teknik pemboran underbalanced

BAB III

TEKNIK PEMBORAN UNDERBALANCED

3.1. Konsep Underbalanced Drilling

Underbalanced drilling (UBD) adalah metoda pemboran dimana tekanan

kolom fluida pemboran yang dipakai akan lebih kecil daripada tekanan formasi,

sehingga akan ada aliran gas, hidrokarbon dan air formasi kedalam sumur secara

terus-menerus. Untuk mencapai kondisi underbalanced pada saat mengebor, perlu

adanya peralatan yang menunjang dan pemilihan fluida yang cocok dengan kondisi

reservoir.

3.1.1. Batasan Underbalanced Drilling

Pada kenyataannya underbalance tidak selalu dapat dilakukan secara ekonomis, hal

mengingat hal-hal seperti :

1. Kestabilan sumur akan terganggu dan lubang akan gugur sehingga menyebabkan

peralatan terjepit. Jika serpih batuan terlampau besar untuk diangkat oleh aliran

fluida di sumur, serpih akan terendapkan, biasanya terjadi diatas batas drill collar

dengan drill pipe karena kecepatan mengangkat di annulus drill pipe mendadak

mengecil dibandingkan dengan di anulus drill collar. Ini disebut sebagai cincin

lumpur atau “mud ring”.

2. Aliran air dapat menyebabkan beberapa hal, yaitu bila di bor dengan

menggunakan gas, air bisa membasahi serpih bor di sumur, sehingga serpih saling

melekat satu dengan yang lainnya, yang akhirnya dapat menyumbat anulus sumur

3. Terjadinya ledakan di dalam sumur, penggunaan udara pada UBD dapat menjadi

ancaman yang serius bila dijumpai cincin lumpur didalam sumur dengan tekanan

yang semakin meningkat, seperti hidrokarbon pada tekanan yang tinggi juga akan

meledak, sehingga udara dalam hal ini sering diganti dengan nitrogen ataupun gas

alam dalam upaya mengurangi terjadinya kebakaran.

55

56

4. Kesulitan pada MWD, biasanya MWD menggunakan media lumpur pemboran

konvensional dalam hal meneruskan pulse kepermukaan untuk mendapatkan data.

Pada pengeboran dengan menggunakan udara kering dan gas sebagai fluida

pemborannya akan sangat sulit sekali bila tidak menggunakan peralatan khusus

seperti EMWD (Electromagnetic Measurement While Drilling).

3.1.2. Identifikasi Underbalanced Drilling

Indikator Reservoir

Pemilihan suatu reservoir merupakan hal yang sangat penting diperhatikan

dalam operasi pelaksanaan metode pemboran underbalanced. Ketepatan pemilihan

reservoir dalam pemboran underbalanced bertujuan untuk mengurangi terjadinya

kerusakan formasi, meningkatkan laju produksi, mengurangi kehilangan fluida dan

penilaian evaluasi yang lebih baik. Oleh karena itu diperlukan suatu indikator

reservoir tertentu agar pemboran underbalanced ini memberikan keuntungan yang

lebih baik itu secara mekanik maupun secara ekonomi. Depleted reservoir, reservoir

fracture alami, formasi batuan keras, formasi dengan permeabilitas besar dan

formation damage.

a. Depleted Reservoir

Zona-zona bertekanan rendah (depleted reservoir) ini dapat menjadi penyebab

timbulnya masalah-masalah pemboran ketika menggunakan metoda pemboran

overbalanced. Masalah yang sering terjadi yaitu hilang lumpur (lost circulation)

dan terjepitnya pipa bor.

Dengan menggunakan opersai pemboran underbalanced masalah tersebut bisa

diatasi, selama menggunakan fluida pemboran, apakah dengan liquid atau gas.

Pada reservoir bertekanan rendah, fluida-fluida tersebut tidak dapat mencapai

pori-pori dan fracture. Fluida yang digunakan tersebut akan kembali bersama

dengan fluida formasi. Pada fracture karbonat atau batupasir yang consolidated,

influx dari hidrokarbon selama operasipembora underbalanced akan membantu

57

dalam menjaga hole cleaning dan mengurangi fluida pemboran yang hilang ke

formasi.

b. Reservoir Rekahan atau Vugular Formation

Reservoir dengan rekahan alami ini biasanya memperlihatkan hilang fluida

pemboran yang sangat besar. Kehilangan fluida ini akan membuat masalah

pemboran seperti well control atau memberikan terjadinya mechanical sticking.

Terjepitnya pipa bor bisa disebabkan oleh penggunaan fluida dengan metoda

overbalanced, dimana tekanan hidrostatik fluida pemborannya lebih besar dari

tekanan formasinya. Sedangkan pada opersai pemboran underbalanced dengan

tekanan yang didesain lebih kecil dari tekanan formasi, maka masalah terjepitnya

pipa dapat diatasi. Sehinggga reservoir rekah alami ini sangat tepat untuk

kandidat operasi pemboran underbalanced.

c. Formasi Batuan Keras

Ketika pemboran menembus formasi batuan keras, laju penekanannya (ROP)

akan menurun dan memperpendek bit life sehingga menyebabkan meningkatnya

biaya perawatan sumur.

Rendahnya ROP ini disebabkan oleh tekanan hidrostatik dari fluida pemboran

mendesak gaya terhadap batuan yang ditembus. Tipe pemboran dengan fluida

akan mempengaruhi laju penekanan. Dalam pemboran underbalanced densitas

fluidanya lebih kecil dari tekanan formasi. Oleh karena itu densitas fluida yang

kecil tidak menimbulkan perbedaan tekanan kedalam batuan, atau pengendapan

dari filter cake. Fluida pemboran underbalanced pada dasarnya merupakan

padatan yang bebas dan padatan tersebut tidak tergabung kembali kedalam sistem

sirkulasi menuju dasar lubang. Karena tekanan formasinya lebih besar dari

tekanan fluidanya, rendahnya energi yang dikeluarkan biasanya akan menaikkan

tambahan besarnya laju penetrasi. Pemboran underbalanced memerlukan beratan

yang rendah pada bit daripada pemboran conventional.

58

Menurunnya beban pada bearing yang dikaitkan dengan tingginya ROP akan

menghasilkan perbaikan pada bit life. Meningkatnya bit life akan mengurangi

biaya bit yang diperlukan untuk mengebor sumur dan mengurangi jumlah trip

yang diperlukan.

d. Formasi Dengan Permeabilitas Besar

Formasi yang mempunyai permeabilitas besar akan menghasilkan volume fluida

pori yang besar pula. Tingginya permeabilitas ini menunjukan besarnya ukuran

rongga pori, sehingga akan memperlihatkan indikasi terjadinya lost circulation

dan differential pipe sticking jika digunakan metoda pemboran overbalanced.

Oleh karena itu formasi ini sangat cocok untuk operasi pemboran underbalanced.

e. Formasi Damage

Untuk target formasi yang sangat rentan terhadap aktivitas pemboran,

penggunaan pemboran underbalanced menjadi suatu hal yang sangat tepat

diterapkan. Terutama sekali untuk sumur-sumur horisontal. Formasi yang

mengalami kerusakan ini bisa terjadi pada reservoir-reservoir rekahan (reservoir

fracture). Penurunan kerusakan formasi akan memperbaiki produktivitas sumur

secara ekonomi berpotensi jauh lebih besar karena pengaruh dari pemboran

underbalanced, bila dibandingkan dengan pemboran conventional.

Pencegahan terhadap keruskan formasi ini jauh lebih effektif daripada usaha

untuk memperbaikinya, dan pemboran underbalanced ini merupakan cara yang

alamai dalam pencegahan kerusakan formasi. Oleh karena itu pemboran

underbalanced ini bisa menjadi pilihan secara teknik yan semata-mata untuk

memberikan keuntungan pencegahan kerusakan formasi.

Keuntungan dan Kelemahan Metoda Underbalanced Drilling

Keuntungan Metode Underbalanced Drilling

59

Underbalanced Drilling (UBD) mempunyai kelebihan dibandingkan dengan

pemboran konvensional yang menggunakan fluida pemboran dengan gradien tekanan

lebih besar dibanding dengan tekanan formasi. Kelebihan-kelebihan tersebut adalah :

a. Mencegah Terjadinya Hilang Lumpur (Loss Circulation)

Kemungkinan pahat menembus zona subnormal pressure dimana terdapat lapisan

berpermeabilitas besar dan rekah-rekah. Bila hal ini terjadi besar kemungkinan

lumpur masuk ke formasi. Salah satu alternatifnya adalah dengan menurunkan

berat lumpur serendah mungkin, tetapi sifat-sifat fisik dan kimia untuk

mendukung pemboran masih terjaga. Bila dengan menggunakan air tawar ( =

8,33 ppg) dengan gradien tekanan hidrostatik 0,433 psi ternyata masih juga loss,

maka fluida pemboran dapat diperingan dengan menggunakan udara atau gas yang

dilarutkan pada fluida pemboran, bisa juga dengan menggunakan busa atau foam.

Jika formasinya ternyata sangat porus dan fluida di anulus tetap turun, maka fluida

pemboran di anulus ditarik dengan menggunakan peralatan separator yang

divakumkan dan digunakan rotation blow out preventer sebagai packer antara

lubang dengan udara luar.

b. Meningkatkan Laju Penembusan Pahat

Berdasarkan Gatlin 1960, faktor yang dapat meningkatkan laju penembusan pahat

pada batuan adalah:

Berat lumpur pemboran

Studi laboratorium dan lapangan memperoleh kesimpulan bahwa makin

ringan fluida pemboran yang dipakai, laju penembusan akan semakin

cepat, karena differential pressure, yaitu (ph - pf) akan semakin kecil bahkan

pada UBD differential pressure akan berharga negatif. Grafik pada Gambar

(3.1 a) dan (3.1 b) menunjukkan hubungan antara differential pressure (ph-pf)

dan laju penembusan (rate of penetration).

Kekuatan batuan (compressive strength)

60

Dengan menurunkan differential pressure, maka compressive strength batuan

akan menurun dan bit dapat dengan mudah menembus lapisan batuan.

c. Mencegah Terjadinya Pipa Terjepit (Differential Pipe Sticking)

Salah satu penyebab terjadinya pipa terjepit adalah lumpur pemboran yang terlalu

berat dan filtration loss yang besar dan menyebabkan mud cake tebal pada dinding

lubang bor. Dengan menggunakan fluida pemboran yang densitasnya relatif kecil,

maka kemungkinan pembentukan mud cake akan kecil dan kemungkinan pipa

terjepit karena masalah ini akan berkurang.

d. Mencegah Terjadinya Kerusakan Formasi (Formation Damage)

Salah satu penyebab kerusakan formasi (formation damage) adalah penggunaan

lumpur yang terlalu berat sehingga partikel padat (innert solid) masuk ke dalam

formasi produktif, akibatnya:

Menutup pori-pori formasi produktif

Meningkatkan water content pada formasi yang mengandung minyak

sehingga saturasi minyak menurun dan akhirnya di tempati oleh air.

Partikel clay pada formasi produktif mengembang dan menutup permeabilitas

formasi.

Dengan menggunakan densitas lumpur yang rendah, maka kerusakan formasi

dapat diminimalkan, dan pada akhirnya akan meningkatkan produktifitas formasi.

e. Meningkatkan Hasil Penilaian Formasi

Penilaian formasi berhubungan erat dengan kerusakan formasi. Bila kita

menggunakan lumpur berat, maka air filtrat dan padatan akan masuk ke dalam

formasi produktif. Sehingga terjadi perubahan saturasi minyak karena formasi yang

dijenuhi minyak akan berubah menjadi dijenuhi air, sehingga peralatan logging

yang dipakai merekam saturasi minyak akan terbaca mempunyai saturasi air.

61

f. Biaya Penggunaan Lumpur Pemboran Relatif Berkurang

Untuk menghindari terjadinya hilang lumpur, maka digunakan lumpur yang relatif

ringan dan tanpa menggunakan pemberat (unweight mud), maka biaya lumpur

(pengadaan weighting material, seperti barite) dapat diturunkan. kecuali apabila

menggunakan aerated mud, akan terjadi penambahan biaya pada peralatan injeksi

gas/udara ke dalam fluida pemboran.

Kelemahan Metoda Underbalanced Drilling

Selain mempunyai beberapa keuntungan, teknik underbalanced drilling juga

mempunyai beberapa aspek yang merugikan dalam penggunaannya (D.B. Bennion,

and F.B. Thomas., 1994) yaitu :

a. Aspek Keamanan

Karena tekanan fluida pengeboran lebih rendah daripada tekanan formasinya,

maka penggunaan teknik underbalanced drilling ini mempunyai resiko yang besar

terhadap terjadinya kebakaran, blow out dan ledakan dalam sumur.

b. Aspek Biaya

Penggunaan teknik ini secara ekonomis kadang bisa menjadi lebih mahal daripada

overbalanced drilling apabila menggunakan nitrogen untuk mengurangi berat dari

lumpur pengeborannya, terutama pada sumur horisontal atau formasi yang keras

sehingga laju penetrasinya menjadi rendah atau karena adanya masalah teknis pada

saat proses pengeboran dilakukan.

c. Aspek Kerusakan

62

Teknik underbalanced drilling tidak bisa menghilangkan kerusakan pada semua

reservoir karena setiap reservoir mempunyai mekanisme kerusakan tersendiri yang

unik.

3.1.3. Metoda Berdasarkan Model Operasinya

Menurut pelaksanaan operasinya metoda UBD ini dapat dibedakan menjadi

(Bambang Tjondro., 2000) :

a. Flow Drilling

Flow drilling adalah operasi pemboran dimana terdapat aliran fluida formasi ke

permukaan selama operasi pemboran berlangsung dan fluida pemborannya adalah

cairan tanpa gas. Dengan flow drilling akan ada cairan hidrokarbon, gas atau air ikut

naik keatas dengan drilling fluids dan akan dipisahkan dipermukaan.

Batas flow drilling adalah bagaimana aliran fluida dipermukaan bisa

ditanggulangi dengan peralatan yang ada. Bahkan permeabilitas besar, laju besar atau

bertekanan besar juga dapat dilakukan dengan flow drilling jika peralatan

permukaannya menunjang.

b. Snub Drilling

Snub drilling adalah operasi UBD yang menggunakan snubbing unit atau coil

tubing (CT). Metoda UBD jenis ini cocok bila diterapkan pada formasi dengan

tekanan yang besar.

c. Closed System

Closed System adalah metoda UBD dimana memiliki sistem peralatan

permukaan yang khusus, yaitu tertutup atau closed system. Ciri khususnya adalah

penggunaan separator empat fasa dan sistem tertutup untuk menanggulangi fluida

yang keluar dari sumur. Cocok untuk formasi yang mengandung H2S.

63

3.2. Pemilihan Fluida Pemboran Underbalanced Drilling

Berdasarkan jenis fluidanya dibedakan menjadi tiga macam yaitu, fluida

pemboran fasa cair, fluida pemboran fasa gas dan fluida pemboran 2 fasa (Aerated

Drilling Fluid).

3.2.1. Fluida Pemboran Fasa Cair

Fluida pemboran sama dengan Fresh Water Mud, tanpa penambahan berat.

Additive yang digunakan terutama adalah untuk mencegah swelling dan korosi. Pada

fluida pemboran ini cukup ditambahkan Cl (NaCl, CaCl2) untuk stabilitas

menghadapi formasi shale, Soda Caustic untuk mempertahankan pH antara 8 – 11,

dan unsur non pemberat lainnya. Lumpur ini digunakan untuk formasi dengan

gradien tekanan lebih besar dari gradien tekanan air (0,433-0,465 psi/ft) atau setara

dengan densitas 8,33-8,9 ppg.

3.2.2. Fluida Pemboran Fasa Gas

Fluida pemboran fasa gas ini dapat berupa udara kering, gas alam dan

nitrogen sebagai fluidanya.

3.2.2.1. Udara Kering

Pada metoda UBD ini, dibutuhkan udara kering untuk mengurangi densitas

fluida pemboran yang digunakan pada UBD.

Keuntungan dan Kelemahannya

Adapun keuntungan metoda ini adalah :

ROP meningkat

Waktu pemboran dipersingkat

Penghematan biaya bit

Air (H2O) kurang dibutuhkan

Biaya additive diperkecil

64

Sedangkan Kelemahannya adalah :

Masalah timbul jika terdapat aliran air dalam formasi

Erosi lubang bor pada dinding sumur yang kurang kompak

Kemungkinan terjadinya kebakaran didalam sumur, jika terdapat aliran HC dari

formasi

Biaya penyewaan alat meningkat

Tidak cocok untuk formasi / reservoir yang mengandung H2S

Keperluan Laju Injeksi Udara

Bentuk serpih bor dan ukurannya sukar diketahui, begitu juga geometri

lubang bor sukar diketahui pula. Angel (1957) membuat perkiraan laju injeksi udara

minimum dengan persamaan sebagai berikut :

Qmin = Qo + NH ………………………............................(3-1)

Dimana :

Qo = Laju injeksi (SCF/men) dipermukaan untuk mendapatkan kecepatan

anulus 3000 ft/men

N = faktor tergantung dari laju penetrasi.

H = kedalaman sumur, dalam ribuan feet.

Alasan diambilnya kecepatan di anulus pada 3000 ft/men karena dari

pengalaman membor limestone, ternyata kecepatan udara 3000 ft/men telah cukup

untuk

mengangkat serpih pemboran. Perbedaan antara persamaan Angel dan kenyataan di

lapangan paling banyak 10 % kecuali jika lubang sumurnya kecil sekali dan laju

penetrasinya cepat sekali.

Limitasi

65

Adanya aliran air formasi yang banyak akan sangat mengganggu operasi dan

sebaiknya fluida pemboran diubah menjadi kabut (mist drilling) atau busa (foam

drilling). Tetapi formasi air ini bisa ditutup misalnya dengan squeeze cementing atau

injeksi resin ~ catalyst, dan straddle packers. Ada juga yang menggunakan crosslink

polymer. Dengan menggunakan gas bisa dipompakan aluminium sulfate diikuti

gaseous amonia atau campuran amonia dan innert gas, gas silicon tetrafluoride dan

sebagainya. Dengan catatan perlu diketahui terlebih dahulu zona airnya.

Bahaya pemboran dengan udara kering adalah terjadinya kebakaran di dasar

lubang bor. Campuran tertentu hidrokarbon di formasi dengan udara dapat

menimbulkan ledakan.

Udara kering biasanya memberikan tekanan dasar sumur yang terendah

dibandingkan fluida/lumpur manapun. Tekanan rendah ini bisa mengakibatkan

ketidakstabilan pada formasi lemah. Apalagi kalau air terproduksi dan ada shale yang

sensitif ke air tersebut maka heaving shale akan terjadi.

Kesulitan lainnya adalah friksi yang besar antara drill string dan sumurnya.

Selain itu beberapa MWD sulit bekerja dengan compressibel fluids. Diperlukan

Elektromagnetik MWD

3.2.2.2. Nitrogen dan Gas Alam

Pada metoda UBD, nitrogen dan gas dapat digunakan sebagai ganti udara

yang berbahaya. Nitrogen dapat dicampurkan sebagai bagian dari fluida pemboran.

Sirkulasi nitrogen tak usah harus murni N2 untuk mencegah kebakaran di dasar

sumur, campuran udara, nitrogen dan hidrokarbon tidak akan menyebabkan

kebakaran kalau konsentrasi oksigen dibawah level tertentu. Di permukaan paling

tidak 12,8% oksigen agar tidak terjadi kebakaran dan berapa persen batas ini

tergantung tekanannya, atau dengan persamaan dapat ditulis sebagai berikut :

Omin = 13,98 – 1,68 log (P)………………………..................(3-2)

dimana :

Omin = % oksigen

66

P = tekanan absolut, psia

Untuk tekanan 3000 psi prosentase oksigen dalam campuran dengan methane

dan nitrogen harus paling tidak 8,15%. Jadi nitrogen sangat baik untuk mencegah

kebakaran, tetapi sayangnya biaya untuk nitrogen ini relatif mahal.

Gas alam (natural gas) bisa digunakan untuk pemboran seperti juga nitrogen,

dengan perkecualian mudah menimbulkan kebakaran di permukaan.


Adapun keuntungannya adalah :

ROP meningkat



Kebutuhan air (H2O) berkurang

Mengurangi biaya additive

Kemungkinan ledakan tidak ada (bila menggunakan N2)

Sedangkan kelemahannya adalah :

Masalah timbul bila ada aliran air dari formasi ke dalam sumur

Erosi lubang bor dapat terjadi bila dinding sumur kurang kompak

Pembengkakan biaya karena penyediaan N2

Untuk formasi/reservoir yang mengandung H2S, dibutuhkan peralatan tambahan

dipermukaan (closed system)

Pembersihan Lubang

Pembersihan lubang disini berkaitan erat dengan kemampuan fluida tersebut

untuk mengangkat cutting atau serpih bor kepermukaan. Pembersihan lubang dengan

nitrogen hampir sama dengan pembersihan dengan udara. Seperti udara, aliran harus

turbulent, karena itu pengaruh terbesar perbedaanya terletak pada densitasnya. Karena

densitas nitrogen hanya 3% lebih rendah dari udara pada kondisi standar, maka

67

effisiensi pengangkatan serpih bor hampir sama untuk injeksi di permukaan yang

sama.

Limitasi

Batasan lainnya yang berlaku pada pemboran dengan udara tetap berlaku

disini, misalnya tetap saja terjadi cincin lumpur, walaupun tanpa berakibat ledakan.

Pipa terjepit masih mungkin terjadi. Air formasi masih menjadi persoalan. Selain

udara, nitrogen dapat digunakan sebagai bahan fasa gas pada mist dan foam drilling,

jika dijumpai air formasi yang jumlahnya banyak. Karena mahalnya pengadaan

nitrogen ini, maka nitrogen hanya digunakan jika pemboran melalui suatu interval

panjang seperti untuk sumur horisontal. Untuk sumur vertikal, jarang dipakai kecuali

intervalnya banyak dan tebal.

3.2.3. Fluida Pemboran 2 Fasa (Aerated Drilling Fluid)

Pada aerated drilling fluid ini, fluidanya merupakan gabungan antara fluida

fasa cair dengan fasa gas.

3.2.3.1. Mist

Mist merupakan suatu keadaan pada fluida pemboran dimana gas sebagai fasa

kontinyu dan cairan sebagai fasa diskontinyu, jadi kenampakan fluida ini menyerupai

kabut.


Keuntungannya adalah :

ROP meningkat



68

Kebutuhan air dikurangi

Biaya additive diperkecil


Akan timbul masalah bila ada aliran air dari formasi ke dalam lubang sumur

Erosi lubang dapat terjadi pada dinding sumur yang tidak kompak

Kombinasi Udara-Mist, tidak cocok bila ada kandungan gas H2S dalam

formasi/reservoir

Biaya gas mahal jika tidak menggunakan udara kering, adanya biaya tambahan

untuk pengkondisian air/gas dari dalam sumur, biaya peminjaman alat besar

Pembersihan Lubang

Tetes cairan pada fluida mist ini bisa dianggap seperti serpih bor saja.

Densitasnya lebih kecil dari serpih bor dan ukurannya lebih kecil. Dengan ini

dianggap bahwa tetes mist tersebut bergerak sama dengan kecepatan gas dan slip

velocitynya sama dengan nol. Ia tak akan mengubah sifat gas sehingga mist drilling

tidak akan lebih effisien dari pemboran dengan udara dalam hal transportasi serpih

bor di anulus. Jadi secara teoritis, kecepatan fluida pada mist drilling ini harus secepat

dry air drilling. Tetapi densitas fluida lain karena adanya mist tersebut. Tetes air juga

menaikkan friksi. Keduanya akan mengakibatkan tekanan dasar sumur lebih besar

dari udara saja. Selain itu densitas tersebut juga mengurangi slip velocity serpih bor

dan tekanan BHP yang lebih tinggi menyebabkan kecepatan anulus lebih kecil untuk

mist kalau injeksinya bervolume sama. Karena itu injeksi dengan mist harus lebih

banyak dari dengan udara untuk menyamakan kecepatan di anulus. Perubahan dari

dry air ke mist drilling menyebabkan perlunya penambahan laju injeksi agar serpih

tetap bisa diangkat.

Biasanya di pemboran dengan mist ini membutuhkan 30 – 40% lebih banyak

injeksi udara tetapi tekanan stand pipe akan naik 100 psi (30-50%) untuk mencapai

kondisi dimana kecepatan anulus 3000 ft/men.

69

Busa (foam) dapat terjadi jika air formasi banyak dijumpai dilubang bornya.

Viskositas foam lebih tinggi dari mist tetapi baik untuk mengangkat serpih bor.

Limitasi

Limitasi dari pengeboran dengan menggunakan fluida yang menyerupai busa

ini adalah hampir sama dengan gas yang lain, yaitu jika dinding sumur tidak stabil

dan adanya aliran hidrokarbon dari reservoir. Pembuangan air ke permukaan sekitar

200 – 500 bbl/day merupakan masalah tersendiri selain dapat menimbulkan masalah

karat. Selain itu adanya air bisa menyebabkan shale terganggu dan gugur.

3.2.3.2 Foam

Busa (foam) dapat dipakai sebagai fluida sirkulasi dalam pemboran maupun

komplesi dan produksi. Foam terdiri dari fasa cairan kontinyu yang membentuk

struktur bulat dinding cairan yang membungkus gas. Viskositas foam bisa menjadi

sangat tinggi bahkan diatas viskositas gas atau cairannya sendiri, tetapi densitasnya

setengah lebih kecil dari air. Dengan sifat-sifat tersebut maka foam lebih baik dalam

menahan serpih pemboran dan slip velocitynya kurang, sehingga injeksinya akan

berkurang pula. Karena densitasnya lebih tinggi dari udara atau mist, maka laju

penetrasi akan berkurang, walaupun karena underbalance maka masih lebih cepat dari

lumpur biasa. Karena tekanan di anulus lebih tinggi maka kestabilan sumur akan

lebih baik, sedangkan karena lajunya lebih rendah maka erosi lubang bor juga

berkurang.

Udara adalah yang paling umum digunakan untuk foam ini, meskipun

nitrogen juga sering digunakan. Foam berkualitas rendah bila lebih banyak cairannya

begitu juga sebaliknya.

Pada pengeboran dengan menggunakan busa sebagai fluida pemborannya

(foam drilling), terdiri dari cairan, gas, foamers, defoamers. Corrosion inhibitor,

mungkin KCl dan lain-lain. Pada stiff foam airnya akan ditambah polymer untuk

menghasilkan efek viskositas dan ini disebut viskosifyer.

70


Keuntungan untuk stable foam adalah :

ROP meningkat


Kebutuhan air berkurang

Mampu mengangkat cutting kepermukaan dengan baik

Memiliki kemampuan dalam pembersihan lubang

Dapat mengatasi aliran air dari formasi

Kompatibel dengan fluida formasi seperti oil, air garam, calcium carbonat dan

sebagainya.

Sedangkan kelemahan stable foam :

Pengeluaran biaya untuk penyediaan foamer

Penanganan air di permukaan dapat menyebabkan masalah lingkungan

Butuh peralatan yang khusus dipermukaan untuk pengkondisian fluida pemboran

Keuntungan stiff foam adalah :

ROP meningkat


Penghematan biaya untuk bit

Mampu mengangkat padatan dengan baik

Pembersihan lubangnya baik

Sedangkan kelemahan stiff foam adalah :

Adanya kemungkinan degradasi fluida jika minyak dan air asin/calcium carbonat

memasuki lubang sumur

Biaya bahan kimia sebagai additive harus dipikirkan

Pembersihan Lubang

71

Foam untuk pemboran yang baik mirip shaving cream. Foam yang baik akan

bisa mengangkat serpih pemboran pada laju yang cukup rendah. Ada beberapa faktor

yang akan membuat pembersihan lubang sulit untuk diperhitungkan, diantaranya

yaitu rheology foam sangat rumit dan sangat tergantung dari kualitas foam itu sendiri.

Viskositas foam cukup tinggi sehingga pressure drop di anulus sangat tinggi

dibandingkan gas, udara atau mist.

Kualitas foam juga tergantung tekanannya. Rheology sendiri berhubungan

dengan tekanannya. Dan kalau ada campuran fluida formasi maka akan lebih rumit

lagi. Formasi gas akan menaikkan kualitas foam sehingga bisa-bisa pecah menjadi

mist. Tetapi aliran cairan dari formasi akan mengurangi kualitas foam. Ini akan

mengurangi viskositasnya dan densitas foam akan naik.

Karena viskositas foam pada stiffened foam lebih baik dari stable foam, maka

pembersihan lubang akan lebih baik lagi bahkan pada kecepatan yang lebih rendah di

anulusnya. Hal lain yang baik dengan stiffened foam adalah karena foam tetap akan

stabil pada kualitas yang lebih tinggi dari foam biasa. Karena viskositas foam akan

jatuh dengan pecahnya foam, stiffened foam akan tetap dan tidak akan pecah di

anulus.

Kebutuhan Volume Air dan Udara Pada Foam

Untuk pemboran dengan menggunakan udara kering, grafik Angel dapat

digunakan, tapi untuk fluida pemboran jenis busa (foam), grafik yang digunakan

adalah grafik Krug dan Mitchell (OGJ, Feb. 7, 1972). Berdasarkan grafik ini, maka

jumlah udara dan air untuk bermacam-macam kombinasi lubang bor dan drill pipe

dapat diketahui. Grafik ini mempunyai keterbatasan, yaitu hanya dapat digunakan

pada sumur vertikal.

Limitasi

Jika udara dipakai sebagai media gas pada pemboran dengan menggunakan

fluida yang menyerupai busa ini (foam) maka laju karat peralatan akan naik. Karat

dapat ditanggulangi dengan corrosion inhibitor yang kompatibel dengan foamer dan

72

defoamer. Juga harus tahan terhadap fluida formasi jika ada. Pada formasi yang di bor

dengan foam, kecepatan foam kecil dan erosi di dinding akan kecil. Tetapi tekanan

dinding akan lebih tinggi dari kolom fluida foam di lubang bor. Dalam hal ini bisa

terjadi ketidakstabilan yang menyebabkan lubang gugur. Seperti juga pada mist

drilling, bisa saja digunakan inhibitor seperti polymer dan garam agar tidak terjadi

kerusakan pada shale dan clay.

Stiff foam dapat menaikkan serpih bor pada kecepatan rendah. Ini

menyebabkan bahwa pemboran pada lubang berdiameter besar juga dapat dilakukan

dimana pemboran dengan udara kering (dry air drilling) dan mist drilling akan terlalu

besar kompressornya dan tidak akan ekonomis. Hal lain yang membatasi penggunaan

foam drilling adalah sama seperti pada stable foam drilling sebelumnya.

3.2.3.3 Gasified Liquid

Untuk meringankan densitas fluida pemboran, maka injeksi gas ke cairan

pemboran akan meringankan densitas lumpur tersebut. Gasified liquid sering dipakai

untuk membor underbalanced. Umumnya tidak dipakai surfactant dan fluida

terbanyak adalah cairan. Aliran dianulus akan merupakan gelembung gas dalam

cairan dan bukan foam. Biasanya tekanan dasar sumur akan lebih tinggi dibandingkan

dengan fluida pemboran yang diringankan fluidanya. Densitas biasanya 4 – 7 ppg.

Tidak seperti pemboran dengan foam, cairan yang balik biasanya cukup bersih seperti

lumpur biasa yang bisa disirkulasikan kembali ke sumur.

Pada saat ini cairan dasar biasanya fresh water, crude oil, gel mud atau

kondensat, gasified dengan nitrogen atau juga natural gas (jarang).

Ada dua cara untuk memasukkan gas ke fluida pemboran, menginjeksikan gas

ke cairan dipermukaan sebelum masuk ke drill pipe atau menginjeksikannya di

anulus. Bisa juga kombinasi keduanya. Injeksi di anulus sumur harus dilakukan

dengan pipa khusus dari permukaan ke anulus tersebut. Ini dilakukan dengan parasite

tubing string yang ditempatkan bersamaan dengan casing yang terakhir atau anulus

antara casing sementara yang digantungkan didalam casing yang tersemen. Atau

73

untuk sumur gas lift yang akan didalamkan maka gas diinjeksikan di gas lift valve

tersebut.

Keuntungan dan Kelemahan Gasified Liquid

Adapun Keuntungan gasified liquid ini adalah :

ROP meningkat



Dapat digunakan pada sumur horisontal (tapi terbatas)

Mengurangi terjadinya bahaya kebakaran di dalam sumur


Bila menggunakan parasite string, membutuhkan supply gas yang kontinyu

Untuk sumur horisontal, keterbatasan alat jadi kendala utama

Potensial terjadinya korosi jika udara kering digunakan sebagai gasified-nya

Untuk menghindari korosi dibutuhkan corrosion inhibitor

Kebutuhan Volume Udara Pada Gasified Liquid

Peramalan kehilangan tekanan jika pemboran dilakukan dengan gasified

liquid, menggunakan asumsi aliran multifasa. Dalam hal ini ada cairan, gas dan

padatan serpih bor. Tergantung dari cairan yang diinjeksikan dan adanya aliran dari

formasi, maka aliran gas atau minyak yang berasal dari formasi dapat saja masuk ke

dalam sumur. Pemboran dengan gasified liquid dapat dianalogkan dengan sumur gas

lift, yang analisa keseluruhannya membutuhkan software komputer untuk

mendapatkan hasil yang teliti.

Hubungan antara volume udara yang diperlukan, scf/bbl cairan, pengurangan

densitas lumpur, densitas lumpur mula-mula dan kedalaman sumur oleh Poetmann

dan Bergmann untuk harga temperatur 200oF.

74

Pembersihan Lubang Bor

Pembersihan lubang bor tergantung dari sifat cairan dasar, keadaan dinding

sumur (geometry lubang) dan inflow (aliran) dari formasi. Kecepatan anular 100

hingga 200 fpm dibutuhkan untuk membersihkan serpih pemboran dengan fluida

tanpa viskosifyer. Untuk lubang sumur yang berdiameter relatif besar, cairan dasar

harus dinaikkan kecepatannya untuk mendapatkan pembersihan lubang sumur yang

effisien.

Limitasi

Pengalaman menunjukkan bahwa untuk formasi bertekanan rendah dan

lajunya kecil dapat di bor dengan gasified liquid ini. Tetapi untuk formasi bertekanan

tinggi, permeabilitas besar atau sumur yang tidak stabil dindingnya atau formasi yang

banyak memproduksi air yang berlebih, adanya masalah karat dan laju penetrasi

pemboran yang lambat, akan membatasi penggunaan metoda gasified liquid drilling

ini.

3.2.3.4. Perhitungan Lumpur Aerasi

Lumpur aerasi merupakan lumpur pemboran yang memberikan kondisi

underbalanced yang terdiri dari fase gas dan fase cairan (>25%). Densitas lumpur

aerasi berkisar antara 4,0 – 6,95 ppg. Fasa gas yang diinjeksikan ke dalam lumpur

dasar (fasa cairan ) berfungsi untuk menurunkan densitas lumpur dasar yang

digunakan. Tekanan underbalanced adalah sebesar 200- 500 psi

1. Volume Gas Injeksi

Fungsi volume gas yang diinjeksikan ke dalam lumpur dasar adalah untuk

menurunkan densitas lumpur dasar sampai pada kondisi underbalanced (densitas

lumpur aerasi ) yang diinginkan. Gas merupakan fluida yang kompresibel,sehingga

75

volumenya akan berubah terhadap perubahan tekanan dan temperatur. Dengan

demikian jika 1 scf gas diinjeksikan dari permukaan, maka pada suatu kedalaman

dengan tekanan dan temperatur tertentu volume gas tersebut akan menjadi:

Vgp=Vgs(T 2.P1

T1 .P2)………………………..................(3-3)

Dimana :

Vgp = Volume gas pada suatu kedalaman (D), cuft

Vgs = Volume gas pada kondisi permukaan (s), scf

T1 = Temperatur permukaan (s), oR

T2 = Temperatur rata-rata pada suatu kedalaman (d),oR

= {(D/2) x ∆T } + T1

P1 = Tekanan permukaan, psi

P2 = Tekanan rata-rata pada suatu kedalaman, psi

= {(D x ∆P) + P1 }/2

∆T = Gradien temperature, OR/100 ft

∆P = Gradien tekanan , psi/ft

Densitas gas juga akan berubah terhadap kondisi tekanan dan temperature

pada kedalaman tertentu. Jika gravity gas (S) = 1 , maka densitas gas (ρgs) pada

kondisi permukaan adalah sebesar :

ρgs=2,703 xSxP1

T 1 ………………………..................(3-4)

Maka besarnya densitas gas (ρgp) pada kedalaman suatu kedalaman adalah

sebesar :

ρgp=ρgs(T 2. P1

T1 . P2)………………………..................(3-5)

dimana:

76

ρgs = densitas gas pada kondisi permukaan, pcf

ρgp = densitas gas pada kondisi suatu kedalaman , pcf

Dengan demikian volumo gas yang diinjeksikan dipermukaan untuk

menurunkan densitas lumpur dasar sampai didapat kondisi underbalanced dapat

dihitung

ρA .QA=ρ1 .Q1 +ρgp .Qgp………………………..................(3-6)

ρA.(Q1+Qgp) = ρ1. Q1 + ρgp. Qgp)………………………........(3-7)

Qgp =

(ρ1 .Q1)−(ρA .Q1)(ρA−ρgp ) ………....………………..................(3-8)

Dimana:

ρA = Densitas lumpur aerasi, ppg

QA = Laju volumetric gas injeksi, gpm

ρ1 = Densitas lumpur dasar, ppg

Q1 = Laju alir lumpur dasar, gpm

Qgp = Laju volumetric gas injeksi pada kondisi kedalaman , gpm

Besarnya densitas lumpur aerasi (ρA ) yang diinginkan dapat ditentukan

dengan cara mengurangi harga tekanan formasi (Pf) dengan harga tekanan

underbalanced (Pub) yang kemudian di konversi dalam berat lumpur (ppg)

PA = Pf - Pub……………………….......................................(3-9)

Setelah didapatkan laju volumetrik gas injeksi pada suatu kedalaman, maka

selanjutnya adalah menentukan laju volumetrik gas injeksi dipermukaan dengan

persamaan dibawah ini :

Qgs = Qgp(T1 .P2

T 2.P1)…………………............……..................(3-10)

Dimana :

77

Qgs = laju volumetrik gas injeksi di permukaan , scfm

Fraksi Cairan Dalam Lumpur Aerasi

Berdasarkan persamaan-persamaan di atas maka fraksi volume gas dalam

lumpur aerasi akan berkurang dalam drillstring dengan semakin bertambahnya

kedalaman. Sebaliknya , fraksi volume gas akan bertambah ketika naik ke permukaan

di dalam annulus.

Ftp =

V tp

V T=

V tp

V gp+V tp ………………………..................(3-11)

Flp =

F lo

{F lo+(1−F lo) /( PPO )}

……………...................(3-12)

Ftp =

V gp

V T=

V gp

V gp+V tp ………………………..................(3-13)

Fgp =

Fgo

{Fgo+(1−Fgo) x ( PPO )}

……...………..................(3-14)

Fgp+ Flp = 1………………………..................................(3-15)

Dimana:

Flo = fraksi lumpur dasar pada kondisi permukaan, %

Fgo = fraksi gas pada kondisi permukaan,%

Flp = fraksi lumpur dasar pada kondisi kedalaman , %

78

Fgp = fraksi gas pada kondisi kedalaman, %

Vgo = volume gas pada kondisi permukaan, %

Vgp = volume gas pada kondisi kedalaman,cfm

Vt = total volume, cfm

Viskositas Lumpur Aerasi

Viskositas lumpur aerasi adalah ketahanan lumpur aerasi terhadap aliran,

dengan satuan centipois. Untuk menentukan besarnya viskositas fluida dua fasa pada

suatu setiap kedalaman yang mempunyai tekanan dan temperatur yang berbeda dapat

dicari dengan menggunakan persamaan dibawah ini

μA=(Fgp .μg+(1−Fgp ). μ1………………………..................(3-16)

dimana:

μA = viskositas lumpur aerasi, cp

μgp = viskositas gas, cp

μ1 = viskositas lumpur dasar, cp

Hal ini berarti bahwa viskositas lumpur aerasi pada suatu kedalaman akan

berubah tergantung dari fraksi volume gasnya. Semakin dalam suatu pemboran ,

maka viskositas lumpur aerasi didalam drillstring akan semakin besar karena fraksi

volume gas dalam lumpur aerasi semakin berkurang. Sebaliknya ketika lumpur aerasi

bersirkulasi menuju ke permukaan, viskositas lumpur aerasi di annulus akan semakin

berkurang, karena di dalam anulusfraksi volume gas bertambah.

Kecepatan dan Pola Aliran Lumpur Aerasi

Kecepatan lumpur aerasi dapat ditentukan dengan menggunakan

persamaan berikut:

Dalam drillstring(Vp ):

79

Vp =

QA

( π4 ) .Dlp2

, fpm

……………….......………..................(3-17)

Dalam anulus (Vann ):

Vp =

Q A

( π4 ) .(Dh2−Dop2)

, fpm

………………………..................(3-18)

Dimana :

QA = laju alir lumpur aerasi, cfm

D = diameter, inci (=0,0833 ft)

Dengan mengetahwi kecepatan lumpur aerasi maka pola aliran lumpur aerasi

dapat diperkirakan dengan menggunakan bilangan Reynold :

Untuk aliran dalam drillstring:

NRe =

15 ,47 .Dlp . ρA .V P

μA ………………………...........................(3-19)

Untuk aliran di annulus:

NRe =

15 ,47 . Dep . ρA .V ann

μA …………………….......…..................(3-20)

Dep, in = diameter hidrolika annulus = (Dh-Dop)

Secara teoritis , aliran akan : laminar jika NRe < 2000, transisi jika

2000<NRe<4000 dan turbulen jika NRe >4000.

Pengangkatan Serbuk Bor

Telah diuraikan bahwa salah satu faktor yang menyebabkan terjepitnya

pipa dan hilang sirkulasi adalah karena kurang optimumnya pembersihan lubang bor

oleh fluida pemboran.Beberapa faktor yang mempengaruhi kemampuan fluida

pemboran untuk mengangkat serbuk bor melalui annulus adalah :

1. kecepatan menggelincir (slip) serbuk bor dan lumpur di annulus

80

2. rheologi fluida pemboran

3. kecepatan putaran pipa dan ROP

4. kemiringan lubang bor

5. pola aliran fluida pemboran dan serbuk bor

Berdasarkan pengalaman dibanyak lapangan, konsentrasi kritis serbuk bor

(Cc) di dalam lubang bor yang diijinkan adalah tidak lebih dari 5% agar tidak terjadi

masalah pemboran yang berhubungan dengan pembersihan lubang bor. Berarti

dibutuhkan kecepatan kritis (Vc) untuk mengeluarkan serbuk bor dari lubang bor

agar konsenterasi serbuk bor di dalam annulus tidak melebihi Cc

Vc =

ROP60 .Cc

, fpm………………………..................(3-21)

Sementara itu serbuk bor sendiri mempunyai kecendrungan untuk bergerak

berlawanan dengan arah fluida pemboran atau yang disebut dengan kecepatan

terminal serbuk bor (Vt). Moore, memperkirakan kecepatan terminal serbuk bor untuk

pola aliran laminar, transisi, turbulen yang melalui serbuk bor.

Dalam aliran laminar :

Vt = 4980 . dc.( ρc−ρA

μA)

……………...................(3-22)

Dalam aliran transisi :

Vt = 175 . dc.(( ρc−ρA )2/3

( ρA .μ A)1/3 )

……………..................(3-23)

Dalam aliran turbulen :

Vt = 92,6√dc ( ρc−ρA

ρA ) …………………..................(3-24)

81

Bilangan Reynold untuk serbuk bor :

NRe =

15 ,47 . ρA .V t .dcμ A ………………………..................(3-25)

Secara teoritis , aliran yang melalui serbuk bor akan laminar jika NRcc < 1, aliran

transisi jika 1 < NRcc < 2000, aliran turbulen jika NRcc > 2000.

Dengan demikian pembersihan lubang bor akan baik jika kecepatan lumpur

aerasi di annulus (Vann) melebihi komulatif kecepatan kritis (Vc) dan kecepatan

terminal (Vt) serbuk bor.

(Vann) > (Vc) + (Vt)

kecepatan terminal serbuk bor pada lintasan vertical berbeda dengan

kecepatan terminal pada lintasan berarah. Rudy dan kawan-kawan membuat suatu

persamaan untuk kecepatan minimum lumpur di annulus untuk mengangkat serbuk

bor yang terdapat dalam lubang bor pada lintasan berarah.

Untuk θ ¿ 45o :

Vmin= Vc + [1+ θ .(600−RPM ) .(3+ρA )

202500 ] .V t , fpm…………………(3.26)

Untuk θ ¿ 45o :

Vmin= Vc + [1+ (600−RPM ).(3+ ρA )

4500 ] .V t , fpm……………………(3.27)

Dimana :

Vc =

ROP

36 .[1−Dodp

Dh ]2

.Cconc

.60 , fpm

………………………………….(3.28)

82

Cconc = (0,01778. ROP) + 0,505 , %.....................................................(3.29)

Dengan menggunakan persamaan Rudy tersebut dapat diketahwi apakah

pengangkatan serbuk bor dari annulus sudah baik atau belum :

Pengangkatan serbuk cukup baik, jika :

Vann > Vmin

Pengangkatan serbuk kurang baik, jika :

Vann < Vmin

Pemilihan Metode Injeksi Volume Gas

Metode penentuan laju volumetrik gas injeksi secara teoritis yang akan

digunakan untuk perhitungan selanjutnya adalah metode yang dapat memberikan

hasil yang mendekati dengan volume gas yang diinjeksikan di lapangan(actual).

% perbedaan =

A−BB ………………………..(3.30)

dimana :

A = hasil perhitungan secara teoritis

B = penginjeksian di lapangan (actual)

3.3. Operasi Pemboran Underbalanced Drilling

3.3.1. Peralatan Yang Digunakan Pada Pemboran Underbalanced Drilling

83

Peralatan yang digunakan pada UBD mengalami berbagai variasi disesuaikan

dengan jenis fluida yang digunakan pada UBD. Disamping itu ada atau tidaknya gas

beracun seperti H2S dapat menyebabkan penambahan peralatan ekstra dipermukaan

untuk mengantisipasi terjadinya pencemaran lingkungan.

Untuk pencegahan semburan liar masih dibutuhkan BOP Stack, dengan

penambahan RBOP atau Rotating Head yang disesuaikan dengan tekanan yang ada

pada sumur tersebut. Untuk lebih jelasnya, pada bagian ini akan dibicarakan

mengenai peralatan-peralatan standar yang dibutuhkan pada saat pengeboran dengan

metoda UBD.

3.3.1.1. Sistem Pencegahan Semburan Liar

Sistem pencegahan semburan liar ini pada prinsipnya sama dengan pada

pengeboran biasa, hanya saja terdapat tambahan RBOP atau Rotating Head, dimana

alat ini mampu menahan tekanan formasi yang lebih besar.

BOP Stack

Suatu flow Drilling BOP Stack terdiri dari Rotating Head atau RBOP,

ditempatkan diatas konvensional rig BOP.

Suatu single atau double ported drilling spool memisahkannya. Yang satu

menuju ke shale shaker untuk fluida balik tanpa gas formasi. Yang satu lagi

diarahkan menuju choke manifold untuk flow drilling tersebut. Dibawah spool ini

normal rig BOP dipasang. Ini bisa terdiri dari annular BOP, Hydrill, Preventer

flanged sampai double ram BOP.

Unit ini terdiri dari satu set pipe rams diatas satu set blind rams. Suatu drilling

spool double ported yang kedua, ditempatkan pada flanged sistemnya. Satu outlet

untuk choke line dan yang satu untuk kill line. Untuk lebih baiknya bisa ditempatkan

satu set pipe rams dibawah spool ini. Semua alat harus dicoba pada rating yang benar.

Kill line harus terdiri dari dua ball atau gate valves dan satu check valve yang bisa

84

mengalirkan aliran ke anulus. Dengan katup yang bekerja dengan baik, maka fluida

formasi bisa diarahkan ke choke manifold.

Rotating Head dan RBOP

Rotating head (RH) menggunakan satu atau dua stripper rubbers, untuk

menjepit drill pipe atau kelly. RH akan bekerja dengan baik sampai karet tersebut

rusak dan akan terjadi kebocoran.

Karena ada beberapa kecelakaan dengan adanya kebocoran di RH ini, maka

API melarang penggunaannya. Sebenarnya untuk sumur horisontal dengan tekanan

rendah masih bisa dipakai dengan aman. Karena adanya pelarangan ini, maka

dipakailah RBOP. Ini menjawab rating tekanan yang rendah dari RH tadi. Dengan

alat ini, maka rating tekanan naik dari 400 psi ke 1500 psi. RBOP menggunakan

hydraulically-actuated packing element yang ditunjang oleh roller bearings besar dan

diisolasi secara mekanis pada kotak yang besar. Tekanan minyak untuk aksi

hidroliknya akan mengaktifkan kerja rubber packing element yang akan menghimpit

drill pipe atau kelly. Tekanan disini bisa diubah sesuai dengan tekanan sumur yang

diharapkan. Packing element ini dirancang untuk menahan tekanan minimum 300 psi

Roller bearing tersebut dilumasi dan didinginkan dengan cairan hydraulic

yang mempunyai dua penyekat. Penyekat ini akan memisahkan bearing dari cairan di

sumur. Bagian dalamnya, bagian type packer element terdiri dari dua bagian,

sehingga kalau yang satu pecah tak akan menghilangkan tekanan pengontrolnya.

Bagian dalam packer bisa diganti tanpa perlu mengganti yang luar. Internal packer ini

dibuat membuka besar sehingga bit dapat lewat tanpa perlu membongkar karetnya

(nitrile). Element kelly packer ini bisa menyekat dengan baik sekali. Jika elemen ini

termakan sebagian, maka masih dapat menyekat karena tekanan hydraulic minyak

didalam BOP akan bekerja naik secara otomatis. Karena itu bagian ini tidak bocor

selama dipakai dan berkurangnya elemen karet tersebut bisa diganti setelah pada

suatu saat mengalami pemeriksaan yang rutin.

85

RBOP digunakan untuk pemboran pada formasi rekahan yang tinggi

tekanannya. Pada situasi ini tekanan bisa tinggi dipermukaan dan juga ada

kemungkinan hilang lumpur. Rating RBOP yang tinggi menaikkan kemampuan untuk

membor formasi yang lebih tinggi pula tekanannya dibandingkan dengan RH.

3.3.1.2. Mud/Gas Separator

Suatu separator besar untuk lumpur/gas dengan tinggi yang bisa diatur, perlu

digunakan untuk sistem ini. Kalau sistem operasinya open system, atau atmospheric-

pressured, maka diameternya paling tidak 6 ft dan tingginya 12 ft dengan pipa flare

gas 6 – 12” dan pipa untuk cairan yang cukup kapasitasnya.

Flare stacknya harus bisa diatur ketinggiannya berdasarkan kondisi aliran dan

lokasi. Flare tersebut dilengkapi dengan pemantik otomatis (automatic flare ignitor)

untuk menyala begitu ada gas. Pada pemboran di daerah gas sering dipakai flare

dengan ketinggian 50 – 100’ yang berhubungan dengan tekanan anulus diatas 1000

psi.

3.3.1.3. High Pressure Flamibility Limit Apparatus

Untuk menentukan campuran yang ideal antara udara dan nitrogen agar tidak

terjadi kebakaran dan blow out, maka dilakukanlah semacam pengujian terhadap

campuran tersebut apakah mudah menyala atau tidak. Peralatan untuk proses

pengujian tersebut dinamakan High Pressure Flamibility Limit Apparatus.

3.3.1.4. Chemical Injection

Alat ini biasanya ditempatkan pada flowline sebelum separator. Maksud dari

penempatan alat ini adalah untuk memberikan bahan-bahan kimia/bahan additive

lainnya pada fluida balik dari dalam sumur. Additive tersebut dapat berupa

defoaming ataupun penghancur emulsi. Peralatan ini tidak mutlak dibutuhkan pada

UBD, hanya saja keberadaannya dapat disesuaikan dengan jenis fluida UBD yang

sedang digunakan.

86

3.3.1.5. Choke Manifold

Choke manifold berguna untuk mengerjakan suatu operasi yang aman untuk

back pressure pada aliran balik dari anulusnya, agar masuknya hidrokarbon kedalam

sumur dapat dikontrol dan kestabilan lubang bor akan lebih baik.

Choke manifold dirancang untuk volume maksimum dengan pipa 4”

minimum, walaupun kebesaran, dengan dual chokes untuk bisa mengisolasi dan bisa

dibersihkan kalau ada serpih bor yang menyangkut disitu. Setelah pemboran selesai,

maka alat ini harus segera diinspeksi dengan radiographic (X-ray) untuk melihat

apakah terjadi erosi atau karat dan bila perlu dilakukan penggantian dengan yang

baru.

Selama flow drilling, choke akan dibuka lebar dan pelan-pelan ditutup

seperlunya untuk mengontrol fluida dan tekanan dipermukaan. Tekanan di anulus

tidak boleh melewati maximum working pressure (MWP) dari RBOP atau RH.

Dari choke manifold maka minyak, gas, fluida pemboran dan serpih

pemboran akan menuju ke mud/gas separator.

3.3.1.6. Peralatan-peralatan pendukung

Ada beberapa peralatan pendukung yang umum digunakan agar jalannya

operasi pemboran Underbalaced dapat berjalan dengan effektif dan effisien. Beberapa

peralatan pendukung tersebut antara lain:

a. Sample Catcher

Untuk mendukung kerja para geologist dan mud engineer, terutama pada saat

pengambilan sampel pemboran, maka perlu dibuat sample catcher di flow line

antara BOP Stack dan Separator. Tempat pengambilan sampel lainnya adalah pada

manifold.

b. Vacum Degasser

87

Alat ini digunakan untuk membuang tekanan dari separator untuk menarik fluida

sekaligus memisahkan gas dan cairan. Gas kemudian dibakar di flare dan cairan

dipompakan ke shale shaker.

c. Settling Tank dan Skimmer Tank

Settling tank biasanya digunakan untuk mengendapkan fluida pemboran yang

berasal dari dalam sumur, dengan demikian diharapkan padatan atau cutting

yang terbawa pada fluida dapat terendapkan.

Skimming system merupakan suatu sistem pemisahan fluida pemboran lanjutan,

berupa tangki tempat fluida pemboran yang berasal dari settling tank. Di tangki

penampungan ini produksi minyak atau kondensat selama UBD memiliki waktu

yang cukup untuk terpisah dengan sendirinya melalui hukum gravitasi. Crude

oil yang sudah dianggap bersih dari cutting kemudian dialirkan ke fasilitas

produksi berikutnya.

d. Flare Stack

Flare stack harus berkapasitas cukup untuk menanggulangi aliran gas (bisa gas

yang berasal dari produksi atau plus gas injeksi). Flare tersebut harus dilengkapi

dengan pemantik otomatis atau pilot flame untuk meyakinkan bahwa gas yang

keluar akan terbakar habis. Ada juga gas yang jika merupakan gas alam, maka akan

dikirim melalui pipa untuk kemudian dijual.

e. Control Unit

Unit ini terletak di lantai bor di samping Driller’s console dan berfungsi sebagai

pengatur tekanan yang akan dipakai untuk menutup atau membuka RBOP.

3.3.2. Modifikasi Peralatan yang digunakan dalam Underbalanced Drilling

3.3.2.1. Modifikasi Wellhead Pada Underbalanced Drilling

88

Wellhead pada UBD bermacam-macam tergantung pada tekanan kerjanya.

Untuk tekanan relatif rendah sekali selama pemboran bisa menggunakan annular

preventer untuk menahan tekanan sumur. Tetapi sebaiknya digunakan rotating head

diatas, dua set ram BOP manual, masing-masing dengan pipe ram dan blind ram.

Lalu bisa BOP lagi diatasnya yang bekerja dengan sistem hydraulic.

Suatu Rotating head (RH) dapat bekerja dengan baik pada kebanyakan “dry

air, gas dan mist drilling”, asalkan tekanan formasinya tidak terlalu besar. RH hanya

menahan tekanan sedikit dan terutama berfungsi sebagai diverter. Jika tekanan sumur

relatif besar, jangan gunakan RH, tetapi RBOP yang pada saat bekerja (pipa diputar)

dapat menahan tekanan sebesar 2500 psi, tetapi jika sedang dalam keadaan statis

maka dapat menahan tekanan hingga 5000 psi. RBOP jauh lebih mahal dari RH. Jika

dengan RH sering selama connection terpaksa harus mengganti fluida dengan larutan

NaCl sementara. Kelly yang digunakan harus heksagonal dan bukan segi empat.

Untuk membor lebih dalam, dua set BOP untuk pipe rams diperlukan agar

bisa melakukan snub drilling atau stripping (bila diperlukan). Dan pada sumur yang

mengandung H2S dengan tekanan yang tinggi sering dipakai coiled tubing drilling

atau snub drilling operations.

3.3.2.2. Modifikasi Drill String Pada Underbalanced Drilling

Untuk Drill string hampir sama seperti pemboran biasa, drill string terdiri dari

drill pipe dan drill collar, mungkin juga perlu heavy weight drill pipe dan stabilizer

serta BHA lainnya. Stabilizer, reamer, jars dan shock subs tetap bisa digunakan pada

dry air drilling. Hanya ada beberapa perbedaan atau modifikasi yang akan dibahas

dibawah ini.

Modifikasi pada Float Valve

Modifikasi pada Downhole tools

Modifikasi pada Downhole motor

89

Float Valve

Untuk pemboran biasa tidak dibutuhkan adanya float valve ini. Udara

membawa serpih bor di anulus dan akan lebih berat dari pada udara di drill string.

Jika udara dilepaskan (vented) di drill string selama connection, maka terjadi efek

tabung U di drill string tanpa float. Ini juga berakibat kalau udara berhenti mengalir

maka serpih bor akan jatuh ke dasar sumur. Di dalam drill string, serpih bor bisa

berhenti diatas bit dan menyebabkan sumbatan di dekat bit didalam string. Jadi

kesimpulannya adalah memasang float valve diatas bit adalah suatu keharusan pada

dry air drilling atau setelah BHA seperti motor, hammer tool atau stabilizer.

Selain itu alasan keamanan adalah alasan pemasangan float valve agar jika

dijumpai gas dari formasi selama pengeboran tidak akan masuk ke dalam drill string.

Selama tripping atau connection, gas formasi akan tetap masuk ke sumur. Walaupun

kebanyakan gas ini akan lewat blooie line dan akan di bakar dipermukaan, tapi

sebagian gas akan masuk ke dalam drill string tanpa float. Gas yang terpaksa

dilepaskan di drill string bisa menimbulkan bahaya kebakaran apalagi jika jumlahnya

relatif banyak.

Macam float valves yang umum dipakai pada dry air, mist dan foam drilling.

Flapper style valve mempunyai “per” yang akan terbuka jika ada tekanan gas

diatasnya. Bila aliran dari atas berhenti, maka flapper velve tertutup. Tekanan yang

datang dari bawah flapper valve malah akan menutup lebih keras. Demikian pula

prinsip dart (piston) dimana valve bekerja dengan “per”. Kedua macam valve ini

telah terbukti bekerja dengan baik pada pemboran UBD.

Selain diatas bit, float valve sering dipasang didekat permukaan untuk

mempercepat pelepasan connection/round trip. Float valve di drill string ini disebut

string floats. Dengan makin dalamnya lubang, maka waktu yang dibutuhkan untuk

melepaskan seluruh tekanan akan lama.

Downhole Tools

90

Downhole tools seperti jar, shock subs, stabilizer dan sebagainya bisa dipakai

pada dry air, mist dan foam drilling. Sebaiknya digunakan mechanical jar dan jangan

yang hydraulic. Jika drill string terjepit dan sumur tak bisa disirkulasi, maka panas di

hydraulic jars bisa merusakannya. Udara tidak bisa melepaskan panas dari alatnya

yang bisa dilepaskan oleh lumpur biasa. Tetapi sering sudutnya termakan dan aus.

Karena akan memakan biaya yang relatif mahal maka tidak selalu akan dipasang.

Pada bagian tengah menggunakan reamer dan stabilizer untuk membuat

lubang dalam keadaan lurus, reamer digunakan untuk mempertahankan hole

diameternya. Pada formasi yang sangat keras, sering hanya reamernya saja yang

dipakai dan stabilizernya tidak dipakai.

Yang paling atas adalah pendulum assembly, terdiri dari bit, shock subs, float

subs, short drill collar, stabilizer dan beberapa drill collar. BHA ini kurang kekar dan

tidak bisa mencegah terjadinya dog leg. Shock sub dan short drill collar boleh diganti

dengan drill collar saja. Stabilizer dapat diganti dengan reamer. Posisi float sub

sebaiknya dibawah shock subs, agar float subnya tidak mengalami pengaruh dari

tekanan fluida balik pemboran di dalam drill string.

Downhole Motor

Penggunaan motor bagi dry air, mist dan foam drilling masih mungkin, tetapi

untuk motor biasa sering mogok dan sukar untuk dihidupkan kembali. Ini disebabkan

karena laju udara terlalu cepat. Selain itu sering rusak waktu diangkat karena kalau

BHA diangkat, motor dapat berputar terlampau cepat. Pada saat ini ada downhole

motor khusus untuk fluida kompresibel. Motor ini dirancang agar bekerja pada laju

aliran tinggi dan penurunan tekanan relatif kecil, sehingga akan menguntungkan

dalam hal :

- Tidak perlu booster

- Effisiensi meningkat

- Tidak mudah mogok

91

- Overspeed tidak terjadi

- Bisa untuk dry air, mist dan foam drilling serta gasified liquid atau liquid saja.

3.3.2.3. Modifikasi Casing Pada Underbalanced Drilling

Casing pada UBD tidak banyak bedanya dengan pemboran biasa. Biasanya

casing dirancang untuk tension, internal yield (burst) dan collapse (biaxial casing

disain). Faktor keamanan untuk disain diberikan berdasarkan API Standard 5A atau

terserah daerah atau perusahaannya. Untuk tension, beberapa operator akan

menggunakan berat casing diudara dikurangi bouyancy (gaya Archimides) yang akan

membantu meringankan tarikan kebawah karena berat. Pada UBD, jika digunakan

udara, maka bouyancy ini akan kecil sekali jadi dasar perancangan casing

menggunakan berat diudara. Dan disain faktornya bisa tetap. Untuk burst (internal

yield) harus didasarkan pada shut-in pressure yang maksimal. Maksimum tekanan ini

bisa BHP- gas gradient atau gradient rekah didasar lubang dikurangi gradient gas

tersebut, diambil mana yang lebih kecil. Untuk disain collapse, maka dianggap bahwa

tekanan didalam casing adalah “nol” dan diluarnya adalah kolom lumpur penuh.

Untuk gasified liquid system, intermediate casing perlu dilekatkan dengan

tubing berdiameter 1”-2” dengan cara dilas atau disambung dengan sistem ulir.

3.3.3. Pemilihan Bit Pada Underbalanced Drilling

Pemilihan bit hampir sama dengan pemilihan bit pada pemboran biasa,

walaupun ada beberapa perbedaan yang disesuaikan dengan drilling fluid yang

digunakan pada pengeboran UBD tersebut.

Pada dry air, mist dan foam drilling sedikit lain dengan bit untuk pemboran

biasa. Batuan tidak mengalami tekanan dari sumur tetapi dari batuan itu sendiri.

Dengan ini bit untuk formasi lunak sering lebih cocok. Jika membor dengan lumpur,

diinginkan agar gigi bit menyentuh batuan sebanyak mungkin. Ini agar tak tersisa

batuan yang tak terbor. Pada dry air, mist dan foam drilling, menyebabkan batuan

92

lebih mudah pecah dan terlepas (brittle). Dasar lubang lebih merata sehingga bit tidak

perlu banyak giginya atau lebih panjang. Jenis ini yang akan membor lebih cepat.

Tetapi dalam praktek roller cutter bit ternyata kurang cocok untuk keadaan tersebut

diatas. Keausan karena abrasive lebih berat bila membor dengan dry air, mist dan

foam drilling ini bila dibandingkan dengan lumpur biasa. Hal ini disebabkan karena

kurangnya pendinginan dan lubrikasi.

teknik pemboran underbalanced

Documents