60

FORUM TEKNOLOGI Vol. 05 No. 1

PEMILIHAN PAHAT BOR (DRILLING BIT) PADA OPERASIPENGEBORAN MINYAK DAN GAS

Oleh : Joko Susilo *)

Abstrak

Operasi pengeboran bertujuan untuk membuat lubang agar bisa terhubung antarapermukaan dengan formasi yang ada di bawah permukaan (reservoir). Dalam operasipengeboran diperlukan teknologi yang dipakai untuk membuat lubang tersebut dansalahsatu teknologi tersebut adalah pahat bor (drilling bit). Pahat bor (Drillingbit) merupakanalat penghancur bantuan sehingga bisa membentuk lubang. Pahat bor (Drilling bit)merupakan alat yang harus ada dalam operasi pengeboran sehingga perlu diperhitungkanjenis bit dan efisiensi kerja bit yang dipakai. Tipe Pahat bor (Drilling bit) yang digunakansangat berpengaruh dalam operasi pengeboran karena suat Pahat bor (Drilling bit)mempunyai batasan- batasan terhadap kriteria formasi yang ditembus. Batasan-batasantersebut antara lain kekerasan formasi yang ditembus, durability Pahat bor (Drilling bit),feature Pahat bor (Drilling bit), dll. Pemilihan Pahat bor (Drilling bit) juga dilihat dari Rate ofPenetration(ROP)dan umur Pahat bor (Drilling bit). Saat operasi pengeboran berlangsung,Pahat bor (Drilling bit) akan mengalami keausan sehingga efisiensi pengeboran akan turunjauh. Ada beberapa metode yang dipakai untuk megetahui kapan sebaiknya Pahat bor(Drilling bit) diganti, salah metode yang digunakan adalah pendekatan ekonomi yaitumetodaCost per Foot (CPF).

I. LATAR BELAKANGDalam operasi pengeboran yang saat ini

menggunakan sistem pengeboran putar(Rotary drilling) sangatlah penting untukmelakukan pemilihan-pemilihan peralatan-peralatan yang akan digunakan. Pemilihanperalatan-peralatan pada operasipengeboran dengan benar akanmemberikan hasil yang optimal. Beberapaperalatan pada operasi pengeboran sangatperlu diperhatikan dalam pemilihannnyaterutama hubungannya dengan formasiyang akan ditembus. Pada sistempengeboran putar (Rotary drilling),rangkaian pengeboran adalah peralatanyang utama dalam pembentukan lubangbor. Rangkaian pengeboran biasanyaterdiri dari pipa pengeboran (drillpipe), pipapemberat (dril collar), peralatan bawahpermukaan (BottomHole Assembly) danPahat bor (Drilling bit). Pahat bor (Drillingbit) merupakan alat yang bersentuhanlangsung dengan batuan yang ada di

formasi-formasi yang ditembus. Batuantersebut akan dihancurkan oleh pahat bor(Drilling bit)hingga terbentuk lubang sumur.Formasi yang ditembus pahat bor(Drilling bit) akan berbeda-beda mulai darijenis batuan sampai tingkatkekerasannya. Pemilihan pahat bor(Drilling bit)harus dilakukan dengan telitidan benar agar penembusan formasitersebut berjalan dengan baik. Pemilihanpahat bor (Drilling bit) dilihatdarikekerasan formasi, compressivestrength,dan feature yang ada di pahat bor(Drilling bit) tersebut. Penggunaan pahatbor (Drilling bit) padaoperasipengeborandilakukan sampai batas efisiensipengeboranbaik dari segi ekonomi maupunkebutuhan energi. Salah satu metode yangdigunakan untuk pemilihan pahat bor(Drilling bit)yaitu Cost Per Foot (CPF).Selain itu dapat juga dilakukan denganmelihat fisik dari pahat bor (Drilling bit)tersebut. Seorang drillingengineer harus

61

FORUM TEKNOLOGI Vol. 05 No. 1

mampu menentukan kapan sebaiknyapahat bor (Drilling bit)diganti.

Pahat bor (Drilling bit) yang diproduksioleh beberapa perusahaan yang berbeda-beda akan memiliki karakteristik yangberbeda pula.Pahat bor (Drilling bit)yangmemiliki tipe yang sama belum tentumenunjukkan kinerja yang sama. Tulisanini membahas bagaimanamengoptimalkan pahat bor (Drillingbit)yang ada untuk mengurangi biayapengeboran dengan menaikkan lajupenetrasi sumur sehingga menghematwaktu dan mengurangi biaya sewa pahatbor (Drilling bit).

II. TUJUAN PENULISANPenulisan ini dibuat agar dapat

menjadi tambahan pengetahuan bagipembaca, khususnya bagi penulis sendiridan sebagai bahan kajian Pusdiklat Migasdalam peningkatan kompetensi bagi profesiyang terkait dengan operasi pengeboran.

III. TINJAUAN TEORI3.1. Jenis-Jenis Pahat Bor (Drilling

Bit).Pahat bor (Drilling bit) merupakan alat

yang bersentuhan langsung denganbatuan yang ada di formasi-formasi yangditembus. Batuan tersebut akandihancurkan oleh pahat bor (Drillingbit)hingga terbentuk lubang sumur.Formasi yang ditembus pahat bor(Drilling bit) akan berbeda-beda mulai darijenis batuan sampai tingkatkekerasannya. Oleh karenanya dalamoperasi pengeboran pada umumnya pahatbor (drilling bit)dibedakan menjadibeberapa jenis, antara lain.- Drag bit- Rolling cutter bit- PolycrystalineDiamondCompact bit

(PDC) dan Diamond bit

3.1.1. Drag Bit

Drag bitmerupakan salah satu pahatbor (drilling bit) tertua yang masih tetapdipakai sampai saatini, umumnyadigunakan untuk pengeboran dangkal dantidak memiliki bagian yangbergerak.Proses pembuatan lubangdilakukan dengan cara memotong batuanmenggunakan pisau-pisau pemotongbatuan yang menjadi satu bagian dengankerangka pahat bor (drilling bit). Pahat bor(drilling bit)tipe ini pada konstruksinyaditentukan oleh jumlah dan bentuk daripisau-pisau pemotongnya (cutterblades),letak dari lubang pancaran (watercauses)dan jenis jenis metal yang dipergunakan.Selain itu ada jenis drag bit dengan pisau-pisau dapat dilepas dan diganti(replacebleblade bit). Pahat bor (drilling bit)ini dipakai untuk formasi sangat lunak danlunak, sehingga dengan mudah pisau-pisaunya melakukan pengerukan atauscrapping.Keuntungan menggunakanPahat bor (drilling bit)tipe ini adalah :1. Tidak memerlukan bantalan yang

kuat dan bersih karena tidak adabagian yang berputar sepertirollingcutter bit.

2. Cocok digunakan untuk formasi-formasiyang lunak.

Gambar 1. Pahat Bor (Drilling Bit)Tipe Drag Bit.

3.1.2. Rolling cutter bitRolling cutterbit merupakan pahat bor

(drilling bit)yang memiliki sejumlahconeyang dapat berputar danmenggunakan bantalan yang kuat sertabersih. Cone-cone tersebut terdapat gigi-

62

FORUM TEKNOLOGI Vol. 05 No. 1

gigi yang akan kontak langsung denganbatuan yang akan ditembus. Kemampuanmengebor atau menembus batuan darirollingcutterbit ini tergantung pada offsetdari cones. Offset merupakan ukuranberapa besar sudut yang dibentuk olehsumbu conesterhadap titik pusat dari bodipahat bor (drilling bit). Pada rollingcutter bitterdapat 2 buah spesifikasi yang berbedayaitu : Milledtoothcutter

Milledtoothcutter adalah rollingcutteryang gigi-giginya dibuat denganmemiling baja sehingga berbentukkerucut, biasanya dilapisi dengantungstencarbide.Bentuk bentuk dari gigidapat dilihat dari panjang pendeknyadan jumlah gigi tersebut. Bentuk gigi-gigiyang panjang dan bersudut kecil atautajam dan jumlahnya sedikitdipergunakan untuk formasi lunak.Sedangkan bentuk gigi-gigi yangbersudut besar atau tumpul danjumlahnya lebih banyak dipergunakanuntuk jenis formasi yang semakin keras.Untuk formasi lunak gigi bit harussepanjang mungkin agar didapatkankecepatan pembuatan lubang bor yangmaksimal karena kekerasan batuanyang rendah. Untuk formasi keras danabrasiveterhadap poros-poros conebertemu satu titik sehingga dapatmelakukan perusakan-perusakanbatuan dengan pemecahan murni

Insert bitInsertbit adalah rollingcutterbit yang gigi-giginya terbuat dari tungsten. Tungstendibuat secara terpisah lalu dimasukkanatau ditanamkan ke dalam cone-coneyang ada padarollingcutter bit tersebut.Karena bentuk dan kekerasan giginya,maka keausan insertnya relatif sangatkecil. Gigi-gigi insert bituntuk formasilunak konstruksi atau bentuknyaberpangkal silinder dengan diameterbesar dan ujungnya tajam, panjang

untuk bagian yang muncul sertadipasang jarang untuk jarak antara satugigi dengan lainnya. Untuk formasikerasgigi-gigi insertnya sedikit lebih kecilbagian yang muncul, dan ujungnyatumpul serta lebih pendek. Gigi yangdipasang lebih rapat dan jarang antarasatu gigi dengan gigi lainnya lebih dekat.

Gambar 2. Pahat Bor (Drilling Bit)Tipea)MilledTooth bit dan b)Insert Bit.

3.1.3. PolycrystalineDiamondCompact bit (PDC) dan Diamond bit

PolycrystallineDiamondCompactmemiliki cutter berbahan PDC sebagaistruktur cutter utamanya. PDC dibuatdengan steelbody atau matrixbody. PDCcutter terdiri dari lapisan diamondyangdipasang pada substraksitungstencarbideuntuk menghasilkan cutterseutuhnya.PolycrystallineDiamondCompact memilikicara perusakan batuan yaitu :compressiveaction, plowingaction,abrassiveaction.

Gambar 3. PolycrystalineDiamondCompact bit(PDC) dan Diamond bit

a b

63

FORUM TEKNOLOGI Vol. 05 No. 1

Gambar 4. Sistem Perusakan Batuan

3.2. Klasifikasi Rolling Cutter Bitmenurut IADC

International AssociationDrillingContractor (IADC)menerbitkansebuah standardcodepenamaan pahat bor (drillingbit)berdasarkan konstruksinya untukmemudahkan dalam memilih atau mencaripengganti yang sesuai dengan jenis pahatbor (drilling bit).Setiap perusahaan yangmemproduksi pahat bor (drilling bit)memiliki spesifikasi yang berbeda-bedasehingga diperlukan suatustandarisasiklasifikasi pahat bor (drilling bit). Padarollingcutter bit, terdapat 4 digit angka yangmemiliki arti masing-masing.

Digit 1 : Seri struktur cutting Digit 2 : Tipe struktur cutting Digit 3 : Bearing Digit 4 : Feature bitBilangan pertama menunjukkan tipe

pahat bor (drilling bit), angka satu sampaitiga menunjukkan milledtooth untuk formasilunak sampai keras, angka empat adalahuntuk spesifikasi khusus dari pahat bor

(drilling bit), sedangkan angka lima sampaidengan delapan menunjukkan pahat bor(drilling bit) tipe inserttooth, untuk formasilunak sampai formasi sangat keras.Bilangan kedua menunjukkan tipe daritingkat atau grade kekerasan dari formasiuntuk setiap serie. Setiap serie dibagi atasempat tipe yaitu satu sampai empat, kodetipe yang berangka lebih besarmenunjukkan grade kekerasan yang lebihbesar, seperti pada tabel 2. korelasi kodeseri dan tipe IADC dengan formasi.Sedangkan bilangan ketiga berupa angkasatu sampai dengan angka delapanmenunjukkan bentuk kekhususan darisetiap jenis pahat bor (drilling bit). Untuklebih jelasnya dapat dilihat pada Tabel 1.

Desain gigi pahat bor (drilling bit) danbearing bergantung pada kelas pahat bor(drilling bit). ketika kelas dari suatu bitdiganti maka parameter seperti panjanggigi dan jumlah gigi juga ikut berubahsehingga mempengaruhi kapasitasbearing maupun gigi pahat bor (drillingbit).

Tabel 1. Kode Klasifikasi IADC untuk Rolling Cutter Bit

64

FORUM TEKNOLOGI Vol. 05 No. 1

Contoh :Rolling Cutter Bit code IADC 2 – 1 – 5 – JArtinya :2 = Milledtooth bit, untuk formasi medium sampai medium hardformation dengan

compressivestrength yang tinggi.1 = Tipe 1 ( paling lunak untuk kelas 2)5 = Bearing tipe rollerdengan sealed, memiliki gaugeprotectionJ = Penambahan Jet deflection

Tabel 2. Korelasi Kode Seri Dan Tipe IADC Dengan Formasi

3.3. Metode Analisa BiayaPengeboran

Beberapa metode yang sering dipakaidalam dalam menganalisa biaya yangdipakai dalam pemilihan pahat bor (drillingbit)pada operasi pengeboran antara lain : Metode cost per foot Metode Minimum CostDrilling Metode Perhitungan OptimasiWOB-

RPMGalle Woods Perhitungan SpecificEnergy

3.3.1.Metode Cost Per Foot

Kriteria pemilihan pahat bor (drilling bit)yang didasarkan pada cost per footdihitung dengan menggunakan persamaan:

CPF=B+Rt(Tt+tr)

F , $/foot

CPF = Cost per Foot, $/footB = Harga pahat bor (drilling bit),$Rt = Biaya sewa rig per jam,$/jamTt = Waktu trip, jam

65

FORUM TEKNOLOGI Vol. 05 No. 1

tr = Waktu rotasi (umur pahatbor), jamF = Footage (kedalaman yangditembus oleh satu kali run pahatbor), ft.

Pada formula di atas dapat dilihatbahwa harga pahat bor (drilling bit) danbiaya sewa rig per jam relatif tetap karenasudah ditentukan oleh pabrikan dan olehrigservice. Beberapa variabel yang biasaberubah diantaranya adalah Waktu trip(Tt).Waktu trip (Tt) merupakan waktu yangdiperlukan untuk mengeluarkan pahat bor(drilling bit)dari dalam lubang danmemasukkannya kembali ke dalam lubangpengeboran, biasanya waktu trip ini tidakmudah ditentukan meskipun proseskeluar/pullout of hole(POH) danmasuknya/ runinhole (RIH) rangkaianpengeboran (drillstring) selalu dilakukanpada operasi pengeboran. Waktu trip (Tt)adalah merupakan penjumlahan dari waktuPOH dengan RIH. Apabila pahat bor(drilling bit) diangkat keluar untuk waktuyang terlalu lama, maka hal ini akanmempengaruhi waktu total trip yang padagilirannya akan menaikkan harga cost perfoot. Oleh karena itu, kinerja pahat bor(drilling bit) dapat dirubah oleh beberapafaktor yang berubah-ubah, sehingga dalamhal ini waktu rotasi berbanding langsungdengan cost per foot dengan asumsivariabel-variabel lain konstan.

Kriteria pemilihan pahat bor (drilling bit)berdasarkan cost per foot adalah caramemilih suat pahat bor (drilling bit)yangakan menghasilkan nilai cost perfootterendah pada formasi atau bagianlubang yang telah ditentukan.

Adabeberapa kelemahan dalampemilihan pahat bor (drilling bit)menggunakan metode cost perfootdiantaranyaadalah :1. Memerlukan data pengukuran dan

peramalan Footage, Waktu rotasi, dandan Waktu trip yang akurat.

2. Cost per foot dapat naik secara tiba-tibaoleh karena saat operasi pengeboranmenembus formasi yang keras dandapat turun secara tiba-tiba jika kembalimelewati lapisan yang lunak.

3.3.2. Metoda Minimum CostDrillingMetode ini didasarkan pada faktor-faktor

laju pengeboran yang optimum. Beberapafaktor yang mempengaruhi lajupengeboran yakni:

• Tipe Bit• Weight On Bit (WOB)• Rotary Speed(RPM)• BottomHoleCleaning (FluidHydraulics)Kenaikan pada WOB dan RPM

umumnya akan menaikkan lajupengeboran. Namun kenaikan ini juga akanmempercepat keausan pada pahat bor(drilling bit). Gambar 5. Menunjukkankenaikan laju pengeboran terhadap WOBdan pada Gambar 6. menunjukkankenaikan laju pengeboran terhadaprotaryspeed, rpmdimana kekerasan batuanyang ada pada formasi jugaberpengaruhterhadapoptimasi laju pengeboran/ Rate ofPenetration (ROP). Kekerasan batuanpada formasi menjadi parameter tambahanyang berpengaruh pada perhitunganmetode ini.

Gambar 5. Hubungan Laju Pengeboran denganWOB

66

FORUM TEKNOLOGI Vol. 05 No. 1

Metode Minimum CostDrillingsudahdiaplikasikan di dunia pengeboran sekitartahun1960.Tetapipenggunaannyasangatjarang karena kompleksitasnyayang relatif tinggi. Hai ini dikarenakanasumsi-asumsi yang digunakan relatif lebihbanyak dibandingkan Cost per foot(CPF).Pada Cost per foot (CPF) tidakmemperhitungkan pengaruh-pengaruh dariWeight on Bit (WOB), Rotary per minutes(RPM) atau Rotary speed, dan hidrolikalumpur sebagai parameter yangberpengaruh terhadap laju penetrasipengeboran. Selainitu pemrogramannyatidak sesederhana Cost per foot (CPF),karena banyaknya parameter yangdiperhitungkan pada metodeini.

Metode Minimum Cost Drillingdidasarkan atas pemilihan Weight on Bit(WOB) dan Rotary per minutes (RPM) atauRotary speed yang optimum sehingga akanmenghasilkan harga pengeboran yangpaling minimum. Kenaikan laju pengeborankarena kenaikan Weight on Bit (WOB) atauRotary per minutes (RPM)/Rotary speedkemudian dikombinasikan denganmenurunnya umur pahat bor (drilling bit)digunakan untuk memprediksi batasoperasi suatu pahat bor (drilling bit).

Gambar 6. Hubungan Laju Pengeborandengan Rotary Speed (RPM)

Laju pemboran untuk suatu tipe rollingcutter bit dapat dituliskan sebagai:

ROP =KWNa

1 + K'(D)

K = konstanta drillability,W = Weight on Bit /WOB,N = Rotary speed,K' = konstanta drillability fungsi

keausan pahat bor (drilling bit)D = Normalized Toothwear.

Formation drillability adalah ukurankemudahan penembusan pada suatuformasi dengan interval kedalamantertentu pada saat dibor. Secara garisbesar,drillability adalah fungsi inversidari compressive strength batuan.Drillability cenderung untuk turundengan naiknya kedalaman suatu area.Abrasiveness adalah ukuran berapacepatnya gigi suatu milled tooth bitmenjadi aus ketika mengebor suatuformasi. Biasanya abrasivenesscenderung untuk naik denganberkurangnya drillability.Sedangkan hubungan antara umurpahat bor (drilling bit) dengan umurbearing dinyatakan dalam L

L =K''

WNb

L = umurpahat bor (drilling bit) dalamjam,

K" = konstantatipe fluidapemboranW = Weight on Bit (WOB),N = Rotary speed,b = eksponen yang merupakan

fungsiabrasifdaritipe fluida yangkontak denganbearing.

67

FORUM TEKNOLOGI Vol. 05 No. 1

Gambar 7. Bit Life Vs. Bit Wight

Harga b biasanya ditentukan denganmembuat suatu plot logaritmik dari umurpahat bor (drilling bit) dengan Weight on Bit(WOB) untuk suatu pahat bor (drilling bit)tertentu. Harga b biasanya bervariasiantara 1.0 hingga 3.0.

Dengan diketahuinya laju pengeboranyang dapat diperoleh dari suatu pahat bor(drilling bit) maka dapat diperkirakanfootage yang dapat dibor oleh suatu pahatbor (drilling bit) sehingga biaya/cost suatupengeboran yang minimum dapatdiperoleh dengan melakukan seleksi suatupahat bor (drilling bit).

Kelemahan metode ini menggunakansistem iteratif dengan banyak parameteryang harus dicari satu persatu. Untukmelihat parameter mana yang palingberpengaruh terhadap Rotary per minutes(RPM) atau Rotary speed dandurabilitaspahat bor (drilling bit)itu sendiri.

Untuk menentukan Weight on Bit (WOB)optimum yang digunakan dalammenentukan Rotary per minutes (RPM)atau Rotary speed optimum suatu pahatbor (drilling bit) dapat dilakukan denganmenggunakan korelasi pada Gambar 7yang menjelaskan pengaruh berat pahatbor (drilling bit) dengan umurnya. Semakinberat suatu pahat bor (drilling bit) semakinmudah gigi atau bearing-nya menjadi aus.Jadi makin berat Weight on Bit (WOB)yang diberikan akan mencapai batasdrillstring akan mengalami buckling akibattinggi Weight on Bit (WOB). Contoh padaGambar 7 ini menggunakan nilai b=1.5dalam menentukan seberapa kuat pahatbor (drilling bit) dengan penambahanWeight on Bit (WOB).

3.3.3. Metode Perhitungan OptimasiWOB-RPM Galle Woods

Salah satu faktor yang mempengaruhilaju pengeboran dan biayanya adalahWeight on Bit (WOB) dan Rotary perminutes (RPM). Teori yang membahasoptimasi Weight on Bit (WOB) dan Rotaryper minutes (RPM) adalah Galle Woods.

Metode ini tidak memasukkanparameter hidrolika dalam perhitungannya,tidak seperti pada Metode Minimum Cost.Tujuan dari perhitungan menggunakanteori ini yaitu menentukan kombinasi dariWeight on Bit (WOB) dan Rotary perminutes (RPM) agar menghasilkan lajupengeboran menjadi optimum denganbiaya yang ekonomis. Asumsi yangdipakai dalam teori ini adalah faktor-faktorselain Weight on Bit (WOB) dan Rotary perminutes (RPM) yang mempengaruhi lajupengeboran dianggap minimum. Denganoptimasi Weight on Bit (WOB) dan Rotaryper minutes (RPM) diharapkan Rate OfPenetration (ROP) naik dan laju keausanpahat bor (drilling bit) berkurang sehinggafootage yang didapat akan menghasilkanbiaya pemboran yang lebih ekonomis.Selain itu konstanta drillability batuan dapat

68

FORUM TEKNOLOGI Vol. 05 No. 1

menjadi parameter perbandingan pahatbor (drilling bit) yang satu dengan pahatbor (drilling bit) lainnya.

Beberapa faktor yang mempengaruhiperhitungan optimasi Weight on Bit (WOB)dan Rotary per minutes (RPM) disini yaitu:

• Rate Of Penetration(ROP)• Ketumpulan gigi bit• Keausan bearing bitRate Of Penetration(ROP) atau laju

pengeboran merupakan parameter yangpenting. Semakin cepat laju pengeboranmaka waktu untuk mencapai kedalamantarget menjadi lebih cepat sehinggamampu menghemat biaya sewa rig berikutkrunya. Galle-Woods membuat korelasibagaimana parameter Weight on Bit(WOB) dan Rotary per minutes (RPM)berpengaruh terhadap Rate Of Penetration(ROP) dengan persamaan berikut:

ROP =Cf WkNr

ap

dimana:ROP = laju pengeboran, ft/jamCf = konstanta drillability formasik = eksponen yang menghubungkan

pengaruhWOB pada ROPN = putaran meja putar, rpmr = eksponen yang mempengaruhi

pengaruhROPap = efek keausan gigi pahat bor

(drilling bit) terhadap ROP.

Laju ketumpulan gigi pahat bor (drilling bit)(D) dapat ditentukan secara matematisdengan persamaan sebagai berikut:

D=1Af

Tr.ia.m

dimana :Af = konstanta abrassiveness formasia = faktor ketumpulangigi pahat bor

(drilling bit)= 0,928125 D2 + 6D +1

m = fungsi yangmenghubungkanpengaruhWOB terhadap lajukeausan gigi pahat bor (drilling bit)

Laju keausan bantalan (bearing)pahat bor(drilling bit)(Bx) dapat ditentukan denganpersamaan:

BX=Tr.NS.L =

Tr.NBf.L

Dimana:S = parameter fluida pengeboranL = fungsi yangmenghubungkan

pengaruhWeight on bit (WOB)terhadap laju keausan bantalan pahatbor (drilling bit), dari Tabel 3

Bf = faktor keausan bantalan pahat bor(drilling bit).

Daripersamaan yang terdapat diatas,kemudian ditentukan variabel-variabelberikut sebagai pertimbangan optimasiWeight on Bit (WOB) dan Rotary perminutes (RPM). Variabel tersebut antaralain :

a. Waktu rotasib. Selang yang dibor (footage)c. Biaya pengeboran per kaki

Tabel 3. Nilai dari W, m, dan LL L L

1 1.903 17391 28 0.455 2770 55 0.162 8842 1.602 16667 29 0.440 2630 56 0.154 8533 1.426 15151 30 0.425 2496 57 0.147 8234 1.301 14286 31 0.411 2370 58 0.139 7945 1.204 13239 32 0.397 2260 59 0.132 7666 1.124 12279 33 0.384 2160 60 0.124 739

69

FORUM TEKNOLOGI Vol. 05 No. 1

7 1.057 11376 34 0.371 2060 61 0.117 7148 0.999 10532 35 0.358 1963 62 0.110 6899 0.948 9745 36 0.346 1880 63 0.103 665

10 0.903 9016 37 0.334 1800 64 0.096 64211 0.861 8360 38 0.323 1725 65 0.090 62012 0.823 7758 39 0.311 1650 66 0.083 59913 0.789 7207 40 0.300 1578 67 0.076 57814 0.756 6702 41 0.290 1515 68 0.070 55815 0.726 6240 42 0.279 1460 69 0.064 53816 0.698 5840 43 0.269 1400 70 0.057 52017 0.672 5440 44 0.259 1340 71 0.051 50218 0.647 5080 45 0.249 1288 72 0.045 48419 0.624 4750 46 0.240 1240 73 0.039 46720 0.601 4439 47 0.230 1195 74 0.033 45021 0.580 4170 48 0.221 1150 75 0.027 43422 0.560 3920 49 0.212 1105 76 0.022 41823 0.541 3680 50 0.204 1063 77 0.016 40324 0.541 3680 51 0.195 1025 78 0.010 38825 0.505 3270 52 0.186 988 79 0.005 37326 0.488 3080 53 0.178 95327 0.471 2910 54 0.170 918

Langkah-langkah perhitungan metodeGalle-Woods untuk jenis rollingcutter bitadalah sebagai berikut:1. Carilah harga W dengan rumus :

W=7.875WH

dimana:W = Weight On Bit(x 1000 lbs)H = diameter pahat bor (drilling

bit)sebelumnya.(inch)

Berdasarkan harga W, tentukan hargaL dan m dengan Tabel 3.

2. Dari hargaN yang ada, tentukan nilaidari Tabel 4 atau dengan persamaan.Semakintinggirotaryspeed/RPMyangdiberikan pada pengeboran sebuahsumur dapat juga menyebabkan torsiyang dapat merusak pahat bor (drillingbit) itu sendiri.

Tabel 4. Nilai dari N dan iN i N i N i N i N i10 10 50 55 90 122 130 228 190 48815 15 55 62 95 132 135 242 200 54820 20 60 69 100 143 140 259 225 72025 26 65 77 105 155 145 278 250 92930 31 70 85 110 188 150 297 275 117935 37 75 93 115 181 160 338 300 147440 43 80 102 120 195 170 384 350 221445 49 85 112 125 210 180 434 400 3183

3. Berdasarkan pola keausan gigi yangterjadi, tentukan harga p dariTabel 5,jika pola keausan gigi tidak diketahuibisa diambil harga p = 0,5. DatakeausanjugadiperolehdariDullGradingIADC yang dilakukan setelah

mengangkat pahat bor (drilling bit). Daridata dullgrading yang pertama dankedua. Kemudian nilai tersebut dibagi 8.Maka itulah nilai p.

70

FORUM TEKNOLOGI Vol. 05 No. 1

Tabel 5. Nilai p berdasarkan keausan pahat bor(drilling bit)

Pola Keausan P

Ujung gigi aus secaraMendatar

1.0

Mempertajam sendiri 0.5Tidakada pengaruhKeausan gigi

0.0

4. Berdasarkan kondisi keausan gigi pahatbor (drilling bit) (D), tentukan parameterU dari Tabel 6.

5. Berdasarkan waktu lama pahat bor(drilling bit) mengebor (Tr), tentukanfaktor abrassiveness formasi (Af)dengan persamaan:

Af=Tr.im.U

Dimana :Tr = waktu lama bit mengebori = didapat dari langkah perhitungan

no.2m = didapat dari langkah perhitungan

no.1U = didapat dari langkah perhitungan

no.46. Berdasarkan jenis batuan yang dibor,

tentukan parameter k dan r dari Tabel 7.Sebagai dasarnya adalah penulisankode IADC awal, untuk pahat bor(drilling bit)inserteddimana jika kodeIADC awalnya 4 atau 5 maka formasirelatif lunak. Sedangkan jika nilai kodeIADC awal 7 sampai 8 berartiformasinya adalah formasi keras. Untuknilai kode IADC awal 6 berarti formasiyang dibor tingkat kekerasan sedang.Sedangkan untuk tipe milledtooth bit,caranya baca nilai kode IADC pertama,nilai 1 untuk yang lembut, 2 untuk yangsedang dan untuk kode IADC awalbernomor3 menandakan bahwaformasinya keras.

Tabel 6. Menentukan Nilai U

Tabel 7. Penentuan harga k dan rKekerasan

formasi jenispahat

Eksponenberat (k)

Eksponenkecepatan

(r)LunakS-3, S-4(atau ekuivalen)

0.95 0.7

SedangM4H, M4L(atau ekuivalen)

1.00 0.6

KerasH7, H7U(atau ekuivalen)

1.05 0.5

7. Berdasarkankondisikeausangigi pahatbor (drilling bit) yang terjadi (D),tentukannilai z dari Tabel 6.

8. Dari data interval kedalaman yang dibor(footage= F), tentukan faktor drillabillitydengan persamaan :

Cf=F.i

m.Wk.Z

Dimana :F = footage (ft)

71

FORUM TEKNOLOGI Vol. 05 No. 1

i = didapat dari langkah perhitunganno.2

m = didapat dari langkah perhitunganno.1

W = didapat dari langkah perhitunganno.1

k = didapat dari langkah perhitunganno.6

z = didapat dari langkah perhitunganno.7

IV. PEMBAHASANDalam tulisan ini dibahas mengenai

pemilihan pahat bor (drilling bit) yang akandipakai dalam operasi pengeboran yangdianalisa dengan metode Cost per foot(CPF). Beberapa parameter yang perludipersiapkan antara lain berapa hargapahat bor (drilling bit) dalam dollars ($),biaya sewa rig per jamnya ($/jam), waktuyang diperlukan untuk melakukan triping(jam), umur pahat (jam), dan footage(kedalaman yang ditembus oleh satu kalirun pahat bor), ft.

Di bawah ini akan diberikan contohdata dan perhitungan denganmenggunakan metode Cost per foot (CPF).

Pada operasi pengeboran padasumur X lapangan Y didapat data-datasebagai berikut :

Rig operating cost per jam = $ 750.Trip time = 8 jam.Umur bit = 72 jamData bitTipe = Rock Bit Varell CH4G

8.1/2" – 217Harga = $ 3454Footage = 340 ftTipe = Rock Bit Reed

DSX104HG 8.1/2"Harga = $ 6936Footage = 448ft

Perhitungan :Rock Bit Varell CH4G 8.1/2" – 217

CPF =3454 + 750(8 + 72)

340 , $/foot

= 187 $/foot

Rock Bit Reed DSX104HG 8.1/2"

CPF =6936 + 750(8 + 72)

448 , $/foot

= 149 $/foot

Dari perhitungan di atas dapat dilihatbahwa pahat bor (drilling bit) dengan tipeRock Bit Varell CH4G 8.1/2" – 217memerlukan biaya per foot187 $/footdengan footage 340 ft dan tipe Rock BitReed DSX104HG 8.1/2"memerlukan biayaper foot149 $/foot dengan footage448ft.Tipe Rock Bit Reed DSX104HG 8.1/2"memerlukan biaya yang lebih murahdibandingkan dengan tipe Rock Bit VarellCH4G 8.1/2" – 217, meskipun harga pahatbor (drilling bit)tipe Rock Bit ReedDSX104HG 8.1/2" jauh lebih mahal. Hal inidikarenakan footage tipe Rock Bit ReedDSX104HG 8.1/2" lebih besar dari padatipe Rock Bit Varell CH4G 8.1/2" – 217yang akan menghemat waktu.

Contoh diatas dapat membantudalam menetapkan pemilihan pahat bor(drilling bit) yang akan pergunakan,tipepahat bor (drilling bit) yang harganyalebih mahal tetapi mampu memberikanfootage (kedalaman) yang jauh lebihpanjang akan menjadi pilihan yang lebihekonomis meskipun hal tersebut tidakmutlak. Oleh karena faktor-faktor lain jugadapat mempengaruhi rate of penetration(ROP) seperti WOB, RPM yang dipakai,mud properties, hydaulic program danformasi yang sedang dibor, yang jugaharus dipertimbangkan.

Perhitungan biaya perfoot dapatdipergunakan untuk membantumenentukan waktu yang ekonomis untukmembantu mencabut bit. Untuk menoda inibiaya perfootnya harus dihitung setiap jam,

72

FORUM TEKNOLOGI Vol. 05 No. 1

dengan bit cost dan tripcost sudahditetapkan.

Biaya perfoot pada awal usiapahatbor (drilling bit)akan terjadinaikdanturundengan cukup cepat seiramadengan bertambahnya panjang lubangyang dihasilkan. Apabila perhitunganmencapai titik dimana biaya perfootsudahmulai naik kembali dan waktu usia pahatbor (drilling bit) sudah cukup lama, makasaat itu merupakan waktu yang tepat untukdipertimbangkan mencabut dan menggantipahat bor (drilling bit).

Apabila pahat bor (drilling bit)diperkirakan masih dibawah usianormalnya, maka perlu dilakukanpengecekan kembali faktor-faktor yangmempengaruhi rate of penetration (ROP)seperti Weight on bit (WOB) dan Rotationper minuts (RPM) yang dipergunakan telahtepat, adakah perubahan-perubahanformasi cocok dengan wireline loggingcorrelation, adakah program hydraulicsudah tepat, mud properties lumpur sudahcukup baik dan lain sebagainya.

V. PENUTUPPahat bor (Drilling bit) merupakan

alat yang bersentuhan langsung denganbatuan yang ada di formasi-formasi yangditembus. Batuan tersebut akandihancurkan oleh pahat bor (Drillingbit)hingga terbentuk lubang sumur.Formasi yang ditembus pahat bor(Drilling bit) akan berbeda-beda mulai darijenis batuan sampai tingkatkekerasannya. Pemilihan pahat bor(Drilling bit)harus dilakukan dengan telitidan benar agar penembusan formasi

tersebut berjalan dengan baik. Pemilihanpahat bor (Drilling bit) dilihat darikekerasan formasi, compressivestrength,dan feature yang ada di pahat bor (Drillingbit) tersebut. Penggunaan pahat bor(Drilling bit) pada operasi pengeborandilakukan sampai batas efisiensipengeboran baik dari segi ekonomimaupun kebutuhan energi. Salah satumetode yang digunakan untuk pemilihanpahat bor (Drilling bit) yaitu Cost Per Foot(CPF). Selain itu dapat juga dilakukandengan melihat fisik dari pahat bor(Drilling bit) tersebut. Seorangdrillingengineer harus mampumenentukan kapan sebaiknya pahat bor(Drilling bit) diganti. Dan juga dengamempertimbangkan faktor-faktor lain yangdapat mempengaruhi rate of penetration(ROP) seperti WOB, RPM yang dipakai,mudproperties, hydaulic program danformasi yang sedang dibor.

Pahat bor (Drilling bit) yangdiproduksi oleh beberapa perusahaan yangberbeda-beda akan memiliki karakteristikyang berbeda pula. Pahat bor (Drilling bit)yang memiliki tipe yang sama belumtentu menunjukkan kinerja yang sama.Tulisan ini membahas bagaimanamengoptimalkan pahat bor (Drilling bit)yang ada untuk mengurangi biayapengeboran dengan menaikkan lajupenetrasi sumur sehingga menghematwaktu dan mengurangi biaya sewa pahatbor (Drilling bit).

Ada beberapa metode lain yang bisadigunakan dalam pemilihan pahat bor(Drilling bit). Hal tersebut akan dibahaspada tulisan berikutnya.

73

FORUM TEKNOLOGI Vol. 05 No. 1

DAFTAR PUSTAKA

2ndEdition, January 2001, WellEngineersNotebook, Shell International Exploration AndProductionB.V.

EbookVersion, 2000, IADC Drilling Manual, IADC, Houston, USA.Drilling Products And Services, NOV Grant Prideco, Houston, Texas , USA.BourgoyneA.T. et.al., "AppliedDrillingEngineering", First Printing Society of Petroleum

Engineers, Richardson TX, 1986.Rubiandini Rudi, “Perancangan Pemboran”, Penerbit ITB, 2004.