Pipe Sticking Jilid I

ii

i

K A T A P E N G A T A R

Operasi Pemboran minyak dan gas bumi merupakan kegiatan utama dalam industri minyak dan gas bumi. Industri Minyak dan Gas Bumi tidak akan ada tanpa operasi pemboran.

Dalam operasi pemboran sering terjadi problem-problem yang merugikan operasi.

Untuk kelancaran operasi pemboran problema tersebut harus dicegah sedapat mungkin, atau paling tidak harus dikurangi sekecil mungkin.

Untuk mencapai keinginan diatas para pekerja di operasi pemboran harus mempunyai pengetahuan dan keterampilan minimum yang diperlukan untuk operasi.

Untuk mendapatkan pengetahuan yang baik tentang Hambatan-hambatan Pemboran tentu sebaiknya tersedia buku-buku untuk dipelajari supaya dapat terampil bekerja di lapangan.

Sayang sekali buku dalam bahasa Indonesia tidak terdapat dipasaran. Sedangkan kemampuan pekerja pemboran untuk memahami buku bahasa asing sangat rendah.

Berdasarkan kenyataan diatas penulis berniat untuk membuat buku-buka panduan. Waktu yang sempit penulis baru bisa menyajikan buku ini dengan judul Pipe Sticking Jilid I.

Mudah-mudahan Allah Swt. memberikan waktu dan kemampuan kepada penulis untuk membuat jilid-jild selanjutnya.

Sekian, dan terima kasih atas perhatian pembaca.

Cepu, Mei 2001

Hormat Penulis

ii

PENGUMUMAN

Bersama ini kami khabarkan bahwa telah terbit buku-buku Teknik Pemboran sebagai berikut :

1.Teknik Pencegahan Semburan Liar (Well Control) Jilid I

2.Teknik Pencegahan Semburan Liar (Well Control) Jilid II

3.Teknik Pencegahan Semburan Liar (Well Control) Jilid III

4.Teknik Pencegahan Semburan Liar (Well Control) Jilid IV

5.Teknik Pencegahan Semburan Liar (Well Control) Jilid V

6.Teknik Pencegahan Semburan Liar (Well Control) Jilid VI

7.Teknik Pencegahan Semburan Liar (Well Control) Latihan Soal-soal dan Kuncinya.

8.Peralatan Peencgahan Semburan Liar (BOP) Jilid I

9.Lumpur Pemboran Jilid I

10.Lumpur Pemboran Jilid II

11.Hidrolika Pemboran Jilid I

12.Hidrolika Peemboran Jilid II

13.Peralatan Pemboran Jilid I

14.Peraltan Pemboran Jilid II

15.Perhitungan Teknik Pemboran Jilid I

16.Perhitungan Teknik Pemboran Jilid II

17.Perhitungan Teknik Pemboran Jilid III

18.Fishing Jilid I

19.Fishing Jilid II

20.Casing Jilid I

21.Cementing Jilid I

22.Pemboran Lurus Jilid I

23. Peemboran Berarah Jilid I

24.Mud Loss Jilid I

25.Pipa Terjepit Jilid I

26.Pemboran Lepas Pantai (Offshore Drilling) Jilid I

27.Latihan Soal Teknik Pemboran Jilid I

28.Latihan Soal Peralatan Pemboran Jilid I

iii

Bagi anda yang berminat untuk mempunyai buku-buku tersebut diatas dapat menghubungi :

Ir. KASWIR BADU

Jl. Dumai No. 154, Nglajo Cepu

Telp:(0296) 422130

HP:08155033761

Rek.:BNI Cabang Cepu 252000005733.901

Harga buku perbuah adalah Rp. 40.000,-

Terima kasih atas perhatiannya.

Hormat penulis

iv

DAFTAR ISI

Halaman

KATA PENEGANTAR ..i

DAFTAR ISI .iv

DAFTAR GAMBAR vi

I.PENDAHULUAN .1

II.DIFFERENTIAL STICKING ..22.1.Penyebab Differential Sticking 2

2.2.Pencegahan Differential Sticking ..4

2.2.1.Tahap Perencanaan 4

2.2.2.Tahap Pelaksanaan Di Lokasi 7

2.3.Penanganan Differential Sticking ..7

2.3.1.Melepaskan Pipa Secara Mekanis 7

2.3.2.Menurunkan Tekanan Hidrostatis Lumpur .7

2.3.3.Perendaman ..192.4.Soal Dan Kunci 20

III.PIPA TERJEPIT KARENA KEY SEAT 28

3.1.Penyebab Pipa Terjepit Karena Key Seat .28

3.2.Tanda-tanda Pipa Terjepit Karena Key Seat ..283.3.Pencegahan Pipa Terjepit Karna Key Seat ..29

3.4.Soal Dan Kunci 30

IV.PIPA TERJEPIT KARENA RUNTUHAN .32

4.1.Penyebab Dinding Lubang Runtuh 32

4.2.Pencegahan Dinding Lubang Runtuh .33

4.2.Tanda Pipa Terjepit Karena Runtuhan .. 34

4.3Tindajan Melepas Pipe Terjepit Karena Runtuhan ..35

4.4Soal Dan Kunci 35

v

DAFTAR ISI (Lanjutan)

Halaman

V.PIPA TERJEPIT KARENA LUBANG BOR MENGECIL

37

5.1.Penyebab Penyempitan Lubang .

37

5.2.Penyebab Sumbat Cincin ..

37

5.3.Tindakan Penanggulangan

38

5.4.Tanda-Tanda Pipa Terjepit Karena Sumbat Cincin ..

38

5.5.Soal Dan Kunci

39

DAFTAR PUSTAKA 41

PENUTUP .

42

vi

DAFTAR GAMBAR

Halaman

Gb. 1:Gambaran dari Differential Sticking3

Gb. 2:Gambaran Differential Pressure Pada Formasi Gas

Secara Mencolok6

Gb. 3:Gambaran Sebelum Fluida (Minyak) Dipompakan

Ke Annulus10

Gb. 4:Gambaran Sesudah Minyak Mengalir Mengisi

Annulus Dan Lumpur Masuk Ke Dalam String11

Gb. 5:Gambaran Setelah Terjadi Keseimbangan11

Gb.6:Pipa Terjepit Karena Key Seat29

Gb. 7

:Pipa Terjepit Karena Lubang Runtuh34

Gb. 8

:Pipa Terjepit Karena Penyempitan Lubang38

1

I.PENDAHULUAN

Pipa terjepit sering juga disebut dengan Stuck Pipe. Maksudnya pipa tidak bisa digerakkan didalam lubang. Pipa tidak bisa diputar dan diangkat. Tapi adalakalanya bisa diputar tapi tidak bisa diangkat. Akibat pipa terjepit tentu operasi pemboran terhambat.

Untuk melepaskan pipa terjepit butuh keahlian dan pengalaman yang jelas akan ada waktu yang terbuang, dan ini menyangkut tambahan biaya yang tidak diduga.

Jenis Stuck Pipe dibagi berdasarkan penyebabnya.

Sebagai penyebab terjepitnya pipa atau rangkaian pemboran didalam lubang adalah sebagai berikut :

-Adanya Differential pressure

-Adanya key seat

-Dinding lubang runtuh

-Lubang bor mengecil

Sebagai penyebab utama adalah :

-Faktor formasi

-Faktor manusia

Untuk mencegah terjadinya pipa terjepit dapat dilakukan dengan mempelajari kejadian pipa terjepit sebelumnya dilapangan tersebut. Dengan diketahui sebab-sebabnya maka kita akan dapat mencegah terjadinya pipe sticking untuk operasi pemboran yang akan dilakukan.

2II.DIFFERENTIAL STICKING

Differential sticking adalah rangkaian terjepit, dimana rangkaian tidak bisa diputar, diangkat, tetapi lumpur dapat disirkulasikan.

2.1. Penyebab Differential StickingTerjepitnya pipa disebabkan oleh adanya perbedaan tekanan hidrostatis lumpur dengan tekanan formasi yang cukup besar. Tekanan hidrostatis lumpur menekan rangkaian pipa ke salah satu sisi dari dinding lubang.

Pada formasi yang permeable, filtrat lumpur akan masuk kedalam dinding lubang dan membentuk mudcake yang tebal.

Bila rangkaian pemboran terbenam di dalam mud cake, dan mudcake memegangnya, maka terjadilah differential sticking.

Differential pressure sticking ini sering terejadi pada lubang miring. Karena lubang miring, rangkaian bor akan menempel kedinding lubang. Rangkaian bor terbenam sebagian dalam mud cake memegang rangkaian bor.

Differential pressure sticking ini sering terjadi pada saat lumpur tidak bersikulasi dan saat rangkaian sedang diam. Bagian rangkaian bor yang terjepit umumnya adalah pada drill collar.

Gambaran pipa bor yang terjepit karena differential pressure dapat dilihat pada gambar 1.

3

Gb. 1 Gambaran dari Differential Sticking

Dari Gambar 1 dapat dinyatakan bahwa :

Luas kontak pipa dengan mudcake adalah :

Ac = R x L .. (2-1)

Dimana :

AC: Luas kontak pipa dengan mudcake

R: Lebar kontak pipa dengan mudcake

L: Panjang kontak pipa dengan mudcake.

Tekanan differential yang menyebabkan differential sticking adalah :

( P= Ph - Pf (2-2)

Dimana :

( P :Tekanan differential yang menyebabkan differential sticking

Ph:Tekanan hidrostatik lumpur

Pf:Tekanan formasi

Gaya yang dilakukan mudcake untuk menjepit pipa adalah :

Fs = ( P x Ac .. (2-3)

4

Gaya yang diperlukan untuk melepaskan differential sticking adalah :

Fp = Fs x Cf .. (2-4)

Dimana :

Fs : Gaya yang dilakukan mudcake untuk menjepit pipa

Fp : Gaya yang diperlukan untuk melepaskan differential sticking

Cf : Koefisien gesekan

Dengan menggabungkan persamaan 2-1 sampai 2-4, maka gaya yang diperlukan untuk melepaskan differential sticking adalah :

Fp = R x L x (Ph - Pf) x Cf .. (2-5)

Contoh Soal

Drill collar terjepit 60 ft dan lebar yang terbenam dalam mud cake adalah 4 inch. Tekanan formasi adalah 1000 psi, dan tekanan hidrostatik lumpur adalah 1100 psi. Bila koefisien gesekan adalah 1.1, berapakah gaya tarikan untuk melepaskan differential sticking ini ?

Penyelesaian

Gaya yang diperlukan untuk melepaskan differential sticking adalah :

Fp = 4 in x 60 ft x (1100 - 100) lb/in2 x 1.1 x 12 in/ft = 316800 lb.

2.2. Pencegahan Differential StickingPencegahan differential sticking dimulai sejak tahap perencanaan pemboran, sehingga tahap pelaksanaan pemboran kita lebih awas dan lebih siap.

2.2.1. Tahap PerencanaanLangkah-langkah pencegahan differential sticking pada tahap perencanaan adalah sebagai berikut :

a. Tandai pada drilling program formasi-formasi yang permeable, yang memungkinkan akan terjadi differential sticking. Formasi yang permeable adalah formasi yang dapat melakukan fluida di dalamnya, sehingga filtrat lumpur dapat masuk kedalamnya.

5b. Perkirakan tekanan formasi berdasarkan data dari sumur terdekat. Formasi yang tebal dan mengandung fluida dengan density yang rendah (gas), mengandung resiko yang tinggi untuk terjadi differential sticking. Gradien tekanan gas akan jauh bedanya dengan gradien tekanan hidrostatik lumpur.

Dengan kata lain differential pressurenya menjadi lebih besar.

Sebagai contoh bahwa lapisan gas akan dijumpai dari kedalaman 16400 ft sampai 17200 ft, dimana gradient tekanan gas adalah 0.2 psi/ft. Gradien tekanan lumpur adalah 0.77 psi/ft.

Pada kedalaman 16400 tekanan formasi adalah 12600 psi, dan tekanan hidrostatik lumpur adalah :

0.77 psi/ft x 16400 ft = 12628 psi

Differential pressure adalah :

12628 - 12600 = 28 psi

Pada kedalaman 16800 tekanan formasi akan menjadi

12600 + (16800 - 16400) x 0.2 = 12680 psi

Sedangkan tekanan hidrostatik lumpur adalah :

0.77 psi/ft x 16800 ft = 12936 psi


12936 - 12680 = 256 psi

Pada kedalaman 17200 tekanan formasi akan menjadi

12600 + (17200-16400) x 0.2 = 12760 psi

Sedangkan tekanan hidrostatik lumpur adalah :

0.77 psi/ft x 17200 ft = 13244 psi


13244 - 12760 = 484 psi

Gambaran uraian diatas dapat dilihat pada gambar 2.

6

GB. 2 GAMBARAN DIFFERENTIAL PRESSURE PADA

FORMASI GAS SECARA MENCOLOK

c.Bila tekanan differential diketahui akan tinggi, harus hati-hati waktu program logging. Kemungkinan besar peralatan akan terjepit. Harus menjadi pertimbangan dalam hal melakukan operasi logging radioaktif.

d.Bila menggunakan additive pelumas (lubricant) pada lumpur water base mud, haruslah tersedia dengan jumlah yang cukup. Rumus jempol mengatakan supaya disediakan dengan jumlah dua kali lipat dari yang direncanakan untuk kebutuhan.

e.Material untuk pelepasan pipa jika sekiranya pipa terjepit, harus tersedia di loasi. Volume material ini harus dapat untuk melakukan perendaman bottom hole assembly, ditambah 50 barrel.

7

2.2.2. Tahap Pelaksanaan di LokasiLangkah-langkah pencegahan terjadi differential sticking di rig site adalah sebagai berikut :

a.Terus dipantau tekanan differential pada formasi yang permeable dengan teliti. Ikuti kecenderungan dari grafik D-Exponent, level gas trip, dan gas level yang berhubungan, yang mana menunjukkan perusahaan tekanan.

b.Pertahanakan harga mud weight pada level terendah yang masih aman. Sebagai rumus jempol diambil differential pressure maksimal adalah 200 psi.

Menggunakan tekanan hidrostatik lumpur yang rendah, harus diingat pula bahwa tekanan hidrostatik lumpur harus lebih besar dari tekanan formasi untuk

2.3. Penanganan Differential Sticking

Tindakan atau cara mengatasi differential sticking adalah sebagai berikut :

a.Melepaskan pipa secara mekanis

b.Menurunkan tekanan hidrostatik lumpur

c.Perendaman

2.3.1. Melepaskan Pipa Secara MekanisBila bit tidak berada di dasar lubang, pipa diturunkan atau didudukan sambil putar ke kanan. Teknik ini dapat digunakan untuk melepaskan differential sticking yang terjadi disaat slip dipasang selama tripping dan connection.

Bila bit di dasar lubang, tindakan pelepasan pipa adalah dengan menarik pipa dan melakukan jar. Untuk mencoba menggerakkan pipa adalah dengan memutar ke kanan. Rangkaian ditarik segera ke batasan maksimum yang diperbolehkan. Cara ini tidak selalu berhasil.

2.3.2 . Menurunkan Tekanan Hidrostatik LumpurMenurunkan tekanan hidrostatik lumpur akan menurunkan differential pressure. Penurunan tekanan hidrostatik lumpur jangan sampai menimbulkan terjadi kick.

8

Ada beberapa cara untuk menurunkan tekanan hidrostatik lumpur, tapi tidak ada cara yang dikatakan terbaik dalam setiap kasus. Faktor yang penting yang harus diingat dalam menurunkan tekanan hidrostatis adalah level dan kecepatan pengontrolan jangan sampai terjadi kick.

Metoda standar yang dapat digunakan di lapangan adalah mensirkulasikan lumpur sambil menurunkan berat jenis lumpur.

Bila menurunkan berat jenis lumpur dengan jalan menambahkan cairan yang mempunyai berat jenis lebih kecil (air), agak susah untuk mengetahui terjadinya influx, karena volume aktif selalu bertambah akibat penambahan air. Hal ini dapat ditanggulangi dengan mencatat volume aktif setiap penambahan cairan (air).

Untuk floating rig di lepas pantai, tergantung kepada kedalaman atau ketebalan air dan berat jenis lumpur, tekanan hidrostatik dapat diturunkan dengan cepat dan aman, dengan memindahkan choke line ke base oil atau ke water oil yang sudah tersedia dalam tangki khusus. Sumur dapat ditutup dengan annular preventer, dan buka choke line, dan pompakan water atau oil ke annulus sehingga tekanan hidrostatik turun, dan lumpur semula masuk ke dalam string sebagian. Bila terjadi influx dapat dengan mudah dimatikan dengan jalan memompakan kembali lumpur semula ke annulus dan sumur dapat diamankan segera. Karena lumpur dengan berat jenis lumpur semula masih berada pada sistim aktif tidak berkurang harganya. Oil yang semula di annulus akan kembali ke dalam tangki karena terdorong oleh lumpur yang dipompakan.

Untuk operasi pemboran di darat bisa juga dilakukan asal saja peralatan dan lumpur yang mempunyai berat jenis lebih rendah tersedia dan siap di operasikan.

Cara ini disebut dengan metoda U tube, yang mana dapat dilakukan apabila DP float tidak dipasang pada rangkaian, sehingga fluida dapat masuk ke dalam string dari annulus.

9

Cara diatas disebut dengan Metoda U Tube.

Langkah-langkah Metoda U TubeMetoda U tube ini bisa dilakukan kalau rangkaian tidak memakai DP float.

1.Posisi dari ujung rangkaian diatas brada pada jarak (panjang kerja) di atas lantai bor. Full opening safety valvee sudah terpasang di ujung string dibawah circulating head atau kelly.

2.Choke line sudah dihubungkan dngan tangki minyak.

3.Tutup annular preventer dengan tekanan tutup minimum.

Gambaran sumur sebelum fluida di pompakan ke annulus dapat dilihat pada gambar 3.

Pada gambar terlihat bahwa fluida yang akan dipompakan adalah minyak yang masih terdapat dalam tangki. Di annulus dan dalam rangkaian pemboran terdapat lumpur, dan drill collar sedang terjepit.

4.Pompakan minyak melalui choke line dengan tekanan pompa minimum. Minyak akan mendorong lumpur di annulus masuk kedalam rangkaian. Sehingga metoda ini banyak bisa dilakukan bila rangkaian tidak mempunyai DP float, sehingga lumpur bisa masuk kedalam rangkaian dari annulus. Sebagian dari lumpur akan keluar ke permukaan setelah minyak dalam tangki dipompakan sampai volume yang telah diperhitungkan. Gambaran ini dapat dilihat pada gambar 4.

10GB. 3 GAMBARAN SEBELUM FLUIDA (MINYAK) DIPOMPAKANKE ANNULUS.

5.Buka drill pipe diatas full opening safety valve, buang tekanan balik pada choke. Dengan prinsip U tube, level lumpur di dalam rangkaian akan turun, lumpur masuk ke annulus mendorong minyak kembali kedalam tangki.

Tinggi kolom lumpur di dalam string dan tinggi kolom minyak annulus akan setara dengan tinggi atau head yang diperlukan untuk mengimbangi tekanan formasi. Periksa apakah jepitan sudah lepas atau belum. Amati weight indicator dan rotary torque untuk melihat apakah jepitan sudah lepas.

Gambaran setelah terjadi aliran listrik balik dapat dilihat pada gambar 5.

11

Gb.4. Gambaran Sesudah Minyak Gb.5. Gambaran Setelah

Mengalir Mengisi Annulus & Lumpur Terjadi Keseimbangan

Masuk Dalam String Tekanan

6.Jika pipa bisa bebas terus gerakkan pipa dan isi rangkaian dengan lumpur. Sirkulasikan dan keluarkan minyak yang ada di annulus, teruskan sirkulasi satu bottom up. Sirkulasikan melewati choke bila terdapat gas kick.

7.Bila pipa masih terjepit, lumpur kembali dikondisikan, dicoba menggunakan tekanan hidrostatik yang lebih rendah dari tekanan formasi. Katakanlah kalau tekanan hidrostatik dibuat 50 psi dibawah tekanan formasi.

12

Perhitungan Metoda U TubePerhitungan-perhitungan yang mendukung metoda U-tube adalah sebagai beriekut :

1.Tekanan hidrostatik yang diberikan oleh fluida di annulus

Ph =tekanan hidrostatik yang diberikan oleh fluida di annulus psi

Pf=tekanan formasi, psi

BJ2=berat jenis minyak, ppg

X2=tinggi kolom minyak di annulus, ft

BJm=berat jenis lumpur, ppg

D=Kedalaman pipa terjepit, ft

(Lihat gambar 5).

Tekanan hidrostatik yang diberikan oleh fluida di annulus sama dibuat dengan tekanan formasi. Sehingga tinggi kolom minyak di annulus dapat dicari sebagai berikut :

Pf - 0.052 Bjm x D

X2 = --------------------------------------------- . (2-7)

0.052 x (BJ2 - BJm)

2.Tinggi kolom lumpur di annulus adalah :

Y2 = D - X2 ..(2-8)

Dimana :

Y2:

tinggi kolom lumpur di annulus, ft

3.Tinggi kolom udara di dalam rangkaian dapat dihitung dengan persamaan :

Pf - 0.052 x D x BJm

Hu = ---------------------------------------- . (2-9)

0.052 (Bju - BJm)

13

Dimana :

Hu:

Tinggi udara dalam string, ft

4.Tinggi kolom lumpur di dalam string adalah :

Hm = D - Hu . (2-8)

5.Volume minyak yang diperlukan untuk mendapatkan tinggi kolom minyak (X2) adalah :

V = (Hcl x Ccl) + (X2 - Hcl) x Can . (2-10)

Dimana :

V:

Volume minyak yang diperlukan untuk mendapatkan tinggi kolom minyak (X2)

Hcl:

Tinggi choke line

Ccl:

Kapasitas choke line

X2:

Tinggi kolom minyak, atau head dari kolom minyak

Hcl:

Tinggi dari kill line

Can:

Kapasitas annulus drill pipee dengan casing

5.Volume udara dalam string adalah :

Vu = Hu x Cdp . (2-11)

Dimana :

Vu:Volume udara dalam string

Hu:Tinggi udara dalam string

Cdp:Kapasitas dalam drill pipe

6. Volume total minyak yang dipompakan adalah :

Vt = V + Vu . (2-12)

Volume udara dalam string akan sama dengan volume minyak yang kembali masuk ke tangki minyak akibat dorongan lumpur dari dalam string.

14

7.Tekanan formasi pada puncak permeable zone adalah :

Pft = Pf - H x Gf .. (2-13)

Dimana :

Pft:Tekanan formasi pada puncak permeable zone

Pf:Tekanan formasi pada dasar permeable zone

H

:Ketebalan permeable zone

Gf:Gradien tekanan formasi

Dt:Kedalaman puncak permeable zone

8.Tekanan hidrostatik pada puncak permeable zone adalah :

Pht = (0.052 x BJ2 x X2) + 0,052 x BJm x (Dt - X2)

Dimana :

Pht:Tekanan hidrostatik pada puncak permeable zone

Dt:Kedalaman dari pada puncak permeable zone

9.Drawdown pada puncak permeable zone adalah :

DD = Pft - Pht (2-15)

Dimana DD adalah drawdown.

10.Tinggi kolom minyak di annulus sebelum terjadi aliran balik adalah :

Vu

X1 = X2 + --------------- (2-16)

Can

Dimana X1 adalah tinggi kolom minyak sebelum terjadi aliran balik.

11.Tinggi kolom lumpur di annulus sebelum terjadi aliran balik adalah :

Y1 = D - X1 .. (2-17)

15

12.Tekanan pada choke sebelum tekanan pada choke dibuang dapat dicari sebagai berikut adalah :

Tekanan di dasar lubang akibat lumpur yang ada di dalam string adalah :

Ph = 0.052 x D x BJm . (2-18)

Tekanan di dasar lubang akibat fluida yang ada di dalam annulus :

Ph = Pchoke + 0.052 x BJ2 x X1 + 0.052 x BJm x Y1 . (2-19)

Tekanan di dasar lubang akibat lumpur yang ada di dalam string sama dengan tekanan di dasar lubang akibat fluida yang ada di dalam annulus.

Sehingga,

0.052 x D x BJm = Pchoke + 0.052 x BJ2 x X1 + 0.052 x BJm x Y1

Pchoke = (0.052 x D x BJm) - (0.052 x Bj2 x X1) -

(0.052 x BJm x Y1) .. (2-20)

Contoh SoalPemboran menggunakan floating offshore drilling unit.

Drill pipe terjepit dalam lubang pada kedalaman 13124 ft untuk lubang terbuka 8.5 inch.

Casing yang sudah tersemen adalah 9.624 OD, 47 lb/ft pada kedalaman 11812 ft.

Tekanan formasi pada kedalaman 13124 ft adalah 8800 psi. Ketebalan zone permeable adalah 230 ft. Gradien gas pada zone permeable adalah 0.15 psi/ft.

Kapasitas drill pipe 0.0179 bbl/ft, kapasitas annulus drill pipe dengan casing adalah 0.0489 bbl/ft.

BJ Lumpur = 13.33 ppg. BJ minyak yang digunakan atau dipompakan = 6.66 ppg.

Panjang choke line 328 ft, dan kapasitas choke line = 0.0039 bbl/ft

Tentukanlah1.Tinggi kolom minyak maksimum agar tekanan hidrostatis di dasar lubang sama dengan tekanan formasi.

2. Tinggi kolom lumpur di annulus agar tekanan hidrostatis di dasar lubang sama dengan tekanan formasi.

16

3.Tinggi kolom udara dalam string agar tekanan hidrostatis di dasar lubang sama dengan tekanan formasi 7. (BJ udara = 0.00833 ppg).

4.Tinggi kolom lumpur dalam string agar tekanan hidrostatis di dasar ubang sama dengan tekanan formasi.

5.Berapa bbl volume minyak untuk tinggi kolom minyak sepanjang pertanyaan 1?

6.Berapa bbl volume udara dalam string

7.Berapa bbl minyak yang harus dipompakan atau disediakan minimum dalam tangki untuk mendorong lumpur sebagian kepermukaan (Sebelum tekanan di choke dibuang atau sebelum lumpur kembali ke dalam tangki) ?

8.Berapa tekanan formasi di puncak permeable zone ?

9.Berapa tekanan hidrostatik di puncak permeable zone ?

10.Berapa drawdown di puncak permeable zone ?

11.Tinggi kolom minyak di annulus sebelum terjadi aliran balik.

12.Tinggi kolom lumpur di annulus sebelum terjadi aliran balik.

Penyelesaian1.Tinggi kolom minyak di annulus yang menyebabkan tekanan hidrostatis di annulus sama dengan tekanan formasi adalah :

Pf - 0.052 Bjm x D

X2 = ------------------------------ . (2-7)

0.052 x (BJ2 - BJm)

8800 - 0.052 x 13.33 x 13124

=------------------------------------------- = 856 FT

0.052 x (6.66 - 13.33)


Y2=D - X2 (2-8)

=13124 - 856

=12268 ft

17

3.Tinggi kolom udara di dalam rangkaian yang menyebabkan tekanan hidrostatis sama dengan tekana formasi adalah :

Pf - 0.052 x D x BJm

Hu = -------------------------------------- (2-9)

0.052 (Bju - BJm)

8800 - 0.052 x 13.33 x 13124

=--------------------------------------

0.052 (0.00833 - 13.33)

=429 ft

4.Tinggi kolom lumpur dalam string agar tekanan hidrostatis di dasar lubang sama dengan tekanan formasi adalah :

Hm =D - Hu . (2-8)

Hm=13124 - 429

=12695 ft

5.Volume minyak yang mengisi annulus adalah :

V =(Hcl x Ccl) + (X2 - Hcl) x Can

=328 ft x 0.0039 bbl/ft + (856 - 328) ft x 0.0489 bbl/ft

=27 bbl

6.Volume udara dalam string setelah terjadi aliran balik adalah :

Vu =Hu x Cdp . (2-11)

=429 ft x 0.0179 bbl/ft

=7.7 bbl

Volume sebesar 7.7 bbl ini sama dengan volume minyak yang kembali kedalam tangki.

7.Volume minyak yang harus dipompakan atau disediakan minimum adalah :

Vt=27 + 7.7

=34.7 bbl

18


Pft =Pf - H x Gf

=8800 - 230 ft x 0.15

=8766 psi


Pht=(0.052 x BJ2 x X2) 0.052 x BJm x (Dt - X2)

=(0.052 x 6.66 x 856)

0.052 x 13.33 x (13124 - 230 - 856)

=8641 psi


DD=Pft - Pht

=8766 - 8641

=12 psi


7.7 bbl

X1 = 856 ft + -----------------------

0.0489 bbl/ft

=1013 ft


Y1=13124 - 1013

=12120 ft

13.Tekanan pada choke sebelum tekanan dibuang adalah :

Pchoke=(0.052 x D x BJm) - (0.052 x BJ2 x X1) - (0.052 x BJm x Y1)

=(0.052 x 13124 x 13.33) - (0.052 x 6.66 x 1013) -

(0.052 x 13.33 x 12120)

=345 psi

19

2.3.3 PerendamanTujuan perendaman (spotting) adalah untuk mengurangi gaya ikat antara mud cake dengan pipa. Caranya adalah fluida perendam merusak mud cake sehingga menjadi retak-retak sehingga ikatan mud cake terhadap pipa berkurang, dan membuat pipa menjadi licin permukaannya dan bisa lepas bila ditarik.

Contoh fluida perendam adalah minyak diesel dicampur dengan mil spot, mil bar, carbo mul, atau EZ spot.

Bila menggunakan water base mud, fluida perendam(spotting fluid) harus dapat menembus mudcake dan menurunkan gaya gesek antara pipa dengan dinding lubang. Fluida perendam ini biasanya adalah minyak.

Volume fluida perendam tergantung kepada diameter lubang, diameter pipa yang terjepit dan panjang pipa yang terjepit. Untuk mengetahui panjang pipa yang terjepit tentukan terlebih dahulu kedalaman titik jepit.

Lebih baik memompakan fluida perendam melebihi perhitungan karena mungkin terdapat pembesaran lubang, yang menyebabkan pipa yang terjadi tidak terendam seluruhnya.

Berat jenis fluida perendam umumnya 0.2 ppg lebih besar dari berat jenis lumpur. Kalau fluida perendam yang ringan akan terjadi migrasi ke atas.

Dengan perendam disekeliling drill collar yang terjepit, harus ada volume cadangan di dalam drill pipe. Setiap setengah jam pompa harus memompakan secara pelan- pelan setengah barel fluida perendam ke dalam lubang. Ini supaya bottom hole assembly selalu terendam. Lakukan pekerjaan regang-lepas pada rangkaian.

Bila rangkaian tidak lepas segera, paling tidak diperlukan perendaman selama 12 jam. Sebagai batasan perendaman ini adalah 24 jam, lebih dari itu tidak ekonomis, karena akan kehilangan waktu rig tidak melakukan pekerjaan pemboran.

20

Bila telah dilakukan perendaman, pipa lebih baik dalam kondisi kompresi. Kendorkan sekitar 10000 lb dibawah berat pipa, dan berikan torsi ke kanan. Jumlah torsi harus setengah putaran setiap 1000 ft di atas titik jepit. Lepaskan torsi dan angkat 10000 lb, ulangi setiap 5 menit.

Kalau tidak lepas juga maka dilakukan back-off, dan pancing rangkaian yang tertinggal.

2.4. Soal dan KunciSub bab ini dimaksudkan untuk menguji penyerapan anda setelah mempelajari bab 2.

2.4.1. Soal1.Bila rangkaian terjepit jenis differential sticking

a.rangkaian tidak bisa diputar

b.rangkaian bisa diangkat

c.lumpur tidak dapat disirkulasikan

2.Differential sticking disebabkan oleh karena tekanan hidrostatis lumpur :

a.terlalu besar dari tekanan formasi

b.terlalu rendah dari tekanan formasi

c.sama dengan tekanan formasi

3.Differential sticking terjadi pada formasi yang :

a.impermeable

b.permeable

c.keras

4.Differential sticking terjadi pada dinding lubang yang

a.mempunyai mud cake yang tipis

b.mempunyai muda cake yang tebal

c.membesar

21

5.Differential sticking sering terjadi pada saat :

a.rangkaian berputar

b.rangkaian diangkat

c.rangkaian diam

6.Bagian rangkaian yang terjepit jenis differential sticking adalah :

a.drill pipe

b.kelly

c.drill collar

7.Differential sticking sering terjadi saat lumpur :

a.lumpur tidak bersikulasi

b.lumpur bersikulasi

c.rangkaian berputar

8.Drill collar terjepit 120 ft dan lebar yang terbenam dalam mud cake adalah 4 inch. Tekanan formasi adalah 1000 psi, dan tekanan hidrostatik lumpur adalah 1100 psi. Bila koefisien gesekan adalah 1.1., gaya tarikan untuk melepaskan differential sticking

a.316800 lb

b.633600 lb

c.950400 lb

SoalLapisan gas akan dijumpai dari kedalaman 16000 ft sampai 17000 ft, dimana gradien tekanan gas adalah 0.2 psi/ft. Gradien tekanan lumpur adalah 0.77 psi/ft. Tekanan formasi pada kedalaman 16000 ft adalah 12085 psi.

9.Pada kedalaman 16000 ft differential pressure adalah :

a.35 psi

b.45 psi

c.55 psi

22

10.Pada kedalaman 16500 ft differential pressure adalah :

a.635 psi

b.625 psi

c.615 psi

11.Untuk mengurangi kontak antara drill collar dengan dinding dalam rangka mencegah differential sticking sebaiknya menggunakan :

a.rounded drill collar

b.spiral drill collar

c.K model collar

12.Untuk mencegah differential sticking sebaiknya lumpur ditambahkan :

a.viscosifier

b.weight material

c.low filtration additive

13.Differential sticking sering terjadi diwaktu operasi

a.mematikan sumur

b.pompa rusak

c.a dan b benar

14.Bila bit tidak berada di dasar lubang, differential sticking dapat dilepaskan dengan cara :

a.Pipa diturunkan atau didudukan sambil putar ke kanan kemudian tarik

b.Pipa diturunkan atau didudukkan sambil putar ke kiri kemudian tarik

c.Pipa ditarik sambil putar kekiri kemudian tarik

15.Melepaskan differential sticking dengan prinsip U tube adalah membuat tekanan hidrostatik

a.sama dengan tekanan formasi

b.lebih besar dari tekanan formasi

c.merendam dengan minyak solar

23

16.Melepaskan differential sticking dengan prinsip U tube adalah memompakan minyak :

a.ke dalam annulus

b.ke dalam string

c.ke dalam annulus dan ke dalam string

17.Melepaskan differential sticking dengan prinsip U tube setelah terjadi keseimbangan

a.annulus penuh dengan minyak dan lumpur

b.annulus penuh dan hanya berisi minyak

c.string penuh dan hanya berisi lumpur

18.Melepaskan differential sticking dengan prinsip U tube setelah terjadi keseimbangan tekanan di choke menunjukkan

a.harga tekanan hidrostatik minyak

b.harga tekanan hidrostatik lumpur

c.nol

19.Saat melepaskan differential sticking dengan prinsip U tube terjadi aliran, tindakan yang dilakukan adalah :

a.tutup kill line dan pompakan lumpur lama melewati string

b.tutup kill line dan buka choke line dan pompakan lumpur lama melewati string.

c.tutup kill line dan pompakan lumpur lama melewati annulus

20.Saat melepaskan differential sticking dengan U tube,

a.Annular BOP dalam keadaan tertutup

b.Pipe ram BOP dalam keadaan tertutup

c.Annular BOP dalam keadaan terbuka

24

21.Bila dengan cara membuat tekanan hidrostatik lumpur sama dengan tekanan formasi, differential sticking belum lepas, maka selanjutnya tekanan hidrostatik lumpur dicoba,

a.lebih besar dari tekanan formasi

b.sama dengan tekanan rekah formasi

c.lebih kecil dari tekanan formasi

22.Melepaskan differential pressure secar U tube.

a.DP float tidak terpasang

b.Full opening safety valve sudah terpasang di ujung string dibawah circulating head atau kelly

c.jawaban a dan b benar

SoalDrill pipe terjepit dalam lubang pada kedalaman 10000 ft untuk lubang terbuka 8.5 inch.

Casing yang sudah tersemen adalah 9.625 OD, 47 lb/ft pada kedalaman 7000 ft.

Tekanan formasi pada kedalaman 10000 ft adalah 51000 psi. Ketebalan zone permeable adalah 200 ft. Gradien gas pada zone permeable adalah 0.15 psi/ft.

Pipe dengan casing adalah 0.0489 bbl/ft.

BJ lumpur = 12 ppg. BJ minyak yang digunakan atau dipompakan = 6.5 ppg. Berat jenis udara adalah 0.00833 ppg.

Panjang kill line 150 ft, dan kapasitas choke line = 0.0039 bbl/ft.

23.Tinggi kolom minyak di annulus yang menyebabkan tekanan hidrostatis di annulus sama dengan tekanan formasi adalah :

a.3689 ft

b.3986 ft

c.3896 ft


a.6311 ft

b.6014 ft

c.6104 ft

25

25.Tinggi kolom udara di dalam string yang menyebabkan tekanan hidrostatis sama dengan tekanan formasi adalah :

a.1828 ft

b.1288 ft

c.1892 ft

26.Tinggi kolom lumpur dalam string agar tekanan hidrostatis di dasar lubang sama dengan tekanan formasi adalah :

a.8172 ft

b.8712 ft

c.8108 ft

27.Volume minyak yang mengisi annulus adalah :

a.175 bbl

b.185 bbl

c.195 bbl

28.Volume udara dalam string setelah terjadi aliran balik atau keseimbangan adalah:

a.31.7 bbl

b.32.7 bbl

c. 33.7 bbl

29.Volume minyak yang harus dipompakan atau disediakan minimum adalah :

a.228.3 bbl

b.282.3 bbl

c.822.3 bbl


a.5060 psi

b.5070 psi

c.5080 psi

26


a.4975 psi

b.4975 psi

c.4579 psi


a.85 psi

b.95 psi

c.75 psi


a.4655 ft

b.4565 ft

c.5465 ft


a.5345 ft

b.5435 ft

c.4535 ft

35.Tekanan pada choke sebelum tekanan dibuang adalah :

a.1351 psi

b.1341 psi

c.1331 psi

36.Tujuan perendaman (spotting) dalam rangka melepaskan differential sticking adalah :

a.Untuk mengurangi gaya ikat antara mud cake dengan pipa

b.membuat pipa menjadi licin permukaannya dan bisa lepas bila ditarik

c.a dan b benar

27

37.Dengan merendam pipa yang terjepit dengan cairan kimia tertentu dan minyak diesel diharapkan :

a.mud cake menjadi tipis

b.mud cake retak-retak dan cairan perendam masuk keretakan yang terjadi

c.mud cake menjadi larut dalam cairan perendam

38.Berat jenis fluida perendam umumnya

a.lebih besar dari berat jenis lumpur

b.lebih kecil dari berat jenis lumpur

c.sama dengan berat jenis lumpur

39.Volume fluida perendam yang dipompakan

a.sebesar volume annulus dari pipa yang terjepit

b.harus ada volume cadangan di dalam drill pipe

c.tidak perlu ada volume cadangan di dalam drill pipe

2,4,2 Kunci Soal1.a8.b15.a22.c29.a36.c

2.a9.a16.a23.b30.b37.b

3.b10.c17.b24.b31.a38.b

4.b11.b18.c25.a32.b39.b

5.c12.c19.b26.a33.a

6.c13.c20.a27.c34.a

7.a14.a21.c28.b35.c

28

III.PIPA TERJEPIT KARENA KEY SEAT

Pipa terjepit karena key seat terjadi disaat mencabut rangkaian.

3.1. Penyebab Pipa Terjepit Karena Key SeatPipa terjepit karena key seat disebabkan oleh karena adanya dog leg. Dog leg adalah lubang bor membelok secara mendadak atau dengan kata lain terjadi perubahan sudut kemiringan lubang dan sudut arah lubang secara mendadak. Drill pipe akan mengikis dinding lubang yang bengkok mendadak tersebut, sehingga terbentuk lubang yang penampangnya seperti lubang kunci (key seat). Waktu sedang melakukan pemboran terlihat ada kenaikkan torsi, karena drill pipe mengikis dinding lubang yang bengkok. Diwaktu mencabut rangkaian terjadi sangkutan saat drill collar sampai di daerah key seat.

Sebagai penyebab terjadinya dog leg adalah sebagai berikut :

-WOB yang terlalu tinggi

-Faktor formasi. Faktor formasi ini antara lain :

*perubahan kekerasan

*kemiringan lapisan yang ditembus

*formasi bergoa-goa

-Diameter drill collar yang terlalu kecil

3.2. Tanda-tanda Terjepit Karena Key SeatSebagai tanda telah terjadi pipa terjepit karena adanya Key Seat adalah sebagai berikut :

*Rangkaian tidak bisa diangkat/dicabut

*Tekanan pemompaan lumpur normal

*Rangkaian bisa diputar

Gambaran pipe terjepit karena key seat dapat dilihat pada gambar berikut :

29

Gb.6. Pipa Terjepit Karena Key Seat

Pada gambar 6 terlihat bahwa pipa belum terjepit. Tapi tool joint drill pipe akan tersangkut nantinya di daerah key seat disaat mencabut rangkaian. Kalau tool joint bisa lewat biasanya drill collar akan tersangkut.

3.3. Pencegahan Pipa Terjepit Karena Key SeatUntuk mencegah terjadi masalah key seat pada suatu sumur, sebelum melakukan pemboran dipelajari terlebih dahulu sifat-sifat dan data pemboran pada sumur terdekat yang pernah mengalami masalah key seat.

Kalau memang sumur yang akan di bor berpotensi untuk terjadi masalah key seat, maka harus tersedia string reamer atau key seat wiper.

Kalau terjadi kenaikan torsi disaat sedang membor, karena gesekan-gesekan drill pipe ke dinding lubang, hentikanlah segera pemboran. Angkat string dan pasang string reamer atau key seat wiper. Kemudian lakukan reaming pada kedalaman yang mengalami dog leg.

30

String reamer atau key seat wiper dipasang pada drill pipe. Ukuran string reamer atau key seat wiper harus lebih besar dari tool joint drill pipe dan lebih kecil dari diameter drill collar.

Kalau pipa sudah terjepit karena masalah key seat, rangkaian diputar pelan-pelan dengan tension yang minimum. Hal ini dilakukan terus sampai rangkaian bisa dicabut.

3.4. Soal dan KunciSoal dan kunci ini untuk menguji pengertian pembaca setelah mempelajari bab 3.

3.4.1 Soal1.Bila saat mengangkat rangkaian tiba-tiba rangkaian terjepit. Terjepit jenis ini dikarenakan oleh :

a.differential pressure

b.mud cake yang tebal

c.key seat

2.Pipa terjepit karena key seat disebabkan oleh karen

a.adanya dog leg

b.mud cake tebal

c.tekanan hidrostatis besar

3.Dog leg adalah lubang bor

a.membelok secara mendadak

b.lurus

c.horizontal

4.Key Seat terbentuk karena pengikisan

a.drill collar

b.drill pipe

c.reamer

315.Seat proses terjadinya key seat

a.ada kenaikkan torsi

b.ada kenaikkan tekanan pompa lumpur

c.ada kenaikkan viskositas lumpur

6.Sebagai penyebab terjadinya dog leg adalah

a.WOB yang terlalu tinggi

b.perubahan kekerasan


8.Sebagai tanda telah terjadi pipa terjepit karena adanya Key Seat adalah sebagai berikut :

a.rangkaian tidak bisa diangkat/dicabut

b.Tekanan pemompaan lumpur normal


8.Bagian rangkaian yang tersangkut pada daerah key seat adalah

a.tool joint drill pipe

b.drill collar


9.Kalau memang sumur yang akan di bor berpotensi untuk terjadi masalah key seat, maka harus tersedia :

a.string reamer

b.key seat wiper


10.Kalau terjadi kenaikkan torsi disaat sedang membor, Tindakan yang harus segera diambil adalah :

a.hentikanlah segera pemboran. Angkat string dan periksa aliran

b.hentikanlah segera pemboran. Angkat string dan pasang string reamer atau key seat wiper. Kemudian lakukan reaming.

c.hentikanlah segera pemboran. Angkat string dan periksa aliran, pasang string reamer atau key seat wiper. Kemudian lakukan reaming.

32

11.String reamer atau key seat wiper dipasang pada

a.drill pipe diatas drill collar

b.drill collar diatas bit

c.drill collar 30 ft diatas bit

12.Ukuran string reamer atau key seat wiper harus

a.lebih besar dari tool joint drill pipe

b.lebih kecil dari diameter drill collar


3.4.2. Kunci Jawaban1.c

2.a

3.a

4.b

5.a

6.c

7.c

8.c

9.c

10.b

11.a

12.c

IV. PIPA TERJEPIT KARENA RUNTUHAN

Pipa terjepit jenis ini karena dinding lubang bor yang runtuh yang mengisi annulus antara pipa dan dinding lubang. Runtuhan ini disebut juga dengan istilah caving.

4.1. Penyebab Dinding Lubang Runtuh

Dinding lubang runtuh dapat disebabkan oleh :

-Formasi yang kurang kompak dan rapuh

Formasi yang kurang kompak dan rapuh ini akan mudah sekali runtuh kalau ada getaran.

33

Contohnya :

-pasir lepas (unconsolidated sand)

-batubara

-brittle shale

-Tekanan hidrostatik lumpur yang terlalu kecil.

Salah satu tugas dari lumpur bor adalah menahan dinding lubang agar tidak runtuh.

Lumpur memberikan tekanan hidrostatis ke dinding lubang. Jika sekiranya tekanan hidrostatis tidak sanggup menahan dinding lubang, maka dinding lubang akan runtuh.

-Shale yang sensitif air.

Shal sensitif air adalah yang mempunyai mineral clay jenis natrium montmorillonite. Mineral ini akan mengisap air tawar, sehingga ikatan antar partikel menjadi lemah, dan dinding lubang runtuh.

Runtuhan dari dinding lubang ini akan berkumpul diannulus dan memegang rangkaian bor, sehingga rangkaian bor terjepit.

4.2. Pencegahan Dinding Lubang RuntuhUntuk mencegah runtuhan dinding lubang dapat dilakukan hal-hal sebagai berikut :

*Naikkan tekanan hidrostatik lumpur, supaya dapat menahan dinding lubang supaya jangan runtuh

*Kecepatan aliran di annulus jangan terlalu tinggi

*Jenis aliran di annulus harus laminar

*Menggunakan lumpur dengan water loss yang kecil saat menembus formasi shale.

*WOB diperkecil diwaktu menembus batu bara, dan sering dilakukan reaming.

34

Pipa terjepit karena runtuhan dinding lubang dapat dilihat pada gambar 7.

GB.7 PIPA TERJEPIT KARENA DINDING LUBANG YANG RUNTUH

4.2. Tanda Pipa Terjepit Karena Runtuhan

Tanda teja terjadi runtuhan saat melakukan pemboran adalah sebagai berikut :

-Cutting yang keluar bertambah banyak

-Cutting yang keluar besar-besar dan dan bentuknya pipih

-Tekanan pemompaan lumpur naik

-Torsi naik

Sebagai tanda telah terjadi pipa terjepit karena runtuhan dinding lubang adalah sebagai berikut :

-Rangkaian tidak bisa digerakkan, diputar dan diangkat

-Tekanan pompa naik secara mendadak

35

4.3 Tindakan Melepaskan Pipa Terjepit Karena RuntuhanTindakan atau cara mengatasi pipa terjepit karena runtuhan dinding lubang adalah:

*Rangkaian diusahakan untuk diputar dan diangkat

*Kalau tidak bisa, tentukan kedalaman titik jepit

*Kemudian lakukan back-off pada sambungan yang dekat dengan titik jepit

*Pancing rangkaian yang tertinggal

4.4. Soal dan KunciSub bab ini bertujuan untuk menguji penyerapan pembaca setelah mempelajari bab 4.

4.4.1 Soal1.Runtuhan dinding lubang disebut dengan istilah :

a. sloughing

b.fishing

c.caving

2.Dinding lubang runtuh dapat disebabkan oleh :

a.Formasi yang kurang kompak dan rapuh

b.Tekanan hidrostatik lumpur yang terlalu kecil

c.Jawaban a dan b benar

3.Formasi yang kurang kompak dan rapuh contohnya adalah

a.batubara

b.gamping

c.consolidated sand

4.Pada batuan shale sering terjadi runtuhan lubang karena

a.water loss lumpur yang tinggi

b.viskositas lumpur yang tinggi

c.berat jenis lumpur yang tinggi

36

5.Untuk mencegah runtuhan dinding lubang dapat dilakukan dengan

a.Menaikkan tekanan hidrostatik lumpur

b.Menggunakan lumpur dengan water loss yang kecil saat menembus formasi shale

c. Jawaban a dan b benar

6.Untuk mencegah keruntuhan disaat menembus batu bara, usaha yang dilakukan adalah :

a.WOB diperkecil

b.sering dilakukan reaming


7.Tanda telah terjadi runtuhan saat melakukan pemboran adalah sebagai berikut:

a.Cutting yang keluar bertambah banyak

b.Cutting yang keluar halus-halus

c.Cutting yang keluar menjadi sedikit

8.Tanda telah terjadi runtuhan saat melakukan pemboran adalah sebagai berikut:

a.Cutting yang keluar besar-besar dan bentuknya pipih

b.Cutting yang keluar besar-besar dan bentuknya berbongkah-bongkah

c.Cutting yang keluar halus dan bentuknya pipih

9.Sebagai tanda telah terjadi pipa terjepit karena runtuhan dinding lubang adalah sebagai berikut :

a.Rangkaian tidak bisa digerakkan, diputar dan diangkat

b.Tekanan pompaaa naik secara mendadak


10.Kalau rangkaian yang terjepit tidak bisa diangkat dan diputar, langkah selanjutnya:

a.Tentukan titk jepit

b. Lakukan back off

c. Jawaban a dan b benar

374.4.2 Kunci Jawaban1.c

6.c

2.c

7.a

3.a

8.a

4.a

9.c

5.c

10.c

V.PIPA TERJEPIT KARENA LUBANG BOR MENGECIL

Pipa terjepit dapat disebabkan karena lubang bor mengecil. Kejadian ini sering terjadi pada formasi shale.

5.1 Penyebab Penyempitan LubangShale yang sensitif air adalah shale yang mempunyai mineral clay jenis natrium monthmorillonite. Mineral ini akan mengisap air tawar, sehingga ikatan antar partikel menjadi lemah, dan mengembang. Karenan tekanan overburden batuan yang terdapat diatasnya maka lapisan shale akan bergerak kearah lubang bor, dan menyebabkan terjadi sumbat cincin.

Sumbat cincin adalah dinding lubang memegang keliling pipa, sehingga pipa tidak dapat diangkat dan diturunkan.

5.2. Pencegahan Sumbat CincinUntuk mencegah terjadi pipa terjepit karena sumbat cincin adalah mencegah mengembangnya formasi. Caranya adalah sebagai berikut :

*Menggunakan lumpur dengan water loss yang kecil, kalau bisa lumpur yang tidak mempunyai water loss. Sehingga tidak ada reaksi mineral clay dengan air dan dia tidak mengembang.

*Memakai lumpur Calcium lignosulfonate atau lumpur polimer.

Prinsipnya disini adalah mengurangi aktifitas unsur natrium dari clay

*Menggunakan lumpur minyak

38

5.3. Tindakan PenanggulanganTindakan atau cara mengatasi pipa terjepit karena adanya lubang bor yang menyempit dapat dilakukan hal-hal sebagai berikut :

*.Tentukan kedalaman titik jepit

*.Sirkulasi, dan lakukan pekerjaan regang-lepas

*.Kalau tidak lepas maka lakukan back-off

*.Pancing rangkaian yang tertinggi

Gambaran pipa bor yang terjepit karena pengecilan lubang dapat dilihat pada gambar 8.

Gb.8. Pipa Terjepit Karena Penyempitan Lubang

5.4. Tanda Pipa Terjepit Karena Sumbat CincinTanda pipa terjepit karena sumbat cincin adalah sbb:

- torsi naik

- tekanan pompa naik

- rangkaian tidak bisa diangkat

39

Torsi naik karena telah terjadi gesekan dengan dinding lubang. Tekanan pompa naik disebabkan aliran lumpur di annulus sudah tertutup. Rangkaian mungkin bisa diangkat untuk panjang tertentu, tapi selanjutnya akan terjepit karena tool joint drill pipe atau drill collar tersangkut.

5.5. Soal dan Kunci

Soal ini dimaksudkan untuk menguji pengertian pembaca setelah mempelajari bab.

5.5.1 Soal1.Pipa terjepit dapat disebabkan karena lubang bor mengecil sering disebut telah terjadi

a.sumbat cincin

b.lubang bengkok

c.runtuhan lubang

2.Pipa terjepit dapat disebabkan karena lubang bor mengecil sering terjadi pada :

a.formasi limestone

b.formasi sandstone

c.formasi shale

3.Shale yang sensitif air adalah shale yang mempunyai mineral :

a.clay jenis natrium montmorillonite

b.pirite

c.carbonate

4.Mineral clay jenis natrium montmorillonite sangat aktif mengisap :

a.minyak

b.air tawar

c.bantonite

5.Akibat clay jenis natrium montmorillonite mengisap air tawar :

a.clay akan mengeras

b.clay akan melunak

c.clay akan larut

40

6.Dinding lubang yang melunak akan bergerak ke pusat lubang karena adanya:

a.tekanan over burdent dari lapisan yang diatas formasi shale

b.tekanan hidrostatik lumpur lapisan yang diatas formasi shale

c.tekanan hidrostatik lumpur di dalam lubang

7.Untuk mencegah terjadi pipa terjepit karena sumbat cincin adalah :

a.mengurangi tekanan over burdent

b.menggunakan lumpur dengan water loss yang kecil

c.mengurangi harga berat jenis lumpur

8.Untuk mencegah terjadi pipa terjepit karena sumbat cincin adalah :

a.Memakai lumpur calcium lignosulfonate atau lumpur polimer

b.Menggunakan lumpur minyak


9.Tanda pipa terjepit karena sumbat cincin adalah :

a.torsi naik

b.torsi turun

c.torsi tetap

10.Tanda pipa terjepit karena sumbat cincin adalah :

a.tekanan pompa naik

b.rangkaian tidak bisa diangkat


5.5.2. Kunci Jawaban1.a 6. a

2.c 7. b

3.a 8. c

4.b 9. a

5.b 10. c

41

D A F T A R P U S T A K A

1.Adams, N.J. :

Drilling Engineering, A complete Well Planning Approach, Pennwell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1984.

2.Allen, T.O.: Robert A.P.:

Production Operation, OGCI, Tulsa

3.Azhar, JJ., Phd:

Drilling in Petroleum Engineering, University of Tulsa, Oklahoma, 1978

4.Bambang T :

Teknik Pemboran I & II, Patra, Teknik Perminyakan, ITB, Bandung, 1978

5.Brantly, J.E. :

Rotary Drilling Hand Book, Palerm Publ., New York, 1961

6.Baroid :

Drilling Fluid Technology, NL Baroid, Vol. 1 & 2, Houston, Texas 1979

7.Roger, W.R.:

Composition and Properties of Oil Well Drilling Fluid, Gulf Publishing Company, Houston, Texas 1948.

8.Rotary Drilling Open Hole Fishing, Petroleum Extension Service, The University of Texas, Austin, 1975

9.Randy Smith:

Rig-Site Stuck Pipe Prevention, Well Control & Drilling School

42PENUTUPSyukur alhamdulillah penulis dapat menyelesaikan buku Pipe Sticking Jilid I ini, tanpa halangan yang berarti.

Buku ini belumlah lengkap, dan banyak masalah Pipe Sticking yang belum dikupas. Penulis akan paparkan nanti dalam buku Pipe Sticking Jilid II.

Mudah-mudahan Allah Swt memberikan kesempatan dan memberikan bimbingan kepada penulis untuk membuat buku lanjutannya.

Sekian, dan terima kasih atas perhatian pembaca yang budiman.

Cepu, Mei 2001

Hormat penulis

PIPE STICKING

JILID I

DISUSUN OLEH : IR KASWIR BADU

CEPU, 2000

Pipe Sticking Jilid I

Documents

Transcript of Pipe Sticking Jilid I