green cement). Dengan adanya tekanan dari drill string cairan yang ada pada bubur semen akan terdesak keluar sehingga menyebabkan semen akan mengeras lebih cepat. Hal ini mengakibatkan drill string terjepit secara permanent.

Gambar : Pipa terjepit karena Junk

2.7. Key SeatingPipa terjepit karena key seat terjadi pada saat mencabut rangkaian. Tool joint drill pipe akan menyangkut pada lubang key seat sehingga rangkaian tidak bisa dicabut. Pipa terjepit karena key seat disebabkan karena adanya dog leg. Dog leg adalah lubang bor yang membelok secara mendadak atau dengan kata lain terjadi perubahan sudut kemiringan lubang dan sudut arah lubang secara mendadak. Drill pipe akan mengikis lubang yang bengkok secara mendadak tersebut, sehingga terbentuk lubang yang penampangnya seperti lubang kunci (key seat).

Gambar : Pipa terjepit karena Key Seating

Gambar : Pipa terjepit karena Wellbore Geometry dan Poor Hole Cleaning

Penyebab dog leg bisa diakibatkan karena WOB yang terlalu tinggi, faktor formasi (perubahan kekerasan, kemiringan lubang yang ditembus dan formasi bergoa-goa).

Sebagai tanda telah terjadi pipa terjepit katena key seat adalah : Rangkaian tidak bisa diangkat Tekanan pompa normal Rangkaian masih bisa diputar.

2.2. Metoda dan Alat Pembebas Pipa TerjepitAda beberapa metoda yang digunakan antara lain :1. Metoda tarik dan regang lepas2. Metoda spotting fluid (perendaman fluida)3. Metoda surging (pipa U)4. Metoda pelepasan pipa (back off)

2.2.1. Metoda Tarik dan Regang LepasMetoda ini adalah metoda yang harus dilakukan pertama kali pada waktu pipa mengalami stuck. Pada waktu melakukan pull out menarik pipa yang terjepit kita harus memperhitungkan tensile strength drill pipe, agar gaya tarikan yang diterima oleh drill pipe tidak merusak ataupun memutuskan drill pipe tersebut. Selain itu juga kita harus mengetahui kekuatan dari rig yang dipakai, tujuannya untuk menghindari robohnya menara.Langkah-langkah yang harus diperhatikan dalam melakukan tarikan dan regang lepas yaitu :1. Perkirakan titk lemah dari rangkaian (biasanya drill pipe dipermukaan, kecuali menggunakan drill pipe yang tidak seragam gradenya).2. Hitung berat drill string di udara diatas titik lemah (Wsw), Wsw = 0. jika titik lemah berada di permukaan (drill pipe yang digunakan seragam)3. Tarikan maksimum yang terdiri dari overpull ditambah dengan berat rangkaian yang terlihat pada weight indicator (Wim) dalam pounds, dengan persamaan :Wim = Wb + Tm + Wsw . (2-1)Dimana :Wb = berat travelling blockTm = tarikan maksimum

2.2.2. Metoda spotting fluid (perendaman fluida)Fluida organik biasanya disemprotkan di sepanjang daerah jepitan untuk megurangi ketebalan mud cake dan faktor gesekan. Campuran antara minyak solar dan surfactant adalah fluida yang paling banyak digunakan karena kemampuannya untuk membasahi keliling pipa yang terjepit dan karena itu menciptakan lapisan tipis antara drill pipe dengan mud cake, sehingga akan menurunkan besarnya koefisien gesekan.Volume fluida yang digunakan untuk merendam pipa yang terjepit adalah : (2-2)Dimana :VL = volume larutan, bblOH = open hole, inOD = out side drill pipe, inL = panjang pipa yang terjepit, ftProsedur umum yang dilakukan adalah memompakan fluida organic ke dalam drill pipe secara berangsur-angsur dan sejumlah kecil ke annulus sampai seluruh daerah jepitan dapat terendam. Lamanya perendaman 12 jam sampai 24 jam untuk mendapatkan hasil optimum.

2.2.3. Metoda surging (pipa U)Cara yang umum digunakan untuk mengurangi tekanan hidrostatik lumpur adalah metode pipa U (U - tube). Rangkaian pipa bor dan annulus antara rangkaian dan formasi dianggap sebagai pipa U, dengan pahat sebagai penghubung.Ada dua kondisi pada saat pengurangan tekanan hidrostatik yaitu tekanan formasi telah diketahui atau tekanan formasi belum diketahui.Pengurangan tekanan hidrostatik lumpur diperoleh dengan memompakan fluida dengan densitas yang rendah seperti diesel oil ke drillpipe. Maksimum volume minyak atau air yang dipompakan ke drillpipe dapat dihitung denganpersamaan :

Level fluida yang turun di anulus ketika tekanan formasi seimbang adalah :Equivalen mud weight adalah :

dimana :FL = fluid level, bbl/ftVdp = volume drillpipe, bbl/ftVann = volume annulus, bbl/ftPp = tekanan pori, psiPdpmax = tekanan drillpipe max, psio = densitas minyak, ppgm = densitas lumpur. ppgLst = kedalaman titik terjepit, ft

2.2.4. Metoda pelepasan pipa (back off)Apabila semua metode diatas sudah dilakukan tetapi hasilnya belum berhasil, maka operasi back off adalah pilihan terakhir yang dilakukan.Operasi back off mencakup pelepasan bagian pipa yang masih bebas dari lubang bor. Hal ini secara efektif berarti melepaskan rangkaian pemboran pada atau diatas daerah jepitan dan pengangkatan bagian pipa yang masih bebas dari jepitan lubang bor.Peralatan back off (back off shot) ditempatkan pada tool joint drill pipe yang masih bebas terhadap tension dan torsion. Torsi kekiri dan sedikit tarikan ke atas diatas berat back off (hook load sebelum terjepit dikurangi dengan berat pipa yang terjepit) dilakukan pada titik back off, dan kemudian peralatan back off tersebut dioperasikan. Pipa bisa terbebas dengan cara ini yang diindikasikan dengan turunnya hook load. Pipa kemudian diputar dan ditarik ke atas untuk memastikan keberhasilan back off. Bagian drill pipe yang terjepit, drill collar dan bit yang tertinggal didalam lubang, disebut fish.