Post on 14-Jun-2015
UNDERBALANCED DRILLING
DEFINISI :
Merupakan metode pemboran dimana tekanan hidrostatik kolom
fluida di dalam lubang bor sengaja dibuat dan dijaga lebih rendah
daripada tekanan formasi batuan yang dibor.
Pencapaian Kondisi Underbalanced
1. Secara Alami Cara ini diterapkan pada zona-zona yang memiliki
permeabilitas dan tekanan formasi yang cukup tinggi.
2. Secara Buatan Cara ini diterapkan pada zona-zona bertekanan
rendah.
Menggunakan fluida pemboran berdensitas (udara, gas, mist atau
foam) sehingga menghasilkan tekanan hidrostatik rendah.
Menginjeksikan gas ke dalam fluida untuk menurunkan densitas
fluida pemboran atau tekanan hidrostatik fluida.
Injeksi gas ke dalam liquid (gasfield liquid) dapat dilakukan dengan
berbagai cara :
Drillstring Injection
Annulus Injection
Parasitic String Injection
Parasitic Casing Injection
Completion Injection
PROBLEM PEMBORAN DAN KERUSAKAN FORMASI
Beberapa problem yang sering terjadi diasosiakan dengan aplikasi
overbalance drilling dan dapat diminimalkan dengan aplikasi
underbalanced drilling adalah :
Penurunan penetration rate saat hard rock drilling
Differential pipe sticking
Loss circulation
Kerusakan formasi
PENURUNAN PENENTRATION RATE
Laju penembusan bit (penetration rate) yang lambat akan menambah
waktu pemboran dan pada akhirnya akan meningkatkan biaya
pemboran.
Salah satu faktor yang mempengaruhi penetration rate adalah jenis
atau tipe fluida yang digunakan.
Beberapa sifat-sifat fluida pemboran yang mempengaruhi laju
pemboran atau penetration rate adalah :
1. Berat fluida pemboran
2. Viskositas fluida pemboran
3. Filtrate loss
4. Kadar minyak
5. Kadar padatan
DIFFERENTIAL PIPE STICKING,
LOST CIRCULATION DAN KERUSAKAN FORMASI
Faktor Penyebab :
Jenis Formasi
Formasi porous dan permeable
Formasi sangat permeable, seperti rekahan-rekahan, celah-celah
atau rongga-rongga
Formasi yang mengandung clay
Kondisi Formasi
Fluida Pemboran
Fluida pemboran berdensitas besar dapat menciptakan tekanan
hidrostatik fluida lebih besar daripada tekanan formasi batuan.
Kondisi tersebut akan menimbulkan :
1. Proses filtrasi fluida pemboran di batuan sekitar lubang bor.
2. Invasi fluida pemboran ke dalam formasi batuan di sekitar lubang
bor.
3. Masuknya sebagain atau seluruh fluida pemboran ke dalam zona-
zona yang sangat permeabel dan atau zona bertekanan rendah.
Mekanisme Terjadinya Pipe Sticking
1. Tekanan hidrostatik fluida pemboran melampaui tekanan formasi
batuan.
2. Terjadi proses filtrasi fluida pemboran pada dinding lubang bor.
Filtrate fluida pemboran (air) masuk ke dalama matrik batuan
Padatan fluida pemboran tertinggal dan menempel pada dinding
lubang bor membentuk lapisan berpermeabilitas rendah (filtrate
cake)
3. Filtrate cake semakin tebal
4. Annulus tertutup oleh filtrate cake
5. Drillstring terjepit
Mekanisme Terjadinya Lost Circulation
1. Tekanan hidrostatik fluida pemboran melebihi tekanan formasi
batuan
2. Bila :
Pemboran menembus formasi yang sangat permeable atau
Tekanan hidrostatik fluida pemboran melampaui tekanan rekah
formasi, sehingga batuan terbentuk rekahan-rekahan.
3. Lost circulation akan terjadi.
Mekanisme Terjadinya Kerusakan Formasi
1. Tekanan hidrostatik fluida pemboran melebihi tekanan formasi
batuan.
2. Pemboran menembus batuan reservoir yang mengandung clay.
3. Terjadi invasi fluida pemboran ke dalam matrik batuan dan
berakibat :
Timbul reaksi antara filtrate fluida pemboran dengan mineral
clay dan menyebabkan terjadinya pengembangan clay dan
menurunkan besarnya pori-pori efektif batuan.
Padatan pemboran masuk ke dalam matrik batuan dan
menurunkan besarnya pori-pori batuan.
4. Permeabilitas batuan akan menurun.
PARAMETER UTAMA DALAM SIRKULASI FLUIDA PEMBORAN UNTUK SETIAP TEKNIK PEMBORAN
TEKNIK PEMBORAN
PARAMETER UTAMA DALAM
SIRKULASI FLUIDA
PEMBORAN
KETERANGAN
AIR GAS DRILLING
Menentukan kebutuhan
volumetrik udara/gas untuk hole
cleaning.
Dengan Metode Angel, 1957.
Formula :
Qmin = Qo + NH
Qmin = Laju injeksi minimum, scfm
Qo = Laju injeksi di kedalaman nol yang
disamakan dengan kecepatanannular
3000 fps, scfm.
N = Faktor yang tergantung pada laju
penembusan
H = Kedalaman sumur, ribu-ft
MIST DRILLING
Menentukan kebutuhan
volumetrik udara/gas untuk hole
cleaning.
Dengan Metode Angel, 1957.
Formula sama seperti air gas drilling, namun
dilakukan koreksi, oleh karena adanya fasa cair.
Langkahnya adalah sebagai berikut :
1. Tentukan ROP apperent (ROPe), ft/hr :
ROPe = 380 QL/D2
QL = Total laju cairan, bph
D = diameter bit, in
2. Tentukan ROP artificial (ROP’) untuk
mengangkat cutting dan cairan.
ROP’ = ROPe + ROPd
ROPd = penetration rate yang diharapkan,
ft/h.
3. Tentukan Qmin berdasarkan ROP’.
TEKNIK PEMBORAN
PARAMETER UTAMA DALAM
SIRKULASI FLUIDA
PEMBORAN
KETERANGAN
FOAM DRILLING
Menentukan kebutuhan
volumetrik udara dan cairan serta
tekanan injeksi.
Dilakukan dengan pembacaan grafik yang telah
disediakan oleh :
Okbiri dan Ikoku, 1986, dengan
backpressure.
Krug dan Mitchell, 1972, tanpa backpressure.
MIST DRILLING
Menentukan kebutuhan
volumetrik udara/gas untuk hole
cleaning.
Dilakukan dengan :
Pembacaan grafik yang telah disediakan oleh
Poettman dan Bergman, 1955.
Persamaan yang dikembangkan oleh
POettman dan Bergman, 1955.
hP
PT
PPfhQ
avg
sa
0764.0]ln[07.4
)(80842
1
2
1
1. Untuk Metode Stanpipe Injection
P2 = P1 + 0.052 h d
2. Parasite String Injection
P2 = P1 + 0.052 h d – 0.052 (h – hp) f
Keterangan :
h = Kedalaman (TVD), feet
P1 = tekanan permukaan, psia (= 14.7 psi atau tekanan barometer setempat jika tidak ada back pressure)
P2 = Tekanan pada suatu kedalaman, psia (tekanan formasi ditambah tekanan barometer)
Qa = Laju gas (udara, nitrogen), Scf/bbl
Tavg = Temperatur annulus rata-rata, 0R
d = Densitas fluida pemboran rata-rata yang diharapkan, ppg
f = Densitas fluida pemboran, ppg
h = Kedalaman (TVD), ft
hp = Kedalaman parasite string (TVD), ft
P2 = Tekanan pada kedalaman parasite string, psia
AIR GAS DRILLING MIST DRILLING FOAM DRILLING GASFIELD LIQUID
DRILLING
FLOWDRILLING
UNDERBALANCE DRILLING
Dengan udara,
nitrogen, natural
gas
Untuk hard rock
drilling
ROP tinggi
Usia bit lama
Minimal water
influx
Sloughing dapat
terjadi
Downhole fire
Torsi/drag tinggi
Dengan gas
(kontinyu) dan air
+ surfactant
(diskontinyu)
ROP tinggi
Formasi
memproduksi
sedikit air
Menurunkan mud
ring
Sloughing dapat
terjadi
Downhole fire
Torsi/drag tinggi
Dengan air +
surfactant (kontinyu)
dan gas
(diskontinyu)
Formasi
memproduksi
banyak air
Kapasitas
pengangkatan
sangat baik
Menurunkan
problem sloughing
dan downhole fire
Biaya tinggi
Korosi peralatan
Separasi permukaan
sulit
Dengan air/lumpur
(kontinyu) dan gas
(diskontinyu)
Injeksi gas dalam
string maupun
annulus
Meminimalkan
problem sloughing
dan downhole fire
Problem drag/torsi
dapat diminimalkan
Pemboran berarah
dapat dilakukan
Korosi peralatan
Biaya untuk
running parasite
atau temporary
casing
Dengan air atau
lumpur
Dilakukan dengan
sistim terbuka atau
tertutup
Meminimalkan
problem sloughing
Unit MWD dan
downhole motor
dapat digunakan
Biaya peralatan
permukaan
Keselamatan di
lokasi bila
produktifitas terlalu
tinggi
PENGARUH SIFAT-SIFAT FLUIDA PEMBORAN TERHADAP LAJU PEMBORAN
SIFAT-SIFAT FLUIDA PEMBORAN PENGARUHNYA TERHADAP LAJU PEMBORAN
DENSITAS
Densitas fluida pemboran akan menentukan besarnya tekanan
hidrostatik fluida di dalam lubang bor. Tekanan hidrostatik fluida
dalam sumur akan mempengaruhi kemampatan atau compressive
strength daripada formasi batuan di bawah bit yang akan di bor.
Semakin besar densitas fluida pemboran, semakin besar tekanan
hidrostatik fluida pemboran, maka batuan akan semakin mampat atau
mengalami penambahan compressive strength –nya, sehingga batuan
makin sulit untuk dikorek oleh gigi bit dan kemajuan penembusan bit
menjadi rendah.
VISKOSITAS
Kekentalan atau viskositas fluida pemboran memang
diperlukan untuk menahan serbuk bor jatuh kembali ke dasar sumur.
Namun faktanya, dinyatakan bahwa makin besar viskositas fluida
pemboran, laju pemboran akan makin rendah.
Viskositas fluida pemboran yang terlalu tinggi (kental) akan
berakibat :
Menambah kehilangan tekanan dalam sistim sirkulasi, oleh karen
friksi terhadap dinding pipa/casing maupun dinding formasi.
Hidrolika pada bit dan proses pembersihan dasar sumur menjadi
jelek, sehingga laju penembusan akan rendah.
Dibutuhkan tekanan sirkulasi yang besar sehingga kemungkinan
akan terjadi breakdown, bila tekanan rekah formasi dan berpotensi
terjadi hilang sirkulasi.
Filtrate akan lebih sulit meresap ke dalam batuan untuk mengisi
ruangan yang telah ditinggalkan serbuk bor, sehingga batuan suah
untuk ditembus.
Viskositas yang tinggi akan menjadi bantalan bit di atas batuan dan
fungsi pelumasan bit tidak efektif, sehingga menghalangi proses
penghancuran batuan dan selanjutnya laju penembusan akan
rendah.
FILTRATE LOSS
Keuntungan adanya filtrate loss :
Masuknya filtrate fluida pemboran ke dalam formasi di
sekitar bit akan melunakkan batuan yang akan dibor dan yang lebih
penting adalah mempercepat penetralan (memimnimalkan perbedaan
tekanan antara tekanan hidrostatik fluida pemboran dengan tekanan
formasi. Dengan perbedaan tekanan yang kecil dan kondisi batuan
yang menjadi lunak, maka bit akan semakin mudah untuk
menghancurkan batuan, sehingga laju penembusan akan semakin
cepat.
Kerugian adanya filtrate loss yang tinggi pada overbalance
drilling :
Filtrate loss akan menghasilkan filtrate cake, dimana akan semakin
tebal selama proses filtrasi masih terjadi. Filtrate cake yang tebal
dapat menyebabkan drillstring terjepit, kegiatan operasi pemboran
akan terhambat dan akan menambah waktu pemboran.
Kandungan minyak dalam fluida pemboran akan bermanfaat
dalam :
Memeperbaiki pelumasan pada bit dan drillstring, sehingga kerja
KADAR MINYAK
bit akan efektif, problem drag dan torsi yang tinggi dapat
diminimalkan.
Mencegah bit balling, sehingga kerja bit akan lebih efektif.
Meminimalkan terjadinya problem shale, oleh karena minyak yang
tidak reaktif terhadap shale.
Berbagai problem dapat dicegah atau diminimalkan, sehingga waktu
pemboran lebih cepat.
SIFAT-SIFAT FLUIDA UNDERBALANCE DRILLING
MENCEGAH PROBLEM PEMBORAN DAN KERUSAKAN FORMASI
SIFAT-SIFAT FLUIDA PEMBORAN ALASAN DAPAT MENCEGAH PROBLEM
PEMBORAN DAN KERUSAKAN FORMASI
Semakin rendah densitas fluida pemboran,
semakin rendah tekanan hidrostatik fluida dalam lubang
bor yang rendah dari tekanan formasi. Dengan tekanan
hidrostatik fluida pemboran yang rendah dari pada tekanan
formasi. Maka:
1. Formasi batuan di bawah bit tidak mengalami
penambahan compressive strength oleh berat fluida
pemboran, batuan mudah di hancurkan dan laju
penembusan akan tinggi.
2. Meminimalkan proses regriding bit oleh karena tidak
DENSITAS adanya gaya penahan oleh berat fluida pemboran
terhadap cutting di depan bit. Umur bit dapat di
tingkatkan dan laju pemboran akan semakin cepat.
3. Mencegah terjadinya problem hilang sirkulasi (lost
circulation ) ataupun filtration loss pada dinding
lubang bor yang dapat menciptakan filter cake dan
dapat menjepit drillstring.
4. Akan terjadi inflow aliran fluida formasi dan tekanan
inflow ini akan membantu pembersihan lubang bor
5. Infasi fluida pemboran ke dalam batuan reservoir
dapat diminimalkan, sehingga dapat mencegah
tingkat kerusakan formasi yang lebih besar.
SIFAT-SIFAT FLUIDA PEMBORAN ALASAN DAPAT MENCEGAH
PROBLEM DAN KERUSAKAN FORMASI
VISKOSITAS
Fluida underbalance cenderung memiliki viskositas yang
rendah, sehingga :
1. Cenderung terbentuk aliran turbulen yang memiliki
kecepatan tinggi dan terdistribusi secara merata di
seluruh titik, sehingga akan mencegah pengendapan
cutting dan memperbaiki pembersihan cutting di
dalam lubang bor, problem terjepitnya drillstring dan
drag ataupun torsi yang tinggi dapat diminimalkan,
selanjutnya laju pemboran akan lebih cepat.
Akan meminimalkan kehilangan tekanan friksi
dalam sistem sirkulasi, daya pancar yang dihasilkan pada
nozzle bit akan lebih tinggi dan kecepatan fluida pada bit
maupun di dalam annulus akan lebih besar, sehingga
pembersihan cutting di bawah bit ataupun di dalam annulus
lebih cepat dan laju penembusan akan lebih cepat. Proses
regriding bit dan keausan gigi bit dapat di hindari, sehingga
usia bit dapat lebih lama.
FILTRATE LOSS Filtrate loss fluida pemboran adalah merupakan fungsi dari
densitas dan viscositas serta karakteristik batuan .
1. Semakin rendah viskositas fluida, maka filtrate loss
semakin cepat . filtrate loss dalam underbalance
driling terjadi di sekitar bit, terutama di bawah bit,
sebagai dampak dari tenaga jet fluida dari nozzle bit
yang tinggi. Filtrate loss di bawah bit akan
melunakan permukaan batuan, sehingga batuan
semakin mudah di bor dan laju penembusan bit yang
tinggi.
Dengan densitas fluida yang rendah, maka
penembusan filtrate yang lebih jauh dapat diminimalkan,
sehingga kerusakan formasi yang lebih besar dapat di
cegah.
SIFAT-SIFAT FLUIDA PEMBORAN ALASAN DAPAT MENCEGAH PROBLEM
PEMBORAN DAN KERUSAKAN FORMASI
KADAR MINYAK
Bila underba;ance drilling menembus batuan reservoir,
inflow minyak ke dalam lubang bor akan terjadi. Inflow
minyak tersebut memberikan keuntungan ganda dalam
operasi pemboran, diantaranya adalah :
1. Menurunkan berat kolom fluida di dalam lubang bor,
oleh karena ia memiliki denstas yang lebih rendah
dari air. Tekanan hidrostatik menjadi lebih rendah
dan selanjutnya compressive strength pada formasi
batuan dapat diminimalkan, sehingga akan
meningkatkan laju penembusan bit.
2. Inflow minyak akan memperbaiki pelumasan
drillstring dan bit, sehingga problem shale, bit balling
dan drag ataupun torsi yang tinggi dapat dicegah
atau diminimalkan. Berbagai problem diminimalkan,
selanjutnya laju pemboran akan semakin cepat.
3. Bila inflow minyak merupakan hidrokarbon ringan,
maka akan menurunkan densitas dan viskositas
fluida pemboran di dalam annulus. Kehilangan
tekanan dalam annulus dapat diminimalkan,
sehingga akan meningkatkan kapasitas
pengangkatan fluida pemboran dan pembersihan
lubang bor menjadi lebih baik, selanjutnya laju
pemboran akan semakin cepat.
PERBEDAAN PEMBORAN OVERBALANCED
DENGAN PEMBORAN UNDERBALANCED
KRITERIA OVERBALANCED UNDERBALACED
1. Kondisi tekanan dalam lubang bor Tekanan hidrostatik lumpur
mengimbangi tekanan formasi
Tekanan hidrostatik lumpur lebih kecil
dari tekanan formasi
2. Jenis Lumpur Semua jenis lumpur Semua jenis lumpur yang digasifikasi
3. Jenis Formasi Semua jenis formasi - Formasi yang memiliki kemungkinan
lost circulation.
- Zona-zona yang memiliki
permeabilitas antar butir di atas
1000 md.
- Formasi yang mempunyai
rekahan-rekahan alami, celah-
celah ataupun rongga-rongga di
dalamnya.
- Formasi bertekanan rendah.
- Formasi keras
PEMBAHASAN
Untuk menentukan drawdown optimum, maka dihitung tekanan dasar sumur pada kedalaman tegak 5951 feet
untuk berbagai harga kombinasi laju alir lumpur dasar (lumpur dasar yang dipakai adalah air denga densitas 8,33 ppg)
dan laju injeksi gas yang dipakai (gas yang dipakai Nitrogen dengan specific gravity 0,97). Dari hasil perhitungan dapat
dilihat dengan bertambahnya laju injeksi gas akan menurunkan tekanan dasar sumur. Hal ini karena densitas campuran
cairan-gas menurun dengan bertambahnya laju injeksi Nitrogen.
Untuk pengoperasian underbalanced, pemilihan kombinasi laju alir air dan laju injeksi Nitrogen dapat dipilih dari
area operasional grafik tersebut.
Dari grafik dapat dilihat tekanan maksimal sebesar 2113 psi (pressure drawdown = 250 psi) dan tekanan minimal
1863 psi (pressure drawdown 500 psi).
Berdasarkan grafik ”Penentuan Pressure Drawdown Optimum” pemilihan laju alir air dan laju injeksi gas
dipermukaan agar tercapai kondisi optimum adalah sebesar 188 gpm dan 399 scfm. Pemilihan laju alir air dan laju injeksi
gas dipermukaan ini menghasilkan tekanan dasar sumur sebesar 2058 psi (pressure drawdown 305 psi).
Dengan kombinasu laju alir ait dan laju injeksi Nitrogen dihitung kecepatan minimal fluida aerasi untuk
pengangkatan serbuk bor, dari hasil perhitungan didapat kecepatan minimal fluida aerasi untuk pengangkatan serbuk bor
sebesar 180 feet/menit.
Pada pemboran underbalanced sumur X dipakai mud motor yang mempunyai kapasitas laju alir yang melewati
motor (flow through motor) minimal 175 gpm dan maksimal 275 gpm, dimanan dari hasil perhitungan menghasilkan
tekanan dasar sumur (BHP) 0,00487 psi sampai 2578,0531 psi.
Hasil perhitunga kombinasi laju alir air dan laju injeksi Nitrogen dipermukaan, perhitunga kecepatan minimal fluida
dan perhitungan mud motor diplot pada grafik yang sama (lampiran B.10).
TEORI DASAR PEMBORAN UNDERBALANCED
3.1 Definisi Pemboran Underbalanced
Pemboran underbalanced adalah pemboran dimanan tekanan dasar
sumur lebih kecil dari pada tekanan formasi, sehingga ada influx formasi
secara kontinyu ke permukaan. Karena itu pemboran underbalanced
sering disebut sebagai ”flow drilling”
Suatu sumur dikatakan balanced jika tekanan kolom lumpur pada
lubang sumur besarnya dengan tekanan formasi. Biasanya pada operasi
pemboran, tekanan fluida pemboran didesain lebih besar dibandingkan
dengan tekanan formasi, kondisi inilah yang dikenal dengan overbalanced
kondisi tekanan formasi setiap saat selalu lebih tinggi dibandingkan
dengan tekanan kolom lumpur. Biasanya tekanan hidrostatik yang
diperlukan adalah sekitar 100 – 200 psi di bawah tekanan formasi.
Secara garis besar pemboran underbalanced dilakukan dengan dua
tujuan, yaitu :
- Memaksimalkan perolehan hidrokarbon
- Meminimalkan masalah-masalah yang ditemukan selama pemboran
Pemboran underbalanced memiliki keuntungan-keuntungan
dibandingkan dengan pemboran overbalanced, yaitu :
1. meningkatkan laju penetrasi dan umur pahat
2. mengurangi kemungkinan terjepitnya drill pipe
3. meminimumkan lost circulation
4. meningkatkan formation evaluation
5. menaikan produktivitas sumur
6. Mengurangi atau menghindarkan keperluan stimulasi dikemudian
hari.
Selain keuntungan, pemboran underbalanced juga mempunyai
beberapa kerugian, yaitu :
1. Masalah stabilitas dan konsolidasi lubang sumur
2. Masalah safety dan pengontrolan sumur pada kondisi tekanan tinggi
3. Drilling cost lebih tinggi
4. Kompatibilitas dengan sistem MWD konvensional
5. Berat rangkaian meningkat akibat berkurangnya gaya apung.
6. Kemungkinan meningkatnya drag dan torsi.
3.2 Penilaian Kriteria Reservoir
Sebelum melakukan opearsi underbalance, perlu dilakukan studi
mengenai treservoir-resevoir yang akan dibor. Apakah pemboran
underbalanced ini cocok diaplikasikan atau tidak.
Kriteria reservoir yang baik untuk opearsi pemboran underbalanced,
yaitu :
1. Formasi-formasi yang biasanya mengalami kerusakan selama
pemboran dan komplesi.
2. Formasi yang cenderung terjadi differential sticking.
3. Formasi dengan zona loss circulation atau invasi fluida selama
pemboran atau komplesi.
4. Formasi sensitif yaitu formasi yang mengandung terdapat shale yang
sensitif terhadap air dan akan lebih stabila apabila menggunakan
fluida udara, gas, mist atau foam.
5. Formasi yang jika dibor secara overbalanced drilling menghasilkan
ROP yang sangat rendah.
Kriteria reservoir yang kurang baik untuk operasi pemboran
underbalanced, yaitu :
1. Sumur-sumur yang memerlukan biaya sangat rendah bila dibor secara
pemboran overbalanced.
2. Reservoir-reservoir dengan permeabilitas rendah.
3. Formasi tidak terkonsolidasi dengan baik
4. Stabilitas lubang bor rendah.
3.3 Teknik Pemboran Underbalanced
Fungsi utama dari sirkulasi fluida pemboran underbalanced adalah
untuk mengeluarkan serbuk bor dari lubang bor. Ada banyak teknik
pemboran underbalanced yaitu dry air drilling, nitrogen drilling, natural
gas drilling, mist drilling, stable foam drilling, stiff foam drilling, gasfield
liquids, flowdrilling, mudcap driilling, snub drilling dan closed systems.
Tabel 3.1 menunjukan densitas dari fuida pemboran yang biasa dipakai
pada berbagai teknik pemboran underbalanced. Masing-masing teknik
underbalanced drilling juga membutuhkan peralatan dan operasional yang
berbeda. Pada sub bab ini akan diuraikan hanya mengenai teknik
pemboran underbalanced yaitu flow drilling.
Tabel 3.1 Densitas Lumpur Pemboran
Deskripsi Fraksi Cairan (%) Densitas (ppg)
Gas - 0,01 – 0,1
Mist < 2,5 0,1 – 0,3
Foam 2,5 - 25 0,3 – 3,54
3,5 – 6,95
Gasfield/Aerated > 25 4,0 – 6,95
Liquid 100 6,95 – 19,0
3.4 Sistem Fluida Pemboran Pada Underbalanced Drilling
Pemilihan sistem fluida pada underbalanced drilling merupakan hal
penting untuk mencapai keberhasilan dalam operasi underbalanced
drilling.
Fluida Kompresibel (Dua Fasa)
Pada pemboran yang menggunakan fluida kompresibel,
umumnya fluida air atau lumpur kemudian dicampur atau
diganti gas. Fluida-fluida kompresbiel ini meliputi : udara, mist,
foam dan aerated mud.
Fluida Gas
Pada awalnya fluida yuang banyak digunakan
adalah udara, namun pada saat ini penggunaannya tidak
dilanjutkan, hal ini dikarenakan oleh kombinasi natural
gas dan oksigen dapat bersifat eksplosif, sehingga saat ini
penggunaannya digantikan dengan nitrogen.
Pemboran dengan fluida gas memiliki karakteristik
tertentu, antara lain :
- ROP yang tinggi
- Umur pakai bit lebih lama
- Penyemenan yang lebih baik
- Kecepatan di annulus sangat berperan dalam
pengangkatan serbuk bor.
Mist Drilling
Sistem mist ini dibentuk dengan menambahkan
liquid dalam jumlah kecil ke dalam sistem gas. Liquid
yang dimasukkan ke dalam gas ii akan terdispersi
menjadi droplet-droplet kecil. Sistem ini memiliki ciri-ciri
sebagai berikut :
- Hampir sama dengan sistem gas, tetapi dengan
tambahan liquid
- Bergantung pada kecepatan di annulus untuk
mengangkat serbuk bor
- Volume liquid digunakan lebih banyak, sekitar 30% -
40% lebih banyak dari gas.
- Tekanan fluida pemboran yang dihasilkan umumnya
lebih tinggi dari gas.
- Perbandingan gas-liquid yang tidak tepat akan
menyebabkan runtuhnya lubang bor.
Foam Drilling
Bila ke dalam fluida pemboran ditambahkan lebih
banyak lagi liquid dan surfactant maka akan terbentuk
foam. Salah satu masalah yang ditemukan dalam
penggunaan foam ini adalah apabila foam tersebut sukar
untuk dipecahkan pada saat kembali ke permukaan
sehingga akan mempersulit pemisahaan fluida di
separator. Namun saat ini telah ditemukan sistem foam
yang mudah untuk dipecah dan juga mudah untuk
dijadikan foam kembali sehingga foaming agent yang
digunakan untuk memecah dan membuat foam.
Kualitas foam di permukaan yang digunakan
berkisar 80% sampai 95% dimana 80% - 95% berupa
gas dan sisanya adalah liquid, dikarenakan oleh tekanan
hidrostatik pada kolom annulus, maka di dalam sumur
kualitas foam di bottom hole menurun menjadi sekitar 50
– 60%.
Karateristik dari sistem foam :
- Memiliki kapasitas pengangkatan serbuk bor lebih
tinggi
- Laju pompa rendah karena kemampuan pengangkatan
serbuk bor yang baik
Gasfield System
Bila sistem foam terlalu ringan untuk sebuah
sumur, maka sistem gasfield dapat digunakan. Dalam
sistem ini fasa liquid/cairan digasifikasikan untuk
menurunkan densitasnya.
Penggunaan fasa gas dan liquid sebagai sistem
sirkulasi akan membuat program hidroliknya menjadi
lebih kompleks. Perbandingan gas liquid yang digunakan
harus tepat, jika gas yang digunakan terlalu banyak
maka akan menyebabkan runtuhnya lubang sumur dan
sebaliknya jika kurang akan terjadi kondisi overbalanced.
Sistem ini memiliki ciri-ciri sebagai berikut :
- Pada umunya gas yang diperlukan sedikit
- Kecepatan fluida, khususnya di permukaan relatif
rendah
- Mengurangi keausan dari peralatan dalam lubang bor
maupun di permukaan.
Fluida Satu Fasa
Umumnya jika memungkinka, air dapat digunakan dalam
underbalanced drilling. Namun bila terlalu berat dapat
digantikan dengan minyak. Minyak yang digunakan dapat
berupa solar mapupn crude oil. Namun jika formasi yang
ditembus saat berlangsunya pemboran menghasilkan crude oil,
maka sistem sirkulasinya akan menjadi crude oil.
Pemboran Underbalanced Flowdrilling
Istilah pemboran Underbalanced Flowdrilling4) adalah operasi
pemboran dimana akan ada aliran fluida formasi ke permukaan selama
pemboran dan fluida pemborannnya cairan (water,solar) tanpa gas.
Dengan flowdrilling akan ada cairan hidrokarbon, gas atau air ikut naik ke
atas dengan fluida pemboran dan ini akan ditangani di permukaan.
Kontrol tekanan kepala sumur dilakuakn di permukaan dan bukan
dibawah seperti pada penanganan tekanan pada pemboran overbalanced
kalau ada gas kick. Tujuan utama flowdrilling adalah menghasilkan
kerusakan formasi dan lost circulation.
Tekanan dasar sumur yang terjadi pada pemboran flowdrilling
lebih tinggi dari pada metode pemboran underbalanced dengan
menggunakan sistem fluida lainnya (gas, mist, foam, dan gasfield). Batas
flowdrilling adalah bagaimana aliran fluida di permukaan bisa
ditanggulangi dengan peralatan yang ada. Bahkan permeabilitas besar,
laju besar atau bertekanan besar bisa dilkukan dengan flowdrilling kalau
peralatan permukaan memenuhi. Tanpa perlu injeksi gas, maka peralatan
juga semakin sedikit, selain itu pembacaan MWD dan mud motor tidak
jadi persoalan.
Flowdrilling didesain hanya untuk formasi-formasi yang
berstruktur stabil, bukan untuk formasi pasir atau shale yang tidak
kompak. Dalam flowdrilling masalah-masalah penanganan sumur diatasi
di permukaan. Sebuah sumur yang berproduksi diatasi dengan cara tidak
dimatikan selama pengeboran.
Seluruh teknik tergantung pada operasi pengeboran seperti
sirkulasi maupun pengeboran. Didalam teknik flowdrillling dimungkinkan
memproduksikan minyak dan gas selama pengeboran, proses tersebut
dilakukan dengtan memasang suatu rotating head di atas BOP stack
dengan suatu flowline bertekanan tinggi, RCH valve dan suatu sistem di
permukaan yang didesain untuk memisahkan fluida pemboran, serbuk
bor, minyak dan gas.
Rotating head dibutuhkan untuk mengalirkan minyak, gas, dan
serbuk bor serta fluida pemboran yang bertekanan ke sistem di
permukaan pada saat pemboran dilakukan. Flowdrilling digunakan untuk
membuat lubang sumur mengalami underbalanced sehingga terbebas dari
kerusakan formasi, differential sticking dan meminimalkan hilang sirkulasi.
Mendapatkan Kondisi Underbalanced
Agar underbalanced drilling terjadi, maka tekanan dasar
sumur harus lebih kecil dari tekanan formasinya. Karena batas
underbalanced sering terlalu dekat dengan tekanan formasi,
maka bisa saja kadang-kadang terjadi overbalanced, terutama
kalau ada beberapa zona dan yang satu kecil dan yang satu
agak besar tekanannya. Aliran dari dasar sumur yang mengalir
adalah minyak atau gas, maka tekanan dasar sumur akan
berkurang dan aliran akan meningkat lajunya. Gambar 3.1
memperlihatkan pemboran horizontal dengan menggunakan
sistem pemboran underbalanced pada formasi yang memiliki
rekahan alamiah.
Fluida Pemboran Underbalanced Flowdrilling
Kondisi yang diinginkan pada underbalanced flowdrilling
adalah tekanan sumur selalu di bawah tekanan formasi dan
minimum sumurnya tetap stabil (tidak ada formasi gugur) oleh
karena itu densitas lumpur harus dipilih yang berada dirange ini.
Fluida dasar pemboran harus terdiri dari fluida yang
bersih padatan, viscosifier harus terhindarkan kalau mungkin
sebab hal ini akan mempersulit pemisahan fluida kalau ada
produksi hidrokarbon dan sulit untuk terpisah dari fluida dasar
pemboran dipermukaan.
Banyak polimer akan menyebabkan emulsi. Juga perlu
dihindarkan lubricant additive untuk mengurangi trque dan drag
dengan fluida bersih ini. Konsentrasi bentonite harus dikurangi,
kalau untuk menutupi zona loss rekahan dimana untuk sumur
bertemperatur tinggi lumpur bentonite bisa menjadi gel keras
dan tidaj akan bisa dialirkan kembali.
Untuk membersihkan lubang bor cukup dengan
mengalirkannya turbulent dan kecepatannya tinggi tanpa
viscosifier. Pada flowdrilling ini adanya aliran dari formasi akan
membantu mempercepat aliran.
Kecepatan pada sumur horizontal dan directional harus
lebih cepat lagi. Kalau lubang berdiamater besar karena adanya
korosi atau gugur maka baru diperlukan viscosifier.
Peralatan Khusus
Pada dasarnya peralatan yang digunakan pada
underbalanced flow drilling hampir sama dengan peralatan pada
pemboran overbalanced. Karena pada underbalanced
flowdrilling pelaksanaan pemboran dapat dilakukan sambil
memproduksikan fluida formasi yang keluar maka peralatan
tambahan yang digunakan harus bisa menangani hal-hal
tersebut.
3.5.3.1 Rotating Blow Out Preventer (RBOP)
Rotating Blow Out Preventer RBOP) dipasang di
atas BOP. RBOP ini berfungsi untuk mengatur aliran balik
dari dalam lubang bor. Pada saat beroperasi mampun
menahan tekanan balik dari formasi sampai 2500 psi.
RBOP ini terdiri dari beberapa komponen, yaitu :
Rotating Control Head (RCH) Bowl
RCH Bowl dipasang di atas BOP stack dengan
menggunakan sambungan bottom flange, dalam hal
ini 13 5/8” – 5000 psi. RCH bowl sendiri mempunyai
ukuran 7 1/16” dan tekanan kerja sebesar 5000 psi.
Semua sambungan flange harus sesuai dengan
standart API.
Rotating Control Head (RCH) Bearing Assembly
Rotating Bearing Assembly
diletakkan/didudukan di RCH Bowl dan dikunci dengan
menggunakan Hydraulic Operated Clamp untuk
menjaga annulus. RCH Bearing Assembly terdiri dari
dua stripper-rubber yaitu Top Rubber dan Bottom
Rubber yang dipasang di dalam Bearing Assembly.
Bottom Rubber yang dipasang di dalam Bearing
Assembly.
Bottom Rubber berfungsi sebagai penahan
awal dari meningkatnya tekanan lubang bor dan
selanjutnya ditahan oleh Top Rubber. Kedua stripper-
rubber ini berfungsi untuk melindungi drillstring ketika
berputar di dalam RBOP dan didesain untuk semakin
melekat ketika tekanan lubang bor meningkat.
Jadi stripper-rubber ini berupa karet yang
dapat melekatkan drillstring secara aktif. Stripper-
rubber harus diganti bila sudah tidak mampu
memegang rangkaian drillstring.
Ukuran stripper-rubber ini juga dapat diganti
ukurannya sesuai dengan ukuran drillstring yang
melaluinya. Di atas Top Rubber masih terdapat kelly
driver bila menggunakan meja putar dan bila
menggunakan top drive maka kelly driver ini tidak
dipasang.
3.5.3.2 Separator
Separator yang dipakai pada pemboran
underbalanced biasanya merupakana separator
horizontall 4 fasa yang dapat memisahkan gas, air,
minyak dan serbuk bor. Tekanan kerja separator antara
175 – 250 psi dengan kapasitas 160 bbls. Sanggup
menangani aliran gas sebesar 65 mmcfd dan aliran
minyak sebesar 40.000 bopd.
3.5.3.3 Choke Manifold
RBOP mengarahkan aliran ke choke manifold.
Aliran fluida, yang dihasilkan dari pemboran, serbuk bor,
fluida pemboran, gas injeksi dan hidrokarbon yang
terproduksi masuk melalui satu dari dua choke valve.
Choke dioperasikan secara remote.
3.5.3.4 Float Valve
Biasanya dua float valve yang dipasang di
drillstring, satu dipasang di atas bit dan satu dipasang
dekat permukaan. Float valve yang dipasang di atas bit
berfungsi untuk menahan aliran balik dari annulus
menuju drillstring dan juga berfungsi untuk menahan
aliran gas menuju drillstring ketika operasi tripping.
Float valve yang dipasang di atas bit biasanya yang
bertipe dart. Untuk float valve disebut juga string float,
dipasang dekat permukaan (3000 – 4000 ft dari
permukaan) berfungsi menahan aliran balik gas injeksi
ke rig ketika dilakukan penyambungan float valve yang
dipasang didekat permukaan ini biasanya bertipe
flapper.
Prosedur Standar Operasi
Flowdrilling digunakan untuk membuat lubang sumur
mengalami underbalanced sehingga terbebas dari formation
damage, drill pipe differential sticking dan meminimalkan lost
circulation. Operasi pemboran harus mengusahakan agar
keadaan underbalance tetap aman dan tidak banyak
hambatan.
Mula-mula waktu mengebor dibawah kaki casing arus
balik harus dikirimkan ke shale shaker. Segera setelah fluida
formasi mulai mengalir ke sumur dengna flowdrilling maka
aliran balik harus ditujukan ke choke manifold pada separator
permukaan.
Tekanan maksimum permukaan harus diketahui
sebelum pemboran, tentunya hal ini tergantung rating RBOP.
Jika tekanan operasi mencapai rating ini maka harus
diusahakan mengurangi tekanan tersebut. Ini dapat dilakukan
dengan menutup sumur dan melakukan bullheading cairan ke
annulus. Jalan lain influx tersebut dikeluarkan melalui choke.
Sekali tekanan permukaan dapat dikendalikan dan stabil maka
pemboran tersebut bisa berjalan kembali.
Jika tekanan di annulus naik waktu diadakan
connection atau trip dan sirkulasi dihentikan mungkin karena
adanya gas influx besar naik ke atas dalam hal ini menaikan
viscositas fluida pemboran dapat mengurangi kenaikan
tekanan. Tetapi pemisahan gas dari fluida pemboran akan sulit
di permukaan.
Prosedur khusus harus dilakukan pada flowdrilling
untuk connection dan tripping dimana akan membutuhkan
waktu lebih lama daripada kalau pemboran buasa. Bila
membuat sambungan maka tekanan pada drill pipe harus
dilepaskan dahulu di atas drill string float paling atas. Satu
atau lebih float dipasang untuk memberikan efek check valve
dan mencegah aliran balik karena tekanan underbalanced.
Float valve yang dipasang setiap 12 joint akan memberikan
cara terbaik untuk tripping dan connections.
Setelah underbalanced drilling ini selesai maka
completion juga harus dilakukan secara underbalanced. Tidak
ada gunanya pemboran underbalanced tetapi completionnya
overnalance kecuali fluida drillingnya diganti ke fluida
completion.
Batasan Penggunaan Flowdrilling
Penggunaan flowdrilling mempunyai batsan-batasan di
lapangan, yaitu :
1. Tekanan annulus terlampaui tinggi/tidak pasti
Kalau tekanan formasi dan lajunya terlalu tinggi maka
peralatan di permukaan tidak sanggup menahan tekanan
lagi dimana kapasitas peralatan untuk mengalirkan fluida
balik telah terlampaui. Ukran peralatan di permukaan yang
benar akan dapat menahan laju produksi dari formasi
tersebut. Kalau ini salah dan lajunya terlalu tinggi, maka
tidak mungkin pemboran underbalanced dipertahankan.
Aliran bisa dipaksa masuk kembali ke formasi.
Laju ada dua cara penyelesaian masalah ini,
pertama menaikan densitas fluida pemboran atau kedua
merubah teknik pemboran menjadi overbalanced.
Tekanan formasi yang tidak pasti sebenarnya tidak
ciocok untuk flowdrilling karena tidak bisa menentukan
apakah tejadi underbalanced atau tidak. Biasanya pada
horizontal well tekanan sudah diketahui sehingga
flowdrilling memang cocok untuk diaplikasikan.
2. Sumur tidak stabil
Pemboran underbalanced Flowdrilling mempunyai
densitas fluida lebih tinggi dari cara enlightening yang lain.
Formasi lemah atau mudah gugur bisa di bor dengan lebih
aman tetapi kalau masih tidak mampu menahan keguguran
formasi maka flowdrilling tak bisa dipakai. Selanjutnya
adanya laju fluida pemboran yang tinggi di annulus bisa
mengerosi dinding sumur akibatnya flowdrilling tidak cocok
untuk formasi unconsolidated.