Super Utama - Tugas Pendalaman

TUGAS PROGRAM PENDALAMAN 1 MINGGU

13-17 JUNI 2011

Oleh :

Taufiq Ardiansyah 12207012

Muhammad Irham Wafi 12207037

Arief Hidayat 12207071

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

Tugas Program Pendalaman




RESERVOIR DAY # 1

1. Jelaskan tentang petroleum system!

2. Apakah source rock dapat mengalirkan minyak?

Petroleum system merupakan sistem batuan di bawah permukaan bumi yang didalamnya

terkumpul sejumlah hidrokarbon. Komponen dari petroleum system adalah sebagai

berikut:

1. Source Rock

Source rocks adalah endapan sedimen yang mengandung bahan-bahan organik yang

dapat menghasilan minyak dan gas bumi ketika endapan tersebut tertimbun dan

terpanaskan. Source rock tidak dapat mengalirkan minyak karena batuan sourece rock

merupakan batuan shale yang tidak porous dan permeable. Source rock mengenerate

hidrokarbon lalu hidrokarbon tersebut akan terekspulsi keluar source rock melewati

batuan yang porous dan permeable hingga bertemu dengan seal sebagai trap

hidrokarbon.

2. Maturasi

Maturasi (kematangan) adalah proses perubahan secara biologi, fisika, dan kimia dari

kerogen menjadi minyak dan gas bumi.

3. Migrasi

Migrasi adalah proses trasportasi minyak dan gas dari batuan sumber menuju

reservoir. Proses migrasi berawal dari migrasi primer (primary migration), yakni

transportasi dari source rock ke reservoir secara langsung. Lalu diikuti oleh migrasi

sekunder (secondary migration), yakni migrasi dalam batuan reservoir nya itu sendiri

(dari reservoir bagian dalam ke reservoir bagian dangkal).

4. Timing

Waktu pengisian minyak dan gas bumi pada sebuah perangkap merupakan hal yang

sangat penting. Karena kita menginginkan agar perangkap tersebut terbentuk sebelum

migrasi, jika tidak, maka hidrokarbon telah terlanjur lewat sebelum perangkap

tersebut terbentuk.

5. Trap

Adalah perangkap hidrokarbon. Terdapat macam-macam perangkap hidrokarbon:

perangkap stratigrafi, perangkap struktur, dan kombinasi.

6. Seal

Seal adalah system batuan penyekat yang bersifat tidak permeable seperti

batulempung.





3. Apa saja jenis-jenis perangkap reservoir?

Perangkap hidrokarbon merupakan sistem bawah permukaan yang memiliki struktur

tertentu yang bertujuan agar migrasi hidrokarbon terhenti, terdapat caprock, ada patahan

kedap aliran agar aliran hidrokarbon terhenti (impermeable), sehingga hidrokarbon

terakumulasi di reservoir.

1. Perangkap struktur

Perangkap struktur adalah sistem yang terbentuk sedemikian rupa sehingga

hidrokarbon yang bermigrasi akan terhenti akibat bentuk struktur lapisan yang

kontinu.

2. Perangkap Stratigrafi

Bentuk struktur lapisan tak kontinu akibat ketidakselarasan (unconformity) sehingga

ada perubahan litology seperti karena erosi.

3. Perangkap Campuran

Adalah perangkap yang terdiri dari perangkapstruktur dan perangkap stratigrafi





4. Apa saja karakteristik batuan?

1. Porositas

Porositas (Φ) merupakan perbandingan antara ruang kosong (pori-pori) dalam batuan dengan

volume total batuan yang diekspresikan di dalam

persen.

Porositas batuanPorositas batuan reservoir dapat

diklasifikasikan menjadi dua :

a. Porositas absolute, yang merupakan persen

volume pori-pori total terhadap volume batuan

total.

b. Porositas efektif, yang merupakan persen

volume pori-pori yang saling berhubungan

terhadap volume batuan total.

2. Wettabilitas

Wettabilitas didefinisikan sebagai suatu kecenderungan dari adanya fluida lain yang tidak saling

mencampur. Apabila dua fluida bersinggungan dengan benda padat, maka salah satu fluida

akan bersifat membasahi permukaan benda padat tersebut.

3. Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler (pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang ada antara permukaan dua

fluida yang tidak tercampur (cairan-cairan atau cairan-gas) sebagai akibat dari terjadinya

pertemuan permukaan yang memisahkan mereka.

4. Saturasi

Saturasi fluida didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori batuan yang

ditempati oleh fluida tertentu dengan volume pori-pori total pada suatu batuan berpori.

5. Permeabilitas

Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang menunjukkan kemampuan dari suatu

batuan untuk mengalirkan fluida.

Permeabilitas terbagi 3:

1. Permeabilitas absolute terhadap cairan (permeability to liquid) adalah

permeabilitas yang diukur dengan mengalirkan liquid dalam kondisi pori-pori

terjenuhi 100% oleh cairan ini.

2. Permeabilitas efiktif adalah permeabilitas saat saturasi fluida masing-masing

kurang dari 100%. Harus spesifik dinyatakan untuk fluida yang mana.

ko adalah permeabilitas efektif terhadap oil pada suatu harga So

kw adalah permeabilitas efektif terhadap air pada suatu harga Sw

3. permeabilitas relatif adalah perbandingan antara permeabilitas efektif dengan

permeabilitas maksimum mula-mula hidrokarbon diproduksikan.

Menggambarkan keadaan nyata atau real.

6. Kompressibilitas

Kompressibilitas batuan keseluruhan, yaitu fraksional perubahan volume dari volume batuan

terhadap satuan perubahan tekanan.





5. Apa saja yang termasuk kedalam karteristik fluida?

1. Densitas Minyak.

Berat jenis minyak atau oil density didefinisikan sebagai perbandingan berat minyak terhadap

volume minyak. Densitas minyak dinyatakan dengan spesific gravity. Hubungan berat jenis

minyak dengan spesific gravity didasarkan pada berat jenis air. Sedangkan didalam dunia

perminyakan, spesific gravity minyak sering dinyatakan dalam satuan oAPI (American

Petroleum Instute).

2. Viscositas Minyak

Viskositas minyak adalah besaran yang menunjukkan keengganan fluida untuk

mengalir

3. Kelarutan Gas Dalam Minyak (Rs)

Kelarutan gas dalam minyak (Rs) didefinisikan sebagai banyaknya SCF gas yang terlarut

dalam 1 STB minyak pada kondisi standart 14.7 psia dan 60oF

Faktor-faktor yang mempengaruhi kelarutan gas dalam minyak antara lain :

a. Tekanan reservoir

Bila temperatur dianggap tetap maka Rs akan naik bila tekanannya naik, kecualijika tekanan

gelembung (Pb) telah terlewati.

b. Temperatur reservoir

Jika tekanan dianggap tetap maka Rs akan turun jika temperatur naik.

c. Komposisi gas

Pada tekanan dan temperatur tertentu Rs akan berkurang dengan naiknya beratjenis gas.

d. Komposisi minyak

Pada temperatur dan tekanan tertentu Rs akan naik dengan turunnya berat jenisminyak.

4. Faktor Volume Formasi Minyak (Bo)

Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume dalam barrel pada kondisi

reservoir yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak termasuk gas yang terlarut. Atau

dengan kata lain perbandingan antara volume minyak termasukgas yang terlarut pada kondisi

reservoir dengan volume minyak pada kondisistandard (14,7 psia, 60OF).

5. Kompresibilitas Minyak

Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya

perubahan tekanan.

6. Tekanan gelembung/tekanan saturasi (pb)

Tekanan gelembung didefinisikan sebagai tekanan dimana saat pertama kali

gelembung gas keluar dari fasa minyak.





6. Apakah yang dimaksud dengan fluida reservoir?

Fluida reservoir adalah fluida hidrokarbon yang terdapat didalam reservoir yang dapat

diproduksikan secara ekonomis dari dalam reservoir ke permukaan. Ada 5 jenis fluida

reservoir:

1. Dry Gas

2. Wet Gas

3. Condensate Gas

4. Volatile Oil

5. Black Oil





7. Gambarkan diagram fasa secara umum!

1. Gambar diagram fasa 1 komponen

2. Gambar diagram fasa 2 komponen





8. Gambarkan phase envelope dari wet gas dan gas condensate?

1. Wet Gas:

Gas retrograde mengandung campuran metana (utama) dengan sejumlah

hidrokarbon berukuran intermediet (etana hingga butane).

Wet gas selalu berada dalam keadaan

gas ketika berada di reservoir

Pada saat fluida mengalir dari dasar

sumur ke permukaan, sebagian fasa

cair terkondensasi karena penurunan

tekanan dan temperatur.

Kondisi separator di permukaan

berada di dalam kurva-dua-fasa

sehingga pada kondisi ini cairan

(minyak) akan terkondensasi dari fasa

gas-nya. Minyak yang terkondensasi

ini disebut sebagai condensate.

2. Condensate Gas:

Gas retrograde mengandung campuran metana (utama) dengan sejumlah

hidrokarbon berukuran molekul kecil.

Seiring dengan berkurangnya tekanan di reservoir karena produksi, tekanan

gas akan melewati dew point line sehingga gas terkondensasi.

Dengan bertambahnya penurunan tekanan di reservoir, saat tekanan mencapai

titik 3, liquid kembali menguap. Fenomena inilah yang disabut sebagai

retrograde (mencair kemudian menguap kembali)





RESERVOIR DAY # 2

1. Apabila suatu lapangan ditemukan dengan keadaan tekanan di bawah

tekanan bubble point, apakah fluida reservoir dari lapangan tersebut

sudah dapat ditentukan?

Dari kelima jenis fluida reservoir, reservoir yang tekanannya melewati tekanan bubble point ada

2 jenis, yaitu Black Oil dan Volatile Oil.

Di sisi lain, terdapat beberapa indicator juga yang bisa dijadikan pedoman untuk menentukan

jenis fluida reservoirnya (antara Black Oil dan Volatile Oil), yaitu:

Dari indicator tersebut, sebagian besar parameter yang dijadikan pedoman merupakan parameter-

parameter yang bisa diketahui setelah melewati proses PVT di laboratorium. Jika kita ingin

mengetahui jenis fluid reservoir langsung di lapangan, cara yang paling memungkinkan adalah

dengan melihat warna dari hidrokarbon yang terproduksi seperti table yang terlampir di atas.





2. Apakah yang dimaksud dengan cadangan?

Perkiraan jumlah minyak mentah, gas alam, gas condensate, fasa cair yang diperoleh dari

gas alam, dan material lainnya (mis. sulfur), yang dianggap bernilai komersial untuk

diambil dari reservoir dengan menggunakan teknologi yang ada pada suatu saat dalam

keadaan ekonomi dan dengan peraturan yang berlaku pada saat yang sama

Menghitung cadangan pada tahap sebelum produksi

metode volumetrik (yang bersifat deterministik)

metode probabilistik (mis. metode simulasi Monte Carlo)

Menghitung cadangan pada tahap setelah produksi:

metode material balance

metode simulasi numerik

Decline curve

Metode volumetrik (yang bersifat deterministik)

Merupakan metode perhitungan cadangan paling sederhana

Reservoir dipandang sebagai sebuah wadah dengan geometri atau bentuk

sederhana (mis. bentuk kotak, kerucut, atau lingkaran)

P10 = P1(Proven) = 1P

P50 = P2 (Probable)+ P1(Proven) = 2P

P90 = P3 (Possible) + P2 (Probable)+

P1(Proven) = 3P





3. Apa saja jenis-jenis cadangan? Gambarkan diagram pohonnya! Pada saat

seperti apakah suatu cadangan dapat dikelompokkan sebagai Proven,

Possible, dan Probable!

Proved reserves (cadangan terbukti)

Jumlah hidrokarbon yang berdasarkan data geologi dan engineering dapat diperkirakan

dengan tingkat kepastian yang pantas (reasonable) dan dapat diambil dengan

menggunakan teknologi dalam keadaan ekonomi dan dengan peraturan yang berlaku

pada suatu saat

Proved apabila produktivitas komersial didukung oleh data produksi aktual atau oleh data

hasil pengujian

Seringkali harus ditentukan berdasarkan data core, log, atau pengujian lainnya

Meliputi:

a. Daerah yang telah delineated oleh pemboran dan, jika ada, dengan batas fluida yang jelas

; Jika tidak ada batas fluida, volume HC didasarkan pada letak HC terbawah yang

diketahui (the lowest known occurrence - LKO).

b. Daerah yang belum dibor namun berdasarkan data geologi dan engineering terbukti

sebagai daerah produktif dan bernilai komersial.

Berdasarkan status produksi:

a. Proved developed, daerah di mana instalasi fasilitas produksi dan transportasi sudah pasti

dapat dilakukan.

b. Proved undeveloped, daerah di mana lokasinya berada dalam atau berbatasan langsung

dengan daerah proved producing masih dapat dikembangkan dengan menambah sumur

(infill wells)dapat dikembangkan dengan memperdalam sumur memerlukan biaya yang

lebih tinggi untuk penyelesaian sumur dan instalasi peralatan produksi.

Probable reserves (cadangan mungkin)

Jumlah hidrokarbon yang berdasarkan data geologi dan engineering mempunyai

kemungkinan terambil lebih besar dari kemungkinan tidak terambil.





Jika menggunakan metode probabilistik, tingkat kemungkinan proved reserves+probable

reserves min 50%

Meliputi:

a. Daerah di luar batas proved atau merupakan bagian terbawah dari struktur yang

diperkirakan ada HC

b. Daerah produktif yang hanya disimpulkan dari data log (tidak didukung data lainnya

sehingga dipandang kurang pasti

c. Daerah yang jika dilakukan infill drilling dapat menjadi proved reserves

d. Diperoleh dengan EOR yang telah terbukti berhasil sebelumnya (namun belum terbukti

dgn pilot project)

Possible reserves (cadangan harapan)

Jumlah hidrokarbon yang berdasarkan data geologi dan engineering mempunyai tingkat

kemungkinan terambil lebih rendah dari tingkat kemungkinan terambil probable reserves

Jika menggunakan metode probabilistik, tingkat kemungkinan proved reserves +

probable reserves + possible reserves minimal 10%

Meliputi:

a. Daerah di luar batas probable yang berdasarkan ekstrapolasi struktur atau stratigrafi dapat

terjadi

b. Daerah produktif yang dapat disimpulkan dari data log+data core ttp belum dapat

ditentukan scra komersial

c. Diperoleh dari infill drilling namun mempunyai ketidakpastian dalam teknis pelaksanaan

d. Diperoleh dengan IOR namun belum terbukti dengan pilot project dan/atau data reservoir

meragukan

e. Daerah dalam formasi yang terpisah dari daerah proved oleh patahan dan interpretasi

geologi menunjukkan daerah tersebut lebih rendah dari daerah proved





4. Bagaimana metode untuk penentuan cadangan sebelum dan sesudah

produksi?

Menghitung cadangan pada tahap sebelum produksi

metode volumetrik (yang bersifat deterministik)

metode probabilistik (mis. metode simulasi Monte Carlo)

Menghitung cadangan pada tahap setelah produksi:

metode material balance

metode simulasi numerik

Decline curve

a. Metode volumetrik (yang bersifat deterministik)




b. metode probabilistik (mis. metode simulasi Monte Carlo)




P1(Proven) = 3P

c. Metode material balance

d. metode simulasi numerik





5. Jelaskan bagaimana kita bisa mendapatkan luas area berdasarkan Peta

Isopach karena peta tersebut merupakan peta kedalaman!

Luas daerah reservoir yang cadangannya akan dihitung, dapat ditentukan untuk tiap interval

produktif yang saling tidak berhubungan satu sama lain (atau kadang-kadang uga untuk tiap unti

endapan batuan yang berbeda) yang ada di dalam reservoir. Yang jelas, luas daerah akan

ditentukan oleh daerah di mana cadangannya akan dihitung berdasarkan klasifikasi cadangan.

Untuk membuat peta daerah yang mengandung hidrokarbon sebagai fungsi dari kedalama,

diperlukan titik-titik terdangkal dan terdalam di dalam reservoir, di mana hidrokarbon dapat

ditemukan dalam setiap sumur yang telah dibor. Biasanya, yang digunakan sebagai sumber

informasi adalah data well log dan data core dari masing-masing sumur yang ada.

Untuk daerah yang tidak/belum ada sumur, biasanya digunakan informasi menurut peta seismic.

Setelah peta daerah terbentuk, maka dengan menggunakan planimeter dibuat diagram yang

menghubungkan elevasi kontur terhadap area yang dibatasi kontur tersebut.

Cara lain untuk menghitung luas daerah reservoir yaitu dengan mengukur luas daerah dalam pera

isopach. Peta isopach yaitu peta yang menggambarkan garis yang menghubungkan titik-titik

dengan ketebalan formasi yang sama. Mengukur luas daerah dalam peta isopach dengan

menggunakan planimeter untuk setiap kontur ketebalan. Dengan metode ini, bisa diperoleh juga

volume dalam area tersebut dengan cara plot antara luas daerah dengan ketebalan. Volume-nya

dihitung dengan cara mengintegrasi kurva yang diperoleh.





6. Ketebalan apakah yang digunakan untuk penentuan OOIP? Bagaimana

cara mendapatkan ketebalan tersebut? Apakah kita bisa mendapatkan

ketebalan berdasarkan core?

Di dalam suatu reservoir, hamper selalu terdapat interval batuan shale yang mempunyai

porositas dan permeabilitas yang rendah atau batuan lain yang mengandung saturasi air yang

tinggi sehingga tidak diperhitungkan dalam penentuan cadangan.

Lapisan ini dikatakan sebagai lapisan tidak produktif atau non-pay dan oleh karenanya

harus dikurangkan dari ketebalan (gross), ht, reservoir untuk mendapatkan ketebalan bersih, hn.

Perkiraan hn dan net-to-gross ratio, hn/ht, merupakan tahap kritis karena pengaruhnya yang besar

pad apenentuan volume hidrokarbon. Scriptner method

Umumnya ketebalan lapisan tidak produktif dihitung berdasarkan harga porositas dari

data core dan data log. Untuk digunakan batas bawah harga permeabilitas yang disebut dengan

permeability cut-off, maka selang tersebut tidak produktif. Namun, data permeabilitas umumnya

tidak dapat dihitung secara meyakinkan dari data log sehingga digunakan suatu korelasi bahwa

permeabilitas adalah fungsi dari porositas, sehingga diketahui porosity cut-off. Berdasarkan

harga ini, kemudian net-pay ditentukan dengan menjumlahkan seluruh interval yang mempunyai

porositas lebih besar dari porosity cut-off. Sudah tentu cara ini dapat menghilangkan interval

yang walaupun mempunyai permeabilitas rendah namun mengandung hidrokarbon yang dapat

bergerak (movable). Dalam perhitungan cadangan, hal ini dapat berpengaruh besar karena

hidrokarbon dalam situasi seperti itu tetap dapat diproduksikan dengan cara proses imbibisi,

misalnya dengan injeksi air. Dengan kata lain, pengunaan cut-off berdasarkan data log, dapat

mengakibatkan harga net-pay yang terlalu kecil (underestimate).

Ketebalan juga bisa ditentukan dari core. Salah satu jenis core yang digunakan untuk

menentukan ketebalan yaitu jenis whole core. Dari core tersebut, dapat diketahui secara langsung

di kedalaman mana saja yang mengandung saturasi air yang rendah, porositas yang tinggi, serta

permeabilitas yang tinggi pula.

Dari data loggin, diperoleh ketebalan net gross. Ketebalan ini perlu dikonfimasi dengan data core untuk mendapatkan data ketebalan net-pay.

Untuk memperoleh ketebalan net-pay dari data core, ditentukan terlebih dahulu permeabilitas cut-off berdasarkan korelasi dari porositas cut-off.

Data porositas dan permeabilitas yang di bawah nilai cut-off akan dibuang dari net-gross, sehingga akan mendapatkan ketebalan net-pay.





7. Apakah yang dimaksud dengan penentuan cadangan secara deterministik

dan probabilistic?

a. Metode volumetrik (yang bersifat deterministik)

Metode volumetric deterministic biasanya menggunakan harga rata-rata dari variable

penentuan cadangan tersebut, antara lain:

- Ketebalan

- Porositas

- Saturasi air

- Formation Volume Faktor

- Recovery Factor

Harga rata-rata ini dapat dihitung dan didefinisikan sebagai daerah proven, probable, atau

possible, dapat digunakan untuk menghitung cadangan proven, probable atau possible

dengan memakai persamaan sebagai berikut:




b. Metode probabilistik (misalnya metode simulasi Monte Carlo)

Metode ini mengganti definisi proven, probable, dan possible dengan konsep

probabilitas. Dengan cara ini, cadangan diklarifikasikan berdasarkan tingkat probabilitas

(kemungkinan) harga yang terhitung. Hal ini ditentukan menurut kurva distribusi

probabilitas untuk tiap parameter dalam persamaan yang digunakan untuk menghitung

cadangan.




P1(Proven) = 3P





8. Jelaskan mengenai distribusi segitiga dan segi empat! Kapan kita harus

menggunakan distribusi segitiga dan segi empat?

Distribusi segitiga dan segiempat merupakan perhitungan untuk melakukan simulasi Monte

Carlo.

Simulasi adalah cara untuk memodelkan keadaan sebelumnya. Simulasi Monte Carlo adalah

simulasi menggunakan random number (bilangan acak) dari rumus matematik tertentu. Bilangan

acak digunakan untuk memperbanyak populasi besaran-besaran yang diamati.

Dalam simulasi kita mencari distribusi besaran yang diamati (misalnya: cadangan) berdasarkan

pengetahuan kita atas distribusi besaran-besaran yang mempengaruhinya sehingga kita dapat

mengetahui kelakukan termasuk resikonya.

Dalam penentuan cadangan menggunakan simulasi Monte Carlo, besaran-besaran yang

mempengaruhinya antara lain:

- Luas

- Ketebalan

- Recovery Factor

Metode perhitngan distribusi terdapat berbagai macam metode, antara lain:

- Distribusi Normal

- Distribusi Log normal

- Distribusi Segi tiga

- Distribusi Segi empat

Makin sedikit pengetahuan kita (minimum dan maksimum diketahui), maka makin sederhana

distribusinya, yaitu distribusi segi empat.

Distribusi Segi Empat

Distribusi ini dipakai jika data yang diketahui hanya minimum data dan maksimum data.

Persamaan umumnya:

X = Xmin + (RN)*(Xmax – Xmin)

Catatan: random number merepresentasikan probabilitas kumulatif yang berupa fraksi,

minimum nol dan maksimum satu.

X merupakan variable data yang ingin dibuat distribusinya.

Distribusi Segi Tiga

Dsitribusi ini dipakai jika data yang diketahui terdiri atas minimum data, maksimum data,

dan data yang sering muncul (most probable)

Persamaan umumnya:

- Untuk RN ≤ 𝑚 =(𝑀𝑜𝑑𝑒 −𝑀𝑖𝑛 )

(𝑀𝑎𝑥−𝑀 maka 𝑋 = 𝑀𝑖𝑛 + 𝑀𝑎𝑥 − 𝑀𝑖𝑛 ∗ | 𝑅𝑁 ∗ 𝑚|

- Untuk RN > m maka 𝑋 = 𝑀𝑖𝑛 + 𝑀𝑎𝑥 − 𝑀𝑖𝑛 ∗ |1 − 1 − 𝑅𝑁 (1 − 𝑚)|





RESERVOIR DAY # 3

1. Sebutkan tugas seorang Reservoir Engineer!

Bersama-sama dengan geologist dan petrophysicists, menghitung atau melakukan

estimasi isi minyak dan/atau gas di tempat,

menentukan jumlah minyak dan/atau gas yang dapat diperoleh (recoverable)

menentukan jangka waktu perolehan

melaksanakan pekerjaan teknik reservoir operasional sehari-hari.

mengidentifikasi dan mendefinisikan suatu reservoir

menentukan sifat-sifat fisik reservoir

memperkirakan mekanisme pendorongan

memperkirakan kinerja reservoir

menentukan jumlah minyak dan tingkat perolehan

menentukan kontrol operasi dan waktu yang tepat.





2. Apakah yang dimaksud dengan porositas? Bagaimana cara mendapatkan

porositas? Bagaimana rumus dari porositas?

Porositas Porositas merupakan volume pori-pori atau rongga batuan relatif terhadap volume batuan

itu. Atau bisa dikatakan porositas adalah presentase atau fraksi volume pori atau rongga

atau celah rekahan terhadap volume batuan.

p

Gambar 1.1 – Beberapa bentuk packing: (a) Kubus, (b) rhombohedral.

Parameter-parameter yang mempengaruhi porositas adalah:

1. Distribusi ukuran butir

2. Kebundaran (angularity),

3. Bentuk butir

4. Packing

5. Kompaksi

6. Sementasi

Rumus porositas:

Ø = 𝑉𝑝

𝑉𝑏𝑢𝑙𝑘 x 100%

Penentuan porositas:

1. Dengan data logging

Log yang digunakan untuk mengukur porositas in-situ adalah Sonic Log, Density Log

dan Neutron Log.

2. Pengukuran di Lab

1) Gas porosimeter

2) Solvent Ekstraction





3. Porositas apa yang digunakan untuk pengukuran OOIP? Logging atau

coring?

Porositas yang digunakan didalam pengukuran OOIP adalah porositas dari data logging

yang dikorelasi dengan data coring. Hal ini karena, porositas yang didapatkan dari data

logging lebih banyak jumlahnya dibandingkan dengan data coring yang hanya diambil

pada kedalaman tertentu. Namun, porositas dari data logging kurang akurat dikarenakan

banyaknya gangguan saat pengukuran loging. Oleh karena itu, porositas dari data loging

harus dikoreksi dari data porositas yang didapatkan dari coring.





4. Apakah yang dimaksud dengan saturasi? Tuliskan rumusnya!

Saturasi Fluida Saturasi merupakan prosentasi atau fraksi volume pori yang ditempati oleh fluida.

Saturasi fluida merupakan tingkat kandungan fluida di dalam pori-pori batuan yang

dinyatakan dalam fraksi atau prosentase volume pori-pori.

Rumus Saturasi

Sw = air (cc) / Volume pori (cc)

So = minyak (cc) / Volume pori (cc

Sg = 1− Sw − So





5. Bagaimana mendapatkan nilai dari saturasi?

Ada dua metode untuk menentukan saturasi awal fluida di dalam batuan reservoir.

1. Metode langsung adalah dengan mengukur saturasi dari sampel core yang diambil

dari formasi.

2. metode tidak langsung menentukan saturasi dengan mengukur sifat-sifat batuan yang

berkaitan dengan saturasi.

Beberapa metode pengukuran saturasi di Lab adalah:

(a) Retort method

(b) Modified ASTM extraction method

(c) Centrifuge method

Pengukuran Saturasi Menggunakan Retort Method

Cara kerja metode ini adalah dengan memanaskan core sample untuk menguapkan

minyak dan air di dalam core. Minyak dan air yang menguap kemudian ditampung dalam

wadah khusus.

Gambar 1.23 – Retort distillation apparatus.

Saturasi kemudian dihitung menggunakan persamaan ini.

Sw = air (cc) / Volume pori (cc)

So = minyak (cc) / Volume pori (cc

Sg = 1− Sw − So

Pengukuran Saturasi Dari Data Logging

Penentuan saturasi dari data logging dibagi menjadi dua kelompok besar, yaitu:

(1) metode yang digunakan pada formasi yang bersih (clean formation) dan

(2) metode yang digunakan pada formasi yang mengandung clay atau shale (shaly

formations).





6. Bagaimana cara mendapatkan distribusi Sw di reservoir?

Distribusi saturasi air di reservoir didapat dengan menggunakan kurva Pc vs Sw. Kurva

Pc vs Sw ini dapat dikonversi menjadi kurva depth vs Sw. Sehingga didapatkan distribusi

fluida pada setiap ketinggian.

Karena data Pc vs Sw pada tiap sumur berbeda-beda maka dibuatlah perata-rataan kurva

Pc vs Sw dengan cara dinormalisasi dengan J(Sw) yang merupakan fungsi dari Pc pada

setiap Sw, porositas, permeabilitas.

Tiga factor penting mengenai saturasi fluida:

1 . Saturas i f lu ida akan bervar i as i da r i s a tu tempat ke tempat l a in

dal amreservoir.

2. Jika minyak diproduksikan maka tempatnya di reservoir akan digantikan

oleh air dan atau gas bebas.

3. Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah pori -pori

yang diisi oleh hidrokarbon.





7. Distribusi saturasi air di reservoir didapat dengan menggunakan kurva

Pc vs Sw

Distribusi saturasi air di reservoir didapat dengan menggunakan kurva Pc vs Sw. Kurva

Pc vs Sw ini dapat dikonversi menjadi kurva depth vs Sw. Sehingga didapatkan distribusi

fluida pada setiap ketinggian.

Karena data Pc vs Sw pada tiap sumur berbeda-beda maka dibuatlah perata-rataan kurva

Pc vs Sw dengan cara dinormalisasi dengan J(Sw) yang merupakan fungsi dari Pc pada

setiap Sw, porositas, permeabilitas.

Tiga factor penting mengenai saturasi fluida:

1 . Saturas i f lu ida akan bervar i as i da r i s a tu tempat ke tempat l a in

dal amreservoir.

2. Jika minyak diproduksikan maka tempatnya di reservoir akan digantikan

oleh air dan atau gas bebas.

3. Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah pori -pori

yang diisi oleh hidrokarbon.





8. Apakah perbedaan dari Swirr dan Swc? Dimanakah terjadi Swirr dan

Swc di reservoir?

Connate water adalah air yang belum terganggu di reservoir hidrokarbon (sudah ada dari

awal terbentuk reservoir hidrokarbon). Termasuk irreducible water ataupun non-

irreducible water, air pada zona transisi.

Saturasi air initial (Swi) atau connate water saturation (Swc) adalah kondisi saturasi air

saat reservoir belum diproduksi, nilainya bervariasi secara vertikal.

Irreducible water saturation (Swirr) adalah saturasi air yang tidak dapat direduce lagi

pada kondisi reservoir.

Swc ≥ Swirr. Swc > Swirr saat pendesakan oil ke water tidak sempurna (migrasi berhenti

duluan)

Swirr terjadi pada reservoir yang telah diproduksikan, sedangakan

Swc terjadi pada reservoir ketika pertama kali reservoir ditemukan.





RESERVOIR DAY # 4

1. Bagaimana cara menentukan wettability? Apakah nilai dari wettability dapat

dihitung?

Sifat Kebasahan Batuan adalah sifat kemudahan batuan untuk dapat dibasahi oleh

suatu fluida (wettability atau rock wettability)

Sifat sebagai akibat interaksi antara batuan (permukaan butir-butir pembentuk

batuan) dan fluida yang terkandung di dalam pori-pori batuan itu.

Interaksi yang dimaksud adalah gaya tarik-menarik muatan negative dan positif

ion dan atau permukaan yang terionisasi.

Sudut kontak () :

- Receiding (statik)

- Advancing (dinamik)

- Hysteresis

0 – 70o water wet

70 – 110o intermediet wet

110 – 180o oil wet

Sifat-sifat kebasahan secara kualitatif:

1. Weakly water wet

2. Intermediate

3. Neutral

4. Mixed wet

5. Weakly oil-wet





2. Gambarkan kurva kr vs Sw!

Sw = Swirr Saturasi air yang sudah tidak bisa di desak lagi

Kurva Kr vs Sw ini diperoleh dengan melakukan percobaan percobaan SCAL (Special

Core Analysis)

Persamaan korelasi yang diperlukan untuk menghitung permeabilitas relative ini adalah:

- A.T. Corey Correlation

- M.B. Standing Correlation

Dalam perhitungannga memakai kedua korelasi tersebut, dipilih hasil yang paling sesuai

dengan data sebenarnya. Data yang paling sesuai adalah grafik kr vs Sw dari korelasi

tersebut yang paling menyerupai data sebenarnya.





3. Bagaimana cara mengukur permeabilitas absolute dan permeabilitas

relative?

Permeabilitas absolute

Untuk dapat mengukur permeabilitas absolute, yaitu dengan cara melakukan percobaan

di laboratorium.

Alat yang digunakan untuk menghitung permeabilitas absolute di laboratorium yaitu:

- Haslerr permeameter

- Gas permeameter

Kedua alat tersebut memiliki prinsip kerja yang sama, yaitu dengan menggunakan 1 jenis

fluida tertentu (dalam hal ini bisa liquid atau gas(jika gas, perlu dikorelasi karena adanya

gas slipage)), maka dilakukan proses pendesakan satu fluida tersebut pada suatu core

sample, kemudian digunakan hukum Darcy.

𝑄 =𝐾𝐴∆𝑃

µ𝐿

Dimana:

- Q = laju alir fluida.

- A = luas permukaan core sample

- ∆P = perbedaan tekanan yang diberikan saat melakukan percobaan

- µ = viskositas fluida

- L = jarak tempuh pendesakan (panjang core)

Permeabilitas relative

Untuk dapat mengukur permeabilitas relative, yaitu dengan cara melakukan percobaan

SCAL (Special Core Analysis)

Persamaan korelasi yang diperlukan untuk menghitung permeabilitas relative ini adalah:

- A.T. Corey Correlation

- M.B. Standing Correlation

Dalam perhitungannga memakai kedua korelasi tersebut, dipilih hasil yang paling sesuai

dengan data sebenarnya. Data yang paling sesuai adalah grafik kr vs Sw dari korelasi

tersebut yang paling menyerupai data sebenarnya





4. Gambarkan kurva Pc vs Sw untuk proses imbibisi dan drainage serta

jelaskan! Apakah aplikasi dari Pc vs Sw di reservoir?

Drainage

Pada saat awal migrasi minyak dari source rock menuju reservoir, minyak mulai

mendesak zona air. Di dalam reservoir yang water wet, maka minyak merupakan fluida

yang non-wetting phase terhadap batuan tersebut, sehingga pada proses ini terjadilah

proses drainage, yaitu proses pendesakan minyak sebagai fluida non-wetting phase yang

mendesak air sebagai fluida wetting phase.

Maka, saat awal proses drainage, saturasi awalnya adalah 100% water, sehingga tampak

seperti pada gambar, yaitu mulai pendesakannya dari sebelah kanan kurva tersebut (saat

Sw = 100%). Saat keadaan tersebut, dibutuhkan tekanan minimal tertentu (yang

direpresentasikan sebagai tekanan kapiler) untuk minyak dapat masuk ke dalam pori-pori

batuan terbesar. Hal ini dikarenakan air lebih suka dengan pori-pori yang kecil, sehingga

minyak masuk melalui pori-pori yang terbesar terlebih dahulu. Tekanan minimal yang

dibutuhkan minyak untuk masuk ke pori-pori terbesar ini disebut threshold pressure.

Minyak terus mendesak air hingga ke pori-pori terkecil, sehingga tekanan kapiler yang

dibutuhkan juga semakin besar. Hingga pada suatu kondisi Swirr, yaitu saturasi air yang

tidak dapat didesak lagi, maka tekanan kapiler yang dibutuhkan untuk mendesak Swirr

ini sangat besar.





Imbibisi

Saat mulai produksi atau saat dilakukan injeksi air, maka yang terjadi di pori-pori adalah

saturasi oil menurun karena terproduksi dan saturasi water meningkat karena melakukan

pendesakan. Maka pada tahapan ini, terjadi proses imbibisi, yaitu proses pendesakan

water sebagai fluida wetting-phase mendesak minyak sebagai fluida non-wetting phase.

Aplikasi pada proses imbibisi ini adalah injeksi air. Dalam proses injeksi air, maka air

mendesak dan melakukan penyapuan kepada minyak sehingga pori-pori terisi air. Pori-

pori ini akn terus terisi air hingga saturasi air maksimal yaitu saat jumlah saturasi oil

menuju Sor (saturasi oil residual yang sudah tidak bisa didesak lagi).





5. Bagaimana cara mendapatkan WOC selain berdasarkan kurva Pc vs Sw

Cara mendapatkan WOC selain berdasarkan kurva Pc vs Sw adalah dengan logging.

Dari logging, yang kita gunakan yaitu adalah resistivity log. Macam-macam resistivity

log yang digunakan yaitu:

- Di Flushed Zone (Rxo) = microlog, micro lateralog, proximity log, MSFL.

- Di Invaded Zone (Ri) = short normal, medium induction log, lateralog-8

- Di Uninvaded Zone (Rt) = Log normal, deep induction log, deep lateralog.

Jika pada zona WBZ dan menggunakan fresh mud, maka bacaan Rxo > Ri > Rt.

Sedangkan pada OBZ dan menggunakan fresh mud, maka bacaan Rxo > Ri < Rt (atau

kurang lebih memiliki nilai yang hamper serupa). Pada kondisi ini jika menggunakan

fresh mud, maka dapat jelas diketahui zona oil dan water dari pembacaan Ri dan Rt.

Jika pada zona WBZ dan menggunakan salt mud, makan bacaan Rxo = Ri = Rt (memiliki

nilai yang serupa). Sedangkan pada zona OBZ dan tetao menggunakan salt mud, maka

bacaan Rxo < Ri < Rt. Pada kondisi ini jika menggunakan salt mud, maka dapat jelas

diketahui zona oil dan water dari pembacaan Ri dan Rt juga.





6. Apakah prinsip dari RFT? Apa saja yang dapat diperoleh dari RFT?

Bagaimana mendapatkan WOC berdasarkan RFT?

Repeat Formation Tester (RFT) ini penggunaannya untuk mengukur tekanan formasi dan

hidrostatik pada kedalaman tertentu.

Dari hasil RFT, dapat ditentukan:

- Estimasi permeability

- Reservoir depletion / over pressure

- Reservoir menerus / terbatas

- Keefisienan water flood

- Density dan kontak fluida formasi

- Kemampuan produksi

- Tekanan fluida yang seimbang.

Dari sampel fluida formasi yang diperoleh (sebanyak 2,75 gallon) tersebut untuk menentukan:

- Perkiraan produksi

- Percent dan jumlah air formasi yang diperoleh

- Water cut

- GOR

- Analisa rinci dari fluida yang diperoleh (PVT)

- Kontak fluida.

Untuk menentukan kontak fluida (dalam hal ini adalah WOC), yaitu dengan mengambil sampel

fluida di atas dan di bawah kontak yang diperkirakan.





7. Apakah yang digambarkan oleh proses imbibisi?

Diatas ini kurva permeabilitas relatif dengan pendesakan imbibisi. Pendesakan imbibisi ini

saturasi air awal = Swirr. Permeabilitas relatif air saat Sw maks tidak bisa mencapai nilai 1

karena air saat proses imbibisi, cenderung memasuki pori-pori berukuran kecil. Pada pori-pori

kecil ini, permeabilitas efektif air juga kecil, sehingga permeabilitas relatifnya juga kecil.





RESERVOIR DAY # 5

1. Apa saja data-data yang diperoleh dari PBU dan PDD?

Data-data yang diperoleh dari PBU

Dari kurva (Pws – Pwf) vs log ∆t, bisa dianalisa area Wellbore Storage (WBS). Daerah

yang kita cari adalah daerah yang bebas WBS. Cara mencarinya yaitu saat grafik mulai

menyimpang, kemudian ditambah 1,5 log cycle dari titik tersebut, maka diperoleh data-

data yang bebas WBS dan koefisien WBS.

Data yang bebas WBS ini nantinya dipakai untuk analisan PBU berikutnya.

Dari analisa Horner Plot, digambar grafik Pws vs Log (𝑡𝑝+∆𝑡

∆𝑡). Plot data-data yang telah

bebas WBS ke dalam kurva tersebut, maka akan diperoleh permeabilitas, Skin,

kehilangan tekanan akibat skin, dan flow effisiensi.

Dari Horner Plot, bisa juga diperoleh P* yang merupakan pendekatan untuk mengetahui

P reservoir. Caranya yaitu dengan ekstrapolasi dari garis lurus hingga Log (𝑡𝑝+∆𝑡

∆𝑡) = 1.

Untuk menentukan tekanan rata-rata dengan menggunakan:

- Metode MBH (Matthews-Brons-Hazebroek)

- Metode MDH (Matthews-Dyes-Hazebroek)

- Metode Dietz

- Metode Ramey dan Cobb

Data-data yang diperoleh dari PDD





Data yang diperoleh dari analisa PDD antara lain:

- Permeabilitas

- Skin

- Pore volume

- Koefisien WBS

- Kehilangan tekanan akibat skin

- Flow efficiency





2. Bagaimana cara mencari nilai Pore Volume? Apakah nilai dari pore volume

dapat ditentukan dalam kondisi transien?

Saat akan menghitung pore volume, hanya bisa ditentukan saat sudah memasuki rezim PSS. Pore

volume tidak bisa dilakukan pada kondisi aliran transien, karena pada transien ini alirannya

masih terganggun WBS dan belum menyentuh batas reservoir.





3. Apa saja asumsi-asumsi yang berlaku untuk PBU? Gambarkan grafik untuk

PBU!

PBU adalah suatu teknik pengujian transien tekanan yang paling dikenal dan banyak

dilakukan orang. Pada dasarnya, pengujian ini dilakukan pertama-tama dengan

memproduksikan sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju aliran yang tetap,

kemudian menutup sumur tersebut (biasanya dengan menutup kepala sumur di

permukaan). Penutupan sumur ini menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagi

fungsi waktu (tekanan yang dicatat ini biasanya adalah tekanan dasar sumur).

Dari data tekanan yang didapat, kemudian dapat ditentukan permeabilitas formasi, daerah

pengurasan saat itu, adanya karakteristik kerusakan atau perbaikan formasi, batas

reservoir bahkan keheterogenan suatu formasi. Dasar analisa pressure build up ini

diajukan oleh Horner, yang pada dasarnya adalah memplot tekanan terhadap suatu fungsi

waktu.

Asumsi-asumsi yang digunakan saat PBU:

- Reservoir homogeny

- isothermal

- Sebelum sumur ditutup, laju alir diproduksikan dengan Q konstan

- Untuk mencari P*, saat ∆t = tak hingga, sehingga Log (𝑡𝑝+∆𝑡

∆𝑡) = 1





4. Mengapa dalam menentukan PBU, sumur harus diproduksikan terlebih

dahulu dengan Q yang konstan? Mengapa kurva menggambarkan PBU

harus menggunakan semi log? Mengapa sumbu x untuk grafik PBU harus

(𝒕𝒑+∆𝒕

∆𝒕) ?

PBU harus diproduksikan dengan Q constant terlebih dahulu supaya diperoleh harga Pwf

yang terus menurun secara kontinu, serta dapat dimasukkan harga Q dengan satu harga

pada rumus sebagai berikut:

Dalam rumus tersebut, bisa diperoleh harga permeabilitas jika telah ada harga laju alir

tertentu.

Landasan teori PBU merupakan dasar dari prinsip super posisi. Mula-mula sumur

diproduksikan dengan laju alir tetap Q selama waktu tp, kemudian sumu ditutup selama waktu ∆t.

𝑃𝑖 − 𝑃𝑤𝑠 = −70.6 𝑞µ𝐵

𝑘𝑕 ln

1688øµ𝐶𝑡𝑟𝑤2

𝑘 𝑡𝑝 +∆𝑡 − 2𝑆 − 70.6

(0−𝑄)µ𝐵

𝑘𝑕 ln

1688øµ𝐶𝑡𝑟𝑤2

𝑘 ∆𝑡 − 2𝑆

Persamaan di atas di susun menjadi:

𝑃𝑤𝑠 = 𝑃𝑖 − 70.6𝑞µ𝐵

𝑘𝑕ln[

𝑡𝑝 +∆𝑡

∆𝑡]

Atau

𝑃𝑤𝑠 = 𝑃𝑖 − 162.6𝑞µ𝐵

𝑘𝑕log[

𝑡𝑝 + ∆𝑡

∆𝑡]

Dari persamaan yang terakhir tersebut, diperlihatkan bahwa Pws shut-in BHP, yang

dicatat selama penutupan sumur, apabila diplot terhadap log [𝑡𝑝 +∆𝑡

∆𝑡] merupakan garis lurus

dengan kemiringan: 𝑚 =162.6𝑞µ𝐵

𝑘𝑕. Atas dasar inilah mengapa kurva PBU digambarkan dengan

kurva semilog dan sumbu x itu adalah log [𝑡𝑝 +∆𝑡

∆𝑡].





5. Kenapa terdapat gradient yang berbeda pada PBU, padahal sumur ditutup

dan gradient disebabkan oleh peridoe transien dan PSS yang terjadi jika

fluida mengalir?

: 𝑚 =162.6𝑞µ𝐵

𝑘𝑕

Dalam PBU, bisa terjadi gradient yang berbeda-beda. Hal ini bisa disebabkan karena

factor yang mempengaruhi nilai gradient tersebut antara lain:

- Permeabilitas formasi

- Viskositas fluida

- Formation Volume Factor

- Laju alir fluida sebelum sumur ditutup

- Ketebalan formasi yang dianalisis

6. Apakah itu Dietz Shape Factor?

Dietz Shape Factor adalah factor dimensionless yang mendefinisikan aliran di berbagai

geometri reservoir.

7. Apakah persamaan yang digunakan untuk mendapatkan nilai Dietz Shape

Factor?

Penggunaan Dietz Shape Faktor:

1. Lamanya waktu suatu reservoir bertindak seolah-olah tanpa batas sehingga solusi

dengan fungsi Ei dapat digunakan. Untuk ini, digunakan “Use Infinite-System

Solution With Less Than 1% Error for tDA”. Waktu yang dimaksudkan adalah:

𝑡 <øµ𝐶𝑡𝐴𝑡𝐷𝐴

0.000264𝑘

2. Waktu yang diperlukan untuk solusi PSS memprediksikan penurunan tekanan dengan

kesalahan ±1%. Untuk itu digunakan “Less Than 1% Error for tDA”, dimana,

𝑡 >øµ𝐶𝑡𝐴𝑡𝐷𝐴

0.000264𝑘

3. Saat dimana solusi PSS dapat digunakan secara pasti, digunakan “Exact for tDA”





8. Apakah yang dimaksud dengan P*? Saat kapan P* didapat?

P* merupakan pendekatan dari tekanan reservoir yang diperoleh dari analisa Horner plot

pada tes PBU.

P* diperoleh dari analisa tes PBU dengan ∆t = tak hingga karena asumsinya sumur

ditutup dengan waktu yang sangat lama supaya diperoleh tekanan yang serupa dengan

tekanan reservoir. Jika ∆t = tak hingga, maka Log (𝑡𝑝+∆𝑡

∆𝑡) = 1.

Dari bentuk grafik yang lurus seperti pada gambar di bawah, untuk mendapatkan tekanan

saat Log (𝑡𝑝+∆𝑡

∆𝑡) = 1, maka perlu dilakukan ekstrapolasi, sehingga dapat diperoleh harga

P*.





PRODUKSI DAY # 1

1. Apa yang kamu ketahui tentang teknik produksi?

Di dalam teknik perminyakan, teknik produksi adalah ilmu yang mempelajari bagaimana

menangani pengelolaan operasi produksi hidrokarbon.

Yang menjadi pokok bahasan di dalam teknik produksi adalah :

a. Produktivitas Formasi

b. Aliran Fluida Dalam Pipa Vertikal/Horizontal

c. Aliran Fluida dalam Choke

d. Proses Pemisahan Fluida Reservoir

e. Upaya Optimasi Produksi

f. Metode-metode Artificial Lift

g. Permasalahan dalam Teknik Produksi dan cara mengatasi permasalahan

Proses produksi hidrokarbon dari reservoir menuju ke separator secara garis besar adalah sebagai

berikut :

- Pertama-tama fluida hidrokarbon mengalir dari reservoir menuju lubang sumur. Aliran dari

reservoir menuju lubang sumur ini tergantung dari produktivitas formasi.

- Selanjutnya fluida mengalir dari dasar lubang sumur hingga ke permukaan melalui pipa

vertikal. Setelah sampai di permukaan, fluida mengalir melalui pipa horizontal. Di dalam

pipa vertikal maupun horizontal fluida mengalami kehilangan tekanan.

- Laju alir fluida yang mengalir bisa diatur dengan menggunakan choke

- Setelah sampai di separator, fluida dipisahkan antara liquid dan gas.

Untuk memperoleh keuntungan yang maksimum, perlu dilakukan optimasi produski. Misalnya

pemilihan diameter pipa, pemilihan ukuran choke, letak surface facilities.

Dengan menggunakan artificial lift, fluida di dalam sumur semakin mudah terangkat hingga ke

permukaan, sehingga laju produksi dapat meningkat. Contoh dari metode artificial lift

diantaranya Sucker Rod Pump, Electric Submersible Pump, dan Gas Lift.

Di dalam proses produksi juga bisa terjadi permasalahan-permasalahan. Misalnya laju produksi

yang menurun, produksi pasir, produksi gas yang berlebihan, produksi air yang berlebihan,

penyumbatan di tubing dan flowline. Sehingga perlu dicari solusi untuk mengatasinya.





2. Bagaimanakah gambar dari sistem produksi?





3. Apa yang dimaksud dengan subsistem? Jelaskan mengenai subsurface dan

surface!

Subsistem adalah bagian dari sistem. Sistem bisa dibagi menjadi beberapa subsistem yang saling

berkaitan untuk mencapai satu tujuan tertentu. Keseluruhan dari sistem bisa saja terlalu besar

untuk dirinci, untuk itulah diperlukanya pembagian menjadi subsistem-subsistem.

Di dalam sistem produksi, dapat dikelompokkan menjadi beberapa subsistem

- Wellbore subsystem :

interval perforasi, tubing, dan packer.

- Wellhead subsystem :

Wellhead, choke, pressure gauge

- Separator subsystem

Separator, manifold, pressure gauges, flow metering

Subsistem yang berada di bawah permukaan (subsurface) adalah wellbore subsystem. Sedangkan

yang termasuk di atas permukaan (surface) adalah wellhead subsystem dan separator subsystem

Seluruh subsistem tersebut semuanya saling berkaitan, dan kesemuanya berpengaruh terhadap

production performance.





4. Apakah yang dimaksuh dengan nodal analisis? Gambarkan!

Nodal Analisis adalah metode analitis yang digunakan untuk optimasi produksi dengan

menganalisa pertemuan antara dua kelakuan aliran yang berbeda.

Dua kelakuan aliran yang berbeda bisa dipengaruhi oleh:

- Media aliran (batuan reservoir, pipa, choke, pompa, manifold)

- Dimensi media aliran (diameter, jari-jari reservoir, permeabilitas dan porositas)

- Fluida yang mengalir (GLR, laju alir, Water Cut)





5. Bagaimana bentuk fisik nodal analysis?

Bentuk fisik dari nodal analisis adalah dua kelakuan aliran yang berbeda.

Dua kelakuan aliran yang berbeda bisa dipengaruhi oleh:

- Media aliran (batuan reservoir, pipa, choke, pompa, manifold)

- Dimensi media aliran (diameter, jari-jari reservoir, permeabilitas dan porositas)

- Fluida yang mengalir (GLR, laju alir, Water Cut)





6. Bagaimana cara mendesain optimalisasi produksi dengan metode nodal

analisis?

Cara mendesain optimasi produksi dengan metode nodal analisis adalah dengan membuat

kurva inflow dan outflow. Perpotongan dari kedua kurva tersebut adalah titik operasi

(operational point) pada laju alir dan tekanan tertentu. Perlu dilakukan sensitivitas untuk

merubah titik potong antara kedua kurva sehingga didapatkan laju alir optimum.

Pada titik nodal di dasar sumur, bisa dicari ukuran tubing yang optimum

Pada titik nodal di kepala sumur, bisa dicari ukuran flowline dan ukuran tubing yang

optimum





Pada titik nodal di gas lift valve, bisa dicari GLR yang optimum

Pada titik nodal di tubing tappered, bisa dicari ukuran tubing yang optimum





7. Dari nodal analisis, apakah q optimum ataukah q maksimum yang

didapatkan?

Nodal Analisis adalah metode analitis yang digunakan untuk optimasi produksi dengan

menganalisa pertemuan antara dua kelakuan aliran yang berbeda.

Dua kelakuan aliran yang berbeda ini bisa dibuat kurva inflow dan outflow. Dari titik

potong antara kurva inflow dan outflow yang didapatkan bukanlah q maksimum, tetapi q

optimum.

Untuk mendapatkan berapakah nilai q maksimum tidak perlu dilakukan nodal analisis.

Dengan mengambil titik nodal di dasar sumur, q maksimum didapatkan dari perpotongan

antara kurva IPR dengan sumbu x. Atau q maksimum adalah harga q saat Pwf = 0





8. Apakah yang dimaksud dengan IPR? Bagaimana cara mendapatkannya? Apa

saja jenis IPR beserta asumsinya? Faktor apa saja yang mempengaruhi IPR?

dan bagaimana kurva IPR dapat berubah?

IPR adalah persamaan matematis yang digunakan di dalam teknik produksi untuk

mengkarakterisasikan aliran minyak, gas, dan air dari reservoir menuju sumur.

Dari welltest, bisa diperoleh tekanan reservoir, laju alir saat harga Pwf tertentu, dan fasa

dari fluida yang mengalir. Sehingga dengan welltest bisa meng-generate IPR.

Contoh jenis IPR :

a. Single Phase IPR

(asumsi fluida yang mengalir 1 fasa liquid)

b. IPR vogel

Asumsi : Mekanisme produksi Solution Gas Drive, Tidak ada produksi air, Tekanan

reservoir dibawah bubble point

Yang mempengaruhi kurva IPR :

- Kondisi reservoir (Pressure)

- Tipe fluida (Gas, Oil and Water)

- Multiphase flow ( Gas-Oil ; Oil-Water)

- Reservoir geometri ( Thickness)

- Reservoir Configuration / shape

- Rock heterogeneity

- Rock type (Carbonate, sandstone)

- Layering (Berlapis lapis; layer tidak sama)

- Reservoir size ( 18 acre, 24 acre) and patterns ( 5-Spot, 7-spot, 9-Spot)

- Drive mechanism (WD, GC, Solution gas)

- Well orientation ( Vertical, inclines, horizontal)

- Well spacing

- Well completion (Open hole, commingle)

- Perforasi

wfppPIq

2

max

8.02.01

p

p

p

p

q

q wfwf





Dengan penurunan tekanan reservoir, kurva IPR makin turun.

IPR juga bisa berubah karena dilakukan stimulasi. Dengan dilakukan stimulasi, kurva IPR

bisa naik.





PRODUKSI DAY # 2

1. Apakah TPR bisa berubah? Faktor apa saja yang mempengaruhinya?

Kurva TPR dapat berubah. Dengan melakukan sensitivitas terhadap ukuran choke, diameter

tubing, dan GLR, dapat dirubah kurva TPR sehingga bisa diperoleh laju alir yang optimum.

a. Ukuran choke. Semakin kecil ukuran choke kurva TPR makin bergeser ke kiri

b. Ukuran diameter tubing. Makin besar ukuran diameter tubing, kurva TPR makin

bergeser ke kanan.

c.

d.

e.

f.

g.

h.

c. GLR. Makin besar GLR, kurva TPR makin ke kanan. Namun GLR memiliki nilai

optimum. Apabila GLR terlalu besar, justru hanya gas yang mengalir.





2. Bagaimana cara memilih kurva TPR untuk mendapatkan produksi yang

optimum?

Produksi yang optimum memiliki rule of thumb Qopt besarnya adalah (40% hingga

60%) dari AOF. AOF kepanjangan dari absolute open flow, yaitu nilai Q saat Pwf = 0

Dengan mengoptimasi diameter tubing, GLR, dan ukuran choke, diperoleh kurva TPR

yang perotonganya menghasilkan Q yang bernilai 40% hingga 60% dari AOF.

Angka 40% hingga 60% diperoleh dari pengalaman di lapangan. Dimana apabila laju alir

kurang dari 40% dari AOF, maka minyak yang diproduksi terlalu sedikit dan hasilnya

kurang menguntungkan. Kemudian apabila laju alir lebih besar dari 60%, laju alir yang

diproduksikan sangat besar, sehingga membutuhkan surface facilities yang lebih besar.

Padahal seiring berjalanya waktu, tekanan reservoir turun sehingga titik perpotongan

kurva IPR juga turun. Dan laju alir juga turun. Pemilihan surface facilities yang terlalu

besar menjadi tidak tepat.





3. Apa yang harus dilakukan untuk mengoptimasi produksi dari kurva TPR?

Selain dari pertimbangan Q operating adalah sama dengan (60% hingga 80%) dari AOF,

perlu diperhatikan juga bagaimana efek dari penambahan ukuran diameter tubing dan

penambahan GLR terhadap laju alir yang diperoleh.

Dengan penambahan ukuran diameter tubing, kurva TPR cenderung bergeser ke kanan.

Dan laju alir yang diperoleh makin besar. Namun ada suatu harga diameter yang

optimum dimana apabila digunakan tubing yang diameternya lebih besar justru laju

alirnya menjadi tidak stabil karena efek dari gas slip. Karena dengan diameter yang

sangat besar, gas lebih mudah mengalir dan menghambat aliran dari minyak.

Begitu juga dengan GLR. Dengan penambahan GLR, fluida cenderung lebih mudah

terangkat. Namun terdapat harga GLR yang optimum dimana apabila GLR lebih besar,

maka total masa fluida yang mengalir semakin banyak, sehingga pressure drop justru

lebih besar. Karena pressure drop fungsi dari massa.





4. Kenapa tubing harus digunakan pada saat produksi?

Apabila terdapat beberapa lapisan produktif di dalam sumur yang di dalam produksinya

fluida memiliki property yang berbeda, maka harus digunakan tubing.

Diameter dari tubing juga berpengaruh terhadap laju alir. Apabila digunakan casing,

belum tentu laju alir yang diasilkan adalah laju yang optimum.

Sedangkan apabila digunakan tubing, bisa diperoleh laju alir yang optimum. Di sebelah

kiri diameter optimum tubing, fluida makin mudah mengalir dengan bertambahnya

diameter tubing. Namun di sebelah kanan diameter optimum, efek aliran multifasa lebih

dominan. Dengan makin besarnya ukuran diameter tubing, makin mudah terjadi gas slip.

Gas lebih mudah mengalir dibandingkan liquid.





5. Bagaimanakah cara mendesain tubing?

Yang perlu diperhatikan di dalam mendesain tubing adalah

a. Kedalaman tubing. Tubing shoe didesain di dekat zona perforasi.

Apabila tubing terletak di bawah zona perforasi, aliran di sekitar zona perforasi

menjadi turbulen sehingga laju menjadi tidak optimum. Sedangkan apabila tubing

shoe diletakkan terlalu ke atas, maka pressure drop yang ditimbulkan juga besar

karena terjadi kehilangan tekanan akibat dari perubahan energy kinetik. Kehilangan

tekanan ini akibat dari fluida yang tadinya mengalir dari dalam casing yang

diameternya besar menuju tubing yang diameternya kecil.

b. Dipilih tubing yang mampu menahan beban burst dan tension.

Burst ditimbulkan oleh tekanan internal dari fluida yang mengalir di dalam tubing.

Apabila tubing tidak mampu menahan beban burst, maka tubing bisa pecah.

Sedangkan beban tension timbul akibat dari berat tubing itu sendiri. Makin panjang

tubing yang digunakan, makin besar beban tension yang diderita oleh tubing.

c. Diameter tubing yang optimum.

Di sebelah kiri diameter optimum tubing, fluida makin mudah mengalir dengan

bertambahnya diameter tubing. Namun di sebelah kanan diameter optimum, efek

aliran multifasa lebih dominan. Dengan makin besarnya ukuran diameter tubing,

makin mudah terjadi gas slip. Gas lebih mudah mengalir dibandingkan liquid.





6. Bagaimana pengaruh GLR pada kurva TPR? Apakah ada nilai optimumnya?

Jika ada, mengapa?

Pada harga GLR = 0, fluida seluruhnya liquid. Pada saat ini friksi kecil, harga Pwf (intake

pressure) besarnya hampir sama dengan tekanan hidrostatik dari liquid.

Ketika GLR mulai meningkat, fluida menjadi lebih ringan sehingga tekanan hidrostatik

turun. Efek tersebut terus berlanjut seiring meningkatnya GLR. Namun pressure drop

oleh friksi juga mulai meningkat sedikit demi sedikit dikarenakan meningkatnya laju total

masa dari fluida yang mengalir.

Di dalam kurva IPR-TPR, penambahan harga GLR akan menaikkan laju alir yang

diperoleh. Tetapi apabila GLR melebihi GLR yang optimum, justru menghaslkan kurva

TPR yang bergeser ke kiri dan laju alir minyak yang diperoleh makin kecil.





7. Bagaimana pengaruh diameter dan GLR terhadap besarnya nilai friksi?

Pada harga GLR = 0, fluida seluruhnya liquid. Pada saat ini friksi kecil, harga Pwf (intake

pressure) besarnya hampir sama dengan tekanan hidrostatik dari liquid.

Ketika GLR mulai meningkat, fluida menjadi lebih ringan sehingga tekanan hidrostatik

turun. Efek tersebut terus berlanjut seiring meningkatnya GLR. Namun pressure drop

oleh friksi juga mulai meningkat sedikit demi sedikit dikarenakan meningkatnya laju total

masa dari fluida yang mengalir.

Hingga pada suatu waktu, terjadi perubahan dimana pressure drop oleh friksi mulai

dominan. Dengan membuat plot hubungan antara Pwf dengan GOR, didapatkan GOR

optimum pada saat harga Pwf paling kecil

Di dalam kurva IPR-TPR, penambahan harga GLR akan menaikkan laju alir yang

diperoleh. Tetapi apabila GLR melebihi GLR yang optimum, justru menghaslkan kurva

TPR yang bergeser ke kiri dan laju alir minyak yang diperoleh makin kecil.





PRODUKSI DAY # 3

1. Bagaimanakah gambar dari konfigurasi pompa!





PCP System

2. Jenis pompa apa saja yang cocok untuk masalah kepasiran?

a. PCP





PCP memanfaatkan rotor berupa batang spiral dan juga stator sebagai wadahnya yang

juga berbentuk spiral. Rotor berputar sehingga mampu mengangkat fluida. Dengan

diproduksikanya pasir, tidak akan merusak stator dan rotornya.

b. Gas lift

Gas lift memiliki prinsip menginjeksikan gas melalui valve yang terletak di annulus

antara tubing dengan casing. Sehingga apabila pasir terproduksi bersama minyak di

dalam tubing, gas lift valve tidak akan rusak.





3. Apa pertimbangan digunakannya ESP? Apakah kelebihan dan kekurangan

dari ESP?

Pertimbangan di dalam penggunaan ESP, perlu diperhatikan kelebihan dan

kekuranganya. Yaitu :

Kelebihan ESP :

a. Mampu mengangkat minyak dengan laju produksi yang sangat tinggi, yaitu 4000

bfpd dari kedalaman 4000 ft dengan 240 HP.

b. Mampu digunakan pada sumur yang miring.

c. Untuk produksi di offshore, ESP sangat baik pemaikaianya.

d. Tidak menghasilkan suara yang menimbulkan bising, apabila esp digunakan di daerah

yang padat penduduk.

e. Cocok digunakan pada reservoir dengan tekanan yang tinggi dan dengan laju alir

yang tinggi.

f. Cocok pada reservoir yang sumber pendorongnya adalah strong water drive reservoir

ataupun operasi waterflood yang banyak produksi air.

Kekurangan ESP :

a. Harga ESP relatif mahal

b. Laju produksinya tidak flexible untuk dirubah-rubah

c. Tidak cocok apabila tekanan reservoir rendah.

d. Apabila gas ikut terproduksi, ESP kurang baik untuk digunakan

e. Tidak bisa menghandle pasir yang ikut terproduksi





4. Kemanakah dialirkannya gas pada pemakaian ESP?

Pada ESP yang konvensional, gas ikut diproduksikan bersama liquid melalui impeller dan

diffuser. Sehingga apabila GLR yang terproduksi sangat tinggi dapat menyebabkan

impeller berputar tidak optimal.

Untuk itulah saat ini dibuat gas separator di dalam intake sehingga gas bisa dipisahkan

dan dialirkan melalui annulus. Sedangkan liquid dari intake masuk melalui impeller dan

diffuser dan diangkat ke atas.





5. Kenapa ESP tidak dapat digunakan pada reservoir dengan temperatur

tinggi? Dan berapakah batasanya?

ESP biasanya hanya bisa tahan hingga temperature 250 F. Hal ini dikarenakan oleh kabel

yang digunakan untuk menghantarkan listrik dari permukaan hingga ke motor di bawah

permukaan. Apabila temperature reservoir lebih tinggi dari itu, kabel mengalami

kerusakan dan pompa ESP mengalami kerusakan.





6. Bagainamana bentuk kurva TPR ketika menggunakan ESP?

Gambar dibawah ini merupakan contoh bentuk dari kurva TPR dengang penggunaan

pompa ESP (Electric submersible Pump), dengan parameter perubahan kurva TPR nya

bergantung pada jumlah stage pompa yang digunakan, bisa dilihat pada grafik jumlah

stage yang beragam mulai dari 150 stages hingga 400 stages, semakin banyak jumlah

stages pompa yang digunakan maka akna semaki besar juga discharge pressure yang

dihasilkan, sehingga grafik TPR nya akan bergerak ke arah kanan, sedangkan kurva IPR

nya akan tetap karena tidak dipengaruhi oleh jumlah stage pompa yang akan digunakan.





7. Bagaimana cara menentukan laju injeksi gas yang optimum pada gas lift?

Pertama-tama buat kurva IPR-TPR dengan melakukan sensitivitas terhadap kurva GLR

GLR pada kurva di atas adalah GLR-total, Dengan mengalikan GLR total (scf/stb)

dengan laju produksi liquid (stb/d) didapatkan laju total gas yang diproduksikan.

Untuk mengetahui berapa besar pengaruh dari laju injeksi gas dari gas lift terhadap laju

produksi, laju gas total yang diproduksikan dikurangi dengan laju gas dari

formasi.Kemudian plot Qg-inj vs Qliquid

Plot Qg-inj vs Qliquid disebut gas lift performance curve (GLPC)

Dari plot tersebut, dapat dianalisa berapa economical flow rate nya.

0

500

1000

1500

2000

2500

0 200 400 600 800 1000

Laju Produksi, stb/d

Tek

an

an

Alir

Da

sa

r S

um

ur,

psi

IPR

200 scf/stb

400 scf/stb

600 scf/stb

800 scf/stb

1000 scf/stb

1200 scf/stb





8. Apa pengaruh dari terlalu besarnya q yang diinjeksikan pada gas lift?

Jika q yang diinjeksikan melebihi q optimum, justru gas yang terproduksi adalah gas dari

yang diinjeksikan itu sendiri, sedangkan fluida dari formasi justru berkurang laju alirnya.

Dari flow regime aliran multifasa, yang paling baik mengalir adalah bubble flow dan slug

flow karena liquid ringan dan cenderung mudah terangkat, namun apabila gas makin

banyak justru hanya gas yang mengalir.

0

100

200

300

400

500

600

700

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

Perbandingan Gas-Cairan, scf/stb

Laj

u P

rodu

ksi,

stb





PRODUKSI DAY # 4

1. Bagaimanakah cara kerja dari gas lift? Apa prinsipnya? dan apa

kekurangannya?

Cara kerja gas lift adalah dengan menginjeksikan gas melalui gas lift valve. Dengan

injeksi gas tersebut, maka GLR di tubing bertambah. Dengan bertambahnya GLR, fluida

di dalam tubing menjadi lebih ringan. Sehingga minyak lebih mudah terangkat.

Kekurangan dari gas lift adalah

a. Kompresor yang digunakan untuk menginjeksikan gas harganya sangat mahal.

b. Dengan menggunakan gas lift, Tidak bisa digunakan ukuran tubing yang diameternya

besar. Karena apabila diameter yang digunakan besar, terjadi gas slip dimana gas

lebih mendahului liquid saat mengalir hingga ke permukaan.

c. Apabila tekanan reservoir terlalu rendah, kerja dari gas lift menjadi tidak optimal

karena fluida yang mengalir ke lubang sumur terlalu sedikit.Terdapat rule of thumb

bahwa tekanan reservoir yang dibutuhkan untuk menghasilkan laju alir yang optimum

di dalam pengoperasian gas lift adalah harus lebih besar dari 100 psi/ft. Sehingga

apabila kedalaman sumur adalah 10000 ft, maka tekanan reservoir minimum adalah

1000 psi.

d. Bunyi kompresor di permukaan menimbulkan kebisingan





2. Pada kondisi seperti apa gas lift cocok untuk digunakan? dan bagaimana

cara mendisainnya?

Gas lift cocok digunakan apabila :

a. Sumur directional ataupun horizontal. Artificial lift yang lain kurang cocok untuk

sumur directional ataupun horizontal. Gas lift paling banyak digunakan di offshore.

b. Reservoir juga memproduksikan gas, sehingga gas yang terproduksi dapat dipakai

untuk injeksi melalui gas lift.

c. Gas lift cocok untuk masalah kepasiran. Karena gas lift valve terletak di annulus,

bukan di dalam tubing.

d. Laju produksi minyak dari reservoir ke lubang sumur sangat besar. Dengan

dipakainya gas lift, laju pengangkatan dapat

Cara mendesain gas lift:

Yang perlu diperhatikan di dalam mendesain gas lift adalah :

a. Laju injeksi optimum

b. Kedalaman unloading valve dan gas lift valve

Dari kurva GLR injeksi vs Laju produksi, pilih GLR injeksi yang optimum yaitu yang

menghasilkan laju produksi yang maksimum.

0

100

200

300

400

500

600

700

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

Perbandingan Gas-Cairan, scf/stb

Laju

Pro

du

ksi, s

tb





Desain Kedalaman Unloading Valve :

Urutan langkah yang harus diketahui & dilakukan adalah sbb:

Point of Injection (POI).

Gradien gas injeksi (Pso & Pko); Pko adalah gradient gas injeksi kick-off, yaitu ketika flowline

gas pertama kali dibuka.

Gradien Killing Fluid (GKF).

Gradien aliran tubing (Tubing Line); garis ini diperoleh dengan menghubungkan titik tekanan

di POI dan Pwh. Garis ini menunjukkan gradient fluida yang berada di dalam tubing

(pendekatan).

Menarik garis mendatar dari perpotongan GKF dengan Pko sampai memotong Tubing Line.

Dari titik perpotongan ini, kemudian di tarik lagi garis yang sejajar dengan GKF sampai

memotong Pso.

Begitu seterusnya sampai mencapai POI.

Titik-titik kedalaman di setiap titik perpotongan GKF dengan Pso (& Pko di awal) adalah

posisi-posisi valve untuk unloading.





3. Apakah yang dimaksud dengan PCP? Bagaimanakah cara kerjanya?

Progressive Cavity Pump atau biasa disebut pompa PCP merupakan salah satu alat dari artificial

lift untuk meningkatkan laju produksi dalam industri perminyakan. Sejarah PCP dimulai pada

akhir tahun 1920-an dimana Seorang warga Perancis Rene Moineau mendesain rotary compresor

dengan sistem mekanisme rotasi baru yang digunakan untuk penggunaan tekanan fluida yang

bervariasi. Dia menamakan alatnya sebagai “Capsulism”. Di pertengahan tahun 1950-an, prinsip

PCP diaplikasikan untuk aplikasi motor hidrolik yang berbanding terbalik dengan penggunaan

PCP.

Kemudian pada tahun 1980-an, PC pump digunakan sebagai metode artificial lift, lebih dikenal

sebagai pompa alternatif dari metode pengangkatan konvensional yang umumnya dipakai dalam

industri perminyakan. Sekarang PC pump digunakan untuk pengangkatan fluida dengan

kedalaman lebih dari 2000 meter. Alat ini menawarkan banyak keuntungan dibandingkan

peralatan pengangkatan traditional. Tentunya, yang lebih penting adalah biaya produksi yang

lebih rendah per barrelnya.

Prinsip Kerja

PC Pump bekerja dengan mengandalkan 2 elemen utama yang telah dijelaskan seperti diatas.

PCP memanfaatkan rotor berupa batang spiral dan juga stator sebagai wadahnya yang juga

berbentuk spiral. Rotor berputar sehingga mampu mengangkat fluida. Dengan diproduksikanya

pasir, tidak akan merusak stator dan rotornya.

Adapun Motor drive sebagai prime mover (penggerak) berada di permukaan yang menggerakkan

rotor di lubang sumur. Pompa (rotor & stator) berada dibawah lubang perforasi untuk

memastikan bahwa pompa berada dibawah fluid level untuk mengantisipasi loss flow yang

terjadi. Fluida mengalir kedalam stator dan terus mengair melalui tubing hingga ke permukaan.





4. Apakah yang dimaksud dengan jet pump? Bagaimanakah cara kerjanya?

Jet pump adalah pompa yang prinsipnya adalah menginjeksikan fluida pendorong untuk

mengangkat cairan dari tempat yang sangat dalam. Fluida dipompakan ke dalam sumur

bertekanan tinggi lalu disemprotkan lewat nozle ke dalam kolom minyak. Melewati

lubang nosel, fluida ini akan bertambah kecepatan dan energi kinetiknya sehingga

mampu mendorong minyak sampai ke permukaan. Perubahan tekanan dari nozzle yang

disebabkan oleh aliran media digunakan untuk membawa cairan tersebut ke atas (prinsip

ejector). Media yang digunakan dapat berupa cairan maupun gas. Pompa ini tidak

mempunyai bagian yang bergerak dan konstruksinya sangat sederhana. Keefektifan dan

efisiensi pompa ini sangat terbatas.

Jet pump juga biasa digunakan untuk

sumur air. Justru pompa air di pasaran di

kenal dengan nama jet pump. Fluida

yang digunakan adalah air itu sendiri,

sehingga kalau jet pump mati, orang

suka mengenal istilah memancing.

Artinya fluida yang digunakan untuk

menginjeksi diisikan terlebih dahulu.





5. Apa yang dimaksud dengan formation damage?

Formation Damage terjadi bila konduktivitas fluida di sekitar formasi berkurang akibat turunnya

permeabilitas di sekitar sumur dari harga mula-mula di formasinya. Type penyebabnya adalah :

a) clay swelling

b) particle plugging, dan

c) pengendapan asphaltene atau paraffin

Clay Swelling: Disebabkan oleh fresh water atau filtrat lumpur pemboran merembes ke formasi

yang mengandung shale seperti montmorillonite misalnya yang berlapis-lapis. Sekali swelling

terjadi, sukar sekali untuk menaikkan kembali permeabilitas dengan mengganti sistem lumpur ke

lumpur asin (salt water mud) dan kalau naik kembali, tidak akan kembali ke harga permeabilitas

semula.

Particle Plugging :

Partikel di lumpur pemboran atau semen dapat menyebabkan tertutupnya pori-pori batuan di

sekitar lubang bor. Selain itu terdapat grup clay illite (seperti rambut) dan kaolinite (juga

berlapis) yang akan bergerak partikelnya (migrasi) dan menutup lubang pori-pori kalau clay

tersebut tersentuh oleh filtrat fresh water mud, baik silika maupun claynya sendiri. Jenis clay lain

seperti chlorite (jarang terdapat) akan bereaksi dengan HCl dan membentuk silika gel yang juga

akan menutup pori-pori. Selain itu pengendapan scale oleh calcium carbonate, calcium sulfate,

barium sulfate juga dapat terjadi di formasi selain di lubang sumurnya sendiri.

Emulsion Blocking :

Dalam hal ini pori-pori tetap terbuka akibat emulsi yang sukar bergerak. Jarang terjadi baik fasa

minyak atau air di keduanya berasal dari formasi. Umumnya akibat minyak diinjeksikan, lumpur

bor/filtrate atau injeksi air ke formasi, emulsi dengan viskositas sampai 15000 cp dapat terjadi

sehingga dapat menghambat produksi. Dari studi laboratorium terbukti bahwa alkaline water

seperti filtrat semen/lumpur yang kontak dengan minyak tertentu dapat menghasilkan emulsi.

Emulsi ini dapat stabil terutama dengan adanya padatan seperti butiran silika atau clay yang

terlepas.





6. Bagaimana proses sweetening gas?

Proses Sweetening gas adalah dengan metode Batch

Caranya adalah melalui material yang murah, tidak beracun yang memiliki kapasitas

tinggi untuk menyerap dan menghasilkan buangan yang cocok dengan lingkungan.

Material yang murah contohnya adalah Caustic Soda, Iron sponge, Slury encer.





7. Sebutkan zat-zat pengotor pada gas?

Air, H2S, Sulfur, RSH, CO2.

Sudah ada regulasi dari pemerintah di dalam penjualan gas. Gas harus memenuhi

Kriteria-kriteria dimana zat pengotornya harus sangat kecil.





8. Jelaskan surface facility untuk oil, gas, dan water?

Pertama-tama hidrokarbon mengalir dari wellhead menuju separator. Selain hidrokarbon,

bisa saja air dan pasir juga ikut terproduksi. Di dalam separator, antara gas, minyak, air,

dan pasir dipisahkan. Fasa yang paling berat yaitu pasir berada di tempat yang paling

bawah, kemudian diatasnya ada air, kemudian minyak, dan yang paling atas adalah gas.

Gas dialirkan dan ditreatment supaya tidak mengandung hydrat dan condensate (uap air).

Kemudian gas tersebut bisa dijual ataupun diinjeksikan kembali.

Minyak dari separator juga dibersihkan hydratnya. Kemudian gas H2S juga dibersihkan,

setelah stabil minyak bisa dijual.

Air dari separator masih mengandung sedikit minyak. Untuk itu harus dibersihkan

supaya apabila dibuang di lingkungan tidak menyebabkan kerusakan. Dan apabila

digunakan untuk injeksi waterflood, bisa bekerja optimal.

Pasir yang keluar dari separator, dibersihkan kembali sehingga apabila dibuang tidak

merusak lingkungan.





PRODUKSI DAY # 5

1. Sebutkan Jenis-jenis separator ? Bagaimana cara mendesainnya dan

bagaimana optimasinya?

Jenis-jenis Separator :

a. Separator vertikal

b. Separator Horizontal :





c. Separator Spherical :

Separator pada umumnya beroperasi dengan menggunakan prinsip pengurangan tekanan

agar terjadi pemisahan gas dan cairan dari aliran inlet.

Agar dapat berfungsi dengan baik, separator harus didesain :

a. Mengatur dan menghamburkan energi dari aliran sumur pada saat memasuki separator

dan dapat mengurangi kcepatan gas dan cairan sehingga cukup rendah untuk pemisahan

gravitasi dan kesetimbangan uap-cairan.

b. Membuang cairan dari gas pada bagian pemisahan utama

c. Memiliki ruang pengendapan yang besar, volume yang cukup besar untuk memperbaiki

pemisahan utama dengan cara membuang cairan yang tertahan dari gas dan mengatasi

slug cairan (biasanya diketahui sebagai cairan yang bergelombang).

Yang perlu dioptimasi adalah :

1. Tekanan separator. Terdapat titik optimum dimana perubahan tekanan dan temperatur

tidak akan meningkatkan perolehan cairan dari separator.

2. Panjang, dan tinggi separator perlu dioptimasi sehingga antara cairan dan minyak dapat

terpisah dengan baik sesuai dengan laju alir dari fluida yang masuk. Makin besar laju alir

yang masuk, makin besar ukuran separator.





2. Jelaskan apa itu LPG, LNG, GTL, dan CNG? Apa saja kandungannya, cara

pembuatannya beserta kegunaanya?

Dari Nama

LNG : Liquified Natural Gas

LPG : Liquified Petroleum Gas

CNG : Natural Compressed Gas

GTL: Gas-To-Liquid

Asal

LNG : Gas alam

LPG : Minyak bumi

CNG : Gas alam

GTL: Gas alam

Komponen

LNG : >90% methane, sisanya ada ethane, propane, dll

LPG : mostly propane, oleh sebab itu di luar negeri LPG lebih populer dengan sebutan

propane

CNG : sama seperti LNG, Cuma komponen H2O dipastikan sudah dibuang

GTL: merupakan konversi gas alam menjadi methanol, dimethyl ether (DME), middle

distillates (diesel and jet fuel), specialty chemicals dan waxes

Proses Produksi

LNG : didinginkan sampai temperatur −260 °F (−160 °C) pada tekanan atmosferik

sampai berkondensasi menjadi liquid

LPG : dari fraksionasi minyak bumi. LPG adalah produk atas (top product)

CNG : gas alam dikompresi sampai 3600 psig

GTL: gas alam dikonversi menjadi senyawa yang dimaksudkan dengan proses tertentu

Kegunaan

LNG : gas ke industri, BBG

LPG : BBG (dapur, transportasi)

NGL : gas ke industri

CNG : BBG

GTL: bervariasi (tergantung senyawa yang dihasilkan)





3. Apa perbedaan utama dari premium, pertamax, pertamax plus, dan solar?

Premium, pertamax, dan pertamax plus sama-sama merupakan bensin, tetapi berbeda

nilai oktanya.

Premium memiliki nilai oktan 88

Pertamax memiliki nilai oktan 92

Sedangkan pertamax plus memiliki nilai oktan 95

Oktan adalah angka yang menunjukkan berapa besar tekanan maksimum yang bisa

diberikan di dalam mesin sebelum bensin terbakar secara spontan. Di dalam mesin,

campuran bensin dan udara (berbentuk gas) bisa terbakar sendiri secara spontan sebelum

terkena percikan api dari busi.

Jadi, semakin tinggi angka oktannya, semakin lama bensin itu terbakar spontan.

Pembakaran spontan ini menimbulkan ketukan di dalam mesin yang biasa disebut gejala

knocking. Pembakaran spontan dapat mengurangi daya mesin. Pembakaran spontan ini

sebisa mungkin dihindari dengan angka oktan yang tinggi.

Solar berbeda dengan bensin. Solar memiliki kandungan setana.

Di dalam proses pengilangan berupa proses distilasi (penyulingan), minyak mentah

disuling menjadi fraksi-fraksinya, yaitu gas, distilat ringan (seperti minyak bensin),

distilat menengah (seperti minyak tanah, minyak solar), minyak bakar (gas oil), dan

residu. Pemisahan fraksi tersebut didasarkan pada titik didihnya.

Bisa disimpulkan bahwa bensin di dalam penyulinganya diperoleh pada suhu 150 C,

sedangkan solar diperoleh pada suhu 300 C





4. Jelaskanlah bagaimana proses komplesi!

Komplesi sumur yang biasa dilakukan meliputi bagian tahapan berikut :

1. Tahap pemasangan dan penyemenan production casing

Production casing perlu disemen untuk mengisolasi zona produktif. Apabila zona

produktif tidak diisolasi, bisa saja air ikut terproduksi.

2. Tahap perforasi

Perforasi berfungsi untuk menghubungkan antara lubang sumur dengan formasi.

Perforasi diturunkan ke dalam sumur melalui wireline. Di dalam perforasi terdapat gun

yang dapat meluncurkan bullet melubangi casing dan menembus formasi. Gun ini di

running dengan media listrik melalui wireline tersebut.

3. Pemasangan tubing beserta packer.

Tubing dipakai untuk memproduksikan minyak, tujuanya adalah untuk memperoleh laju

alir yang optimum. Packer diset bersama tubing untuk mengisolasi annulus antara tubing

dengan casing.

4. Tahap penimbaan (swabbing) sumur.

Setelah tahap perforasi, minyak tidak bisa langsung mengalir. Tetapi harus dilakukan

swabbing, yaitu dengan mengurangi tekanan hidrostatik di dalam tubing.

Gambar aktivitas swabbing





5. Bagaimana kondisi tubing dan bottom hole? Gambarkan dan jelaskan!

Dalam completion digunakan tubing, dimana sumur hanya memiliki satu lapisan/zone

produktif atau banyak lapisan tetapi diproduksi secara bergantian masing-masing zona.

Tubing digunakan untuk string production. Packer di set di sekeliling tubing untuk

mengisolasi annulus. Produksi dapat dilakukan secara open hole bila formasinya cukup

kompak, dan dilakukan secara perforated jika formasinya kurang kompak dan diselingi

lapisan-lapisan tipis dari air atau gas

Gambar Packer

Gambar Tubing





PEMBORAN DAY # 1

1. Gambarkan rig serta jelaskan fungsi masing-masing bagiannya!

Bagian di Rig Floor:

1. Rotary table : Peralatan yang berfungsi untuk memutar dan menggantung drill string

(drill pipe, drill collar, dsb) yang memutar bit di dasar sumur.

2. Rotary Drive : Peralatan yang berfungsi untuk meneruskan daya dari drawwork ke

rotary table.

3. Drawwork : Mekanisme hoisting system pada rotary drilling rig





4. Driller Console : Panel pusat instrumentasi dari rotary drilling rig. Panel ini

digunakan untuk mengontrol proses yang terjadi dalam setiap sub-bagian-bagian

utama. Meteran-meteran pada panel biasanya memberikan informasi tentang:

a. Mud pump

b. Pump Pressure

c. Rotary Torque

d. Rotary Speed

e. Tong Torque

f. Weigth Indicator

5. Drillpipe tong : peralatan berupa kunci besar yang dipakai untuk memutar bagian-

bagian drill pipe, drill collar, casing, dsb untuk menyambung dan melepas bagian-

bagian dari drill string.

6. Mouse hole : lubang berselubung di samping rotary table di rig floor untuk

meletakkan drill pipe, untuk disambungkan ke kelly dan drill string.

7. Rat hole : lubang berselubung di samping derrick di rig floor untuk meletakkan kelly

pada saat tripping in maupun tripping out.

8. Dog house : ruangan kecil yang digunakan sebagai pos driller dan untuk menyimpan

alat-alat kecil lainnya.

9. Pipe Ramp (V Ramp) : lereng miring di sisi atas substructure di mana pipa diletakkan

sebelum diangakat ke rig floor.

10. Catwalk : jembatan di antara pipe rack di dasar pipe ram di samping rig di mana pipa

diletakkan sebelum ke pipe ram.

11. Hydraulic Cat Head : peralatan yang digunakan untuk menyambung atau melepas

sambungan bila drill pipe atau drill collar akan ditambah atau dikurangkan dari drill

stem sewaktu proses tripping.

Block and Tackle

1. Crown Block : katrol yang diam terletak di atas derrick

2. Travelling block: katrol-katrol yang bergerak dan sebagai tempat melilitkan drilling

line.





3. Drilling Line : tali kawat baja yang berfungsi menghubungkan semua komponen

dalam hoisting system.

4. Hook : peralatan berbentuk kait yang besar terletak di bawah travelling block untuk

menggantungkan swivel dan drill stem selama proses pemboran berlangsung.

5. Elevator : suatu penjepit yang sangat kuat yang memegang drill pipe dan drill collar

bagian demi bagian sehingga dapat dimasukkan dan dikeluarkan dari dan ke dalam

lubang bor.





2. Apakah fungsi dari swivel dan Kelly

Swivel

Swivel berfungsi sebagai penahan beban drillstring dan bagian statis yang memberikan

drill string berputar. Swivel merupakan titik penghubung antara circulating system dan

rotating system. Disamping itu juga sebagai penutup fluida dan menahan putaran selama

diberikan tekanan.

Kelly

Kelly adalah rangkaian pipa yang pertama di

bawah swivel. Bentuk potongan dari kelly dapat

berupa segi empat atau persegi enam sehingga akan

mempermudah rotary table untuk memutar

rangkaian di bawahnya. Torsi ditransmisikan ke

kelly melalui kelly bushing, yang terletak di dalam

master bushing dari rotary table. Kelly harus

dipertahankan tetap setegak lurus mungkin





3. Gambarkan rotary table dan jelaskan bagian-bagiannya

Peralatan yang berfungsi untuk memutar dan dipakai untuk menggantung drill string

(Drill pipe, drill collar, dsb) yang memutar bit di dasar sumur.

Kelly bushing dan rotary bushing

Berfungsi untuk memutar kelly. Rotary

bushing digerakkan oleh prime mover

lewat tenaga gabungan atau motor

elektrik sedangkan kelly bushing

didudukan di dalam rotary bushing dan

ditahan oleh empat penjepit. Diameter

dari kelly bushing berbentuk empat

persegi atau hexagonal yang sesuai

dengan kelly.





Master bushing

Ada dua tipe master bushing:

1. Solid type

Umum digunakan untuk drill collar ukuran besar dan casing.

2. Split type.

Untuk operasi pengeboran biasa.





4. Apakah fungsi dari BOP? Bagaimanakah cara kerjanya?

Adalah peralatan untuk mencegah aliran fluida formasi yang tidak terkendali dari lubang

bor selama operasi pemboran.

a. Annular Preventer: menutup annulus di sekitar drillpipe, drillcollar,

dan casing, juga dapat mengisolasi sumur dalam kondisi open hole.

Preventer ini berupa master valve yang umumnya pertama kali

ditutup bila sumur mengalami well kick, karena kefleksibelan karet

penutup untuk mengisolasi lubang bor.

b. Ram Preventer

- Pipe Ram: didesain untuk menutup annulus. Penutup berupa 2 block ram baja yang

berbentuk semi sirkular

- Blind Ram: mirip dengan pipe ram, kecuali packer diganti dengan packer tanpa

lengkungan pipa. Didesain untuk menutup dan mengisolasi lubang bor yang tanpa drill

string atau casing.

c. Drilling Spools

Sebagai dudukan BOP yang memiliki 2 valve

berukuran 2” dan 4”. Drilling spool juga sebagai

reducer yang berfungsi untuk menurunkan tekanan

antara ram dan bottom flange.





d. Choke Line dan Kill Line

Choke line adalah saluran untuk membawa lumpur ke Back Pressure Manifold (BPM),

sedangkan kill line sebagai saluran untuk mengalirkan completion fluid saat akan melakukan

test.





5. Gambarkan proses penyemenan serta jelaskan proses penyemenan tersebut!

Prinsip operasi penyemaenan ini adalah menempatkan adonan semen (slurry cement) ke

dalam annulus antara selubung dan lubang sumur, dengan cara mensirkulasikan adonan

sumur tersebut melalui selubung kemudian melalui casing shoe dengan menggunakan

dua buah plug (top dan bottom plug). Oleh karena itu, primary cementing ini disebut juga

casing cementing.

Agar diperoleh hasil yang maksimal dalam primary cementing

maka beberapa prosedur di bawah ini sebaiknya dilakukan, yaitu:

1. Mengkondisikan lubang sumur, antara lain dengan reaming yaitu

pemboran kecil pada lubang yang telah ada untuk memperlebar

sedikit lubang atau meratakan dinding lubang pemboran.

2. Mengkondisikan lumpur dengan cara mengalirkan lumpur pada

saringn agar terlepas semua cuttingnya. Selain itu viskositas da

gel strength dijaga supaya rendah, juga water lossnya harus

rendah.

3. Memasang guide shoe dan float collar. Float collar sebaiknya

dipasang 30 ft di atas guide shoe untuk mencegah pendorangan

yang berlebihan (over displacement) pada slurry cement dan agar

diperoleh slurry cement yang baik disekitar casing shoe.

4. Memasang scratcher terutama untuk zona-zona permeable guna menghilangkan mud cake.

5. Memasang centralizer agar casing terletak di tengah-tengah lubang. Lokasi pemasangan

ditentukan dengan log dan spacing-nya diatur sekitar 60-90 ft.

6. Memakai adonan semen dengan densitas sedikit lebih besar dari densitas lumpur mula-mula.

Hal ini untuk mencegah blow out, lost circulation dan over displacement. Semen yang

dipilih harus sesuai dengan tekanan dan temperature formasi.

7. Memakai caliper log untuk mengukur diameter lubang pemboran agar volume slurry cement

bisa dihitung dengan tepat, lalu ditambahkan sekitar 15-25% volume untuk safety. Bila

dalam penentuan diameter lubang tidak dipakai caliper log, maka untuk safety biasanya

lebih besar yaitu sekitar 50-100%.

8. Menggunakan top plug dan bottom plug.

9. Memutar dan menggerak-gerakkan casing selama pendesakan adonan berlangsung,

lanjutkan sampai top plug menyentuh float collar yaitu selesai pendesakan slurry cement.

10. Setelah penempatan semen selesai, periksa permukaan fluida di annulus. Annulus harus

selalu penuh dengan fluida.

11. Casing dijaga dalam keadaan tension pada saat penyemenan. Setting time dapat diatur sesuai

dengan kondisi yang ada.

12. Melanjutkan pressure test pada penyemenan tersebut sebelum pemboran dilanjutkan

kembali.





6. Sebutkan sistem-sistem dari pemboran!

Pembagian sistem-sistem yang umum dilakukan oleh orang-orang di industri

perminyakan adalah sebagai berikut:

a. Sistem pengangkat (Hoisting System)

Fungsi dari hoisting system adalah untuk menyediakan fasilitas dalam mengangkat,

menahan dan menurunkan drillstring, casing string dan perlengkapan bawah permukaan

lainnya dari dalam sumur atau ke luar sumur. Komponen-komponen utama dari hoisting

system adalah :

1. Derrick dan substructure

2. Block dan tackle

3. Drawwork

b. Sistem pemutar (Rotating System)

Rotary system termasuk semua peralatan yang digunakan untuk mentransmisikan

putaran meja putar ke bit.

Bagian utama dari rotary sistem adalah:

a. Swivel :

Swivel berfungsi sebagai penahan beban drillstring

dan bagian statis yang memberikan drillstring

berputar.

b. Kelly :

Kelly adalah rangkaian pipa yang pertama di

bawah swivel. Bentuk potongan dari kelly dapat

berupa segi empat atau persegi enam sehingga akan

mempermudah rotary table untuk memutar

rangkain di bawahnya.

c. Rotary drive:

Peralatan yang berfungsi meneruskan daya dari

drawworks ke rotary table

d. Rotary table:

Peralatan yang berfungsi untuk memutar dan dipakai untuk menggantung drill string (drill

pipe, drill collar dsb) yang memutar bit di dasar sumur.

e. Drillpipe :

Pipa baja yang digantung di bawah kelly. Drill pipe di pasang pada bagian atas dan tengan

drill stem.Porsi utama dari drillstring terdiri dari drillpipe.

f. Heavy weight drill pipe

Mempunyai dinding yang tebal dengan berat 2 - 3 kali lebih besar dari drill pipe standard.

Kegunaan penggunaan heavy weight drill pipe adalah sebagai berikut:

Mengurangi kerusakan pipa dengan adanya zona transisi.

Mengurangi penggunaan drill collar.

Menghemat biaya directional drilling, mengurangi torque dan kecenderungan perubahan

kemiringan.

g. Drill Collar:

Pipa baja penyambung berdinding tebal yang terletak di bagian bawah drill stem di atas

bit. Fungsi utamanya untuk menambah beban yang terpusat pada bit (Gambar 3.47).





h. Bit

Bit atau pahat merupakan ujung dari drill string yang menyentuh formasi, diputar dan

diberi beban untuk menghancurkan serta menembus formasi.

c. Sistem sirkulasi (Circulating System)

Fungsi utama dari sistem sirkulasi adalah mengangkat serpihan cutting dari dasar

sumur kepermukaan. Fluida pemboran umumnya berupa suspensi dari clay dan material

lainya dalam air yang sering disebut dengan lumpur pemboran.

Aliran dari fluida pemboran melewati :

1. Dari steel tanks ke mud pump

2. Dari mud pump ke high-pressure surface

connection dan ke drillstring

3. Dari drillstring ke bit

4. Dari nozzle bit ke atas ke annulus lubang

dengan drillstring sampai ke permukaan

5. Masuk ke contaminant-removal equipment

dan kembali ke suction tank

Peralatan utama dari circulating system adalah :

1. Mud pumps: Berfungsi untuk memompa fluida pemboran dengan tekanan tinggi.

2. Mud pits: Suatu kolam tempat lumpur sebelum disirkulasikan. Biasanya rig mempunyai

dua atau tiga pit dengan ukuran lebar 8 - 12 ft, panjang 20 - 40 ft dan tinggi 6 - 12 ft.

Volumenya berkisar antara 200 - 600 bbl.

3. Mud mixing equipment: Suatu peralatan yang berfungsi untuk mencampurkan bahan-

bahan atau material pada lumpur dengan menggunakan mixing hopper. Mixing Hopper :

Peralatan berbentuk corong yang dipakai untuk menambahkan bahan-bahan padat ke

dalam fluida pemboran pada saat treatment di dalam mud pit.

4. Contaminant removal : Suatu perlatan yang berfungsi untuk membersihkan fluida

pemboran yang keluar dari lubang sumur setelah disirkulasikan, terdiri dari

a. Mud gas Separator, berfungsi untuk memisahkan gas-gas dari fluida pemboran

b. Shale shaker, berfungsi untuk memisahkan cutting berukuran besar dari fluida

pemboran.

c. Degasser, berfungsi untuk memisahkan gas-gas dari fluida pemboran secara terus

menerus.

d. Desander, berfungsi untuk memisahkan pasir dari fluida pemboran

e. Desilter, berfungsi untuk memisahkan partikel-partikel yang ukurannya lebih kecil

dari pasir.





d. Sistem daya (Power System)

Hampir sebagian besar daya yang tersedia

pada rig dikonsumsi oleh hoisting system dan

circulating system. Sistem lainnya hanya

sedikit mengkonsumsi daya yang tersedia.

Untungnya, hoisting dan circulating system

memerlukan daya tidak secara bersamaan,

sehingga mesin yang sama dapat

menyediakan daya untuk kedua sistem

tersebut. Total daya yang umum diperlukan

dalam sebuah rig dari 1000 sampai 3000 HP.

Rig modern sumber penggeraknya

biasanya berasal dari internal- combustion

diesel-engine dan secara umum

diklasifikasikan menjadi :

1. Diesel-electric type

2. Direct-drive type

Penggunaannya Tergantung dari metode

yang digunakan untuk mentransmisikan daya

tersebut ke berbagai sistem dalam rig.

Bagian-bagian power system:

1. Prime Mover, merupakan motor utama

yang menyalurkan tenaga ke komplek

pemboran

2. System Transmisi, tenaga yang

dibangkitkan dengan prime mover harus

disalurkan ke bagian-bagian utama dari

system pemboran rotary drilling. Sistem

utama komponen yang membutuhkan tenaga:

Hoisting System, Drawworks, Driller

Console, Rotating System, Rotary Table, dsb.

e. Sistem pencegah sembur liar (BOP System)

Blowout preventer (BOP) adalah peralatan yang diletakkan tepat di atas permukaan

sumur untuk menyediakan tenaga untuk menutup sumur bila terjadi kenaikan tekanan dasar

sumur yang tiba-tiba dan berbahaya selama atau sedang dalam operasi pemboran. Jumlah,

ukuran dan kekuatan BOP yang digunakan tergantung dari kedalaman sumur yang akan dibor

serta antisipasi maksimum terhadap tekanan reservoir yang akan dijumpai.

Blowout preventer (BOP) system digunakan untuk mencegah aliran fluida formasi yang

tidak terkendali dari lubang bor. Saat bit menembus zone permeabel dengan tekanan fluida

melebihi tekanan hidrostatik normal, maka fluida formasi akan menggantikan fluida

pemboran. Masuknya fluida formasi ke dalam lubang bor sering disebut dengan kick.





Berdasarkan tempat berfungsinya alat BOP terbagai

atas :

1. Anular Blowout Preventer terdiri dari :

Anular (spherical preventer)

Ram preventer

pipe

variable bore

blind

shear

Drilling spools

Casing head

Diverter bags

Rotating head

Choke dan Kill lines

2. Drillpipe Blowout Preventer terdiri dari :

Kelly dan kelly cock

Automatic valve

Manual Valve





7. Apakah yang dimaksud dengan drilling fluid hydraulic!

Sifat Aliran

Jenis aliran fluida pada pipa ada dua, laminer dan turbulen. Pada aliran laminer

(viscous) gerak aliran partikel-partikel fluida yang bergerak pada rate yang lambat,

adalah teratur dan geraknya sejajar dengan aliran (dinding).

Pada aliran turbulen, fluida bergerak dengan kecepatan yang lebih besar dan partikel-

partikel fluida bergerak pada garis-garis yang tak teratur sehingga terdapat aliran berputar

(pusaran, Eddie current) dan shear yang terjadi tidak teratur.

Selain dari kedua aliran ada satu aliran yang disebut "plug flow", yaitu aliran khusus

untuk fluida aliran plastis dimana shear (geser) terjadi di dekat dinding pipa saja, dan

ditengah-tengah aliran terdapat aliran tanpa shear, seperti suatu sumbat. Untuk

menentukan aliran tersebut turbulen atau laminer digunakan Reynold Number :

Jenis-jenis Fluida Pemboran

Fluida pemboran dapat dibagi dua kelas:

1. Newtonian

2. Non-newtonian, yang terdiri dari:

a. Bingham plastis

b. Powerlaw

c. Powerlaw dengan yield stress

Kecepatan Alir Pompa

Kemampuan pompa dibatasi oleh Horse Power

maksimumnya, sehingga tekanan dan kecepatan

alirnya dapat berubah-ubah.

Kecepatan Alir Anulus.

Dalam proses pemboran, bit yang dipakai

selalu menggerus batuan formasi dan

menghasilkan cutting, sehingga semakin dalam

pemboran berlangsung semakin banyak pula

cutting yang dihasilkan. Supaya tidak menumpuk

di bawah lubang dan tidak menimbulkan masalah

pipe sticking maka cutting tersebut perlu diangkat

ke permukaan dengan baik, yaitu banyaknya





cutting yang terangkat sebanyak cutting yang

dihasilkan.

Kehilangan Tekanan Pada Sistem Sirkulasi.

Dalam setiap aliran suatu fluida maka kehilangan tekanan akan

selalu terjadi, walaupun sangat halus pipa yang dipakai, begitu pula

pada proses sirkulasi lumpur pemboran pada seluruh sistem aliran.

Bit Hydraulics

Konsep hidrolika bit tidak lain mengoptimasikan aliran lumpur pada pahat pemboran,

sedemikian rupa sehingga dapat membantu laju penembusan (penetration rate).

Bila pada bit konvensional aliran fluida dengan sengaja menyentuh gigi bit, sehingga gigi

bit terbersihkan langsung oleh fluida yang masih bersih dan fluida yang sudah mengandung

cutting. Sedangkan pada jet bit, pancaran fluida diutamakan langsung menyentuh batuan

formasi yang sedang ditembus, sehingga fungsi fluida ini sebagai pembantu melepaskan

batuan yang masih melekat yang sudah dipecahkan oleh gigi bit, kemudian fluida yang telah

mengandung cutting tersebut menyentuh gigi bit sebagai fungsi membersihkan dan

mendinginkan bit.Dengan kejadian tersebut, pada jet bit diharapkan tidak akan terjadi

penggilingan/pemecahan ulang (regrinding) pada cutting oleh gigi bit sehingga efektivitas bit

maupun laju penembusan dapat lebih baik.

Dalam usaha mengoptimasikan hidrolika ini, ada 3 (tiga) prinsip yang satu sama lain

saling berbeda dalam hal anggapan-anggapannya. Ketiga prinsip tersebut adalah :

1. Bit Hydraulic Horse Power (BHHP)

Prinsip dasar dari metoda ini menganggap bahwa semakin besar daya yang disampaikan

fluida terhadap batuan akan semakin besar pula efek pembersihannya, sehingga metoda

ini berusaha untuk mengoptimumkan Horse Power (daya), yang dipakai di bit dari Horse

Power pompa yang tersedia di permukaan.

2. Bit Hydaulic Impact (BHI)

Prinsip dasar dari metoda ini, menganggap bahwa semakin besar impact (tumbukan

sesaat) yang diterima batuan formasi dari lumpur yang dipancarkan dari bit semakin

besar pula efek pembersihannya, sehingga metoda ini berusaha untuk mengoptimumkan

impact pada bit.

3. Jet Velocity (JV)

Metoda ini berprinsip, semakin besar rate yang terjadi di bit akan berarti semakin besar

efektivitas pembersihan dasar lubang, maka metoda ini berusaha untuk mengoptimumkan

rate pompa supaya rate di bit maksimum.





8. Jelaskan dan gambarkan mekanisme aliran lumpur saat proses pemboran!

Fungsi utama dari circulating system adalah mengangkat cutting dari dasar sumur ke

permukaan. Fluida pemboran yang dipakai umumnya berupa suspensi dari clay dan material

lainnya dalam air yang sering disebut dengan lumpur pemboran.

Aliran dari fluida pemboran melewati:

Mud Tank

Mud Pump

Stand Pipe dan Rotary Hose

Swivel

Drill String

Bit

Annulus

Contaminant-Removal Eq.





Peralatan utama dari circulating system adalah:

a. Mud Pump : berfungsi untuk memompa fluida pemboran dengan tekanan tinggi

b. Mud Tank : suatu tanki tempat lumpur sebelum disirkulasikan

c. Mud Mixing Equipment : berfungsi untuk mencampurkan bahan-bahan material pada

lumpur dengan menggunakan mixing hopper.

d. Contaminant-removal Eq. : berfungsi untuk membersihkan fluida pemboran yang keluar dari

lubang sumur setelah disirkulasikan, terdiri dari (secara berurutan):

- Mud Gas Separator : memisahkan gas-gas dari fluida pemboran, terutama saat dilakukan

tes produksi.

- Shale Shaker : memisahkan cutting berukuran besar dari fluida pemboran

- Degasser : memisahkan gas-gas dari fluida pemboran secara terus-menerus

- Desander : memisahkan pasir dari fluida pemboran

- Desilter : memisahkan partikel-partikel yang ukurannya lebih kecil dari pasir





PEMBORAN DAY # 2

1. Bagaimanakah cara penanggulangan lost circulation?

lost circulation adalah hilangnya semua atau sebagian lumpur dalam sirkulasinya dan

masuk ke formasi.

Untuk menghindari masalah-masalah yang timbul akibat terjadinya lost circulation, maka

lost circulation harus dicegah atau ditanggulangi bila sudah terjadi. Beberapa metode

yang dapat dipergunakan untuk menanggulangi lost circulation adalah:

1. Mengurangi tekanan pompa

Terjadinya lost circulation dapat diketahui dari flow sensor, atau berkurangnya

lumpur di mud pit. Bila berat lumpur normal dan tekanan abnormal bukanlah faktor

penyebab, langkah pertama dan paling mudah dilakukan adalah mengatur tekanan

pompa dan berat lumpur. Keuntungan dari metode ini adalah dapat dilakukan dengan

cepat.

2. Mengurangi berat lumpur

Salah satu fungsi lumpur pemboran adalah untuk mengimbangi tekanan formasi.

Semakin besar berat lumpur, semakin besar differensial pressure antara kolom lumpur

dan formasi. Lumpur yang terlalu berat dapat menyebabkan pecahnya formasi. Jika

lost circulation terjadi pada zona yang normal, laju aliran yang hilang adalah fungsi

differensial pressure. Pengurangan berat lumpur akan mengurangi differensial

pressure antara lumpur dan fluida formasi, sehingga aliran lumpur yang hilang akan

menurun.

3. Mengurangi Tekanan Surge Lubang Bor

Tekanan surge dihasilkan dari penurunan pipa kedalam lubang bor yang terlalu cepat.

Kondisi ini dapat memecahkan formasi. Untuk itu drill string mesti diturunkan

dengan lambat untuk mengurangi tekanan surge yang dapat memecahkan formasi.

4. Sealing Agent

Bila beberapa metode yang diuraikan sebelumnya gagal untuk me-ngatasi lost,

biasanya ditambahkan Lost Circulation Material (LCM), bahan pengurang kehilangan

lumpur.

5. Cement plug

Penggunaan semen untuk mengatasi hilang lumpur terutama didaerah yang banyak

mengandung gerowong (vuggy) sebagaimana terdapat pada formasi karbonat

merupakan langkah terakhir dimana hilang lumpur yang terjadi sudah tidak dapat

diatasi dengan lumpur.

Cement plug adalah material (semen) yang dipompa ke dalam zone yang porous,

dengan harapan bahwa material akan menutup pori dengan membentuk plastik yang

kuat atau solid.

6. Quick Setting Cement

Quick setting cement adalah jenis semen yang mempunyai tingkat pengerasan yang

sangat cepat. Semen ini umumnya terdiri dari campuran semen portland dan gypsum

dengan perbandingan 5:95 sampai 15:86. Semen gypsum ini adalah jenis semen

dengan kekuatan yang tinggi dan setting semen yang sangat cepat. Hal ini sangat

berguna untuk menanggulangi masalah hilang lumpur pada kedalaman yang relatif

dangkal. Semen ini mempunyai waktu setting sekitar 20-40 menit.





2. Jelaskan mengenai bit PCD, tungsten, dan carbide!

Polycrystalline Diamond (PCD) Bit merupakan salah satu bit yang digunakan didalam

pemboran. Awalnya digunakan intan sebagai mata bor untuk melakukan pemboran di

zona batuan yang keras. Namun karena harganya yang mahal, dibuatlah PCD, yaitu intan

sintetis yang sangat keras yang dibuat untuk menggantikan intan didalam pemboran zona

yang keras.

Diamond bit kemudian berkembang menjadi intan sintetis, atau PCD tersebut, diamond

yang hanya 1/64 -in. tebalnya dan dilekatkan ke tungsten carbide melalui proses tekanan

dan temperatur tinggi. PCD tersebut dapat di-bonding langsung ke tungsten carbide bodi.

Secara umumnya, PCD bit baik digunakan untuk formasi-formasi keras seperti formasi

pasir atau formasi karbonat. Penggunaan PCD juga sukses untuk formasi shale atau sandy

shale walaupun sring terjadi problem bit balling seperti pada formasi-formasi yang sangat

lunak.

Desain lain yang penting dalam PCD bit adalah ukuran, jumlah dan bentuk cutter yang

digunakan serta sudut potong (attack angle) dari cutter dengan permukaan batuan.

Tungsten carbide adalah material utama yang digunakan sebagai bit pemboran sebagai

tempat dari menempelnya PCD.





3. Bagaimanakah cara mendesain casing?

Untuk mendisain casing kita harus memperhitungkan 4 hal utama diantaranya::

Tekanan Burst

Tekanan burst adalah tekanan minimum (Pi - Pe) yang dapat menyebabkan

pecahnya/meledaknya casing. Fungsi casing disini adalah menahan selisih tekanan di

dalam dan di luar casing tersebut sebesar Pi - Pe. Beban burst dapat berasal dari tekanan

kepala sumur, tekanan hidrostatik lumpur, tekanan pada saat penyemenan, stimulasi dan

semua kondisi yang dapat menyebabkan harga tekanan Pi - Pe positif.

Pada kasus tertentu Pi dapat menjadi lebih besar daripada Pe, sehingga terdapat selisih

tekanan yang arahnya keluar, maka dalam hal seperti ini casing dikatakan berada dalam

kondisi pembebanan burst, lihat Gambar 10.10.

Gambar 10.10. Kondisi Pembebanan Burst.

Tekanan Collapse

Tekanan collapse adalah tekanan minimum yang dikenakan pada casing (Pi - Pe)

sehingga menyebabkan casing tersebut remuk.





Beban Tension

Beban tension adalah beban yang ditimbulkan oleh berat rangkaian casing. Setiap

sambungan casing harus menanggung berat rangkaian casing yang tergantung di

bawahnya, lihat Gambar 10.12.

Jadi beban tension terbesar terdapat di permukaan dan mengecil sampai nol di suatu titik

pada rangkaian casing. Pada saat casing dimasukkan ke dalam sumur maka lumpur yang

berada di dalam lubang akan memberikan gaya apung terhadap casing, sehingga terdapat

suatu titik netral pada rangkaian casing tersebut.

Gambar 10.12. Beban Tension.

Beban Biaksial

Gaya-gaya yang bekerja pada casing yang terdapat di dalam sumur terjadi secara kombinasi.

Beban burst atau collapse terjadi serentak dengan beban tension atau compression.

Terlihat bahwa adanya tension akan menurunkan collapse resistance dan menaikkan burst

resistance. Sedangkan compression akan menurunkan burst resistance dan menaikkan

collapse resistance. Pada umumnya hanya pengaruh tension terhadap penurunan collapse

resistance yang diperhitungkan dalam perencanaan.





4. Apakah pengertian dari burts dan collapse?

Tekanan Burst

Tekanan burst adalah tekanan

minimum (Pi - Pe) yang dapat

menyebabkan pecahnya/meledaknya

casing. Fungsi casing disini adalah

menahan selisih tekanan di dalam dan

di luar casing tersebut sebesar Pi - Pe.

Beban burst dapat berasal dari tekanan

kepala sumur, tekanan hidrostatik

lumpur, tekanan pada saat

penyemenan, stimulasi dan semua

kondisi yang dapat menyebabkan

harga tekanan Pi - Pe positif.

Pada kasus tertentu Pi dapat menjadi lebih besar daripada Pe, sehingga terdapat selisih

tekanan yang arahnya keluar, maka dalam hal seperti ini casing dikatakan berada dalam

kondisi pembebanan burst, lihat Gambar 10.10.

Tekanan Collapse

Sebagaimana dijelaskan sebelumnya

maka rangkaian casing yang berada di

dalam sumur akan mendapat tekanan dari

fluida yang berada di dalam casing (Pi),

dan fluida yang berada di luar casing

(Pe). Tetapi kali ini dapat pula terjadi

sebaliknya yaitu Pi menjadi lebih kecil

dari pada Pe, maka

dikatakan casing berada pada kondisi

pembebanan collapse. Tekanan collapse

adalah tekanan minimum yang dikenakan

pada casing (Pi - Pe) sehingga

menyebabkan casing tersebut remuk.





5. Jelaskan cara mendesain lumpur?

1. Buat plot antara EMW vs fracture gradient terhadap kedalaman.

2. Tentukan ekivalen berat lumpur (EMW) pada tekanan formasi yang paling besar.

3. Tambahkan dengan factor surge, swab, inilah EMW lumpur yang digunakan untuk

membor sampai kedalaman EMW terberat.

Gambar 8.12. Contoh Proyeksi Tekanan Formasi (EMW) dan Gradien Rekah Terhadap

Kedalaman





6. Jelaskan mengenai EMW!

EMW atau equivalent mud weight adalah besarnya tekanan reservoir yang dikonversi

kedalam satuan pound per gallon. Hal ini dibuat untuk mempermudah pembacaan

tekanan karena biasanya kurva EMW digunakan berbarengan dengan kurva fracture

gradient yang bersatuan ppg (pound per gallon).

Gambar 4.15. Plot EMW terhadap kedalaman





7. Bagaimana cara mendapatkan tekanan formasi?

Tekanan formasi dapat didefinisikan sebagai tekanan yang bekerja pada fluida formasi

(minyak, gas, dan air) dalam ruang pori-pori batuan. Tekanan formasi (Pf) yang normal

adalah sama dengan tekanan hidrostatiknya sendiri karena sebagian besar tekanan

overburden ditahan oleh matrik batuan.

vPfPovb ...............................................................................................(4.1)

Dimana :

Povb = Tekanan overburden, psi.

Pf = Tekanan formasi, psi.

v = Tegangan matrik batuan, psi.

Hubungan dari ketiga macam tekanan di atas digambarkan secara sederhana pada gambar

4.2.

Gambar 4.2. Hubungan Antara Tekanan Overburden, Tekanan Pori, dan Tekanan Matrik

Batuan.

Beberapa metoda untuk menentukan tekanan formasi dapat dikelompokkan menjadi 3

yaitu:

Analisa data seismik suatu area tertentu.

Korelasi offset well, seperti analisa log, evaluasi parameter pemboran, dan data

test atau produksi.

Evaluasi secara langsung baik secara kualitatif maupun kuantitatif dengan

memonitor parameter pemboran dan logging selama operasi pemboran pada

sumur prospek.





8. Tuliskan persamaan Dexp!

Jorden dan Shirley telah membuat suatu hubungan matematis antara laju penembusan R,

kecepatan putar rotary table N, berat pahat W, dan diameter pahat D untuk digunakan

dalam memperkirakan tekanan pori formasi. Persamaan tersebut ialah : d

e

D

WOBxRPMxkROP

.......................................................................(4-6)

Dimana:

e = eksponen kecepatan putar meja putar terhadap laju penembusan,

k = kemudahan formasi untuk dibor (drillability) c

RPM = kecepatan putar rotary table, rpm

d = eksponen berat pada pahat dan diameter pahat terhadap laju penembusan

WOB = weight on bit, lbs

D = diameter bit, in

ROP = laju penembusan, ft/hr

Pengembangan persamaan di atas dalam bentuk logaritmik memberikan hubungan:

D

WOB

RPMxk

ROP

d

e

log

log

...................................................................................(4-7)

Dalam satuan lapangan, persamaan di atas menjadi :

Dx

WOBx

RPMxkx

ROP

d

e

610

12log

60log

............................................................................(4-8)

persamaan di atas dikenal sebagai d'eksponen yang tidak berdimensi. Baik harga suku

(ROP/60kRPMe) dan suku (12WOB/10

6D) pada persamaan di atas selalu lebih kecil dari

satu, sehingga harga logaritma dari masing-masing adalah negatif. Kemudian Jordan dan

Shirley menyederhanakan pesamaan di atas dengan mengasumsikan k sama dengan 1 dan e

juga sama dengan 1.





PEMBORAN DAY # 3

1. Jelaskan kenapa filtrate lumpur dapat menyebabkan skin! Bagaimana efek

filtrate fresh water dan salt water mud pada clean sand dan shaly sand?

Dalam proses pemboran berlangsung, selalu

terdapat proses sirkulasi Fungsi utama dari sistem

sirkulasi adalah mengangkat serpihan cutting dari

dasar sumur kepermukaan. Skema dari sistem

sirkulasi dapat dilihat pada gambar berikut. Fluida

pemboran umumnya berupa suspensi dari clay dan

material lainya dalam air yang sering disebut

dengan lumpur pemboran.

Lumpur pemboran selalu mempunyai filtrate

selama proses sirkulasi berlangsung pada tekanan

dan temperature tertentu. Filtrate lumpur ini bisa di

analisa dalam praktikum pemboran dalam alat

LPLT.

Ketika terjadi kontak antara lumpur pemboran dengan batuan porous, batuan

tersebut akan bertindak sebagai “saringan” yang memungkinkan fluida dan partikel-

partikel kecil melewatinya. Fluida yang hilang ke dalam batuan tersebut disebut filtrate.

Sedangkan lapisan partikel-partikel besat tertahan di permukaan batuan disebut mud

cake. Proses filtrasi di atas hanya terjadi apabila terdapat perbedaan tekanan positif ke

arah batuan. Pada dasarnya ada dua jenis filtration yang terjadi selama operasi pemboran

yaitu static filtration dan dynamic filtration. Static filtration terjadi jika lumpur berada

dalam keadaan diam dan dynamic filtration terjadi ketika lumpur disirkulasikan.

Apabila filtration loss dan pembentukan mud cake tidak dikontrol maka ia akan

menimbulkan masalah, baik selama operasi pemboran maupun dalam evaluasi formasi

dan tahap produksi. Mud cake yang tipis merupakan bantalan yang baik antara pipa

pemboran dan permukaan lubang bor. Mud cake yang tebal akan menjepit pipa pemboran

sehingga sulit diangkat dan diputar.

Masalah yang lain adalah saat filtrate lumpur masuk ke dalam formasi. Saat

filtrate lumpur terbentuk, maka filtrate ini akan cenderung masuk ke dalam formasi yang

permeable. Jika dalam zona permeable tersebut terdapat lapisan shale, maka filtrate

lumpur berpotensi bereaksi dengan shale tersebut. Akibat dari proses reaksi itu, maka

akan terjadi swelling, yaitu peristiwa terjadinya lapisan shale mengembang akibat

bereaksi dengan air (dalam hal ini adalah filtrate lumpur). Proses swelling yang terjadi ini

akan merusak formasi karena permeabilitasnya akan cenderung lebih kecil. Jika lapisan

ini termasuk lapisan produktif, maka akan terbentuk skin sehingga merugikan produksi.





2. Bagaimana pengujian filtration lost lumpur?

Standar prosedur yang digunakan dalam pengukuran volume filtration loss dan tebal mud

cake untuk static filtration adalah API RP 13B untuk LPLT (Low Pressure – Low

Temperature). Lumpur ditempatkan dalam silinder standar yang bagian dasarnya

dilengkapi kertas sarinf dan diberi tekanan sebesar 100 psi dengan lawa waktu

pengukuran 30 menit. Volume filtrate ditampung dengan gelas ukur dengan satuan cc.

Persamaan untuk volume filtrate yang dihasilkan dapat diturunkan dari persamaan darcy,

persamaannya adalah sebagai berikut:

𝑉𝑓 = 𝐴[−2𝑘

𝑓𝑠𝑐

𝑓𝑠𝑚−1 𝑡∆𝑃

µ]

1

2

dimana:

A = filtration area, cm2

k = permeabilitas mud cake, darcy

fsc = volume fraksi solid dalam mud cake

fsm = volume fraksi solid dalam lumpur

P = tekanan filtrasi, atm

t = waktu filtrasi, menit

µ = viskositas filtrate, cp

Pemboran mud cake dan filtration loss adalah dua kejadian dalam pemboran yang

berhubungan erat, baik waktu, kejadiannya maupun sebab dan akibatnya. Oleh karena itu,

pengukurannya dilakukan secara bersamaan.

Persamaan umum yang digunakan untuk static filtration loss adalah:

𝑄2 = 𝑄1(t2

t1)0.5

Q1 = fluid loss pada waktu t1, cm3.


t = waktu filtrasi, menit.





3. Bagaimana cara mengetahui permeabilitas mudcake?

Permeabilitas mud cake bisa diperoleh dengan melakukan perhitungan. Persamaan untuk

volume filtrate yang dihasilkan dapat diturunkan dari persamaan darcy, persamaannya

adalah sebagai berikut:

𝑉𝑓 = 𝐴[−2𝑘

𝑓𝑠𝑐

𝑓𝑠𝑚−1 𝑡∆𝑃

µ]

1

2

dimana:

A = filtration area, cm2

k = permeabilitas mud cake, darcy

fsc = volume fraksi solid dalam mud cake

fsm = volume fraksi solid dalam lumpur

P = tekanan filtrasi, atm

t = waktu filtrasi, menit

µ = viskositas filtrate, cp

Pemboran mud cake dan filtration loss adalah dua kejadian dalam pemboran yang

berhubungan erat, baik waktu, kejadiannya maupun sebab dan akibatnya. Oleh karena itu,

pengukurannya dilakukan secara bersamaan.

Persamaan umum yang digunakan untuk static filtration loss adalah:

𝑄2 = 𝑄1(t2

t1)0.5



t = waktu filtrasi, menit.





4. Jelaskan mengenai well control!

Tekanan Operasi Normal

Ketika operasi pemboran berjalan dengan normal, tekanan hidrostatik lumpur pemboran

masih bisa mengimbangi tekanan formasi sehingga tidak ada fluida formasi yang

mendesak memasuki sumur pemboran. Akan tetapi perbedaan tekanan (differential

pressure) harus dijaga sekecil mungkin agar tidak terjadi kehilangan sirkulasi (lost

circulation

Tekanan Operasi Ketika Ada Kick

Hadirnya kick menunjukkan bahwa gradien tekanan formasi lebih

besar dari gradien tekanan dinamik lumpur yang jelas lebih besar

pula dari tekanan hidrostatik lumpur. Gradien tekanan statik

formasi lebih besar daripada gradien tekanan dinamik lumpur

maupun gradien tekanan statik lumpur sehingga menyebabkan

fluida formasi mendesak masuk kelubang sumur.

Tekanan Operasi Penanggulangan

Pada kondisi kick, tekanan formasi dipenuhi oleh tekanan

hidrostatik lumpur dan hidrostatik kick. Pada kondisi blow

out, tekanan formasi hanya ditanggulangi oleh tekanan

hidrostatik kick saja.

Karena harga gradien tekanan hidrostatik kick biasanya sangat kecil dibandingkan harga

gradien tekanan hidrostatik lumpur maka harga CP pada blow out jauh lebih besar. Jika

kick tersebut adalah gas, maka harga CP akan mendekati harga tekanan formasi. Karena

hal tersebut, maka tidak diperkenankan untuk membiarkan sumur terbuka ketika ada kick

dalam sumur.

Pada saat hadir kick dalam sumur kemudian sumur ditutup terus, maka kelakuan tekanan

akan bergerak mengikuti laju pengangkatan kick ke permukaan. Hal ini disebabkan

karena sumur dalam keadaan tertutup maka tekanan kick mempunyai harga yang tetap

sebesar tekanan formasi (hukum Boyle : bila volume tetap maka tekanan akan tetap).

Kick tersebut naik ke permukaan perlahan-lahan akibat mempunyai berat jenis relatif

lebih ringan daripada lumpur, lebih-lebih kalau kick berupa gas pergerakannya akan lebih

cepat lagi.





Ternyata harga CP semakin lama (semakin bergerak keatas) mempunyai harga yang

semakin besar. Akibatnya dari CP yang terlalu besar bisa mengakibatkan kaki casing

pecah. BP yang terlalu besar akan mengakibatkan perekahan pada formasi (fracture),

dimana kedua kejadian itu tidak kita inginkan.





5. Sebutkan alat yang digunakan untuk mengetahui kedalaman ketika

pemboran!

Conventional

Jika memakai cara konvensional, cara tersebut digunakan jika tidak digunakan logging

dalam proses pemboran di saat tersebut.

Maka cara yang paling sederhana yang dapat dilakukan adalah dengan menghitung

jumlah joint drill pipe yang dipakai saat proses pemboran berlangsung. Maka perhitungan

sederhananya adalah sebagai berikut:

𝐷𝑒𝑝𝑡𝑕 = 𝑗𝑢𝑚𝑙𝑎𝑕 𝑑𝑟𝑖𝑙𝑙 𝑝𝑖𝑝𝑒 𝑥 𝑝𝑎𝑛𝑗𝑎𝑛𝑔 𝑑𝑟𝑖𝑙𝑙 𝑝𝑖𝑝𝑒

Logging Gamma Ray

Gamma ray log mengukur radio aktif alami dalam formasi yang dipakai untuk

indentifikasi lithologi dan mengkorelasi zona-zona. Respon gamma ray log meningkat

dengan bertambahnya kandungan shale, karena material radioaktif banyak terdapat dalam

shale. Batu pasir dan karbonat yang bebas shale memiliki material radio aktif yang

sedikit, dan memberikan bacaan gamma ray yang rendah. Tetapi batu pasir bersih dapat

memberikan bacaan gamma ray log yang tinggi jika batu pasir tersebut mengandung

potasiun, uranium, dan thorium.

Penggunaan gamma ray:

1. Evaluasi kandungan shale, Vsh

2. Menetukan lapisan permeable

3. Evaluasi bijih mineral radioaktif

4. Evaluasi lapisan mineral non radio aktif

5. Korelasi log pada sumur berselubung

6. Korelasi antar sumur

7. Didapatkan kedalaman, ketebalan, jenis batuanm dan mechanical property.





6. Kenapa dalam pemboran harus menggunakan prinsip ditahan dan

direm? Bukan di tekan?

Dalam penyusunan drill string, parameter yang perlu di consider antara lain:

- Tension

- Collapse

- Shock Loading

- Torsi

Pengetahuan tentang letak titik netral pada suatu pipa yang tergantung secara bebas

adalah sangat penting dalam desain drill string, casing dan pipa. Klinkenberg

menjelaskan bahwa titik netral adalah suatu titik dimana distribusi stress adalah isotropik,

merupakan suatu titik dimana tiga jenis stress utama (aksial, radial, tangensial) adalah

bernilai sama ( tra )

Lubinski menyatakan bahwa titik netral merupakan suatu titik yang membagi rangkaian

ke dalam dua bagian yaitu berat dari bagian yang lebih atas, yang tergantung pada

elevator, serta berat dari bagian yang lebih bawah yang besarnya adalah sama dengan

gaya yang bekerja pada ujung bawah drill string.

Jika tidak terdapat fluida, titik netral adalah titik dengan stress aksial nol, sedangkan pada

pipa yang tergantung bebas adalah terletak pada dasar dimana tiga stress utama berharga

sama.





7. Bagaimana tanda-tanda menembus formasi abnormal?

Seperti telah disebutkan terdahulu bahwa well-kick adalah peristiwa masuknya fluida

formasi kedalam sumur pemboran yang disebabkan karena tekanan hidrostatik lumpur

pemboran tidak bisa menanggulangi lagi tekanan cairan formasi.

Oleh karena itu, perlu diketahui tanda-tanda yang menunjukkan adanya well-kick

sehingga bisa dilakukan penanggulangan sedini mungkin.

Tanda-tanda terjadi well-kick dalam operasi pemboran bisa diketahui dari beberapa

parameter yang satu sama lain saling mendukung, antara lain :

1. Laju Penembusan Tiba-Tiba Naik.

Dengan mengecilnya tekanan diferensial di dasar sumur (DP = Plumpur - Pformasi, lihat

Gambar 5.9) maka laju penembusan akan relatif semakin besar (lihat Gambar 5.10)

karena tekanan formasi akan membantu proses pemecahan batuan dan tekanan lumpur

sebaliknya.

2. Volume Lumpur Di Tangki Lumpur Naik

Fluida formasi yang masuk ke dalam sumur akan terangkat kepermukaan dan

bercampur dengan lumpur sehingga akan menambah jumlah total volume lumpur yang

terukur pada tangki lumpur.

3. Di Flow-line, Laju Alir dan Temperatur Naik serta Berat Jenis Lumpur Turun.

Pada saat laju alir dari pompa konstan dan fluida formasi masuk kedalam sumur maka

akan menambah volume pada anulus sedangkan luasnya sendiri tetap. Akibatnya, laju

alir di anulus begitu pula yang di flowline relatif lebih cepat dari laju alir kalau tidak

ada cairan formasi yang masuk kedalam sumur.

Begitu pula berat jenis lumpur yang terukur di flow-line akan relatif lebih kecil. Pada

saat akan masuk daerah abnormal, biasanya pahat menembus dulu daerah shale yang

banyak mengandung gelembung-gelembung gas. Apabila gas bercampur dengan

lumpur pemboran, maka akan menurunkan berat jenis lumpur. Penurunan berat jenis ini

dapat pula dihitung dengan menggunakan persamaan sebagai berikut :

1

mmc ..................................................................... (5.16)

dimana :

ρmc = Berat jenis lumpur setelah tercampur gas. (ppg)

α = Perbandingan antara volume lumpur dan gas di permukaan.

4. Tekanan Pompa untuk Sirkulasi Turun dengan Kecepatan Pompa Naik

Pada saat lumpur di anulus tercampur fluida formasi yang menyebabkan turunnya berat

jenis lumpur di anulus, maka kesetimbangan antara tekanan hidrostatik dalam pipa

dengan tekanan hidrostatik annulus terganggu dimana tekanan hidrostatis di annulus

lebih kecil daripada tekanan hidrostatis dalam pipa bor. Hal ini menyebabkan tekanan

hidrostatis lumpur dalam pipa bor seolah-olah ikut membantu mendorong lumpur di

annulus sehingga tekanan pompa yang diperlukan relatif turun dan lumpur di dalam

pipa relatif lebih cepat dari kondisi sebelumnya.





5. Berat Pahat Bor Turun Dan Putaran Naik

Ketika pahat bor menembus formasi relatif lebih cepat karena tekanan differensial yang

turun, maka berat pahat bor (Weight on bit) relatif cepat untuk mengecil. Selain itu,

putaran pun akan relatif lebih cepat karena laju penembusan yang naik tersebut.

6. Hadirnya Gelembung-gelembung Gas Pada Lumpur

Proses kejadian ini terjadi pada saat akan memasuki daerah abnormal dimana

sebelumnya pahat bor menembus lapisan shale yang banyak mengandung gelembung-

gelembung gas pada pori-pori yang impermeabel.

7. Berat Jenis Shale relatif Turun

Pada kondisi normal, berat jenis shale akan semakin meningkat jika kedalaman

semakin bertambah karena semakin terkompaksi. Tetapi ketika akan memasuki daerah

abnormal, pahat bor memasuki daerah shale impermeabel dan berporositas tinggi yang

terisi gelembung-gelembung gas sehingga berat jenis relatif turun dari sebelumnya.

8. d-Eksponen relatif turun

Metoda d-Eksponen ini adalah salah satu cara untuk melihat kondisi pemboran

walaupun besarnya putaran, laju penembusan dan berat pahat bor berubah-ubah

besarnya selama operasi pemboran berlangsung.





8. Jelaskan sirkulasi lumpur pemboran!

Sistem sirkulasi (Circulating System)

Fungsi utama dari sistem sirkulasi adalah mengangkat serpihan cutting dari dasar

sumur kepermukaan. Fluida pemboran umumnya berupa suspensi dari clay dan material

lainya dalam air yang sering disebut dengan lumpur pemboran.

Aliran dari fluida pemboran melewati

:

1. Dari steel tanks ke mud pump

2. Dari mud pump ke high-

pressure surface connection dan

ke drillstring

3. Dari drillstring ke bit

4. Dari nozzle bit ke atas ke

annulus lubang dengan

drillstring sampai ke permukaan

5. Masuk ke contaminant-removal

equipment dan kembali ke

suction tank

Peralatan utama dari circulating system adalah :

2. Mud pumps: Berfungsi untuk memompa fluida pemboran dengan tekanan tinggi.

3. Mud pits: Suatu kolam tempat lumpur sebelum disirkulasikan. Biasanya rig

mempunyai dua atau tiga pit dengan ukuran lebar 8 - 12 ft, panjang 20 - 40 ft dan

tinggi 6 - 12 ft. Volumenya berkisar antara 200 - 600 bbl.

4. Mud mixing equipment: Suatu peralatan yang berfungsi untuk mencampurkan bahan-

bahan atau material pada lumpur dengan menggunakan mixing hopper. Mixing

Hopper : Peralatan berbentuk corong yang dipakai untuk menambahkan bahan-bahan

padat ke dalam fluida pemboran pada saat treatment di dalam mud pit.

5. Contaminant removal : Suatu perlatan yang berfungsi untuk membersihkan fluida

pemboran yang keluar dari lubang sumur setelah disirkulasikan, terdiri dari

Mud gas Separator, berfungsi untuk memisahkan gas-gas dari fluida pemboran

Shale shaker, berfungsi untuk memisahkan cutting berukuran besar dari fluida

pemboran.

Degasser, berfungsi untuk memisahkan gas-gas dari fluida pemboran secara terus

menerus.

Desander, berfungsi untuk memisahkan pasir dari fluida pemboran

Desilter, berfungsi untuk memisahkan partikel-partikel yang ukurannya lebih kecil

dari pasir.





PEMBORAN DAY # 4

1. Sebutkan jenis casing yang anda ketahui!

Casing merupakan suatu pipa baja, berfungsi antara lain untuk : mencegah gugurnya

dinding sumur, menutup zona bertekanan abnormal, zona lost dan sebagainya.

Karakteristik Casing API Grade





2. Gambarkan penempatan lokasi alat-alat pemboran!





3. Jelaskan prosedur pemboran dari awal!

Pada pelaksanaannya, sebelum operasi pemboran dapat dilaksanakan perlu dilakukan dahulu

beberapa kegiatan-kegiatan yang berhubungan dengan persiapan-persiapan.

Tahap persiapan ini meliputi :

1. Persiapan tempat

1) Pembuatan sarana transportasi

2) Pembuatan mud pit

3) Persiapan lubang sumur

4) Memasang conductor pipe

5) Persiapan sumber air

2. Pengiriman peralatan pada lokasi

3. Penunjukan pekerja

Berikut ini adalah personal-personal tersebut dengan tugasnya masing-masing :

a) Company man, wakil dari perusahaan yang ada berada di tempat operasi

pemboran. Company man ini yang memutuskan segala kebijaksanaan perusahaan

selama operasi pemboran berlangsung.

b) Tool pusher, wakil dari kontraktor yang mahir dalam melaksanakan operasi

pemboran serta menguasai perlengkapan anjungan dan permesinan.

c) Driller, bertugas untuk mengawasi operasi pemboran dari meja pengontrol yang

ditempatkan dekat drawwork. Pengontrol ini menolong driller untuk

mengoperasikan perlengkapan yang digunakan serta memonitor operasi pemboran

yang sedang berlangsung.

d) Derickman, tugasnya adalah membantu driller selama operasi pemboran

berlangsung.

e) Rotary helper, sedikitnya harus terdiri dari dua atau tiga orang. Mereka yang

bertanggung jawab untuk menangani dan menjaga perlengkapan dan alat-alat yang

digunakan dalam operasi pemboran.

f) Motor man, yaitu orang yang bertanggung jawab pada prime mover agar

kebutuhan daya untuk setiap sistem terpenuhi.

g) Rig mechanic, bertugas memeriksa, memelihara, dan memperbaiki peralatan

mekanik pada rig.

h) Rig electrician, bertanggung jawab pada pemeriksaan dan pemeliharaan pada

generator listrik serta sistem pendistribusian.

i) Mud engineer, bertugas memeriksa sifat-sifat fluida pemboran serta menentukan

jenis fluida pemboran yang sesuai untuk digunakan.

j) Mud logger, bertugas untuk menilai suatu formasi yang telah dicapai dengan

melakukan pemeriksaan terhadap serpih pemboran.

k) Casing and cementing crew, bertugas merencanakan mengoperasikan, dan

memelihara peralatan-peralatan khusus yang digunakan selama operasi

pemasangan casing dan cementing.

4. Persiapan rig dan pendiriannya

5. Peralatan penunjang dan pemasangannya

6. Persiapan akhir

1) Persiapan Lumpur pemboran

2) Pengecekan tiap system

Setelah persiapan tersebut selesai, barulah proses pemboran dapat dimulai.





4. Apa fungsi surface casing?

Maksud running surface casing di dalam operasi pemboran dengan fungsi sebagai

berikut:

Melindungi dari air tanah agar tidak terkontaminasi.

Mempertahankan kestabilan lubang bor.

Meminimkan problem lost circulation pada zona-zona permeable.

Melindungi zona-zona lemah dan secara tidak langsung mengontrol kick.

Sebagai tempat dudukan peralatan BOP.

Menyanggah berat semua rangkaian casing ketika di run di bawah surface casing.

Tempat dudukan BOP, melindungi dr invasi air tanah, mempertahankan kestabilan lubang bor,

meminimkan problem lost circulation





5. Berapa ukuran conductor casing yang umum digunakan?

Pada umumnya conductor casing berdiameter besar, yaitu 16 inch sampai 30 inch dan

dipasang dengan cara dipancangkan biasa oleh vibrating hammer.





6. Sebutkan peralatan cementing!

Peralatan Diatas Permukaan

Peralatan penyemenan di atas permukaan meliputi :

a. Cementing unit

Adalah suatu unit pompa yang mempunyai fungsi untuk memompakan bubur semen dan

lumpur pendorong dalam proses penyemenan.

Cementing unit terdiri dari :

o Tangki semen : untuk menyimpan semen kering.

o Hopper : untuk mengatur aliran dari semen kering dan air yang ditempatkan bersama-

sama dalam hopper, sehingga akan menghasilkan bubur semen yang benar-benar

homogen.

o Jet Mixer : untuk mengaduk semen kering dan air yang ditempatkan bersam-sama

dalam hopper, sehingga akan menghasilkan bubur semen yang benar-benar homogen.

o Motor penggerak pompa dan pompa : berfungsi untuk memompa bubur semen.

b. Flow line

Merupakan pipa yang berfungsi untuk mengalirkan bubur semen yang dipompakan dari

cementing unit ke cementing head.

c. Cementing head

Berfungsi untuk mengatur aliran bubur semen yang masuk ke lubang bor.

Peralatan Dibawah Permukaan

Peralatan penyemenan dibawah permukaan meliputi :

a. Casing

b. Centralizer

Untuk mendapatkan cincin semen yang baik (merata), casing harus terletak di tengah-

tengah lubang, untuk itu casing dilengkapi dengan centralizer.

c. Scratchers

Adalah suatu alat yang dirangkaikan/dipasang pada casing dan berfungsi untuk

membersihkan dinding lubang bor dari mud cake, sehingga didapat lubang bor yang

bersih.

d. Peralatan floating

Casing shoe

Casing shoe berfungsi sebagai sepatu dan pemandu untuk memudahkan pemasukan

rangkaian casing (running casing), agar tidak terjadi sangkutan pada dinding lubang

bor, shoe ini dibuat dari bahan yang dapat dibor lagi (drillable).

Float shoe

Merupakan suatu shock penahan yang dipasang beberapa meter di atas shoe,

berfungsi untuk menahan bottom plug dan top plug.

e. Cementing plug

1. Bottom plug

2. Top plug





7. Bagaimana cara mengukur ROP secara cepat dilapangan?

Caranya adalah dengan menandai drillstring, bisa dengan cara mengecatnya sebagian saja

pada suatu ketinggian tertentu dari permukaan. Misalnya 1 ft dari atas subtructur lalu ukur

berapa lama garis tersebut menyentuh atas subsrtuctur yang sepanjang 1 ft tersebut. Lalu

waktunya dikonversi kedalam satuan jam. Dari sini didapatkanlah ROP sebesar 1 ft per

waktunya (jam) kemudian dikonversi lagi menjadi x ft per jam.

8. Berapa ketinggian derrick?

80 ft – 189 ft

Derrick dan substruktur harus mampu menahan beban yang diberikan oleh berat pipa

pada block ditambah sebagian dari drilpipe yang disandarkan pada derrick. Bila rangkaian

casing yang berat dipasang, maka beberapa drillpipe kemungkinan perlu untuk disingkirkan

agar kapasitas pembebanan pada derrick sesuai dengan kemampuannya.





PEMBORAN DAY # 5

1. Engineering apa saja yang dipakai saat proses pemboran?

1. Ilmu fisika: digunakan sebagai ilmu dasar

2. Teknik geologi dan geofisika: digunakan untuk mendapatkan informasi

mengetahui bagaimana kondisi bawah tanah pada lokasi pemboran, bagaimana

lithologi batuannya untuk bahan pertimbangan pada desain pemboran misalnya

seberapa keras batuan, seberapa besar tekanan yang akan dilewati bit, bagaimana

mendisain bit yang akan digunakan, dll.

3. Teknik sipil: digunakan untuk mendesain rig agar kuat menahan beban drillstring

dan mampu mengangkat drillstring ke atas derrick

4. Teknik mesin: diperlukan untuk mendisain mesin yang mampu memutar

drillstring dengan daya yang besar

5. Teknik elektro: diperlukan untuk memberikan power atau listrik yang digunakan

untuk melakukan proses pemboran

6. Teknik metalurgi dan material: digunakan untuk membuat bit yang memiliki

kekuatan yang sangat besar untuk menghancurkan batuan

7. Teknik Pemboran: inilah yang paling penting, teknik ini mengintegrasikan semua

engineering tersebut agar dapat melakukan pemboran yang seefisien dan seaman

mungkin.

8. Dan teknik-teknik lainnya.





2. Apa yang anda ketahui tentang persamaan Indonesia?

Persamaan Indonesia adalah persamaa yang dipakai untuk menetukan Sw pada formasi yang

memiliki shale. Persamaan ini merupakan fungsi dari Rt, Vsh, Rtsh, porositas, a, dan Rw.

Persamaan ini diekspresikan dalam bentuk berikut

Rt = True resistivity batuan formasi

Vsh = Volume shale dari batuan

Rtsh = Resistivitas batuan shale

Rw = Resistivitas air formasi pada uninvaded zone

a = Factor tourtuosity

m = factor sementasi

Ø = Porositas





3. Jelaskan mengenai rumus archie!

Archie merupakan rumus yang dipergunakan untuk menghitung Sw reservoir pada uninvaded

zone.

Rumus archie hanya dapat digunakan pada clean formation .

Persamaan archie:

Sw = (F x Rw / Rt)n

Dengan,

F = a / Øm

Dimana;

Sw = Saturasi air pada uninvaded zone

Rw = Resitivitas air formasi

Rt = Resistivitas formasi sebenarnya

F = Faktor formasi

a = Faktor tourtuositi

Ø = Porositas

m = Eksponen sementasi

n = Derajat saturasi formasi

4. Pada kondisi bagaimana rumus archie tidak dapat digunakan?

Rumus Archie tidak dapat digunakan pada formasi shaly sand





5. Jelaskan jenis getaran yang terjadi selama proses pemboran?

Getaran yang terjadi selama proses pemboran di drill string ada 2, yaitu:

1. Resonansi adalah gerakan bergetar sinusoidalnya drillstring

2. Pendulum adalah gerakan berayunnya drill string

6. Aditif apakah yang ditambahkan jika terjadi kontaminasi semen?

Thinner karena rheologi lumpur yang berubah adalah viskositasnya naik. Thinner merupakan

aditif yang ditambahkan kedalam lumpur pemboran yang bertujuan untuk menurunkan

viskositas dari lumpur yang telah terkontaminasi oleh semen.

Super Utama - Tugas Pendalaman

Documents

Transcript of Super Utama - Tugas Pendalaman