Teknik Pemboran Underbalanced
-
Upload
harist-sampurna -
Category
Documents
-
view
165 -
download
16
description
Transcript of Teknik Pemboran Underbalanced
BAB III
TEKNIK PEMBORAN UNDERBALANCED
3.1. Konsep Underbalanced Drilling
Underbalanced drilling (UBD) adalah metoda pemboran dimana tekanan
kolom fluida pemboran yang dipakai akan lebih kecil daripada tekanan formasi,
sehingga akan ada aliran gas, hidrokarbon dan air formasi kedalam sumur secara
terus-menerus. Untuk mencapai kondisi underbalanced pada saat mengebor, perlu
adanya peralatan yang menunjang dan pemilihan fluida yang cocok dengan kondisi
reservoir.
3.1.1. Batasan Underbalanced Drilling
Pada kenyataannya underbalance tidak selalu dapat dilakukan secara ekonomis, hal
mengingat hal-hal seperti :
1. Kestabilan sumur akan terganggu dan lubang akan gugur sehingga menyebabkan
peralatan terjepit. Jika serpih batuan terlampau besar untuk diangkat oleh aliran
fluida di sumur, serpih akan terendapkan, biasanya terjadi diatas batas drill collar
dengan drill pipe karena kecepatan mengangkat di annulus drill pipe mendadak
mengecil dibandingkan dengan di anulus drill collar. Ini disebut sebagai cincin
lumpur atau “mud ring”.
2. Aliran air dapat menyebabkan beberapa hal, yaitu bila di bor dengan
menggunakan gas, air bisa membasahi serpih bor di sumur, sehingga serpih saling
melekat satu dengan yang lainnya, yang akhirnya dapat menyumbat anulus sumur
3. Terjadinya ledakan di dalam sumur, penggunaan udara pada UBD dapat menjadi
ancaman yang serius bila dijumpai cincin lumpur didalam sumur dengan tekanan
yang semakin meningkat, seperti hidrokarbon pada tekanan yang tinggi juga akan
meledak, sehingga udara dalam hal ini sering diganti dengan nitrogen ataupun gas
alam dalam upaya mengurangi terjadinya kebakaran.
55
56
4. Kesulitan pada MWD, biasanya MWD menggunakan media lumpur pemboran
konvensional dalam hal meneruskan pulse kepermukaan untuk mendapatkan data.
Pada pengeboran dengan menggunakan udara kering dan gas sebagai fluida
pemborannya akan sangat sulit sekali bila tidak menggunakan peralatan khusus
seperti EMWD (Electromagnetic Measurement While Drilling).
3.1.2. Identifikasi Underbalanced Drilling
Indikator Reservoir
Pemilihan suatu reservoir merupakan hal yang sangat penting diperhatikan
dalam operasi pelaksanaan metode pemboran underbalanced. Ketepatan pemilihan
reservoir dalam pemboran underbalanced bertujuan untuk mengurangi terjadinya
kerusakan formasi, meningkatkan laju produksi, mengurangi kehilangan fluida dan
penilaian evaluasi yang lebih baik. Oleh karena itu diperlukan suatu indikator
reservoir tertentu agar pemboran underbalanced ini memberikan keuntungan yang
lebih baik itu secara mekanik maupun secara ekonomi. Depleted reservoir, reservoir
fracture alami, formasi batuan keras, formasi dengan permeabilitas besar dan
formation damage.
a. Depleted Reservoir
Zona-zona bertekanan rendah (depleted reservoir) ini dapat menjadi penyebab
timbulnya masalah-masalah pemboran ketika menggunakan metoda pemboran
overbalanced. Masalah yang sering terjadi yaitu hilang lumpur (lost circulation)
dan terjepitnya pipa bor.
Dengan menggunakan opersai pemboran underbalanced masalah tersebut bisa
diatasi, selama menggunakan fluida pemboran, apakah dengan liquid atau gas.
Pada reservoir bertekanan rendah, fluida-fluida tersebut tidak dapat mencapai
pori-pori dan fracture. Fluida yang digunakan tersebut akan kembali bersama
dengan fluida formasi. Pada fracture karbonat atau batupasir yang consolidated,
influx dari hidrokarbon selama operasipembora underbalanced akan membantu
57
dalam menjaga hole cleaning dan mengurangi fluida pemboran yang hilang ke
formasi.
b. Reservoir Rekahan atau Vugular Formation
Reservoir dengan rekahan alami ini biasanya memperlihatkan hilang fluida
pemboran yang sangat besar. Kehilangan fluida ini akan membuat masalah
pemboran seperti well control atau memberikan terjadinya mechanical sticking.
Terjepitnya pipa bor bisa disebabkan oleh penggunaan fluida dengan metoda
overbalanced, dimana tekanan hidrostatik fluida pemborannya lebih besar dari
tekanan formasinya. Sedangkan pada opersai pemboran underbalanced dengan
tekanan yang didesain lebih kecil dari tekanan formasi, maka masalah terjepitnya
pipa dapat diatasi. Sehinggga reservoir rekah alami ini sangat tepat untuk
kandidat operasi pemboran underbalanced.
c. Formasi Batuan Keras
Ketika pemboran menembus formasi batuan keras, laju penekanannya (ROP)
akan menurun dan memperpendek bit life sehingga menyebabkan meningkatnya
biaya perawatan sumur.
Rendahnya ROP ini disebabkan oleh tekanan hidrostatik dari fluida pemboran
mendesak gaya terhadap batuan yang ditembus. Tipe pemboran dengan fluida
akan mempengaruhi laju penekanan. Dalam pemboran underbalanced densitas
fluidanya lebih kecil dari tekanan formasi. Oleh karena itu densitas fluida yang
kecil tidak menimbulkan perbedaan tekanan kedalam batuan, atau pengendapan
dari filter cake. Fluida pemboran underbalanced pada dasarnya merupakan
padatan yang bebas dan padatan tersebut tidak tergabung kembali kedalam sistem
sirkulasi menuju dasar lubang. Karena tekanan formasinya lebih besar dari
tekanan fluidanya, rendahnya energi yang dikeluarkan biasanya akan menaikkan
tambahan besarnya laju penetrasi. Pemboran underbalanced memerlukan beratan
yang rendah pada bit daripada pemboran conventional.
58
Menurunnya beban pada bearing yang dikaitkan dengan tingginya ROP akan
menghasilkan perbaikan pada bit life. Meningkatnya bit life akan mengurangi
biaya bit yang diperlukan untuk mengebor sumur dan mengurangi jumlah trip
yang diperlukan.
d. Formasi Dengan Permeabilitas Besar
Formasi yang mempunyai permeabilitas besar akan menghasilkan volume fluida
pori yang besar pula. Tingginya permeabilitas ini menunjukan besarnya ukuran
rongga pori, sehingga akan memperlihatkan indikasi terjadinya lost circulation
dan differential pipe sticking jika digunakan metoda pemboran overbalanced.
Oleh karena itu formasi ini sangat cocok untuk operasi pemboran underbalanced.
e. Formasi Damage
Untuk target formasi yang sangat rentan terhadap aktivitas pemboran,
penggunaan pemboran underbalanced menjadi suatu hal yang sangat tepat
diterapkan. Terutama sekali untuk sumur-sumur horisontal. Formasi yang
mengalami kerusakan ini bisa terjadi pada reservoir-reservoir rekahan (reservoir
fracture). Penurunan kerusakan formasi akan memperbaiki produktivitas sumur
secara ekonomi berpotensi jauh lebih besar karena pengaruh dari pemboran
underbalanced, bila dibandingkan dengan pemboran conventional.
Pencegahan terhadap keruskan formasi ini jauh lebih effektif daripada usaha
untuk memperbaikinya, dan pemboran underbalanced ini merupakan cara yang
alamai dalam pencegahan kerusakan formasi. Oleh karena itu pemboran
underbalanced ini bisa menjadi pilihan secara teknik yan semata-mata untuk
memberikan keuntungan pencegahan kerusakan formasi.
Keuntungan dan Kelemahan Metoda Underbalanced Drilling
Keuntungan Metode Underbalanced Drilling
59
Underbalanced Drilling (UBD) mempunyai kelebihan dibandingkan dengan
pemboran konvensional yang menggunakan fluida pemboran dengan gradien tekanan
lebih besar dibanding dengan tekanan formasi. Kelebihan-kelebihan tersebut adalah :
a. Mencegah Terjadinya Hilang Lumpur (Loss Circulation)
Kemungkinan pahat menembus zona subnormal pressure dimana terdapat lapisan
berpermeabilitas besar dan rekah-rekah. Bila hal ini terjadi besar kemungkinan
lumpur masuk ke formasi. Salah satu alternatifnya adalah dengan menurunkan
berat lumpur serendah mungkin, tetapi sifat-sifat fisik dan kimia untuk
mendukung pemboran masih terjaga. Bila dengan menggunakan air tawar ( =
8,33 ppg) dengan gradien tekanan hidrostatik 0,433 psi ternyata masih juga loss,
maka fluida pemboran dapat diperingan dengan menggunakan udara atau gas yang
dilarutkan pada fluida pemboran, bisa juga dengan menggunakan busa atau foam.
Jika formasinya ternyata sangat porus dan fluida di anulus tetap turun, maka fluida
pemboran di anulus ditarik dengan menggunakan peralatan separator yang
divakumkan dan digunakan rotation blow out preventer sebagai packer antara
lubang dengan udara luar.
b. Meningkatkan Laju Penembusan Pahat
Berdasarkan Gatlin 1960, faktor yang dapat meningkatkan laju penembusan pahat
pada batuan adalah:
Berat lumpur pemboran
Studi laboratorium dan lapangan memperoleh kesimpulan bahwa makin
ringan fluida pemboran yang dipakai, laju penembusan akan semakin
cepat, karena differential pressure, yaitu (ph - pf) akan semakin kecil bahkan
pada UBD differential pressure akan berharga negatif. Grafik pada Gambar
(3.1 a) dan (3.1 b) menunjukkan hubungan antara differential pressure (ph-pf)
dan laju penembusan (rate of penetration).
Kekuatan batuan (compressive strength)
60
Dengan menurunkan differential pressure, maka compressive strength batuan
akan menurun dan bit dapat dengan mudah menembus lapisan batuan.
c. Mencegah Terjadinya Pipa Terjepit (Differential Pipe Sticking)
Salah satu penyebab terjadinya pipa terjepit adalah lumpur pemboran yang terlalu
berat dan filtration loss yang besar dan menyebabkan mud cake tebal pada dinding
lubang bor. Dengan menggunakan fluida pemboran yang densitasnya relatif kecil,
maka kemungkinan pembentukan mud cake akan kecil dan kemungkinan pipa
terjepit karena masalah ini akan berkurang.
d. Mencegah Terjadinya Kerusakan Formasi (Formation Damage)
Salah satu penyebab kerusakan formasi (formation damage) adalah penggunaan
lumpur yang terlalu berat sehingga partikel padat (innert solid) masuk ke dalam
formasi produktif, akibatnya:
Menutup pori-pori formasi produktif
Meningkatkan water content pada formasi yang mengandung minyak
sehingga saturasi minyak menurun dan akhirnya di tempati oleh air.
Partikel clay pada formasi produktif mengembang dan menutup permeabilitas
formasi.
Dengan menggunakan densitas lumpur yang rendah, maka kerusakan formasi
dapat diminimalkan, dan pada akhirnya akan meningkatkan produktifitas formasi.
e. Meningkatkan Hasil Penilaian Formasi
Penilaian formasi berhubungan erat dengan kerusakan formasi. Bila kita
menggunakan lumpur berat, maka air filtrat dan padatan akan masuk ke dalam
formasi produktif. Sehingga terjadi perubahan saturasi minyak karena formasi yang
dijenuhi minyak akan berubah menjadi dijenuhi air, sehingga peralatan logging
yang dipakai merekam saturasi minyak akan terbaca mempunyai saturasi air.
61
f. Biaya Penggunaan Lumpur Pemboran Relatif Berkurang
Untuk menghindari terjadinya hilang lumpur, maka digunakan lumpur yang relatif
ringan dan tanpa menggunakan pemberat (unweight mud), maka biaya lumpur
(pengadaan weighting material, seperti barite) dapat diturunkan. kecuali apabila
menggunakan aerated mud, akan terjadi penambahan biaya pada peralatan injeksi
gas/udara ke dalam fluida pemboran.
Kelemahan Metoda Underbalanced Drilling
Selain mempunyai beberapa keuntungan, teknik underbalanced drilling juga
mempunyai beberapa aspek yang merugikan dalam penggunaannya (D.B. Bennion,
and F.B. Thomas., 1994) yaitu :
a. Aspek Keamanan
Karena tekanan fluida pengeboran lebih rendah daripada tekanan formasinya,
maka penggunaan teknik underbalanced drilling ini mempunyai resiko yang besar
terhadap terjadinya kebakaran, blow out dan ledakan dalam sumur.
b. Aspek Biaya
Penggunaan teknik ini secara ekonomis kadang bisa menjadi lebih mahal daripada
overbalanced drilling apabila menggunakan nitrogen untuk mengurangi berat dari
lumpur pengeborannya, terutama pada sumur horisontal atau formasi yang keras
sehingga laju penetrasinya menjadi rendah atau karena adanya masalah teknis pada
saat proses pengeboran dilakukan.
c. Aspek Kerusakan
62
Teknik underbalanced drilling tidak bisa menghilangkan kerusakan pada semua
reservoir karena setiap reservoir mempunyai mekanisme kerusakan tersendiri yang
unik.
3.1.3. Metoda Berdasarkan Model Operasinya
Menurut pelaksanaan operasinya metoda UBD ini dapat dibedakan menjadi
(Bambang Tjondro., 2000) :
a. Flow Drilling
Flow drilling adalah operasi pemboran dimana terdapat aliran fluida formasi ke
permukaan selama operasi pemboran berlangsung dan fluida pemborannya adalah
cairan tanpa gas. Dengan flow drilling akan ada cairan hidrokarbon, gas atau air ikut
naik keatas dengan drilling fluids dan akan dipisahkan dipermukaan.
Batas flow drilling adalah bagaimana aliran fluida dipermukaan bisa
ditanggulangi dengan peralatan yang ada. Bahkan permeabilitas besar, laju besar atau
bertekanan besar juga dapat dilakukan dengan flow drilling jika peralatan
permukaannya menunjang.
b. Snub Drilling
Snub drilling adalah operasi UBD yang menggunakan snubbing unit atau coil
tubing (CT). Metoda UBD jenis ini cocok bila diterapkan pada formasi dengan
tekanan yang besar.
c. Closed System
Closed System adalah metoda UBD dimana memiliki sistem peralatan
permukaan yang khusus, yaitu tertutup atau closed system. Ciri khususnya adalah
penggunaan separator empat fasa dan sistem tertutup untuk menanggulangi fluida
yang keluar dari sumur. Cocok untuk formasi yang mengandung H2S.
63
3.2. Pemilihan Fluida Pemboran Underbalanced Drilling
Berdasarkan jenis fluidanya dibedakan menjadi tiga macam yaitu, fluida
pemboran fasa cair, fluida pemboran fasa gas dan fluida pemboran 2 fasa (Aerated
Drilling Fluid).
3.2.1. Fluida Pemboran Fasa Cair
Fluida pemboran sama dengan Fresh Water Mud, tanpa penambahan berat.
Additive yang digunakan terutama adalah untuk mencegah swelling dan korosi. Pada
fluida pemboran ini cukup ditambahkan Cl (NaCl, CaCl2) untuk stabilitas
menghadapi formasi shale, Soda Caustic untuk mempertahankan pH antara 8 – 11,
dan unsur non pemberat lainnya. Lumpur ini digunakan untuk formasi dengan
gradien tekanan lebih besar dari gradien tekanan air (0,433-0,465 psi/ft) atau setara
dengan densitas 8,33-8,9 ppg.
3.2.2. Fluida Pemboran Fasa Gas
Fluida pemboran fasa gas ini dapat berupa udara kering, gas alam dan
nitrogen sebagai fluidanya.
3.2.2.1. Udara Kering
Pada metoda UBD ini, dibutuhkan udara kering untuk mengurangi densitas
fluida pemboran yang digunakan pada UBD.
Keuntungan dan Kelemahannya
Adapun keuntungan metoda ini adalah :
ROP meningkat
Waktu pemboran dipersingkat
Penghematan biaya bit
Air (H2O) kurang dibutuhkan
Biaya additive diperkecil
64
Sedangkan Kelemahannya adalah :
Masalah timbul jika terdapat aliran air dalam formasi
Erosi lubang bor pada dinding sumur yang kurang kompak
Kemungkinan terjadinya kebakaran didalam sumur, jika terdapat aliran HC dari
formasi
Biaya penyewaan alat meningkat
Tidak cocok untuk formasi / reservoir yang mengandung H2S
Keperluan Laju Injeksi Udara
Bentuk serpih bor dan ukurannya sukar diketahui, begitu juga geometri
lubang bor sukar diketahui pula. Angel (1957) membuat perkiraan laju injeksi udara
minimum dengan persamaan sebagai berikut :
Qmin = Qo + NH ………………………............................(3-1)
Dimana :
Qo = Laju injeksi (SCF/men) dipermukaan untuk mendapatkan kecepatan
anulus 3000 ft/men
N = faktor tergantung dari laju penetrasi.
H = kedalaman sumur, dalam ribuan feet.
Alasan diambilnya kecepatan di anulus pada 3000 ft/men karena dari
pengalaman membor limestone, ternyata kecepatan udara 3000 ft/men telah cukup
untuk
mengangkat serpih pemboran. Perbedaan antara persamaan Angel dan kenyataan di
lapangan paling banyak 10 % kecuali jika lubang sumurnya kecil sekali dan laju
penetrasinya cepat sekali.
Limitasi
65
Adanya aliran air formasi yang banyak akan sangat mengganggu operasi dan
sebaiknya fluida pemboran diubah menjadi kabut (mist drilling) atau busa (foam
drilling). Tetapi formasi air ini bisa ditutup misalnya dengan squeeze cementing atau
injeksi resin ~ catalyst, dan straddle packers. Ada juga yang menggunakan crosslink
polymer. Dengan menggunakan gas bisa dipompakan aluminium sulfate diikuti
gaseous amonia atau campuran amonia dan innert gas, gas silicon tetrafluoride dan
sebagainya. Dengan catatan perlu diketahui terlebih dahulu zona airnya.
Bahaya pemboran dengan udara kering adalah terjadinya kebakaran di dasar
lubang bor. Campuran tertentu hidrokarbon di formasi dengan udara dapat
menimbulkan ledakan.
Udara kering biasanya memberikan tekanan dasar sumur yang terendah
dibandingkan fluida/lumpur manapun. Tekanan rendah ini bisa mengakibatkan
ketidakstabilan pada formasi lemah. Apalagi kalau air terproduksi dan ada shale yang
sensitif ke air tersebut maka heaving shale akan terjadi.
Kesulitan lainnya adalah friksi yang besar antara drill string dan sumurnya.
Selain itu beberapa MWD sulit bekerja dengan compressibel fluids. Diperlukan
Elektromagnetik MWD
3.2.2.2. Nitrogen dan Gas Alam
Pada metoda UBD, nitrogen dan gas dapat digunakan sebagai ganti udara
yang berbahaya. Nitrogen dapat dicampurkan sebagai bagian dari fluida pemboran.
Sirkulasi nitrogen tak usah harus murni N2 untuk mencegah kebakaran di dasar
sumur, campuran udara, nitrogen dan hidrokarbon tidak akan menyebabkan
kebakaran kalau konsentrasi oksigen dibawah level tertentu. Di permukaan paling
tidak 12,8% oksigen agar tidak terjadi kebakaran dan berapa persen batas ini
tergantung tekanannya, atau dengan persamaan dapat ditulis sebagai berikut :
Omin = 13,98 – 1,68 log (P)………………………..................(3-2)
dimana :
Omin = % oksigen
66
P = tekanan absolut, psia
Untuk tekanan 3000 psi prosentase oksigen dalam campuran dengan methane
dan nitrogen harus paling tidak 8,15%. Jadi nitrogen sangat baik untuk mencegah
kebakaran, tetapi sayangnya biaya untuk nitrogen ini relatif mahal.
Gas alam (natural gas) bisa digunakan untuk pemboran seperti juga nitrogen,
dengan perkecualian mudah menimbulkan kebakaran di permukaan.
Keuntungan dan Kelemahannya
Adapun keuntungannya adalah :
ROP meningkat
Waktu pemboran dipersingkat
Penghematan biaya bit
Kebutuhan air (H2O) berkurang
Mengurangi biaya additive
Kemungkinan ledakan tidak ada (bila menggunakan N2)
Sedangkan kelemahannya adalah :
Masalah timbul bila ada aliran air dari formasi ke dalam sumur
Erosi lubang bor dapat terjadi bila dinding sumur kurang kompak
Pembengkakan biaya karena penyediaan N2
Untuk formasi/reservoir yang mengandung H2S, dibutuhkan peralatan tambahan
dipermukaan (closed system)
Pembersihan Lubang
Pembersihan lubang disini berkaitan erat dengan kemampuan fluida tersebut
untuk mengangkat cutting atau serpih bor kepermukaan. Pembersihan lubang dengan
nitrogen hampir sama dengan pembersihan dengan udara. Seperti udara, aliran harus
turbulent, karena itu pengaruh terbesar perbedaanya terletak pada densitasnya. Karena
densitas nitrogen hanya 3% lebih rendah dari udara pada kondisi standar, maka
67
effisiensi pengangkatan serpih bor hampir sama untuk injeksi di permukaan yang
sama.
Limitasi
Batasan lainnya yang berlaku pada pemboran dengan udara tetap berlaku
disini, misalnya tetap saja terjadi cincin lumpur, walaupun tanpa berakibat ledakan.
Pipa terjepit masih mungkin terjadi. Air formasi masih menjadi persoalan. Selain
udara, nitrogen dapat digunakan sebagai bahan fasa gas pada mist dan foam drilling,
jika dijumpai air formasi yang jumlahnya banyak. Karena mahalnya pengadaan
nitrogen ini, maka nitrogen hanya digunakan jika pemboran melalui suatu interval
panjang seperti untuk sumur horisontal. Untuk sumur vertikal, jarang dipakai kecuali
intervalnya banyak dan tebal.
3.2.3. Fluida Pemboran 2 Fasa (Aerated Drilling Fluid)
Pada aerated drilling fluid ini, fluidanya merupakan gabungan antara fluida
fasa cair dengan fasa gas.
3.2.3.1. Mist
Mist merupakan suatu keadaan pada fluida pemboran dimana gas sebagai fasa
kontinyu dan cairan sebagai fasa diskontinyu, jadi kenampakan fluida ini menyerupai
kabut.
Keuntungan dan Kelemahannya
Keuntungannya adalah :
ROP meningkat
Waktu pemboran dipersingkat
Penghematan biaya bit
68
Kebutuhan air dikurangi
Biaya additive diperkecil
Sedangkan kelemahannya adalah :
Akan timbul masalah bila ada aliran air dari formasi ke dalam lubang sumur
Erosi lubang dapat terjadi pada dinding sumur yang tidak kompak
Kombinasi Udara-Mist, tidak cocok bila ada kandungan gas H2S dalam
formasi/reservoir
Biaya gas mahal jika tidak menggunakan udara kering, adanya biaya tambahan
untuk pengkondisian air/gas dari dalam sumur, biaya peminjaman alat besar
Pembersihan Lubang
Tetes cairan pada fluida mist ini bisa dianggap seperti serpih bor saja.
Densitasnya lebih kecil dari serpih bor dan ukurannya lebih kecil. Dengan ini
dianggap bahwa tetes mist tersebut bergerak sama dengan kecepatan gas dan slip
velocitynya sama dengan nol. Ia tak akan mengubah sifat gas sehingga mist drilling
tidak akan lebih effisien dari pemboran dengan udara dalam hal transportasi serpih
bor di anulus. Jadi secara teoritis, kecepatan fluida pada mist drilling ini harus secepat
dry air drilling. Tetapi densitas fluida lain karena adanya mist tersebut. Tetes air juga
menaikkan friksi. Keduanya akan mengakibatkan tekanan dasar sumur lebih besar
dari udara saja. Selain itu densitas tersebut juga mengurangi slip velocity serpih bor
dan tekanan BHP yang lebih tinggi menyebabkan kecepatan anulus lebih kecil untuk
mist kalau injeksinya bervolume sama. Karena itu injeksi dengan mist harus lebih
banyak dari dengan udara untuk menyamakan kecepatan di anulus. Perubahan dari
dry air ke mist drilling menyebabkan perlunya penambahan laju injeksi agar serpih
tetap bisa diangkat.
Biasanya di pemboran dengan mist ini membutuhkan 30 – 40% lebih banyak
injeksi udara tetapi tekanan stand pipe akan naik 100 psi (30-50%) untuk mencapai
kondisi dimana kecepatan anulus 3000 ft/men.
69
Busa (foam) dapat terjadi jika air formasi banyak dijumpai dilubang bornya.
Viskositas foam lebih tinggi dari mist tetapi baik untuk mengangkat serpih bor.
Limitasi
Limitasi dari pengeboran dengan menggunakan fluida yang menyerupai busa
ini adalah hampir sama dengan gas yang lain, yaitu jika dinding sumur tidak stabil
dan adanya aliran hidrokarbon dari reservoir. Pembuangan air ke permukaan sekitar
200 – 500 bbl/day merupakan masalah tersendiri selain dapat menimbulkan masalah
karat. Selain itu adanya air bisa menyebabkan shale terganggu dan gugur.
3.2.3.2 Foam
Busa (foam) dapat dipakai sebagai fluida sirkulasi dalam pemboran maupun
komplesi dan produksi. Foam terdiri dari fasa cairan kontinyu yang membentuk
struktur bulat dinding cairan yang membungkus gas. Viskositas foam bisa menjadi
sangat tinggi bahkan diatas viskositas gas atau cairannya sendiri, tetapi densitasnya
setengah lebih kecil dari air. Dengan sifat-sifat tersebut maka foam lebih baik dalam
menahan serpih pemboran dan slip velocitynya kurang, sehingga injeksinya akan
berkurang pula. Karena densitasnya lebih tinggi dari udara atau mist, maka laju
penetrasi akan berkurang, walaupun karena underbalance maka masih lebih cepat dari
lumpur biasa. Karena tekanan di anulus lebih tinggi maka kestabilan sumur akan
lebih baik, sedangkan karena lajunya lebih rendah maka erosi lubang bor juga
berkurang.
Udara adalah yang paling umum digunakan untuk foam ini, meskipun
nitrogen juga sering digunakan. Foam berkualitas rendah bila lebih banyak cairannya
begitu juga sebaliknya.
Pada pengeboran dengan menggunakan busa sebagai fluida pemborannya
(foam drilling), terdiri dari cairan, gas, foamers, defoamers. Corrosion inhibitor,
mungkin KCl dan lain-lain. Pada stiff foam airnya akan ditambah polymer untuk
menghasilkan efek viskositas dan ini disebut viskosifyer.
70
Keuntungan dan Kelemahannya
Keuntungan untuk stable foam adalah :
ROP meningkat
Waktu pemboran dipersingkat
Kebutuhan air berkurang
Mampu mengangkat cutting kepermukaan dengan baik
Memiliki kemampuan dalam pembersihan lubang
Dapat mengatasi aliran air dari formasi
Kompatibel dengan fluida formasi seperti oil, air garam, calcium carbonat dan
sebagainya.
Sedangkan kelemahan stable foam :
Pengeluaran biaya untuk penyediaan foamer
Penanganan air di permukaan dapat menyebabkan masalah lingkungan
Butuh peralatan yang khusus dipermukaan untuk pengkondisian fluida pemboran
Keuntungan stiff foam adalah :
ROP meningkat
Waktu pemboran dipersingkat
Penghematan biaya untuk bit
Mampu mengangkat padatan dengan baik
Pembersihan lubangnya baik
Sedangkan kelemahan stiff foam adalah :
Adanya kemungkinan degradasi fluida jika minyak dan air asin/calcium carbonat
memasuki lubang sumur
Biaya bahan kimia sebagai additive harus dipikirkan
Pembersihan Lubang
71
Foam untuk pemboran yang baik mirip shaving cream. Foam yang baik akan
bisa mengangkat serpih pemboran pada laju yang cukup rendah. Ada beberapa faktor
yang akan membuat pembersihan lubang sulit untuk diperhitungkan, diantaranya
yaitu rheology foam sangat rumit dan sangat tergantung dari kualitas foam itu sendiri.
Viskositas foam cukup tinggi sehingga pressure drop di anulus sangat tinggi
dibandingkan gas, udara atau mist.
Kualitas foam juga tergantung tekanannya. Rheology sendiri berhubungan
dengan tekanannya. Dan kalau ada campuran fluida formasi maka akan lebih rumit
lagi. Formasi gas akan menaikkan kualitas foam sehingga bisa-bisa pecah menjadi
mist. Tetapi aliran cairan dari formasi akan mengurangi kualitas foam. Ini akan
mengurangi viskositasnya dan densitas foam akan naik.
Karena viskositas foam pada stiffened foam lebih baik dari stable foam, maka
pembersihan lubang akan lebih baik lagi bahkan pada kecepatan yang lebih rendah di
anulusnya. Hal lain yang baik dengan stiffened foam adalah karena foam tetap akan
stabil pada kualitas yang lebih tinggi dari foam biasa. Karena viskositas foam akan
jatuh dengan pecahnya foam, stiffened foam akan tetap dan tidak akan pecah di
anulus.
Kebutuhan Volume Air dan Udara Pada Foam
Untuk pemboran dengan menggunakan udara kering, grafik Angel dapat
digunakan, tapi untuk fluida pemboran jenis busa (foam), grafik yang digunakan
adalah grafik Krug dan Mitchell (OGJ, Feb. 7, 1972). Berdasarkan grafik ini, maka
jumlah udara dan air untuk bermacam-macam kombinasi lubang bor dan drill pipe
dapat diketahui. Grafik ini mempunyai keterbatasan, yaitu hanya dapat digunakan
pada sumur vertikal.
Limitasi
Jika udara dipakai sebagai media gas pada pemboran dengan menggunakan
fluida yang menyerupai busa ini (foam) maka laju karat peralatan akan naik. Karat
dapat ditanggulangi dengan corrosion inhibitor yang kompatibel dengan foamer dan
72
defoamer. Juga harus tahan terhadap fluida formasi jika ada. Pada formasi yang di bor
dengan foam, kecepatan foam kecil dan erosi di dinding akan kecil. Tetapi tekanan
dinding akan lebih tinggi dari kolom fluida foam di lubang bor. Dalam hal ini bisa
terjadi ketidakstabilan yang menyebabkan lubang gugur. Seperti juga pada mist
drilling, bisa saja digunakan inhibitor seperti polymer dan garam agar tidak terjadi
kerusakan pada shale dan clay.
Stiff foam dapat menaikkan serpih bor pada kecepatan rendah. Ini
menyebabkan bahwa pemboran pada lubang berdiameter besar juga dapat dilakukan
dimana pemboran dengan udara kering (dry air drilling) dan mist drilling akan terlalu
besar kompressornya dan tidak akan ekonomis. Hal lain yang membatasi penggunaan
foam drilling adalah sama seperti pada stable foam drilling sebelumnya.
3.2.3.3 Gasified Liquid
Untuk meringankan densitas fluida pemboran, maka injeksi gas ke cairan
pemboran akan meringankan densitas lumpur tersebut. Gasified liquid sering dipakai
untuk membor underbalanced. Umumnya tidak dipakai surfactant dan fluida
terbanyak adalah cairan. Aliran dianulus akan merupakan gelembung gas dalam
cairan dan bukan foam. Biasanya tekanan dasar sumur akan lebih tinggi dibandingkan
dengan fluida pemboran yang diringankan fluidanya. Densitas biasanya 4 – 7 ppg.
Tidak seperti pemboran dengan foam, cairan yang balik biasanya cukup bersih seperti
lumpur biasa yang bisa disirkulasikan kembali ke sumur.
Pada saat ini cairan dasar biasanya fresh water, crude oil, gel mud atau
kondensat, gasified dengan nitrogen atau juga natural gas (jarang).
Ada dua cara untuk memasukkan gas ke fluida pemboran, menginjeksikan gas
ke cairan dipermukaan sebelum masuk ke drill pipe atau menginjeksikannya di
anulus. Bisa juga kombinasi keduanya. Injeksi di anulus sumur harus dilakukan
dengan pipa khusus dari permukaan ke anulus tersebut. Ini dilakukan dengan parasite
tubing string yang ditempatkan bersamaan dengan casing yang terakhir atau anulus
antara casing sementara yang digantungkan didalam casing yang tersemen. Atau
73
untuk sumur gas lift yang akan didalamkan maka gas diinjeksikan di gas lift valve
tersebut.
Keuntungan dan Kelemahan Gasified Liquid
Adapun Keuntungan gasified liquid ini adalah :
ROP meningkat
Waktu pemboran dipersingkat
Penghematan biaya bit
Dapat digunakan pada sumur horisontal (tapi terbatas)
Mengurangi terjadinya bahaya kebakaran di dalam sumur
Sedangkan kelemahannya adalah :
Bila menggunakan parasite string, membutuhkan supply gas yang kontinyu
Untuk sumur horisontal, keterbatasan alat jadi kendala utama
Potensial terjadinya korosi jika udara kering digunakan sebagai gasified-nya
Untuk menghindari korosi dibutuhkan corrosion inhibitor
Kebutuhan Volume Udara Pada Gasified Liquid
Peramalan kehilangan tekanan jika pemboran dilakukan dengan gasified
liquid, menggunakan asumsi aliran multifasa. Dalam hal ini ada cairan, gas dan
padatan serpih bor. Tergantung dari cairan yang diinjeksikan dan adanya aliran dari
formasi, maka aliran gas atau minyak yang berasal dari formasi dapat saja masuk ke
dalam sumur. Pemboran dengan gasified liquid dapat dianalogkan dengan sumur gas
lift, yang analisa keseluruhannya membutuhkan software komputer untuk
mendapatkan hasil yang teliti.
Hubungan antara volume udara yang diperlukan, scf/bbl cairan, pengurangan
densitas lumpur, densitas lumpur mula-mula dan kedalaman sumur oleh Poetmann
dan Bergmann untuk harga temperatur 200oF.
74
Pembersihan Lubang Bor
Pembersihan lubang bor tergantung dari sifat cairan dasar, keadaan dinding
sumur (geometry lubang) dan inflow (aliran) dari formasi. Kecepatan anular 100
hingga 200 fpm dibutuhkan untuk membersihkan serpih pemboran dengan fluida
tanpa viskosifyer. Untuk lubang sumur yang berdiameter relatif besar, cairan dasar
harus dinaikkan kecepatannya untuk mendapatkan pembersihan lubang sumur yang
effisien.
Limitasi
Pengalaman menunjukkan bahwa untuk formasi bertekanan rendah dan
lajunya kecil dapat di bor dengan gasified liquid ini. Tetapi untuk formasi bertekanan
tinggi, permeabilitas besar atau sumur yang tidak stabil dindingnya atau formasi yang
banyak memproduksi air yang berlebih, adanya masalah karat dan laju penetrasi
pemboran yang lambat, akan membatasi penggunaan metoda gasified liquid drilling
ini.
3.2.3.4. Perhitungan Lumpur Aerasi
Lumpur aerasi merupakan lumpur pemboran yang memberikan kondisi
underbalanced yang terdiri dari fase gas dan fase cairan (>25%). Densitas lumpur
aerasi berkisar antara 4,0 – 6,95 ppg. Fasa gas yang diinjeksikan ke dalam lumpur
dasar (fasa cairan ) berfungsi untuk menurunkan densitas lumpur dasar yang
digunakan. Tekanan underbalanced adalah sebesar 200- 500 psi
1. Volume Gas Injeksi
Fungsi volume gas yang diinjeksikan ke dalam lumpur dasar adalah untuk
menurunkan densitas lumpur dasar sampai pada kondisi underbalanced (densitas
lumpur aerasi ) yang diinginkan. Gas merupakan fluida yang kompresibel,sehingga
75
volumenya akan berubah terhadap perubahan tekanan dan temperatur. Dengan
demikian jika 1 scf gas diinjeksikan dari permukaan, maka pada suatu kedalaman
dengan tekanan dan temperatur tertentu volume gas tersebut akan menjadi:
Vgp=Vgs(T 2.P1
T1 .P2)………………………..................(3-3)
Dimana :
Vgp = Volume gas pada suatu kedalaman (D), cuft
Vgs = Volume gas pada kondisi permukaan (s), scf
T1 = Temperatur permukaan (s), oR
T2 = Temperatur rata-rata pada suatu kedalaman (d),oR
= {(D/2) x ∆T } + T1
P1 = Tekanan permukaan, psi
P2 = Tekanan rata-rata pada suatu kedalaman, psi
= {(D x ∆P) + P1 }/2
∆T = Gradien temperature, OR/100 ft
∆P = Gradien tekanan , psi/ft
Densitas gas juga akan berubah terhadap kondisi tekanan dan temperature
pada kedalaman tertentu. Jika gravity gas (S) = 1 , maka densitas gas (ρgs) pada
kondisi permukaan adalah sebesar :
ρgs=2,703 xSxP1
T 1 ………………………..................(3-4)
Maka besarnya densitas gas (ρgp) pada kedalaman suatu kedalaman adalah
sebesar :
ρgp=ρgs(T 2. P1
T1 . P2)………………………..................(3-5)
dimana:
76
ρgs = densitas gas pada kondisi permukaan, pcf
ρgp = densitas gas pada kondisi suatu kedalaman , pcf
Dengan demikian volumo gas yang diinjeksikan dipermukaan untuk
menurunkan densitas lumpur dasar sampai didapat kondisi underbalanced dapat
dihitung
ρA .QA=ρ1 .Q1 +ρgp .Qgp………………………..................(3-6)
ρA.(Q1+Qgp) = ρ1. Q1 + ρgp. Qgp)………………………........(3-7)
Qgp =
(ρ1 .Q1)−(ρA .Q1)(ρA−ρgp ) ………....………………..................(3-8)
Dimana:
ρA = Densitas lumpur aerasi, ppg
QA = Laju volumetric gas injeksi, gpm
ρ1 = Densitas lumpur dasar, ppg
Q1 = Laju alir lumpur dasar, gpm
Qgp = Laju volumetric gas injeksi pada kondisi kedalaman , gpm
Besarnya densitas lumpur aerasi (ρA ) yang diinginkan dapat ditentukan
dengan cara mengurangi harga tekanan formasi (Pf) dengan harga tekanan
underbalanced (Pub) yang kemudian di konversi dalam berat lumpur (ppg)
PA = Pf - Pub……………………….......................................(3-9)
Setelah didapatkan laju volumetrik gas injeksi pada suatu kedalaman, maka
selanjutnya adalah menentukan laju volumetrik gas injeksi dipermukaan dengan
persamaan dibawah ini :
Qgs = Qgp(T1 .P2
T 2.P1)…………………............……..................(3-10)
Dimana :
77
Qgs = laju volumetrik gas injeksi di permukaan , scfm
Fraksi Cairan Dalam Lumpur Aerasi
Berdasarkan persamaan-persamaan di atas maka fraksi volume gas dalam
lumpur aerasi akan berkurang dalam drillstring dengan semakin bertambahnya
kedalaman. Sebaliknya , fraksi volume gas akan bertambah ketika naik ke permukaan
di dalam annulus.
Ftp =
V tp
V T=
V tp
V gp+V tp ………………………..................(3-11)
Flp =
F lo
{F lo+(1−F lo) /( PPO )}
……………...................(3-12)
Ftp =
V gp
V T=
V gp
V gp+V tp ………………………..................(3-13)
Fgp =
Fgo
{Fgo+(1−Fgo) x ( PPO )}
……...………..................(3-14)
Fgp+ Flp = 1………………………..................................(3-15)
Dimana:
Flo = fraksi lumpur dasar pada kondisi permukaan, %
Fgo = fraksi gas pada kondisi permukaan,%
Flp = fraksi lumpur dasar pada kondisi kedalaman , %
78
Fgp = fraksi gas pada kondisi kedalaman, %
Vgo = volume gas pada kondisi permukaan, %
Vgp = volume gas pada kondisi kedalaman,cfm
Vt = total volume, cfm
Viskositas Lumpur Aerasi
Viskositas lumpur aerasi adalah ketahanan lumpur aerasi terhadap aliran,
dengan satuan centipois. Untuk menentukan besarnya viskositas fluida dua fasa pada
suatu setiap kedalaman yang mempunyai tekanan dan temperatur yang berbeda dapat
dicari dengan menggunakan persamaan dibawah ini
μA=(Fgp .μg+(1−Fgp ). μ1………………………..................(3-16)
dimana:
μA = viskositas lumpur aerasi, cp
μgp = viskositas gas, cp
μ1 = viskositas lumpur dasar, cp
Hal ini berarti bahwa viskositas lumpur aerasi pada suatu kedalaman akan
berubah tergantung dari fraksi volume gasnya. Semakin dalam suatu pemboran ,
maka viskositas lumpur aerasi didalam drillstring akan semakin besar karena fraksi
volume gas dalam lumpur aerasi semakin berkurang. Sebaliknya ketika lumpur aerasi
bersirkulasi menuju ke permukaan, viskositas lumpur aerasi di annulus akan semakin
berkurang, karena di dalam anulusfraksi volume gas bertambah.
Kecepatan dan Pola Aliran Lumpur Aerasi
Kecepatan lumpur aerasi dapat ditentukan dengan menggunakan
persamaan berikut:
Dalam drillstring(Vp ):
79
Vp =
QA
( π4 ) .Dlp2
, fpm
……………….......………..................(3-17)
Dalam anulus (Vann ):
Vp =
Q A
( π4 ) .(Dh2−Dop2)
, fpm
………………………..................(3-18)
Dimana :
QA = laju alir lumpur aerasi, cfm
D = diameter, inci (=0,0833 ft)
Dengan mengetahwi kecepatan lumpur aerasi maka pola aliran lumpur aerasi
dapat diperkirakan dengan menggunakan bilangan Reynold :
Untuk aliran dalam drillstring:
NRe =
15 ,47 .Dlp . ρA .V P
μA ………………………...........................(3-19)
Untuk aliran di annulus:
NRe =
15 ,47 . Dep . ρA .V ann
μA …………………….......…..................(3-20)
Dep, in = diameter hidrolika annulus = (Dh-Dop)
Secara teoritis , aliran akan : laminar jika NRe < 2000, transisi jika
2000<NRe<4000 dan turbulen jika NRe >4000.
Pengangkatan Serbuk Bor
Telah diuraikan bahwa salah satu faktor yang menyebabkan terjepitnya
pipa dan hilang sirkulasi adalah karena kurang optimumnya pembersihan lubang bor
oleh fluida pemboran.Beberapa faktor yang mempengaruhi kemampuan fluida
pemboran untuk mengangkat serbuk bor melalui annulus adalah :
1. kecepatan menggelincir (slip) serbuk bor dan lumpur di annulus
80
2. rheologi fluida pemboran
3. kecepatan putaran pipa dan ROP
4. kemiringan lubang bor
5. pola aliran fluida pemboran dan serbuk bor
Berdasarkan pengalaman dibanyak lapangan, konsentrasi kritis serbuk bor
(Cc) di dalam lubang bor yang diijinkan adalah tidak lebih dari 5% agar tidak terjadi
masalah pemboran yang berhubungan dengan pembersihan lubang bor. Berarti
dibutuhkan kecepatan kritis (Vc) untuk mengeluarkan serbuk bor dari lubang bor
agar konsenterasi serbuk bor di dalam annulus tidak melebihi Cc
Vc =
ROP60 .Cc
, fpm………………………..................(3-21)
Sementara itu serbuk bor sendiri mempunyai kecendrungan untuk bergerak
berlawanan dengan arah fluida pemboran atau yang disebut dengan kecepatan
terminal serbuk bor (Vt). Moore, memperkirakan kecepatan terminal serbuk bor untuk
pola aliran laminar, transisi, turbulen yang melalui serbuk bor.
Dalam aliran laminar :
Vt = 4980 . dc.( ρc−ρA
μA)
……………...................(3-22)
Dalam aliran transisi :
Vt = 175 . dc.(( ρc−ρA )2/3
( ρA .μ A)1/3 )
……………..................(3-23)
Dalam aliran turbulen :
Vt = 92,6√dc ( ρc−ρA
ρA ) …………………..................(3-24)
81
Bilangan Reynold untuk serbuk bor :
NRe =
15 ,47 . ρA .V t .dcμ A ………………………..................(3-25)
Secara teoritis , aliran yang melalui serbuk bor akan laminar jika NRcc < 1, aliran
transisi jika 1 < NRcc < 2000, aliran turbulen jika NRcc > 2000.
Dengan demikian pembersihan lubang bor akan baik jika kecepatan lumpur
aerasi di annulus (Vann) melebihi komulatif kecepatan kritis (Vc) dan kecepatan
terminal (Vt) serbuk bor.
(Vann) > (Vc) + (Vt)
kecepatan terminal serbuk bor pada lintasan vertical berbeda dengan
kecepatan terminal pada lintasan berarah. Rudy dan kawan-kawan membuat suatu
persamaan untuk kecepatan minimum lumpur di annulus untuk mengangkat serbuk
bor yang terdapat dalam lubang bor pada lintasan berarah.
Untuk θ ¿ 45o :
Vmin= Vc + [1+ θ .(600−RPM ) .(3+ρA )
202500 ] .V t , fpm…………………(3.26)
Untuk θ ¿ 45o :
Vmin= Vc + [1+ (600−RPM ).(3+ ρA )
4500 ] .V t , fpm……………………(3.27)
Dimana :
Vc =
ROP
36 .[1−Dodp
Dh ]2
.Cconc
.60 , fpm
………………………………….(3.28)
82
Cconc = (0,01778. ROP) + 0,505 , %.....................................................(3.29)
Dengan menggunakan persamaan Rudy tersebut dapat diketahwi apakah
pengangkatan serbuk bor dari annulus sudah baik atau belum :
Pengangkatan serbuk cukup baik, jika :
Vann > Vmin
Pengangkatan serbuk kurang baik, jika :
Vann < Vmin
Pemilihan Metode Injeksi Volume Gas
Metode penentuan laju volumetrik gas injeksi secara teoritis yang akan
digunakan untuk perhitungan selanjutnya adalah metode yang dapat memberikan
hasil yang mendekati dengan volume gas yang diinjeksikan di lapangan(actual).
% perbedaan =
A−BB ………………………..(3.30)
dimana :
A = hasil perhitungan secara teoritis
B = penginjeksian di lapangan (actual)
3.3. Operasi Pemboran Underbalanced Drilling
3.3.1. Peralatan Yang Digunakan Pada Pemboran Underbalanced Drilling
83
Peralatan yang digunakan pada UBD mengalami berbagai variasi disesuaikan
dengan jenis fluida yang digunakan pada UBD. Disamping itu ada atau tidaknya gas
beracun seperti H2S dapat menyebabkan penambahan peralatan ekstra dipermukaan
untuk mengantisipasi terjadinya pencemaran lingkungan.
Untuk pencegahan semburan liar masih dibutuhkan BOP Stack, dengan
penambahan RBOP atau Rotating Head yang disesuaikan dengan tekanan yang ada
pada sumur tersebut. Untuk lebih jelasnya, pada bagian ini akan dibicarakan
mengenai peralatan-peralatan standar yang dibutuhkan pada saat pengeboran dengan
metoda UBD.
3.3.1.1. Sistem Pencegahan Semburan Liar
Sistem pencegahan semburan liar ini pada prinsipnya sama dengan pada
pengeboran biasa, hanya saja terdapat tambahan RBOP atau Rotating Head, dimana
alat ini mampu menahan tekanan formasi yang lebih besar.
BOP Stack
Suatu flow Drilling BOP Stack terdiri dari Rotating Head atau RBOP,
ditempatkan diatas konvensional rig BOP.
Suatu single atau double ported drilling spool memisahkannya. Yang satu
menuju ke shale shaker untuk fluida balik tanpa gas formasi. Yang satu lagi
diarahkan menuju choke manifold untuk flow drilling tersebut. Dibawah spool ini
normal rig BOP dipasang. Ini bisa terdiri dari annular BOP, Hydrill, Preventer
flanged sampai double ram BOP.
Unit ini terdiri dari satu set pipe rams diatas satu set blind rams. Suatu drilling
spool double ported yang kedua, ditempatkan pada flanged sistemnya. Satu outlet
untuk choke line dan yang satu untuk kill line. Untuk lebih baiknya bisa ditempatkan
satu set pipe rams dibawah spool ini. Semua alat harus dicoba pada rating yang benar.
Kill line harus terdiri dari dua ball atau gate valves dan satu check valve yang bisa
84
mengalirkan aliran ke anulus. Dengan katup yang bekerja dengan baik, maka fluida
formasi bisa diarahkan ke choke manifold.
Rotating Head dan RBOP
Rotating head (RH) menggunakan satu atau dua stripper rubbers, untuk
menjepit drill pipe atau kelly. RH akan bekerja dengan baik sampai karet tersebut
rusak dan akan terjadi kebocoran.
Karena ada beberapa kecelakaan dengan adanya kebocoran di RH ini, maka
API melarang penggunaannya. Sebenarnya untuk sumur horisontal dengan tekanan
rendah masih bisa dipakai dengan aman. Karena adanya pelarangan ini, maka
dipakailah RBOP. Ini menjawab rating tekanan yang rendah dari RH tadi. Dengan
alat ini, maka rating tekanan naik dari 400 psi ke 1500 psi. RBOP menggunakan
hydraulically-actuated packing element yang ditunjang oleh roller bearings besar dan
diisolasi secara mekanis pada kotak yang besar. Tekanan minyak untuk aksi
hidroliknya akan mengaktifkan kerja rubber packing element yang akan menghimpit
drill pipe atau kelly. Tekanan disini bisa diubah sesuai dengan tekanan sumur yang
diharapkan. Packing element ini dirancang untuk menahan tekanan minimum 300 psi
Roller bearing tersebut dilumasi dan didinginkan dengan cairan hydraulic
yang mempunyai dua penyekat. Penyekat ini akan memisahkan bearing dari cairan di
sumur. Bagian dalamnya, bagian type packer element terdiri dari dua bagian,
sehingga kalau yang satu pecah tak akan menghilangkan tekanan pengontrolnya.
Bagian dalam packer bisa diganti tanpa perlu mengganti yang luar. Internal packer ini
dibuat membuka besar sehingga bit dapat lewat tanpa perlu membongkar karetnya
(nitrile). Element kelly packer ini bisa menyekat dengan baik sekali. Jika elemen ini
termakan sebagian, maka masih dapat menyekat karena tekanan hydraulic minyak
didalam BOP akan bekerja naik secara otomatis. Karena itu bagian ini tidak bocor
selama dipakai dan berkurangnya elemen karet tersebut bisa diganti setelah pada
suatu saat mengalami pemeriksaan yang rutin.
85
RBOP digunakan untuk pemboran pada formasi rekahan yang tinggi
tekanannya. Pada situasi ini tekanan bisa tinggi dipermukaan dan juga ada
kemungkinan hilang lumpur. Rating RBOP yang tinggi menaikkan kemampuan untuk
membor formasi yang lebih tinggi pula tekanannya dibandingkan dengan RH.
3.3.1.2. Mud/Gas Separator
Suatu separator besar untuk lumpur/gas dengan tinggi yang bisa diatur, perlu
digunakan untuk sistem ini. Kalau sistem operasinya open system, atau atmospheric-
pressured, maka diameternya paling tidak 6 ft dan tingginya 12 ft dengan pipa flare
gas 6 – 12” dan pipa untuk cairan yang cukup kapasitasnya.
Flare stacknya harus bisa diatur ketinggiannya berdasarkan kondisi aliran dan
lokasi. Flare tersebut dilengkapi dengan pemantik otomatis (automatic flare ignitor)
untuk menyala begitu ada gas. Pada pemboran di daerah gas sering dipakai flare
dengan ketinggian 50 – 100’ yang berhubungan dengan tekanan anulus diatas 1000
psi.
3.3.1.3. High Pressure Flamibility Limit Apparatus
Untuk menentukan campuran yang ideal antara udara dan nitrogen agar tidak
terjadi kebakaran dan blow out, maka dilakukanlah semacam pengujian terhadap
campuran tersebut apakah mudah menyala atau tidak. Peralatan untuk proses
pengujian tersebut dinamakan High Pressure Flamibility Limit Apparatus.
3.3.1.4. Chemical Injection
Alat ini biasanya ditempatkan pada flowline sebelum separator. Maksud dari
penempatan alat ini adalah untuk memberikan bahan-bahan kimia/bahan additive
lainnya pada fluida balik dari dalam sumur. Additive tersebut dapat berupa
defoaming ataupun penghancur emulsi. Peralatan ini tidak mutlak dibutuhkan pada
UBD, hanya saja keberadaannya dapat disesuaikan dengan jenis fluida UBD yang
sedang digunakan.
86
3.3.1.5. Choke Manifold
Choke manifold berguna untuk mengerjakan suatu operasi yang aman untuk
back pressure pada aliran balik dari anulusnya, agar masuknya hidrokarbon kedalam
sumur dapat dikontrol dan kestabilan lubang bor akan lebih baik.
Choke manifold dirancang untuk volume maksimum dengan pipa 4”
minimum, walaupun kebesaran, dengan dual chokes untuk bisa mengisolasi dan bisa
dibersihkan kalau ada serpih bor yang menyangkut disitu. Setelah pemboran selesai,
maka alat ini harus segera diinspeksi dengan radiographic (X-ray) untuk melihat
apakah terjadi erosi atau karat dan bila perlu dilakukan penggantian dengan yang
baru.
Selama flow drilling, choke akan dibuka lebar dan pelan-pelan ditutup
seperlunya untuk mengontrol fluida dan tekanan dipermukaan. Tekanan di anulus
tidak boleh melewati maximum working pressure (MWP) dari RBOP atau RH.
Dari choke manifold maka minyak, gas, fluida pemboran dan serpih
pemboran akan menuju ke mud/gas separator.
3.3.1.6. Peralatan-peralatan pendukung
Ada beberapa peralatan pendukung yang umum digunakan agar jalannya
operasi pemboran Underbalaced dapat berjalan dengan effektif dan effisien. Beberapa
peralatan pendukung tersebut antara lain:
a. Sample Catcher
Untuk mendukung kerja para geologist dan mud engineer, terutama pada saat
pengambilan sampel pemboran, maka perlu dibuat sample catcher di flow line
antara BOP Stack dan Separator. Tempat pengambilan sampel lainnya adalah pada
manifold.
b. Vacum Degasser
87
Alat ini digunakan untuk membuang tekanan dari separator untuk menarik fluida
sekaligus memisahkan gas dan cairan. Gas kemudian dibakar di flare dan cairan
dipompakan ke shale shaker.
c. Settling Tank dan Skimmer Tank
Settling tank biasanya digunakan untuk mengendapkan fluida pemboran yang
berasal dari dalam sumur, dengan demikian diharapkan padatan atau cutting
yang terbawa pada fluida dapat terendapkan.
Skimming system merupakan suatu sistem pemisahan fluida pemboran lanjutan,
berupa tangki tempat fluida pemboran yang berasal dari settling tank. Di tangki
penampungan ini produksi minyak atau kondensat selama UBD memiliki waktu
yang cukup untuk terpisah dengan sendirinya melalui hukum gravitasi. Crude
oil yang sudah dianggap bersih dari cutting kemudian dialirkan ke fasilitas
produksi berikutnya.
d. Flare Stack
Flare stack harus berkapasitas cukup untuk menanggulangi aliran gas (bisa gas
yang berasal dari produksi atau plus gas injeksi). Flare tersebut harus dilengkapi
dengan pemantik otomatis atau pilot flame untuk meyakinkan bahwa gas yang
keluar akan terbakar habis. Ada juga gas yang jika merupakan gas alam, maka akan
dikirim melalui pipa untuk kemudian dijual.
e. Control Unit
Unit ini terletak di lantai bor di samping Driller’s console dan berfungsi sebagai
pengatur tekanan yang akan dipakai untuk menutup atau membuka RBOP.
3.3.2. Modifikasi Peralatan yang digunakan dalam Underbalanced Drilling
3.3.2.1. Modifikasi Wellhead Pada Underbalanced Drilling
88
Wellhead pada UBD bermacam-macam tergantung pada tekanan kerjanya.
Untuk tekanan relatif rendah sekali selama pemboran bisa menggunakan annular
preventer untuk menahan tekanan sumur. Tetapi sebaiknya digunakan rotating head
diatas, dua set ram BOP manual, masing-masing dengan pipe ram dan blind ram.
Lalu bisa BOP lagi diatasnya yang bekerja dengan sistem hydraulic.
Suatu Rotating head (RH) dapat bekerja dengan baik pada kebanyakan “dry
air, gas dan mist drilling”, asalkan tekanan formasinya tidak terlalu besar. RH hanya
menahan tekanan sedikit dan terutama berfungsi sebagai diverter. Jika tekanan sumur
relatif besar, jangan gunakan RH, tetapi RBOP yang pada saat bekerja (pipa diputar)
dapat menahan tekanan sebesar 2500 psi, tetapi jika sedang dalam keadaan statis
maka dapat menahan tekanan hingga 5000 psi. RBOP jauh lebih mahal dari RH. Jika
dengan RH sering selama connection terpaksa harus mengganti fluida dengan larutan
NaCl sementara. Kelly yang digunakan harus heksagonal dan bukan segi empat.
Untuk membor lebih dalam, dua set BOP untuk pipe rams diperlukan agar
bisa melakukan snub drilling atau stripping (bila diperlukan). Dan pada sumur yang
mengandung H2S dengan tekanan yang tinggi sering dipakai coiled tubing drilling
atau snub drilling operations.
3.3.2.2. Modifikasi Drill String Pada Underbalanced Drilling
Untuk Drill string hampir sama seperti pemboran biasa, drill string terdiri dari
drill pipe dan drill collar, mungkin juga perlu heavy weight drill pipe dan stabilizer
serta BHA lainnya. Stabilizer, reamer, jars dan shock subs tetap bisa digunakan pada
dry air drilling. Hanya ada beberapa perbedaan atau modifikasi yang akan dibahas
dibawah ini.
Modifikasi pada Float Valve
Modifikasi pada Downhole tools
Modifikasi pada Downhole motor
89
Float Valve
Untuk pemboran biasa tidak dibutuhkan adanya float valve ini. Udara
membawa serpih bor di anulus dan akan lebih berat dari pada udara di drill string.
Jika udara dilepaskan (vented) di drill string selama connection, maka terjadi efek
tabung U di drill string tanpa float. Ini juga berakibat kalau udara berhenti mengalir
maka serpih bor akan jatuh ke dasar sumur. Di dalam drill string, serpih bor bisa
berhenti diatas bit dan menyebabkan sumbatan di dekat bit didalam string. Jadi
kesimpulannya adalah memasang float valve diatas bit adalah suatu keharusan pada
dry air drilling atau setelah BHA seperti motor, hammer tool atau stabilizer.
Selain itu alasan keamanan adalah alasan pemasangan float valve agar jika
dijumpai gas dari formasi selama pengeboran tidak akan masuk ke dalam drill string.
Selama tripping atau connection, gas formasi akan tetap masuk ke sumur. Walaupun
kebanyakan gas ini akan lewat blooie line dan akan di bakar dipermukaan, tapi
sebagian gas akan masuk ke dalam drill string tanpa float. Gas yang terpaksa
dilepaskan di drill string bisa menimbulkan bahaya kebakaran apalagi jika jumlahnya
relatif banyak.
Macam float valves yang umum dipakai pada dry air, mist dan foam drilling.
Flapper style valve mempunyai “per” yang akan terbuka jika ada tekanan gas
diatasnya. Bila aliran dari atas berhenti, maka flapper velve tertutup. Tekanan yang
datang dari bawah flapper valve malah akan menutup lebih keras. Demikian pula
prinsip dart (piston) dimana valve bekerja dengan “per”. Kedua macam valve ini
telah terbukti bekerja dengan baik pada pemboran UBD.
Selain diatas bit, float valve sering dipasang didekat permukaan untuk
mempercepat pelepasan connection/round trip. Float valve di drill string ini disebut
string floats. Dengan makin dalamnya lubang, maka waktu yang dibutuhkan untuk
melepaskan seluruh tekanan akan lama.
Downhole Tools
90
Downhole tools seperti jar, shock subs, stabilizer dan sebagainya bisa dipakai
pada dry air, mist dan foam drilling. Sebaiknya digunakan mechanical jar dan jangan
yang hydraulic. Jika drill string terjepit dan sumur tak bisa disirkulasi, maka panas di
hydraulic jars bisa merusakannya. Udara tidak bisa melepaskan panas dari alatnya
yang bisa dilepaskan oleh lumpur biasa. Tetapi sering sudutnya termakan dan aus.
Karena akan memakan biaya yang relatif mahal maka tidak selalu akan dipasang.
Pada bagian tengah menggunakan reamer dan stabilizer untuk membuat
lubang dalam keadaan lurus, reamer digunakan untuk mempertahankan hole
diameternya. Pada formasi yang sangat keras, sering hanya reamernya saja yang
dipakai dan stabilizernya tidak dipakai.
Yang paling atas adalah pendulum assembly, terdiri dari bit, shock subs, float
subs, short drill collar, stabilizer dan beberapa drill collar. BHA ini kurang kekar dan
tidak bisa mencegah terjadinya dog leg. Shock sub dan short drill collar boleh diganti
dengan drill collar saja. Stabilizer dapat diganti dengan reamer. Posisi float sub
sebaiknya dibawah shock subs, agar float subnya tidak mengalami pengaruh dari
tekanan fluida balik pemboran di dalam drill string.
Downhole Motor
Penggunaan motor bagi dry air, mist dan foam drilling masih mungkin, tetapi
untuk motor biasa sering mogok dan sukar untuk dihidupkan kembali. Ini disebabkan
karena laju udara terlalu cepat. Selain itu sering rusak waktu diangkat karena kalau
BHA diangkat, motor dapat berputar terlampau cepat. Pada saat ini ada downhole
motor khusus untuk fluida kompresibel. Motor ini dirancang agar bekerja pada laju
aliran tinggi dan penurunan tekanan relatif kecil, sehingga akan menguntungkan
dalam hal :
- Tidak perlu booster
- Effisiensi meningkat
- Tidak mudah mogok
91
- Overspeed tidak terjadi
- Bisa untuk dry air, mist dan foam drilling serta gasified liquid atau liquid saja.
3.3.2.3. Modifikasi Casing Pada Underbalanced Drilling
Casing pada UBD tidak banyak bedanya dengan pemboran biasa. Biasanya
casing dirancang untuk tension, internal yield (burst) dan collapse (biaxial casing
disain). Faktor keamanan untuk disain diberikan berdasarkan API Standard 5A atau
terserah daerah atau perusahaannya. Untuk tension, beberapa operator akan
menggunakan berat casing diudara dikurangi bouyancy (gaya Archimides) yang akan
membantu meringankan tarikan kebawah karena berat. Pada UBD, jika digunakan
udara, maka bouyancy ini akan kecil sekali jadi dasar perancangan casing
menggunakan berat diudara. Dan disain faktornya bisa tetap. Untuk burst (internal
yield) harus didasarkan pada shut-in pressure yang maksimal. Maksimum tekanan ini
bisa BHP- gas gradient atau gradient rekah didasar lubang dikurangi gradient gas
tersebut, diambil mana yang lebih kecil. Untuk disain collapse, maka dianggap bahwa
tekanan didalam casing adalah “nol” dan diluarnya adalah kolom lumpur penuh.
Untuk gasified liquid system, intermediate casing perlu dilekatkan dengan
tubing berdiameter 1”-2” dengan cara dilas atau disambung dengan sistem ulir.
3.3.3. Pemilihan Bit Pada Underbalanced Drilling
Pemilihan bit hampir sama dengan pemilihan bit pada pemboran biasa,
walaupun ada beberapa perbedaan yang disesuaikan dengan drilling fluid yang
digunakan pada pengeboran UBD tersebut.
Pada dry air, mist dan foam drilling sedikit lain dengan bit untuk pemboran
biasa. Batuan tidak mengalami tekanan dari sumur tetapi dari batuan itu sendiri.
Dengan ini bit untuk formasi lunak sering lebih cocok. Jika membor dengan lumpur,
diinginkan agar gigi bit menyentuh batuan sebanyak mungkin. Ini agar tak tersisa
batuan yang tak terbor. Pada dry air, mist dan foam drilling, menyebabkan batuan
92
lebih mudah pecah dan terlepas (brittle). Dasar lubang lebih merata sehingga bit tidak
perlu banyak giginya atau lebih panjang. Jenis ini yang akan membor lebih cepat.
Tetapi dalam praktek roller cutter bit ternyata kurang cocok untuk keadaan tersebut
diatas. Keausan karena abrasive lebih berat bila membor dengan dry air, mist dan
foam drilling ini bila dibandingkan dengan lumpur biasa. Hal ini disebabkan karena
kurangnya pendinginan dan lubrikasi.