Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 7, No. 1, Januari 2014

MODEL PERENCANAAN CASING PADA PENGEBORAN EKSPLORASI SUMUR X

DENGAN SURFACE 8-1/2 “ LAPANGAN Y LEPAS PANTAI

Lino Mendonca Mahasiswa Magister Teknik Geolologi UPN “Veteran” Yogyakarta

ABSTRAK

Perencanaan Casing pemboran sumur dilakukan dengan dua tahap yaitu tahap

perencanaan ( pre drill drilling (plan) dan tahap pelaksanaan ( Post drill - drilling)

(Actual). Penentuan tahap pre drill driling diawali dari permukaan laut (sea level)

(MSL) sampai dasar laut (seabed) dengan ketentuan kedalaman surface dari 34, 8

m - 77 m. Casing 20" dipasang pada kedalaman 722 m TVDDF, Casing 13- 3/8"

pada kedalaman 2185m TVDDF dan 9-5/8" dipasang pada kedalaman 3272m

TVVDF, merupakan tahap awal perencanaan.

Tahap post drill drilling casing diukur dari permukaan laut (lepas pantai)

dengan aktual casing 34,8m sampai dasar laut (seabed) 78,6m (actual). Penentuan

pemasangan casing dengan kedalaman aktual pada pengeboran sumur x 715,6m

TVDDF sampai pada kedalaman 3266,8m TVDDF dengan ukuran masing - masing

casing berbeda dari 20" sampai 9-5/8".

kata kunci : Casing, sumur.

PENDAHULUAN

Perencanaan Casing merupakan tahap awal dalam ekplorasi minyak maupun gas , baik ekplorasi darat (onshore) maupun eskplorasi lepas pantai (offshore) sangat penting, untuk menentukan suatu lapangan eksplorasi minyak maupun gas. Untuk menghindari tekanan balik dari suatu formasi sumur (Blowout) maka diperlukan perencanaan matang dalam penentuan casing. Pada pemboran lepas pantai di sumur X lapangan Y terdiri dari beberapa tahapan yang harus dilalui. Beberapa tahapan tersebut adalah : persiapan di darat, persiapan perakitan di darat dan persiapan di lepas pantai. Setelah persiapan tersebut telah memenuhui persyaratan maka selanjutnya pengoperasian pemboran dengan casing dapat dilakukan. Pada operasi pemboran dengan casing sumur X lapangan Y, lubang permukaan sampai kedalaman 715,6 m TVDDF, dilakukan pekerjaan pemboran dengan ukuran Casing pipa berdiameter 20 inch dengan footage berjarak 78,6 m. Pada pelaksanaan pemboran di sumur ini, lamanya rotating time adalah 19.50 jam, yang kemudian dilanjutkan dengan pekerjaan penyemenan casing 13 3/8 inch dan memasang BOP selama 15.00 jam. Total waktu pemboran yang dibutuhkan pada operasi pemboran ini adalah sebesar 30.05 jam. Pada pemboran dengan casing pahat yang digunakan adalah DrillShoe dengan harga sebesar $ 44,7 Million biaya

Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 7, No. 1, Januari 2014

peralatan operasi sebesar $ 38 million. Total pelaksanaan pengeboran selama 44 hari dengan biaya operasi pengeboran aktual $ 39 million. Lamanya waktu pemboran pada metode pemboran konvensional, peralatan bawah lubang atau BHA harus dicabut kembali ke permukaan dan pipa casing harus diturunkan sebelum dilakukanya penyemenan. Hal ini menyebabkan adanya trip time dan RIH time untuk pipa casing. Sedangkan pada metode pemboran dengan casing, hematnya waktu pemboran dikarenakan tidak diperlukannya mencabut peralatan BHA dan pekerjaan untuk menurunkan casing seperti pada metode pemboran konvensional. Pada metode pemboran dengan casing, setelah pemboran mencapai target kedalaman yang telah ditentukan, pekerjaan penyemenan dapat langsung dilakukan, sehingga dapat menghemat total waktu pemboran. Dari hasil perhitungan diatas juga dapat diketahui bahwa nilai cost/foot pada metode pemboran konvensional lebih besar dari pada cost/foot pada pemboran dengan casing. Walaupun pada pemboran konvensional harga pahat lebih kecil dibandingkan harga pahat pada pemboran dengan casing, tetapi dikarenakan pada pemboran dengan casing tidak ada trip time maka nilai cost/foot pada metode pemboran dengan casing lebih kecil dari pada cost/foot pada metode pemboran konvensional. (Gambar 1.)

Tahap Post Drill Drilling (Actual) yang digunakan pada saat pelaksanan pengeboran dengan mempertimbangkan semua data geologi, dan data -data

koordinat yang telah di tentukan oleh tim, dianggap selesai maka penetuan setelah pengeboran ditentukan pengukuran permukaan laut Sea level actual 34.8 m sampai dasar laut (seabed ) 78,6 m pada rig. (Gambar 2.)

Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 7, No. 1, Januari 2014

Gambar .1. Pre Drill -Drilling (Plan).

Gambar. 2. Post Drill -Drilling (Actual )

Tabel. 1. Desain Casing.

Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 7, No. 1, Januari 2014

Desain casing dari surface permukaan sealevel ukuran size pipa 20 inhi dengan Grade casin x -56 RL - 45 berat Weigth 133 ppf kedalaman 738 MDDF Burst 1,19, Collaps 1,35, dan axial 2,97. Penentuan pipe casing ini mengalami tiga tahap yaitu : tahap surface Intermediate dan tahap produksi.

Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 7, No. 1, Januari 2014

BAHAN DAN METODE

Mengatasi adanya Blow out Pressure (BOP) sangat diperlukan dalam operasi

pemboran , sebagai pengaman apabila sewaktu - waktu terjadi kick atau higt

pressure. Apabila terjadi kick atau BOP maka crew dengan cepat menutup blow out

preventer dengan menghidupkan kontrol accumulator yang terletak pada lantai bor.

Ada beberapa hal yang harus diperhatikan pada perencanaan BOP stack adalah

sebagai berikut :

a. Kekuatan penahan tekanan b. Pemilihan dan pengaturan komponen c. Variasi dan penempatan, serta d. Sistem pembelok.

Prosedur yang lazim digunakan dalam memperkirakan besarnya tekanan yang terjadi pada pemboran sumur dangkal adalah dengan estimasi tekanan yang mungkin terjadi dengan berat lumpur yang digunakan serta kedalaman operasi pemboran. Sedangkan untuk sumur dalam memerlukan perhitungan yang lebih kompleks.

Blow out preventer (BOP) adalah sistem sangat berguna untuk mencegah terjadinya suatu aliran fluida formasi yang tidak terkendalikan sampai ke permukaan, yaitu dengan menutup lubang bor ketika terjadi „kick‟. Faktor utama yang harus diperhatikan adalah tentang keadaan lumpur bor. Lumpur bor harus terus dikontrol sehingga kita dapat mengetahui kalau terjadi ‘kick’. Tanda-tanda terjadinya „kick’ antara lain lumpur bor memberikan tekanan hidrostatik lebih kecil dari tekanan formasi, volume lumpur dalam mud pit terlalu besar, dan lain-lain. Sistem ini terdiri dari dua sub-komponen utama, yaitu BOP stack dan accumulator serta supporting system. Adapun fungsi dari BOP Stack adalah menahan tekanan lubang bor bila terjadi kick dan apabila keadaan darurat maka accumulator akan menutup BOP Stack. Dan untuk menggerakkan accumulator yang bekerja pada sistem BOP stack, menggunakan "High Pressure Hydraulic" (saluran hidrolik bertekanan tinggi). HASIL

Setelah suatu perusahaan pemboran minyak dan gas bumi mencapai kedalaman

tertentu, maka kedalaman sumur tersebut perlu di pasang casing yang kemudian

dilanjutkan dengan proses penyemenan. Casing merupakan suatu pipa baja yang

berfungsi antara lain : mencegah gugurnya diding sumur, menutup zona bertekanan

abnormal, zona lost mud dan sebagainya. Tujuan utama dari perencanaan casing

adalah mendapatkan rangkaian casing yang cukup kuat untuk melindungi sumur

baik selama pemboran maupun produksi dengan biaya yang terjakau. Beberapa

fungsi casing sebagai berikut :

a. Mencegah gugurnya dinding sumur pada lapisan batuan yang tidak terkonsolidasi dengan baik, maka pada saat

pemboran menembus lapisan tersebut dapat menyebabkan terjadinya

pembesaran pada lubang bor. Pembesaran pada lubang bor ini adalah

akibat runtuhnya dinding sumur, lebih jauh apabila lapisan lunak ini

Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 7, No. 1, Januari 2014

berselang - seling dengan lapisan keras maka akan memberikan efek

pembelokan terhadap drill string.

b. Mencegah Terkontaminasinya Air Tanah Oleh Lumpur Pemboran. Dalam suatu pemboran, untuk mengimbangi tekanan formasi digunakan

lumpur pemboran (Mud drill) yang memiliki densitas tertentu

Tabel 2. Desain formasi atas.

Gambar. 3. Plot tekanan

Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 7, No. 1, Januari 2014

Plot tekanan menunjukkan semakin dalam pemboran semakin tinggi dalam suatu formasi.

Formasi Strengh 1094 ppg tekanan yang ada 1307 psi

PEMBAHASAN

Model aplikasi pemboran dengan casing untuk lubang permukaan dilakukan di

lapangan lepas pantai (offshore) yaitu blok A yang dikelola perusahaan Malaysia

Petronas Ltd adalah sumur yang menggunakan pemboran dengan Casing. Kegiatan

pemboran pada sumur-sumur tersebut untuk membuat lubang permukaan dilakukan

pada Formasi tua dengan ketebalan formasi dapat mencapai 1000m dan kedalaman

air laut dari permukaan 78,6 m. Kinerja pemboran yang dianalisa adalah pemilihan

casing dan beban rangkaian casing yang ditanggung selama pemboran dengan

casing berlangsung antara lain yaitu beban collapse, beban burst dan beban

tension. Pemilihan dan perhitungan beban yang ditanggung oleh rangkaian casing

ini dilakukan dengan menggunakan metode grafis.

Metode logging program sumur X lapangan Y perencanaan menggunakan

hole size 8,5 inchi dengan perencanaan kedalaman 3272 m TVDDF sampai 3535m

TVDDF dan perencanaan aktual kedalaman 3266,8m TVDDF sampai 3414m

TVDDF.

Sistem peralatan pemboran lepas pantai pada prinsipnya adalah

merupakan perkembangan dari sistem peralatan pemboran darat, maka metode

operasi lepas pantai membutuhkan teknologi yang baru dan biaya operasi yang

mahal, karena kondisi lingkungan laut berbeda dengan kondisi lingkungan darat.

Peralatan mutlak yang harus ada dalam operasi pemboran lepas pantai adalah sebuah strutur anjungan (platform) sebagai tempat untuk meletakkan peralatan pemboran dan produksi. Berbagai macam anjungan telah dibuat, seperti anjungan permanen (fixed) yang terdiri diatas kaki-kaki beton bertulang. Jenis ini umumnya digunakan pada laut dangkal dan pada lapangan pengembangan sehingga dapat sekaligus menjadi anjungan pemboran dan produksi.Berbagai hambatan alam yang harus diatasi bagi pengoperasian unit lepas pantai. Hambatan tersebut antara lain : angin, ombak, arus dan badai. Khusus untuk unit terapung yang amat peka terhadap pengaruh kondisi laut, maka menciptakan peralatan khusus, yaitu peralatan peredam gerak oscilsi vertikal akibat ombak dan peralatan pengendalian posisi pada unit terapung. Untuk pengendalian posisi pada unit terapung dikenal dengan mooring system dan sistem pengendalian posisi dinamik Sedangkan untuk mengatasi gerak vertikal keatas dan kebawah umumnya digunakan Drill String Compensator (DSC). Operasi pemboran lepas pantai dimulai dari pengembangan teknologi pemboran darat dengan menggunakan casing conduktor yang ditanam atau dibor dan disemen, kemudian meningkat dengan digunakan mud-line suspention system, dan terus meningkat dengan menggunakan riser system. Penggunaan BOP konventional terus dimodifikasi agar mampu beroperasi di bawah air. Kondisi lingkungan laut berpengaruh terhadap pemilihan jenis platform.

Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 7, No. 1, Januari 2014

Gambar 4. RIG plan.

Gambar 5. Kedalaman VS hari

Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 7, No. 1, Januari 2014

KESIMPULAN

Metode perencanaan casing dalam suatu operasi pemboran lepas pantai patut

diperhitungkan kedalaman laut, besar ombak, besarnya angin dan iklim. Juga

diperhitungkan jauh tempat pemboran dari pantai dan perkiraan lamanya waktu

pemboran dari mulai membor sampai berakhirnya produksi, karena semua ini

sangat diperlukan untuk menentukan jenis-jenis rig platform yang akan digunakan.

Pada operasi pemboran lepas pantai (offshore) juga diperlukan peralatan-

peralatan khusus untuk menanggulangi arus laut dan kedalaman laut dan gerakan -

gerakan dari drillship. Kedalaman pemboran aktual memncapai 3266,8 m

dibandingkan dengan perencanaan awal perkiraan pada kedalaman 3272m .

Sehingga dengan memperhitungan high cost, high teknologi dan high risk sangat

diperhitungkan dari ketiga resiko itu merupakan tanggung jawab perusahaan.

DAFTAR PUSTAKA

Audley Charles Michael Geoffrey,1968. The Geology of Portugues Timor, dipublikasi oleh GEOLOGICAL SOSIETY OF LONDON, Burlintong house- London -WJ 1968

Barber Peter, Carter Paul, Fraser Tom, Bailli Peter, Myers Keith, Paleozoic and Mesozoic Petroleum Sistems in the Timor and Arafura seas, Eastern Indonesia, IPA03-G- 169.

Corbet, WM, Goggin, DJ, Jensen, and Lake, L.W, 1997, Statistics for Petrolium Engineering and Geocientist, Prentice Hall PTR, Upper Saddle River, New Jersey.

Gadallah Mamdouh R, 1994, Reservoir seismology ,pennwell books tulsa oklahoma,

Hunt M. John, Petrolium Geochemistry and Geology, Second edition, W.H. Freeman

Harsona, Adi, Mei 1997, Evaluasi formasi dan Aplikasi log, Schlumberger oilfield Service.

Koesoemandinata, R.P. 1980, Geologi minyak dan Gas Bumi, ITB, Bandung.

Kyramis Nick, Roes Aryawijaya, The implementation and progress of the exploration regime in the Timor Gap Zona of Cooperation- Area 'A', IPA93-1,0-004.

Sam Broggs ,Jr. Petrology of Sedimentary Rocks, Second Edition, Canbridge, New York, Melbourne,Madrid,Cape Town, Singapura,Sao Paulo,Delhi,Dubai,Tokyo 2009.

R.A. Nelson BP amoco Houston, TX, Geolic Analisis Of Naturally Fractured Resevoirs, Second Edition, Gulf Proffessional Publishing.

Young. LF, Schmedje. T.M, Muir. W.F, 1995 The Elang Oil Discovery Bridges The Gap In The Eastern Timor Sea (Timor Gap Zone Of Cooperation), IPA95-1.1-021.