Kata Kunci : Pemboran berarah, directional drilling, evaluasi pemboran

Syntax Literate: Jurnal Ilmiah Indonesia – ISSN: 2541-0849 e-ISSN: 2548-1398 Vol. 2, No 8 Agustus 2017

EVALUASI PEMBORAN BERARAH SUMUR X PT MEDCO E&P INDONESIA Mugita Ayu Andriareza dan Hanibal Nuril Hakim Akademi Minyak dan Gas Balongan Indramayu [email protected] Abstrak Pemboran berarah sumur X pada lapangan Y di wilayah kerja PT Medco E&P Indonesia dilakukan dengan alasan untuk pengehematan biaya pembebasan lahan dan adanya sistem cluster dalam pengembangan lapangan. Pemboran berarah sumur X tipe build and hold memliki perencanaan KOP di kedalaman 500 ft, Build Up Rate 3 º /100ft, arah azimuth 250,32 º dengan target formasi produktif Baturaja (BRF). Studi mengenai pemboran berarah sumur X meliputi analisa trajectory pemboran dan analisa serta evaluasi penggunaan bottom hole assembly (BHA). Metodologi yang digunakan dalam studi ini yaitu pertama pengumpulan data terkait perencanaan dan pelaksanaan pemboran sumur X. Kedua melakukan perhitungan dan pengolahan data untuk analisa trajectory dan BHA. Ketiga analisa, evaluasi serta optimasi dari hasil pengolahan data. Pada hasil analisa trajectory pemboran berarah sumur X, terjadi perbedaan trajectory perencanaan dan aktual yang disebabkan karena faktor kebutuhan operasi. Pada analisa dan evaluasi BHA didapat nilai WOB maksimal dari BHA yang dibandingkan dengan WOB aktualnya. Hasil analisa dan evaluasi beban torsi dan tension dibandingkan dengan kekuatan pipa yang digunakan. Optimasi pada BHA dilakukan dengan pertimbangan analisa operasi, stiffness ratio dan buckling possibility. Kata Kunci : Pemboran berarah, directional drilling, evaluasi pemboran

Pendahuluan Pemboran berarah (directional drilling) merupakan teknik pengeboran yang dilakukan dengan pembelokan arah tertentu dalam formasi yang tidak terdapat dalam satuan vertikal (Hamid dan Setiawan: 2015). Sedangkan secara umum pemboran sendiri adalah usaha secara teknis yang dilakukan untuk membuat lubang hingga menembus lapisan formasi tanah yang kaya akan minyak dan gas (Depdiknas: 2013). Dibutuhkan perencanaan yang matang sebelum melakukan pemboran berarah. Dalam pelaksanaannya,

pemboran

berarah

membutuhkan

metode

yang

lebih

rumit

dibandingkan pemboran sumur vertikal. Pelaksanaan pemboran berarah dilakukan mengikuti lintasan yang telah direncanakan, namun kenyataan di lapangan, hampir

66

Evaluasi Pemboran Berarah Sumur X Pt Medco E&P Indonesia

setiap pemboran berarah terjadi penyimpangan sudut dan arah lintasan dari yang sudah direncanakan. Pemboran berarah Sumur X pada Lapangan Y PT Medco E&P Indonesia merupakan pemboran berarah tipe build and hold. Pemboran berarah sumur X memiliki perencanaan titik belok (KOP) di kedalaman 500 ft dengan BUR 3º/100ft, sudut inklinasi 19,81º dan arah azimuth 250,32 º. Target pemboran berada di kedalaman 4609 ft TVD dengan formasi sasaran yaitu Formasi Baturaja (BRF). Radius toleransi target pada pemboran berarah sumur X sebesar 40 ft.

Metode Penelitian Dalam penyusunan karya tulis ilmiah ini digunakan beberapa metode demi terpenuhinya data-data yang diperlukan dalam melakukan perhitungan dan analisa. Metode yang dikembangkan berasal dari studi kasus yang terjadi di lapangan dengan mengacu pada buku-buku literatur dan paper-paper yang berkaitan dengan tema. Wibowo (1984) menerangkan bahwa studi kasus merupakan metode penelitian yang dilakukan untuk mempelajari keadaan dan/atau perkembangan seorang atau kelompok secara mendalam guna mencapai tujuan penelitian. Sedangkan menurut perspektif Depdikbud (1997) studi kasus merupakan teknik analisis yang lebih komprehensif melalui pengunaan berbagai teknik, bahan, dan alat mengenai gejala atau ciri karakteristik berbagai jenis masalah, baik dalam lingkup individu maupun kelompok. Dalam pandangan lebih lanjut, studi kasus memiliki tujuan untuk memahami individu maupun kelompok secara lebih mendalam seputar perkembangannya (Winkel: 1991). Tidak berbeda dengan apa yang dipaparkan Winkel, menurut Suryabrata (2003) studi kasus bertujuan untuk mempelajari secara lebih intensif tentang latar belakang mengenai kondisi sekarang dan interaksi lingkungan, individu, kelompok, lembaga dan masyarakat. Metodologi yang digunakan terdiri dari metode pengumpulan data, metode perhitungan dan metode analisa. Langkah-langkah atau prosedur kerja dapat dilihat pada Flow Chart. Data-data yang diperlukan dalam penyelesaian tugas akhir ini terdiri dari data untuk perhitungan dan data untuk analisa. Data-data yang dibutuhkan untuk perhitungan antara lain Well Plan Report (Well Plan Trajectory) dan Well Survey Report. Sedangkan data-data yang dibutuhkan untuk analisa antara lain Drilling Summary, BHA Report dan

Syntax Literate, Vol. 2, No. 8 Agustus 2017

67

Mugita Ayu Andriareza dan Hanibal Nuril Hakim

Daily Drilling Report. Data-data tersebut diperoleh dari report hasil pelaksanaan di lapangan. Metode ini digunakan sebagai pengembangan dari pengumpulan data yang telah didapatkan dari hasil operasi di lapangan. Diskusi dan wawancara dilakukan untuk memperoleh data atau parameter yang tidak tercantum pada report pelaksanaan di lapangan, biasanya menyangkut hal yang dirahasiakan atau diasumsikan. Diskusi dilakukan dengan pembimbing dari PT Medco E&P Indonesia dan salah satu pihak perusahaan jasa (service company) terkait operasi pemboran berarah. Adanya keterbatasan data karena tidak dilakukannya observasi langsung ke lapangan, studi literatur menjadi alternatif untuk mengembangkan materi bahasan. Literatur yang digunakan dapat berupa handbook mengenai peralatan yang dianalisa atau pun dari buku dan paper yang berkaitan dengan materi bahasan. Metode ini digunakan untuk menghitung trajectory perencanaan dan pelaksanaan pemboran berarah. Metode yang digunakan yaitu menggunakan persamaan Minimum of curvature. Untuk menguji tingkat keakuratan metode perhitungan yang digunakan, dilakukan perhitungan terhadap trajectory perencanaan lalu dilakukan validasi dengan trajectory perencanaan dari perusahaan. Jika metode perhitungan yang dipilih sudah tepat maka dapat digunakan untuk menghitung hasil survey pelaksanaan pemboran berarah. Selain itu dilakukan juga perhitungan terhadap WOB, torsi, tension dan buckling yang mengacu pada literatur. Hasil dan Pembahasan A. Hasil dan Pembahasan Pada lapangan Y Medco E&P Indonesia, pemboran berarah dilakukan dengan tujuan menambah produksi dalam menguras formasi produktif Baturaja. Pemboran berarah sumur X dilakukan karena adanya sistem cluster dalam pengembangan lapangan dan untuk menghemat biaya pembebasan lahan. Studi mengenai pemboran berarah sumur X ini dimaksudkan untuk menganalisa serta evaluasi operasi pemboran sumur X. Analisa dan evaluasi yang dilakukan meliputi analisa trajectory pemboran berarah sumur X dan analisa serta evaluasi penggunaan bottom hole assembly. Pada analisa trajectory akan dibandingkan plot trajectory perencanaan dengan aktualnya

68



menggunakan metode minimum of curvature. Pada analisa BHA meliputi analisa WOB, beban torsi dan beban tension, kemudian akan dievaluasi berdasarkan kemampuan dari drillstring yang digunakan. 1.

Analisa Trajectory Pemboran Berarah Sumur X Data-data yang diperlukan dalam perencanaan pemboran berarah sumur X antara lain: Tabel 1 Data Sumur Nama Sumur

: Sumur X

KOP BUR TVD Sudut Inklinasi Arah Azimuth

: 500 ft : 3 deg/ 100 ft : 4832 ft : 19,81º : N 250,320° E Tabel 2 Target Data Target Data

MD Inc Azi TVD North East Position

4839,90 ft 19,81 250,32 4609,00 ft -457,98 ft -1280,83 ft 381305,05 East; 9678120,00 North

Lintasan pemboran berarah sumur X direncanakan dengan sudut inklinasi maksimum 19,81 dengan arah azimuth N 250,32 E. Hasil perhitungan lintasan pemboran berarah sumur X dapat dilihat pada Lampiran. Perhitungan perencanaan trajectory pemboran berarah sumur X menggunakan persamaan metode minimum of curvature karena metode ini lebih akurat dalam menghitung dalam kedalaman terukur dengan mempertimbangkan faktor RF (faktor koreksi terhadap garis lurus vs kurva antara dua titik pengukuran).


69


Gambar 1 Perencanaan Arah Lubang Bor

Gambar 2 Proyeksi Vertikal Perencanaan Trajectory Pemboran Sumur X

Pada perhitungan perencanaan trajectory pemboran berarah sumur X dibutuhkan data-data berupa kedalaman ukur (measured depth), sudut inklinasi dan arah azimuth yang sudah ditentukan oleh Medco E&P Indonesia. Selanjutnya dilakukan perhitungan untuk menghasilkan data-data seperti True Vertical Depth, Vertical Section, North dan East. Untuk mengetahui tingkat keakuratan perhitungan dan penggunaan metode yang tepat dalam perhitungan trajectory pemboran berarah sumur X, dilakukan plot perbandingan perencanaan trajectory antara trajectory dari Medco E&P Indonesia

70



dengan trajectory hasil hitungan. Hasil perbadingan plot dapat dilihat pada gambar 2. Berdasarkan Gambar 2 dapat dilihat bahwa hasil plot antara perencanaan trajectory Medco E&P Indonesia dengan hasil perhitungan menunjukan hasil yang sama dalam pembentukan trajectory pemboran. Dari hasil perbandingan ini dapat disimpulkan bahwa pengunaan metode Minimum of curvature dalam perhitungan trajectory pemboran sudah tepat, sehingga dapat digunakan pula untuk menghitung trajectory berdasarkan data survey pemboran (data aktual). Pelaksanaan pemboran berarah sumur X dilakukan mengikuti perencanaan yang telah dibuat sebelumnya. Namun, pada kenyataan di lapangan sering ditemukan bahwa lintasan yang terbentuk tidak sesuai dengan yang telah direncanakan. Untuk itu, ketika proses pemboran berlangsung perlu dilakukan survey terhadap lintasan yang terbentuk agar dapat dilakukan koreksi terhadap penyimpangan dan dikembalikan pada bentuk lintasan yang direncanakan. Pada pelaksanaan pemboran berarah sumur X dilakukan survey dengan menggunakan MWD (Measurement While Drilling) untuk mengetahui kedalaman, sudut inklinasi, arah azimuth dan parameter pemboran lainnya. Proses survey dilakukan bersamaan dengan proses pemboran, yaitu dengan cara menghentikan proses pemboran selama beberapa saat lalu dilakukan survey dan pencatatan data kedalaman, sudut inklinasi dan arah azimuth. Alat survey yang digunakan pada saat pemboran sumur X yaitu ISCWSA MWD dengan program frekuensi survey setiap stand. Data yang diperoleh dari hasil survey MWD pemboran berarah sumur X selanjutnya dilakukan perhitungan terhadap trajectory pelaksanaan pemboran menggunakan persamaan metode Minimum of curvature. Alasan digunakannya metode Minimum of curvature karena metode ini paling akurat dan sering digunakan, serta sudah dibuktikan dalam perhitungan perencanaan trajectory sebelumnya. Hasil perhitungan trajectory pelaksanaan pemboran berarah sumur X dapat dilihat pada Lampiran. Setelah dilakukan perhitungan terhadap trajectory pelaksanaan pemboran berarah sumur X, selanjutnya dilakukan pengeplotan antara trajectory perencanaan dengan trajectory pelaksanaan untuk mengetahui adanya penyimpangan yang terjadi selama pemboran berlangsung. Hasil perbandingan


71


trajectory perencanaan dengan pelaksanaan dapat dilihat pada Gambar 3 dan Gambar 4. Gambar 3 Proyeksi Vertikal Trajectory Perencanaan dengan Aktual

Gambar 4 Proyeksi Horizontal Trajectory Perencanaan dengan Aktual

Dari hasil pengeplotan trajectory perencanaan dengan pelaksanaan pemboran sumur X, pada Gambar 5.3 dapat dianalisa adanya perbedaan pada zona build up dan zona tangent. Penyimpangan yang terjadi di sepanjang zona build up dimulai dari kedalaman 784 ft MD sampai kedalaman 1084 ft MD. Penyimpangan tersebut disebabkan karena penggunaan metode slide dan rotate dimana persentase

72



slide diperbanyak untuk membangun sudut dan membentuk trajectory di atas trajectory perencanaan. Hal ini dimaksudkan agar ketika memasuki zona tangent persentase rotate yang digunakan bisa lebih banyak untuk menghemat waktu dalam mencapai target kedalaman. Dari kedalaman 1084 ft MD pemboran dilanjutkan masuk zona tangent dengan memperbanyak rotating daripada saat build up sampai kedalaman 3251 ft MD. Sepanjang footage ini trajectory pemboran mengalami penurunan sudut dikarenakan adanya pengaruh gravitasi selama rotating. Penurunan sudut ini terjadi hingga kedalaman 3158 ft MD dan hasil survey di kedalaman ini menunjukkan trajectory yang terbentuk sudah berhimpit dengan trajectory perencanaan. Karena terjadi penurunan sudut, maka dari kedalaman 3283 ft MD dilakukan sliding lagi untuk menaikkan sudut dengan tujuan yang sama saat menaikkan sudut di zona build up. Persentase sliding kembali dinaikkan hingga kedalaman 3807 ft MD hingga cukup untuk melakukan rotate sampai kedalaman target. Setelah trajectory yang terbentuk sudah disesuaikan dengan kebutuhan operasi, pemboran dilanjutkan dengan dominasi rotating sampai kedalaman target di 4833 ft MD. Inti dari penyimpangan yang terjadi pada trajectory aktual pemboran disebabkan karena adanya optimalisasi penggunaan metode slide dan rotate terkait dengan kebutuhan operasi. Hasil pencapaian target pemboran berdasarkan data drilling report berada pada posisi 23,4 ft di bawah plan dan 0,4 ft ke kiri dari plan. Radius toleransi target yang diperbolehkan yaitu sebesar 40 ft. Dari perbandingan semua data trajectory perencanaan dan pelaksanaan pemboran berarah sumur X dapat disimpulkan bahwa pemboran berarah sumur X dinyatakan berhasil dan optimal dalam mencapai target karena masih berada dalam radius toleransi yang diperbolehkan. Dalam operasi pemboran berarah terdapat konsep pengontrolan terhadap penyimpangan. Ada tiga konsep pengontrolan terhadap penyimpangan antara lain konsep fulcrum, konsep pendulum dan konsep stabilisasi. Namun dalam praktiknya, tidak semua konsep pengontrolan ini digunakan karena tidak efektifnya waktu yang terpakai hanya untuk mengganti susunan stabilizer. Untuk itu, dalam pelaksanaannya hanya menggunakan salah satu konsep pengontrolan yang lebih


73


dominan digunakan pada saat pemboran serta menyesuaikan drilling parameter yang dibutuhkan pada saat kondisi-kondisi tertentu. 2.

Analisa Bottom Hole Assembly Susunan BHA yang digunakan saat pemboran sumur X terdiri dari susunan BHA untuk build up section dari kedalaman 311 ft MD sampai kedalaman 2463 ft MD dan susunan BHA untuk tangent section dari kedalaman 2463 ft MD sampai kedalaman 4833 ft MD. Kedua susunan BHA memiliki persamaan dalam tipe motor yang digunakan, yaitu Motor Assembly (Positive Displacement Motor). Prinsip kerja dasar penggunaan motor dalam menembus formasi yaitu dengan metode slide (tanpa memutar rangkaian) dan rotate (memutar rangkaian). Rangkaian BHA #1 digunakan pada trayek lubang 12 ¼” untuk membentuk sudut mulai dari KOP di kedalaman 432 ft sampai EOB (End of Build) di kedalaman 1064 ft MD dan mempertahankan sudut sampai kedalaman 2463 ft MD. Susunan BHA #1 dapat dilihat pada Tabel 3.

Tabel 3 Assembly Details (BHA #1) Sumur X No

1 2

3

4

5

74

Name

Type

12 1/4" PDC bit PDC Bit 8" Motor Mud with motor sleeve stab 12 1/8" BH 1.27 11-3/4" Stabilis String er Stabilizer 8" x 15' NonSNMDC magneti c drill collar 8" x 30' MWD/ NMDC LWD with tool

Length (ft)

Accumula OD ted (in) Length

1,8

1,8

31,17

32,97

8,14

41,11

15

30,1

12 1/4 8

ID (in)

-

Weight Accumula (lb/ft) ted Weight (klbs) 267 0,48

4

192

6,46

8 1/4

3

142,83

7,63

56,11

8

2 3/4

160

10,03

86,21

8

3 1/2

160

14,84



No

Name

Type

Length (ft)

Accumula OD ted (in) Length

ID (in)

Weight Accumula (lb/ft) ted Weight (klbs)

Nonmagneti c drill collar Nonmagneti c drill collar Cross over Heavy weight drill pipe Jar

3,33

89,54

8

3 1/2

160

15,38

31,08

120,62

8

3 1/2

160

20,35

2,62

123,24

8

3

160

20,77

558

681,24

5

3

50,38

48,88

19,34

700,58

3

80

50,43

372

1072,58

6 1/2 5

3

50,38

69,17

7,73

1080,31

4 1/2

2 3/4

21,92

69,34

31

1111,31

4 1/2

3.82 6

19,19

69,93

MWD 6

8" MWD HOC

7

8" x 30' NMDC

8

8" XO Sub 18 x 5" HWDP

9

10 11

12

13

6 1/2" Jar 12x 5" HWDP

4" IF x 4-1/2" IF X/O Sub 4 1/2" DP to Surface

Heavy weight drill pipe Cross over Drill pipe

Rangkaian BHA #2 digunakan pada tangent section dari kedalaman 2463 ft MD sampai kedalaman target di 4833 ft MD. Tujuan penggunaan rangkaian BHA #2 ini yaitu untuk mempertahankan sudut serta arah azimuth hingga mencapai target dan tidak keluar dari radius toleransi yang diizinkan (40 ft). Susunan BHA #2 dapat dilihat pada Tabel 4.


75


Tabel 4 Assembly Details (BHA #2) Sumur X No

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10

76

Name

Type

8 1/2" Bit PDC Bit 6 1/2" Mud Motor motor with sleeve stab 8 3/8" BH 1.03 7 7/8" Stabiliser String Stabili zer 6-3/4" NonPony magnetic NMD drill C collar 6 3/4" MWD/L x 30' WD tool NMD C with MWD 6 3/4" NonMWD magnetic HOC drill collar 6 3/4" Nonx 30' magnetic NMD drill C collar 18 x Heavy 5" weight HWD drill pipe P 6 1/2" Jar Jar 12 x Heavy 5"HW weight

Length (ft)

OD (in)

ID (in)

1.31

Accumulat ed Length (ft) 1.31

Weigh t (lb/ft) 267.00

Accumulat ed Weight (klbs) 0.35

8 1/2

-

28.67

29.99

6 1/2

2.81 0

113.97

3.62

4.92

34.91

6 3/4

2 13/1 6

83.33

4.03

12.00

46.91

6 3/4

2½

80.00

4.99

30.00

76.91

6 3/4

3¼

93.00

7.78

3.28

80.19

6 3/4

3½

93.00

8.08

30.00

110.19

6 3/4

3¼

93.00

10.87

558.00

668.19

5.0

3.0

50.38

38.99

19.34

687.53

3.0

80.00

40.53

372.00

1059.53

6 1/2 5.0

3.0

50.38

59.27



No

Name

DP 11

12

Type

Length (ft)

Accumulat ed Length (ft)

OD (in)

ID (in)

Weigh t (lb/ft)

Accumulat ed Weight (klbs)

Cross over

7.73

1067.26

4 1/2

2¾

21.92

59.44

Drill pipe

31.00

1098.26

4 1/2

3.82 6

19.19

60.04

drill pipe

4" IF x 41/2" IF X/O Sub 4 1/2" DP to Surfac e Pada

rangkaian BHA #1 dan BHA #2 digunakan Mud Motor tipe Positive

Displacement Motor dengan ukuran masing-masing 8” dan 6 ½”. Penggunaan Positive Displacement Motor ini dikarenakan faktor ketersediaan yang ada di lapangan. Mud motor ini dapat memutar bit tanpa harus memutar drill string dengan sistem hidraulik dari aliran fluida pemboran yang dipompakan ke dalam drill string. Kedua motor pada masing-masing susunan BHA ini dilengkapi dengan bent sub untuk menghasilkan lengkungan yang halus (Smooth). Pengoperasian mud motor saat menembus formasi dapat bekerja dengan metode slide dan rotate. Spesifikasi mud motor yang digunakan pada pemboran berarah sumur X dapat dilihat pada Tabel 5. Tabel 5 Spesifikasi Mud Motor pada Pemboran Berarah Sumur X Specification Serial Number Lobe - Stage Bottom Connection Bend Setting Prop BUR Weight Max Flow Rate Max Torque Rev/Gal

8 inch PDM MM4-800-122 7-8 / 4 Stage 6 5/8 inch Reg 1.27 degrees 0.84 degrees 3419 lb 900 GPM 9950 ft-lb 0.166

6 1/2 inch PDM MM4-650-26 7-8 / 5 Stage 4 1/2 inch Reg 1.03 degrees 5.89 degrees 2310 lb 600 GPM 6980 ft-lb 0.28

Dari Tabel 5.5 dapat diketahui pada trayek lubang 12 ¼” digunakan 8” Positive Displacement Motor dengan tipe 7-8 Lobe/4 Stage. Motor ini dioperasikan


77


torsi maksimum 9950 lb-ft. Sedangkan pada trayek lubang 8 ½” digunakan 6 ½” Positive Displacement Motor dengan tipe 7-8 Lobe/4 Stage. Motor ini dioperasikan

maksimal 6980 lb-ft. Dari penggunaan mud motor dapat diketahui beberapa parameter aktual saat pemboran, antara lain persentase slide dan rotate, Rate of Penetration (ROP), Flow Rate, RPM dan RPG. Pada pemboran trayek lubang 12 ¼” dari kedalaman 311 ft MD sampai 2463 ft MD digunakan kombinasi 18,45% slide dan 81,55% rotate. Besarnya ROP saat slide sekitar 96,44 ft/hr dan ROP saat rotate 250,12 ft/hr. Besar flow rate yang digunakan berkisar 450-650 GPM, RPM berkisar 50-80 dan RPG sebesar 0,166. Sedangkan pada trayek lubang 8 ½” dari kedalaman 2410 ft MD sampai dengan 4833 ft MD digunakan kombinasi 20,60% slide dan 79,40% rotate. Besarnya ROP saat slide sebesar 46,22 ft/hr dan ROP saat rotate sebsar 186,58 ft/hr. Besarnya flow rate yang digunakan berkisar 400-600 GPM, RPM maksimal 80 dan RPG sebesar 0,28. Pada pemboran berarah sumur X dilakukan survey untuk mengetahui perubahan sudut atau arah yang terjadi selama menembus formasi. Survey dilakukan dengan metode MWD (measurement while drilling) yaitu proses survey dilakukan bersamaan dengan proses pemboran dengan cara menghentikan proses pemboran selama beberapa saat lalu dilakukan pencatatan terhadap kedalaman ukur, sudut inklinasi dan arah azimuth. Pada pemboran sumur X alat survey yang digunakan yaitu ISCWSA MWD tipe Mud Pulse Telemetry dengan frekuensi survey setiap stand. Alat survey ini digunakan pada pemboran trayek 12 ¼” maupun trayek 8 ½”. Pada saat dilakukan survey, rangkaian diam selama kurang lebih lima menit. 3.

Analisa WOB dan Titik Netral Berat dari rangkaian pemboran yang diaplikasikan pada formasi tentunya mempunya batas maksimal karena besarnya WOB yang terlampau besar juga bisa menimbulkan masalah dalam operasi pemboran. Pada pemboran sumur berarah, besarnya WOB yang teraplikasikan pada formasi tentunya akan berbeda dengan

78



pemboran sumur vertikal. Sudut inklinasi pada lubang bor mempengaruhi besarnya WOB maksimal yang dapat diaplikasikan pada formasi. Selain itu besarnya WOB yang diaplikasikan pada formasi harus mempertimbangkan titik netralnya. Titik netral merupakan titik pada drillstring dimana gaya aksial berubah dari compression menjadi tension. Lokasi titik netral tergantung dari besarnya WOB dan bouyancy factor dari fluida pemboran. Selama ada fluktuasi WOB, maka posisi titik netral juga akan berubah. Secara teoritis, posisi titik netral maksimal tidak boleh melebihi top of BHA atau tidak melebihi BHA. Pada pemboran berarah sumur X dianalisa posisi titik netral selama pemboran lubang 12 ¼” dan lubang 8 ½” serta diperkirakan WOB maksimal yang dapat diaplikasikan dengan pertimbangan titik netralnya. Tabel 6 Hubungan WOB dengan Titik Netral Pemboran Lubang 12 ¼” WOB (lb) 0 5000 10000 12000 20000 25000 30000 35000 40000 50000

Neutral Point Above Bit (ft) 0 39,3 78,7 94,4 368,9 493,8 618,8 743,7 868,6 1118,5

Neutral Component NMDC NMDC NMDC HWDP HWDP HWDP HWDP HWDP Drill Pipe

Tabel 7 Hubungan WOB dengan Titik Netral Pemboran Lubang 8 ½” WOB (lb) 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000

Neutral Point Above Bit (ft) 0 67,83643313 222,1903287 347,4143915 472,6384542 597,862517 723,0865797


Neutral Component NMDC HWDP HWDP HWDP HWDP HWDP

79


WOB (lb) 35000 40000 45000 50000

Neutral Point Above Bit (ft) 848,3106425 973,5347052 1098,758768 1223,982831

Neutral Component HWDP HWDP Drill Pipe Drill Pipe

Pada pemboran lubang 12 ¼” dilakukan hingga kedalaman 2463 ft MD. Posisi titik netral teoritis maksimal berada di 615 ft di atas bit. Dari Tabel 5.5 dapat diketahui bahwa WOB aktual saat pemboran lubang 12 ¼” berkisar 5-10 klbs, dengan titik netral maksimal berada di 78,8 ft di atas bit atau berada di NMDC. Dari hasil tersebut dapat disimpulkan bahwa titik netral yang ditimbulkan dari WOB aktual saat pemboran tidak melebihi batas titik netral teortisnya sehingga masih aman. Selain itu dapat diketahui pula WOB maksimal yang dapat diaplikasikan pada saat pemboran lubang 12 ¼”. WOB maksimal yang dapat diaplikasikan mencapai 29 klbs, karena jika WOB mencapai 30 klbs, titik netralnya sudah melewati batas teoritisnya. Pada pemboran lubang 8 ½” dilakukan hingga kedalaman 5000 ft dengan titik netral teoritisnya 1250 ft di atas bit. Dari Tabel 5.6 dapat diketahui bahwa WOB aktual yang digunakan berkisar 5-20 klbs dengan posisi titik netral mencapai 472 ft di atas bit atau berada di HWDP. Dari hasil tersebut dapat disimpulkan bahwa titik netral yang ditimbulkan dari WOB aktual saat pemboran tidak melebihi batas titik netral teortisnya sehingga masih aman. Selain itu dapat diketahui pula WOB maksimal yang dapat diaplikasikan pada saat pemboran lubang 8 ½”. WOB maksimal yang dapat diaplikasikan mencapai 43 klbs, karena jika WOB sudah mencapai 45 klbs, titik netralnya sudah berada di drill pipe sehingga tidak aman. Penggunaan WOB yang melampaui batas akan menyebabkan permasalahan pada saat operasi pemboran. WOB yang terlalu besar menyebabkan beban kompresi yang lebih besar pada drill string dan titik netral berpindah semakin ke atas menuju pipa yang lemah (drill pipe), efeknya adalah pipa bisa tertekuk atau buckling. Pada saat pemboran sumur berarah potensi pipa tertekuk dapat terjadi di bawah maupun di atas titik netralnya.( Richard S.Carden. 2007)

80



4.

Analisa Beban Torsi Beban torsi merupakan beban puntiran pipa saat akan memutar rangkaian pipa. Beban torsi pelu dianalisa karena setiap komponen dari rangkaian pipa bor memiliki kekuatan terhadap torsi yang berbeda-beda. Faktor-faktor yang mempengaruhi beban torsi pada saat proses pemboran antara lain berat string yang digunakan, friction factor, dan tentunya ada pengaruh sudut inklinasi pada sumur berarah. Untuk nilai friction factor yang digunakan pada perhitungan beban torsi diambil dari nilai friction factor rata-rata yang didapat dari pemboran sumur-sumur sebelumnya pada lapangan yang sama. Selanjutnya beban torsi dapat dihitung berdasarkan kedalaman hasil survey. Hasil perhitungan beban torsi pemboran trayek 12 ¼” maupun 8 ½” dapat dilihat pada Lampiran. Dari hasil perhitungan beban torsi pada BHA 12 ¼” dan BHA 8 ½” selanjutnya diplot dalam grafik hubungan measured depth dengan torsinya. Grafik 1 Drilling Torque 12 ¼” Hole Section


81


Grafik 2 Drilling Torque 8 ½” Hole Section

Berdasarkan hasil perhitungan dan plot mengenai beban torsi saat pemboran sumur X, dapat dianalisa bahwa pada saat pemboran lubang 12 ¼” beban torsi paling besar mencapai 6393 lb.ft, lalu dibandingkan torsi berdasarkan data perencanaan, hasil hitungan dan aktualnya.

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000 110000 120000 130000

Grafik 3 Tension Load 12 ¼” Hole Section

Measured Depth (ft)

0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 2500 2750 3000 3250 3500 3750 4000 4250 4500 4750 5000

Tension (lb)

TENSION LOAD BHA 8.5" HITU NG…

Dari Grafik 1 dapat dilihat bahwa torsi aktual pada saat pemboran lubang 12 ¼” masih di bawah nilai make up torque dari masing-masing komponen BHA sehingga

82



kekuatan pipa terhadap beban torsinya masih aman. Sedangkan pada pemboran lubang 8 ½” beban torsi paling besar mencapai 7296 lb.ft.

Measured Depth (ft)

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400

90000

Tension (lb)

80000

70000

60000

50000

40000

30000

20000

10000

0

Grafik 4 Tension Load 8 ½” Hole Section.

TENSION LOAD BHA 12.25" HIT UN G…

Dari Grafik 5.2 dapat dilihat bahwa beban torsi aktual pada saat pemboran lubang 8 ½” masih di bawah nilai make up torque dari masing-masing komponen BHA yang digunakan sehingga operasi pemboran masih dikatakan aman. 5.

Analisa Beban Tension Tension merupakan fungsi dari berat rangkaian pipa dalam lumpur, sudut kemiringan rata-rata, koefisien friksi, dan gaya normal. Sedangkan gaya normal adalah fungsi dari perbedaan sudut kemiringan, berat rangkaian dalam lumpur, sudut kemiringan rata-rata, perbedaan sudut arah dan tension. Beban tension paling besar terdapat pada drill pipe paling atas karena menahan seluruh berat rangkaian di bawahnya. Perhitungan beban tension dilakukan menggunakan data aktual pemboran yang nantinya akan dibandingkan dengan beban tension perencanaan dan tension aktualnya. Hasil perhitungan beban tension pada saat pemboran lubang 12 ¼” dan lubang 8 ½” dapat dilihat pada Lampiran. Dari hasil perhitungan beban tension


83


pada masing-masing trayek pemboran selanjutnya diplot dalam grafik hubungan kedalaman dengan beban tension rangkaian pemboran. Berdasarkan hasil analisa beban tension, pada pemboran trayek lubang 12 ¼” beban tension paling besar mencapai 94 klb, sedangkan saat pemboran lubang 8½” beban tension paling besar mencapai 135 klb. Pada Grafik 5.3 dan Grafik 5.4 dapat dilihat bahwa beban tension hasil perhitungan maupun aktualnya lebih besar dari beban tension yang didapat dengan data perencanaan. Perhitungan beban tension dilakukan mulai dari bawah (dari bit) sampai drill pipe yang paling atas menggunakan berat string aktual dan friction factor yang sama saat digunakan untuk menghitung beban torsi. Besarnya beban tension di bit akan sama dengan nol karena tidak ada beban di bawah bit. Semakin ke atas maka beban tension akan semakin besar. (Bourgoyn: 1991) 6.

Optimasi Bottom Hole Assembly Berdasarkan hasil analisa WOB, torsi dan tension pada rangkaian BHA yang digunakan selanjutnya dapat dilakukan optimasi terhadap BHA. Optimasi BHA yang dilakukan terletak pada penggunaan HWDP di atas drilling jar yang dapat dikurangi dengan pertimbangan analisa operasi, stiffness ratio dan buckling. Pada pertimbangan analisa operasi meliputi pertimbangan berat string di atas jar yang harus mencukupi untuk latch down drilling jar saat akan jar down. Problem buckling juga dipertimbangkan setelah BHA dioptimasi untuk mengantisipasi terjadinya problem saat pemboran. Spesifikasi drilling jar yang digunakan memliki minimum latch down setting sebesar 61600 lb. Untuk spesifikasi drilling jar lebih detail dapat dilihat pada Lampiran. Pada desain BHA 12 ¼” berat total string di atas drilling jar sebesar 64 klb, sehingga memenuhi minimum latch down dan terdapat berat lebih sebesar 2,9 klb. Dengan berat 1 joint HWDP sekitar 1,5 klb maka jumlah HWDP yang dapat dikurangi untuk BHA 12 ¼” hanya 1 joint. Pada desain BHA 8 ½” masih menggunakan drilling jar yang sama. Berat string di atas jar mencapai 106 klb dan jauh diatas minimum latch down setting. Pada BHA 8 ½” HWDP di atas jar dapat dihilangkan semua, tetapi karna pertimbangan stiffness ratio antara jar dengan drill pipe terlalu besar, sehingga pada

84



BHA 8 ½” tetap digunakan HWDP sebanyak 1 joint. Oleh karena itu pada BHA 8 ½” jumlah HWDP yang dapat dikurangi sebanyak 11 joint. Setelah desain BHA dioptimasi, selanjutnya dianalisa kemungkinan terjadinya problem buckling akibat optimasi BHA. Prediksi terjadinya buckling dilihat di titik-titik tertentu pada trajectory sumur. Pada bagian vertikal sumur, buckling akan terjadi di atas KOP, sedangkan pada bagian tangent buckling akan terjadi di top of tangent dan top of BHA. Problem buckling saat pemboran dapat terjadi ketika beban compressive pada drill string melebihi beban buckling kritisnya. Pada hasil optimasi BHA 12 ¼”, beban buckling kritis pada HWDP sebesar 36,7 klb dan pada drill pipe sebesar 12,8 klb. Dengan menggunakan WOB maksimal sebesar 10 klb, kondisi drill sttring di titik top of BHA, top of tangent dan di atas KOP tidak terjadi kompresi pada bagian BHA sehingga buckling tidak akan terjadi saat pemboran lubang 12 ¼” menggunakan BHA yang telah dioptimasi. Hasil optimasi BHA 8 ½” beban buckling kritis pada HWDP sebesar 62,2 klb dan pada drill pipe sebesar 19,5 klb. Dengan menggunakan WOB maksimal sebesar 20 klb, terjadi kompresi pada BHA sampai top of HWD di bawah drilling jar, namun besarnya beban kompresi ini tidak melebihi beban buckling kritis pada HWDP. Sedangkan kondisi drill string di atasnya dalam keadaan tension semua, sehingga problem buckling tidak akan terjadi saat pemboran lubang 8 ½” menggunakan BHA yang telah dioptimasi. Untuk analisa buckling pada BHA yang telah dioptimasi dapat dilihat pada Lampiran.


85


Kesimpulan Dari pemaparan di atas penulis mendapati beberapa kesimpulan yang akan diuraikan di bawah ini: 1.

Metode Minimum of curvature dapat digunakan untuk membuat plot trajectory yang sesuai dengan yang telah disiapkan oleh perusahaan.

2.

Sudut inklinasi lubang dapat mempengaruhi besarnya WOB yang teraplikasikan pada formasi. Semakin tinggi sudut inklinasi maka WOB akan semakin rendah. Penggunaan WOB aktual pada pemboran sumur X masih dalam rentang WOB maksimal yang dapat diaplikasikan.

3.

Beban Torsi aktual bisa diprediksi (dihitung) dengan friction factor rataavg) dan berat string aktual yang digunakan. Besarnya beban Torsi aktual BHA pada pemboran sumur X masih dibawah Make Up Torque dari masing-masing komponen BHA-nya.

4.

Beban Tension maksimal masih dibawah Tensile Strength dari Drill Pipe yang digunakan sehingga masih aman.

86



BIBLIOGRAFI Hamid, Abdul dan Aan Setiawan. 2015. Evaluasi Lintasan Pemboran Berarah Dengan Metode Minimum of Curvature Pada Sumur X Lapangan Y Petrochina International. Disudr dari http://www.trijurnal.lemlit.trisakti.ac.id/index.php/semnas/article/viewFile/210/2 09 pada tanggal 5 Agustus 2017 Pukul 16.10 WIB. Kemendikbud. 2013. Dasar-Dasar Teknik Pengeboran. Jakarta: Kementrian Pendidikan dan Kebudayaan Republik Indonesia Wibowo. 1984. Studi Kasus. Jakarta: Rineka Cipta Winkel, W.S. 1991. Bimbingan dan Konseling di Institusi Pendsidikan. Jakarta: Grasindo. Depdikbud. 1997. Studi Kasus. Jakarta: Dirjen Diknas dan Umum. Suryabrata, Sumardi. 2003. Studi Kasus. Jakarta: Rajawali. Richard S.Carden. 2007. Horizontal and Directional Drilling. Tulsa. Oklahoma. Petroskills. Bourgoyne. A.T dkk. 1991. Applied Drilling Engineering. Society of Petroleum Engineer. United States of America.


87

Kata Kunci : Pemboran berarah, directional drilling, evaluasi pemboran

Recommend Documents