UNDERBALANCED DRILLING

DEFINISI :

Merupakan metode pemboran dimana tekanan hidrostatik kolom

fluida di dalam lubang bor sengaja dibuat dan dijaga lebih rendah

daripada tekanan formasi batuan yang dibor.

Pencapaian Kondisi Underbalanced

1. Secara Alami Cara ini diterapkan pada zona-zona yang memiliki

permeabilitas dan tekanan formasi yang cukup tinggi.

2. Secara Buatan Cara ini diterapkan pada zona-zona bertekanan

rendah.

Menggunakan fluida pemboran berdensitas (udara, gas, mist atau

foam) sehingga menghasilkan tekanan hidrostatik rendah.

Menginjeksikan gas ke dalam fluida untuk menurunkan densitas

fluida pemboran atau tekanan hidrostatik fluida.

Injeksi gas ke dalam liquid (gasfield liquid) dapat dilakukan dengan

berbagai cara :

Drillstring Injection

Annulus Injection

Parasitic String Injection

Parasitic Casing Injection

Completion Injection

PROBLEM PEMBORAN DAN KERUSAKAN FORMASI

Beberapa problem yang sering terjadi diasosiakan dengan aplikasi

overbalance drilling dan dapat diminimalkan dengan aplikasi

underbalanced drilling adalah :

Penurunan penetration rate saat hard rock drilling

Differential pipe sticking

Loss circulation

Kerusakan formasi

PENURUNAN PENENTRATION RATE

Laju penembusan bit (penetration rate) yang lambat akan menambah

waktu pemboran dan pada akhirnya akan meningkatkan biaya

pemboran.

Salah satu faktor yang mempengaruhi penetration rate adalah jenis

atau tipe fluida yang digunakan.

Beberapa sifat-sifat fluida pemboran yang mempengaruhi laju

pemboran atau penetration rate adalah :

1. Berat fluida pemboran

2. Viskositas fluida pemboran

3. Filtrate loss

4. Kadar minyak

5. Kadar padatan

DIFFERENTIAL PIPE STICKING,

LOST CIRCULATION DAN KERUSAKAN FORMASI

Faktor Penyebab :

Jenis Formasi

Formasi porous dan permeable

Formasi sangat permeable, seperti rekahan-rekahan, celah-celah

atau rongga-rongga

Formasi yang mengandung clay

Kondisi Formasi

Fluida Pemboran

Fluida pemboran berdensitas besar dapat menciptakan tekanan

hidrostatik fluida lebih besar daripada tekanan formasi batuan.

Kondisi tersebut akan menimbulkan :

1. Proses filtrasi fluida pemboran di batuan sekitar lubang bor.

2. Invasi fluida pemboran ke dalam formasi batuan di sekitar lubang

bor.

3. Masuknya sebagain atau seluruh fluida pemboran ke dalam zona-

zona yang sangat permeabel dan atau zona bertekanan rendah.

Mekanisme Terjadinya Pipe Sticking

1. Tekanan hidrostatik fluida pemboran melampaui tekanan formasi

batuan.

2. Terjadi proses filtrasi fluida pemboran pada dinding lubang bor.

Filtrate fluida pemboran (air) masuk ke dalama matrik batuan

Padatan fluida pemboran tertinggal dan menempel pada dinding

lubang bor membentuk lapisan berpermeabilitas rendah (filtrate

cake)

3. Filtrate cake semakin tebal

4. Annulus tertutup oleh filtrate cake

5. Drillstring terjepit

Mekanisme Terjadinya Lost Circulation

1. Tekanan hidrostatik fluida pemboran melebihi tekanan formasi

batuan

2. Bila :

Pemboran menembus formasi yang sangat permeable atau

Tekanan hidrostatik fluida pemboran melampaui tekanan rekah

formasi, sehingga batuan terbentuk rekahan-rekahan.

3. Lost circulation akan terjadi.

Mekanisme Terjadinya Kerusakan Formasi

1. Tekanan hidrostatik fluida pemboran melebihi tekanan formasi

batuan.

2. Pemboran menembus batuan reservoir yang mengandung clay.

3. Terjadi invasi fluida pemboran ke dalam matrik batuan dan

berakibat :

Timbul reaksi antara filtrate fluida pemboran dengan mineral

clay dan menyebabkan terjadinya pengembangan clay dan

menurunkan besarnya pori-pori efektif batuan.

Padatan pemboran masuk ke dalam matrik batuan dan

menurunkan besarnya pori-pori batuan.

4. Permeabilitas batuan akan menurun.

PARAMETER UTAMA DALAM SIRKULASI FLUIDA PEMBORAN UNTUK SETIAP TEKNIK PEMBORAN

TEKNIK PEMBORAN

PARAMETER UTAMA DALAM

SIRKULASI FLUIDA

PEMBORAN

KETERANGAN

AIR GAS DRILLING

Menentukan kebutuhan

volumetrik udara/gas untuk hole

cleaning.

Dengan Metode Angel, 1957.

Formula :

Qmin = Qo + NH

Qmin = Laju injeksi minimum, scfm

Qo = Laju injeksi di kedalaman nol yang

disamakan dengan kecepatanannular

3000 fps, scfm.

N = Faktor yang tergantung pada laju

penembusan

H = Kedalaman sumur, ribu-ft

MIST DRILLING

Menentukan kebutuhan

volumetrik udara/gas untuk hole

cleaning.

Dengan Metode Angel, 1957.

Formula sama seperti air gas drilling, namun

dilakukan koreksi, oleh karena adanya fasa cair.

Langkahnya adalah sebagai berikut :

1. Tentukan ROP apperent (ROPe), ft/hr :

ROPe = 380 QL/D2

QL = Total laju cairan, bph

D = diameter bit, in

2. Tentukan ROP artificial (ROP’) untuk

mengangkat cutting dan cairan.

ROP’ = ROPe + ROPd

ROPd = penetration rate yang diharapkan,

ft/h.

3. Tentukan Qmin berdasarkan ROP’.

TEKNIK PEMBORAN

PARAMETER UTAMA DALAM

SIRKULASI FLUIDA

PEMBORAN

KETERANGAN

FOAM DRILLING

Menentukan kebutuhan

volumetrik udara dan cairan serta

tekanan injeksi.

Dilakukan dengan pembacaan grafik yang telah

disediakan oleh :

Okbiri dan Ikoku, 1986, dengan

backpressure.

Krug dan Mitchell, 1972, tanpa backpressure.

MIST DRILLING

Menentukan kebutuhan

volumetrik udara/gas untuk hole

cleaning.

Dilakukan dengan :

Pembacaan grafik yang telah disediakan oleh

Poettman dan Bergman, 1955.

Persamaan yang dikembangkan oleh

POettman dan Bergman, 1955.

hP

PT

PPfhQ

avg

sa

0764.0]ln[07.4

)(80842

1

2

1

1. Untuk Metode Stanpipe Injection

P2 = P1 + 0.052 h d

2. Parasite String Injection

P2 = P1 + 0.052 h d – 0.052 (h – hp) f

Keterangan :

h = Kedalaman (TVD), feet

P1 = tekanan permukaan, psia (= 14.7 psi atau tekanan barometer setempat jika tidak ada back pressure)

P2 = Tekanan pada suatu kedalaman, psia (tekanan formasi ditambah tekanan barometer)

Qa = Laju gas (udara, nitrogen), Scf/bbl

Tavg = Temperatur annulus rata-rata, 0R

d = Densitas fluida pemboran rata-rata yang diharapkan, ppg

f = Densitas fluida pemboran, ppg

h = Kedalaman (TVD), ft

hp = Kedalaman parasite string (TVD), ft

P2 = Tekanan pada kedalaman parasite string, psia

AIR GAS DRILLING MIST DRILLING FOAM DRILLING GASFIELD LIQUID

DRILLING

FLOWDRILLING

UNDERBALANCE DRILLING

Dengan udara,

nitrogen, natural

gas

Untuk hard rock

drilling

ROP tinggi

Usia bit lama

Minimal water

influx

Sloughing dapat

terjadi

Downhole fire

Torsi/drag tinggi

Dengan gas

(kontinyu) dan air

+ surfactant

(diskontinyu)

ROP tinggi

Formasi

memproduksi

sedikit air

Menurunkan mud

ring

Sloughing dapat

terjadi

Downhole fire

Torsi/drag tinggi

Dengan air +

surfactant (kontinyu)

dan gas

(diskontinyu)

Formasi

memproduksi

banyak air

Kapasitas

pengangkatan

sangat baik

Menurunkan

problem sloughing

dan downhole fire

Biaya tinggi

Korosi peralatan

Separasi permukaan

sulit

Dengan air/lumpur

(kontinyu) dan gas

(diskontinyu)

Injeksi gas dalam

string maupun

annulus

Meminimalkan

problem sloughing

dan downhole fire

Problem drag/torsi

dapat diminimalkan

Pemboran berarah

dapat dilakukan

Korosi peralatan

Biaya untuk

running parasite

atau temporary

casing

Dengan air atau

lumpur

Dilakukan dengan

sistim terbuka atau

tertutup

Meminimalkan

problem sloughing

Unit MWD dan

downhole motor

dapat digunakan

Biaya peralatan

permukaan

Keselamatan di

lokasi bila

produktifitas terlalu

tinggi

PENGARUH SIFAT-SIFAT FLUIDA PEMBORAN TERHADAP LAJU PEMBORAN

SIFAT-SIFAT FLUIDA PEMBORAN PENGARUHNYA TERHADAP LAJU PEMBORAN

DENSITAS

Densitas fluida pemboran akan menentukan besarnya tekanan

hidrostatik fluida di dalam lubang bor. Tekanan hidrostatik fluida

dalam sumur akan mempengaruhi kemampatan atau compressive

strength daripada formasi batuan di bawah bit yang akan di bor.

Semakin besar densitas fluida pemboran, semakin besar tekanan

hidrostatik fluida pemboran, maka batuan akan semakin mampat atau

mengalami penambahan compressive strength –nya, sehingga batuan

makin sulit untuk dikorek oleh gigi bit dan kemajuan penembusan bit

menjadi rendah.

VISKOSITAS

Kekentalan atau viskositas fluida pemboran memang

diperlukan untuk menahan serbuk bor jatuh kembali ke dasar sumur.

Namun faktanya, dinyatakan bahwa makin besar viskositas fluida

pemboran, laju pemboran akan makin rendah.

Viskositas fluida pemboran yang terlalu tinggi (kental) akan

berakibat :

Menambah kehilangan tekanan dalam sistim sirkulasi, oleh karen

friksi terhadap dinding pipa/casing maupun dinding formasi.

Hidrolika pada bit dan proses pembersihan dasar sumur menjadi

jelek, sehingga laju penembusan akan rendah.

Dibutuhkan tekanan sirkulasi yang besar sehingga kemungkinan

akan terjadi breakdown, bila tekanan rekah formasi dan berpotensi

terjadi hilang sirkulasi.

Filtrate akan lebih sulit meresap ke dalam batuan untuk mengisi

ruangan yang telah ditinggalkan serbuk bor, sehingga batuan suah

untuk ditembus.

Viskositas yang tinggi akan menjadi bantalan bit di atas batuan dan

fungsi pelumasan bit tidak efektif, sehingga menghalangi proses

penghancuran batuan dan selanjutnya laju penembusan akan

rendah.

FILTRATE LOSS

Keuntungan adanya filtrate loss :

Masuknya filtrate fluida pemboran ke dalam formasi di

sekitar bit akan melunakkan batuan yang akan dibor dan yang lebih

penting adalah mempercepat penetralan (memimnimalkan perbedaan

tekanan antara tekanan hidrostatik fluida pemboran dengan tekanan

formasi. Dengan perbedaan tekanan yang kecil dan kondisi batuan

yang menjadi lunak, maka bit akan semakin mudah untuk

menghancurkan batuan, sehingga laju penembusan akan semakin

cepat.

Kerugian adanya filtrate loss yang tinggi pada overbalance

drilling :

Filtrate loss akan menghasilkan filtrate cake, dimana akan semakin

tebal selama proses filtrasi masih terjadi. Filtrate cake yang tebal

dapat menyebabkan drillstring terjepit, kegiatan operasi pemboran

akan terhambat dan akan menambah waktu pemboran.

Kandungan minyak dalam fluida pemboran akan bermanfaat

dalam :

Memeperbaiki pelumasan pada bit dan drillstring, sehingga kerja

KADAR MINYAK

bit akan efektif, problem drag dan torsi yang tinggi dapat

diminimalkan.

Mencegah bit balling, sehingga kerja bit akan lebih efektif.

Meminimalkan terjadinya problem shale, oleh karena minyak yang

tidak reaktif terhadap shale.

Berbagai problem dapat dicegah atau diminimalkan, sehingga waktu

pemboran lebih cepat.

SIFAT-SIFAT FLUIDA UNDERBALANCE DRILLING

MENCEGAH PROBLEM PEMBORAN DAN KERUSAKAN FORMASI

SIFAT-SIFAT FLUIDA PEMBORAN ALASAN DAPAT MENCEGAH PROBLEM

PEMBORAN DAN KERUSAKAN FORMASI

Semakin rendah densitas fluida pemboran,

semakin rendah tekanan hidrostatik fluida dalam lubang

bor yang rendah dari tekanan formasi. Dengan tekanan

hidrostatik fluida pemboran yang rendah dari pada tekanan

formasi. Maka:

1. Formasi batuan di bawah bit tidak mengalami

penambahan compressive strength oleh berat fluida

pemboran, batuan mudah di hancurkan dan laju

penembusan akan tinggi.

2. Meminimalkan proses regriding bit oleh karena tidak

DENSITAS adanya gaya penahan oleh berat fluida pemboran

terhadap cutting di depan bit. Umur bit dapat di

tingkatkan dan laju pemboran akan semakin cepat.

3. Mencegah terjadinya problem hilang sirkulasi (lost

circulation ) ataupun filtration loss pada dinding

lubang bor yang dapat menciptakan filter cake dan

dapat menjepit drillstring.

4. Akan terjadi inflow aliran fluida formasi dan tekanan

inflow ini akan membantu pembersihan lubang bor

5. Infasi fluida pemboran ke dalam batuan reservoir

dapat diminimalkan, sehingga dapat mencegah

tingkat kerusakan formasi yang lebih besar.

SIFAT-SIFAT FLUIDA PEMBORAN ALASAN DAPAT MENCEGAH

PROBLEM DAN KERUSAKAN FORMASI

VISKOSITAS

Fluida underbalance cenderung memiliki viskositas yang

rendah, sehingga :

1. Cenderung terbentuk aliran turbulen yang memiliki

kecepatan tinggi dan terdistribusi secara merata di

seluruh titik, sehingga akan mencegah pengendapan

cutting dan memperbaiki pembersihan cutting di

dalam lubang bor, problem terjepitnya drillstring dan

drag ataupun torsi yang tinggi dapat diminimalkan,

selanjutnya laju pemboran akan lebih cepat.

Akan meminimalkan kehilangan tekanan friksi

dalam sistem sirkulasi, daya pancar yang dihasilkan pada

nozzle bit akan lebih tinggi dan kecepatan fluida pada bit

maupun di dalam annulus akan lebih besar, sehingga

pembersihan cutting di bawah bit ataupun di dalam annulus

lebih cepat dan laju penembusan akan lebih cepat. Proses

regriding bit dan keausan gigi bit dapat di hindari, sehingga

usia bit dapat lebih lama.

FILTRATE LOSS Filtrate loss fluida pemboran adalah merupakan fungsi dari

densitas dan viscositas serta karakteristik batuan .

1. Semakin rendah viskositas fluida, maka filtrate loss

semakin cepat . filtrate loss dalam underbalance

driling terjadi di sekitar bit, terutama di bawah bit,

sebagai dampak dari tenaga jet fluida dari nozzle bit

yang tinggi. Filtrate loss di bawah bit akan

melunakan permukaan batuan, sehingga batuan

semakin mudah di bor dan laju penembusan bit yang

tinggi.

Dengan densitas fluida yang rendah, maka

penembusan filtrate yang lebih jauh dapat diminimalkan,

sehingga kerusakan formasi yang lebih besar dapat di

cegah.

SIFAT-SIFAT FLUIDA PEMBORAN ALASAN DAPAT MENCEGAH PROBLEM

PEMBORAN DAN KERUSAKAN FORMASI

KADAR MINYAK

Bila underba;ance drilling menembus batuan reservoir,

inflow minyak ke dalam lubang bor akan terjadi. Inflow

minyak tersebut memberikan keuntungan ganda dalam

operasi pemboran, diantaranya adalah :

1. Menurunkan berat kolom fluida di dalam lubang bor,

oleh karena ia memiliki denstas yang lebih rendah

dari air. Tekanan hidrostatik menjadi lebih rendah

dan selanjutnya compressive strength pada formasi

batuan dapat diminimalkan, sehingga akan

meningkatkan laju penembusan bit.

2. Inflow minyak akan memperbaiki pelumasan

drillstring dan bit, sehingga problem shale, bit balling

dan drag ataupun torsi yang tinggi dapat dicegah

atau diminimalkan. Berbagai problem diminimalkan,

selanjutnya laju pemboran akan semakin cepat.

3. Bila inflow minyak merupakan hidrokarbon ringan,

maka akan menurunkan densitas dan viskositas

fluida pemboran di dalam annulus. Kehilangan

tekanan dalam annulus dapat diminimalkan,

sehingga akan meningkatkan kapasitas

pengangkatan fluida pemboran dan pembersihan

lubang bor menjadi lebih baik, selanjutnya laju

pemboran akan semakin cepat.

PERBEDAAN PEMBORAN OVERBALANCED

DENGAN PEMBORAN UNDERBALANCED

KRITERIA OVERBALANCED UNDERBALACED

1. Kondisi tekanan dalam lubang bor Tekanan hidrostatik lumpur

mengimbangi tekanan formasi

Tekanan hidrostatik lumpur lebih kecil

dari tekanan formasi

2. Jenis Lumpur Semua jenis lumpur Semua jenis lumpur yang digasifikasi

3. Jenis Formasi Semua jenis formasi - Formasi yang memiliki kemungkinan

lost circulation.

- Zona-zona yang memiliki

permeabilitas antar butir di atas

1000 md.

- Formasi yang mempunyai

rekahan-rekahan alami, celah-

celah ataupun rongga-rongga di

dalamnya.

- Formasi bertekanan rendah.

- Formasi keras

PEMBAHASAN

Untuk menentukan drawdown optimum, maka dihitung tekanan dasar sumur pada kedalaman tegak 5951 feet

untuk berbagai harga kombinasi laju alir lumpur dasar (lumpur dasar yang dipakai adalah air denga densitas 8,33 ppg)

dan laju injeksi gas yang dipakai (gas yang dipakai Nitrogen dengan specific gravity 0,97). Dari hasil perhitungan dapat

dilihat dengan bertambahnya laju injeksi gas akan menurunkan tekanan dasar sumur. Hal ini karena densitas campuran

cairan-gas menurun dengan bertambahnya laju injeksi Nitrogen.

Untuk pengoperasian underbalanced, pemilihan kombinasi laju alir air dan laju injeksi Nitrogen dapat dipilih dari

area operasional grafik tersebut.

Dari grafik dapat dilihat tekanan maksimal sebesar 2113 psi (pressure drawdown = 250 psi) dan tekanan minimal

1863 psi (pressure drawdown 500 psi).

Berdasarkan grafik ”Penentuan Pressure Drawdown Optimum” pemilihan laju alir air dan laju injeksi gas

dipermukaan agar tercapai kondisi optimum adalah sebesar 188 gpm dan 399 scfm. Pemilihan laju alir air dan laju injeksi

gas dipermukaan ini menghasilkan tekanan dasar sumur sebesar 2058 psi (pressure drawdown 305 psi).

Dengan kombinasu laju alir ait dan laju injeksi Nitrogen dihitung kecepatan minimal fluida aerasi untuk

pengangkatan serbuk bor, dari hasil perhitungan didapat kecepatan minimal fluida aerasi untuk pengangkatan serbuk bor

sebesar 180 feet/menit.

Pada pemboran underbalanced sumur X dipakai mud motor yang mempunyai kapasitas laju alir yang melewati

motor (flow through motor) minimal 175 gpm dan maksimal 275 gpm, dimanan dari hasil perhitungan menghasilkan

tekanan dasar sumur (BHP) 0,00487 psi sampai 2578,0531 psi.

Hasil perhitunga kombinasi laju alir air dan laju injeksi Nitrogen dipermukaan, perhitunga kecepatan minimal fluida

dan perhitungan mud motor diplot pada grafik yang sama (lampiran B.10).

TEORI DASAR PEMBORAN UNDERBALANCED

3.1 Definisi Pemboran Underbalanced

Pemboran underbalanced adalah pemboran dimanan tekanan dasar

sumur lebih kecil dari pada tekanan formasi, sehingga ada influx formasi

secara kontinyu ke permukaan. Karena itu pemboran underbalanced

sering disebut sebagai ”flow drilling”

Suatu sumur dikatakan balanced jika tekanan kolom lumpur pada

lubang sumur besarnya dengan tekanan formasi. Biasanya pada operasi

pemboran, tekanan fluida pemboran didesain lebih besar dibandingkan

dengan tekanan formasi, kondisi inilah yang dikenal dengan overbalanced

kondisi tekanan formasi setiap saat selalu lebih tinggi dibandingkan

dengan tekanan kolom lumpur. Biasanya tekanan hidrostatik yang

diperlukan adalah sekitar 100 – 200 psi di bawah tekanan formasi.

Secara garis besar pemboran underbalanced dilakukan dengan dua

tujuan, yaitu :

- Memaksimalkan perolehan hidrokarbon

- Meminimalkan masalah-masalah yang ditemukan selama pemboran

Pemboran underbalanced memiliki keuntungan-keuntungan

dibandingkan dengan pemboran overbalanced, yaitu :

1. meningkatkan laju penetrasi dan umur pahat

2. mengurangi kemungkinan terjepitnya drill pipe

3. meminimumkan lost circulation

4. meningkatkan formation evaluation

5. menaikan produktivitas sumur

6. Mengurangi atau menghindarkan keperluan stimulasi dikemudian

hari.

Selain keuntungan, pemboran underbalanced juga mempunyai

beberapa kerugian, yaitu :

1. Masalah stabilitas dan konsolidasi lubang sumur

2. Masalah safety dan pengontrolan sumur pada kondisi tekanan tinggi

3. Drilling cost lebih tinggi

4. Kompatibilitas dengan sistem MWD konvensional

5. Berat rangkaian meningkat akibat berkurangnya gaya apung.

6. Kemungkinan meningkatnya drag dan torsi.

3.2 Penilaian Kriteria Reservoir

Sebelum melakukan opearsi underbalance, perlu dilakukan studi

mengenai treservoir-resevoir yang akan dibor. Apakah pemboran

underbalanced ini cocok diaplikasikan atau tidak.

Kriteria reservoir yang baik untuk opearsi pemboran underbalanced,

yaitu :

1. Formasi-formasi yang biasanya mengalami kerusakan selama

pemboran dan komplesi.

2. Formasi yang cenderung terjadi differential sticking.

3. Formasi dengan zona loss circulation atau invasi fluida selama

pemboran atau komplesi.

4. Formasi sensitif yaitu formasi yang mengandung terdapat shale yang

sensitif terhadap air dan akan lebih stabila apabila menggunakan

fluida udara, gas, mist atau foam.

5. Formasi yang jika dibor secara overbalanced drilling menghasilkan

ROP yang sangat rendah.

Kriteria reservoir yang kurang baik untuk operasi pemboran

underbalanced, yaitu :

1. Sumur-sumur yang memerlukan biaya sangat rendah bila dibor secara

pemboran overbalanced.

2. Reservoir-reservoir dengan permeabilitas rendah.

3. Formasi tidak terkonsolidasi dengan baik

4. Stabilitas lubang bor rendah.

3.3 Teknik Pemboran Underbalanced

Fungsi utama dari sirkulasi fluida pemboran underbalanced adalah

untuk mengeluarkan serbuk bor dari lubang bor. Ada banyak teknik

pemboran underbalanced yaitu dry air drilling, nitrogen drilling, natural

gas drilling, mist drilling, stable foam drilling, stiff foam drilling, gasfield

liquids, flowdrilling, mudcap driilling, snub drilling dan closed systems.

Tabel 3.1 menunjukan densitas dari fuida pemboran yang biasa dipakai

pada berbagai teknik pemboran underbalanced. Masing-masing teknik

underbalanced drilling juga membutuhkan peralatan dan operasional yang

berbeda. Pada sub bab ini akan diuraikan hanya mengenai teknik

pemboran underbalanced yaitu flow drilling.

Tabel 3.1 Densitas Lumpur Pemboran

Deskripsi Fraksi Cairan (%) Densitas (ppg)

Gas - 0,01 – 0,1

Mist < 2,5 0,1 – 0,3

Foam 2,5 - 25 0,3 – 3,54

3,5 – 6,95

Gasfield/Aerated > 25 4,0 – 6,95

Liquid 100 6,95 – 19,0

3.4 Sistem Fluida Pemboran Pada Underbalanced Drilling

Pemilihan sistem fluida pada underbalanced drilling merupakan hal

penting untuk mencapai keberhasilan dalam operasi underbalanced

drilling.

Fluida Kompresibel (Dua Fasa)

Pada pemboran yang menggunakan fluida kompresibel,

umumnya fluida air atau lumpur kemudian dicampur atau

diganti gas. Fluida-fluida kompresbiel ini meliputi : udara, mist,

foam dan aerated mud.

Fluida Gas

Pada awalnya fluida yuang banyak digunakan

adalah udara, namun pada saat ini penggunaannya tidak

dilanjutkan, hal ini dikarenakan oleh kombinasi natural

gas dan oksigen dapat bersifat eksplosif, sehingga saat ini

penggunaannya digantikan dengan nitrogen.

Pemboran dengan fluida gas memiliki karakteristik

tertentu, antara lain :

- ROP yang tinggi

- Umur pakai bit lebih lama

- Penyemenan yang lebih baik

- Kecepatan di annulus sangat berperan dalam

pengangkatan serbuk bor.

Mist Drilling

Sistem mist ini dibentuk dengan menambahkan

liquid dalam jumlah kecil ke dalam sistem gas. Liquid

yang dimasukkan ke dalam gas ii akan terdispersi

menjadi droplet-droplet kecil. Sistem ini memiliki ciri-ciri

sebagai berikut :

- Hampir sama dengan sistem gas, tetapi dengan

tambahan liquid

- Bergantung pada kecepatan di annulus untuk

mengangkat serbuk bor

- Volume liquid digunakan lebih banyak, sekitar 30% -

40% lebih banyak dari gas.

- Tekanan fluida pemboran yang dihasilkan umumnya

lebih tinggi dari gas.

- Perbandingan gas-liquid yang tidak tepat akan

menyebabkan runtuhnya lubang bor.

Foam Drilling

Bila ke dalam fluida pemboran ditambahkan lebih

banyak lagi liquid dan surfactant maka akan terbentuk

foam. Salah satu masalah yang ditemukan dalam

penggunaan foam ini adalah apabila foam tersebut sukar

untuk dipecahkan pada saat kembali ke permukaan

sehingga akan mempersulit pemisahaan fluida di

separator. Namun saat ini telah ditemukan sistem foam

yang mudah untuk dipecah dan juga mudah untuk

dijadikan foam kembali sehingga foaming agent yang

digunakan untuk memecah dan membuat foam.

Kualitas foam di permukaan yang digunakan

berkisar 80% sampai 95% dimana 80% - 95% berupa

gas dan sisanya adalah liquid, dikarenakan oleh tekanan

hidrostatik pada kolom annulus, maka di dalam sumur

kualitas foam di bottom hole menurun menjadi sekitar 50

– 60%.

Karateristik dari sistem foam :

- Memiliki kapasitas pengangkatan serbuk bor lebih

tinggi

- Laju pompa rendah karena kemampuan pengangkatan

serbuk bor yang baik

Gasfield System

Bila sistem foam terlalu ringan untuk sebuah

sumur, maka sistem gasfield dapat digunakan. Dalam

sistem ini fasa liquid/cairan digasifikasikan untuk

menurunkan densitasnya.

Penggunaan fasa gas dan liquid sebagai sistem

sirkulasi akan membuat program hidroliknya menjadi

lebih kompleks. Perbandingan gas liquid yang digunakan

harus tepat, jika gas yang digunakan terlalu banyak

maka akan menyebabkan runtuhnya lubang sumur dan

sebaliknya jika kurang akan terjadi kondisi overbalanced.

Sistem ini memiliki ciri-ciri sebagai berikut :

- Pada umunya gas yang diperlukan sedikit

- Kecepatan fluida, khususnya di permukaan relatif

rendah

- Mengurangi keausan dari peralatan dalam lubang bor

maupun di permukaan.

Fluida Satu Fasa

Umumnya jika memungkinka, air dapat digunakan dalam

underbalanced drilling. Namun bila terlalu berat dapat

digantikan dengan minyak. Minyak yang digunakan dapat

berupa solar mapupn crude oil. Namun jika formasi yang

ditembus saat berlangsunya pemboran menghasilkan crude oil,

maka sistem sirkulasinya akan menjadi crude oil.

Pemboran Underbalanced Flowdrilling

Istilah pemboran Underbalanced Flowdrilling4) adalah operasi

pemboran dimana akan ada aliran fluida formasi ke permukaan selama

pemboran dan fluida pemborannnya cairan (water,solar) tanpa gas.

Dengan flowdrilling akan ada cairan hidrokarbon, gas atau air ikut naik ke

atas dengan fluida pemboran dan ini akan ditangani di permukaan.

Kontrol tekanan kepala sumur dilakuakn di permukaan dan bukan

dibawah seperti pada penanganan tekanan pada pemboran overbalanced

kalau ada gas kick. Tujuan utama flowdrilling adalah menghasilkan

kerusakan formasi dan lost circulation.

Tekanan dasar sumur yang terjadi pada pemboran flowdrilling

lebih tinggi dari pada metode pemboran underbalanced dengan

menggunakan sistem fluida lainnya (gas, mist, foam, dan gasfield). Batas

flowdrilling adalah bagaimana aliran fluida di permukaan bisa

ditanggulangi dengan peralatan yang ada. Bahkan permeabilitas besar,

laju besar atau bertekanan besar bisa dilkukan dengan flowdrilling kalau

peralatan permukaan memenuhi. Tanpa perlu injeksi gas, maka peralatan

juga semakin sedikit, selain itu pembacaan MWD dan mud motor tidak

jadi persoalan.

Flowdrilling didesain hanya untuk formasi-formasi yang

berstruktur stabil, bukan untuk formasi pasir atau shale yang tidak

kompak. Dalam flowdrilling masalah-masalah penanganan sumur diatasi

di permukaan. Sebuah sumur yang berproduksi diatasi dengan cara tidak

dimatikan selama pengeboran.

Seluruh teknik tergantung pada operasi pengeboran seperti

sirkulasi maupun pengeboran. Didalam teknik flowdrillling dimungkinkan

memproduksikan minyak dan gas selama pengeboran, proses tersebut

dilakukan dengtan memasang suatu rotating head di atas BOP stack

dengan suatu flowline bertekanan tinggi, RCH valve dan suatu sistem di

permukaan yang didesain untuk memisahkan fluida pemboran, serbuk

bor, minyak dan gas.

Rotating head dibutuhkan untuk mengalirkan minyak, gas, dan

serbuk bor serta fluida pemboran yang bertekanan ke sistem di

permukaan pada saat pemboran dilakukan. Flowdrilling digunakan untuk

membuat lubang sumur mengalami underbalanced sehingga terbebas dari

kerusakan formasi, differential sticking dan meminimalkan hilang sirkulasi.

Mendapatkan Kondisi Underbalanced

Agar underbalanced drilling terjadi, maka tekanan dasar

sumur harus lebih kecil dari tekanan formasinya. Karena batas

underbalanced sering terlalu dekat dengan tekanan formasi,

maka bisa saja kadang-kadang terjadi overbalanced, terutama

kalau ada beberapa zona dan yang satu kecil dan yang satu

agak besar tekanannya. Aliran dari dasar sumur yang mengalir

adalah minyak atau gas, maka tekanan dasar sumur akan

berkurang dan aliran akan meningkat lajunya. Gambar 3.1

memperlihatkan pemboran horizontal dengan menggunakan

sistem pemboran underbalanced pada formasi yang memiliki

rekahan alamiah.

Fluida Pemboran Underbalanced Flowdrilling

Kondisi yang diinginkan pada underbalanced flowdrilling

adalah tekanan sumur selalu di bawah tekanan formasi dan

minimum sumurnya tetap stabil (tidak ada formasi gugur) oleh

karena itu densitas lumpur harus dipilih yang berada dirange ini.

Fluida dasar pemboran harus terdiri dari fluida yang

bersih padatan, viscosifier harus terhindarkan kalau mungkin

sebab hal ini akan mempersulit pemisahan fluida kalau ada

produksi hidrokarbon dan sulit untuk terpisah dari fluida dasar

pemboran dipermukaan.

Banyak polimer akan menyebabkan emulsi. Juga perlu

dihindarkan lubricant additive untuk mengurangi trque dan drag

dengan fluida bersih ini. Konsentrasi bentonite harus dikurangi,

kalau untuk menutupi zona loss rekahan dimana untuk sumur

bertemperatur tinggi lumpur bentonite bisa menjadi gel keras

dan tidaj akan bisa dialirkan kembali.

Untuk membersihkan lubang bor cukup dengan

mengalirkannya turbulent dan kecepatannya tinggi tanpa

viscosifier. Pada flowdrilling ini adanya aliran dari formasi akan

membantu mempercepat aliran.

Kecepatan pada sumur horizontal dan directional harus

lebih cepat lagi. Kalau lubang berdiamater besar karena adanya

korosi atau gugur maka baru diperlukan viscosifier.

Peralatan Khusus

Pada dasarnya peralatan yang digunakan pada

underbalanced flow drilling hampir sama dengan peralatan pada

pemboran overbalanced. Karena pada underbalanced

flowdrilling pelaksanaan pemboran dapat dilakukan sambil

memproduksikan fluida formasi yang keluar maka peralatan

tambahan yang digunakan harus bisa menangani hal-hal

tersebut.

3.5.3.1 Rotating Blow Out Preventer (RBOP)

Rotating Blow Out Preventer RBOP) dipasang di

atas BOP. RBOP ini berfungsi untuk mengatur aliran balik

dari dalam lubang bor. Pada saat beroperasi mampun

menahan tekanan balik dari formasi sampai 2500 psi.

RBOP ini terdiri dari beberapa komponen, yaitu :

Rotating Control Head (RCH) Bowl

RCH Bowl dipasang di atas BOP stack dengan

menggunakan sambungan bottom flange, dalam hal

ini 13 5/8” – 5000 psi. RCH bowl sendiri mempunyai

ukuran 7 1/16” dan tekanan kerja sebesar 5000 psi.

Semua sambungan flange harus sesuai dengan

standart API.

Rotating Control Head (RCH) Bearing Assembly

Rotating Bearing Assembly

diletakkan/didudukan di RCH Bowl dan dikunci dengan

menggunakan Hydraulic Operated Clamp untuk

menjaga annulus. RCH Bearing Assembly terdiri dari

dua stripper-rubber yaitu Top Rubber dan Bottom

Rubber yang dipasang di dalam Bearing Assembly.

Bottom Rubber yang dipasang di dalam Bearing

Assembly.

Bottom Rubber berfungsi sebagai penahan

awal dari meningkatnya tekanan lubang bor dan

selanjutnya ditahan oleh Top Rubber. Kedua stripper-

rubber ini berfungsi untuk melindungi drillstring ketika

berputar di dalam RBOP dan didesain untuk semakin

melekat ketika tekanan lubang bor meningkat.

Jadi stripper-rubber ini berupa karet yang

dapat melekatkan drillstring secara aktif. Stripper-

rubber harus diganti bila sudah tidak mampu

memegang rangkaian drillstring.

Ukuran stripper-rubber ini juga dapat diganti

ukurannya sesuai dengan ukuran drillstring yang

melaluinya. Di atas Top Rubber masih terdapat kelly

driver bila menggunakan meja putar dan bila

menggunakan top drive maka kelly driver ini tidak

dipasang.

3.5.3.2 Separator

Separator yang dipakai pada pemboran

underbalanced biasanya merupakana separator

horizontall 4 fasa yang dapat memisahkan gas, air,

minyak dan serbuk bor. Tekanan kerja separator antara

175 – 250 psi dengan kapasitas 160 bbls. Sanggup

menangani aliran gas sebesar 65 mmcfd dan aliran

minyak sebesar 40.000 bopd.

3.5.3.3 Choke Manifold

RBOP mengarahkan aliran ke choke manifold.

Aliran fluida, yang dihasilkan dari pemboran, serbuk bor,

fluida pemboran, gas injeksi dan hidrokarbon yang

terproduksi masuk melalui satu dari dua choke valve.

Choke dioperasikan secara remote.

3.5.3.4 Float Valve

Biasanya dua float valve yang dipasang di

drillstring, satu dipasang di atas bit dan satu dipasang

dekat permukaan. Float valve yang dipasang di atas bit

berfungsi untuk menahan aliran balik dari annulus

menuju drillstring dan juga berfungsi untuk menahan

aliran gas menuju drillstring ketika operasi tripping.

Float valve yang dipasang di atas bit biasanya yang

bertipe dart. Untuk float valve disebut juga string float,

dipasang dekat permukaan (3000 – 4000 ft dari

permukaan) berfungsi menahan aliran balik gas injeksi

ke rig ketika dilakukan penyambungan float valve yang

dipasang didekat permukaan ini biasanya bertipe

flapper.

Prosedur Standar Operasi

Flowdrilling digunakan untuk membuat lubang sumur

mengalami underbalanced sehingga terbebas dari formation

damage, drill pipe differential sticking dan meminimalkan lost

circulation. Operasi pemboran harus mengusahakan agar

keadaan underbalance tetap aman dan tidak banyak

hambatan.

Mula-mula waktu mengebor dibawah kaki casing arus

balik harus dikirimkan ke shale shaker. Segera setelah fluida

formasi mulai mengalir ke sumur dengna flowdrilling maka

aliran balik harus ditujukan ke choke manifold pada separator

permukaan.

Tekanan maksimum permukaan harus diketahui

sebelum pemboran, tentunya hal ini tergantung rating RBOP.

Jika tekanan operasi mencapai rating ini maka harus

diusahakan mengurangi tekanan tersebut. Ini dapat dilakukan

dengan menutup sumur dan melakukan bullheading cairan ke

annulus. Jalan lain influx tersebut dikeluarkan melalui choke.

Sekali tekanan permukaan dapat dikendalikan dan stabil maka

pemboran tersebut bisa berjalan kembali.

Jika tekanan di annulus naik waktu diadakan

connection atau trip dan sirkulasi dihentikan mungkin karena

adanya gas influx besar naik ke atas dalam hal ini menaikan

viscositas fluida pemboran dapat mengurangi kenaikan

tekanan. Tetapi pemisahan gas dari fluida pemboran akan sulit

di permukaan.

Prosedur khusus harus dilakukan pada flowdrilling

untuk connection dan tripping dimana akan membutuhkan

waktu lebih lama daripada kalau pemboran buasa. Bila

membuat sambungan maka tekanan pada drill pipe harus

dilepaskan dahulu di atas drill string float paling atas. Satu

atau lebih float dipasang untuk memberikan efek check valve

dan mencegah aliran balik karena tekanan underbalanced.

Float valve yang dipasang setiap 12 joint akan memberikan

cara terbaik untuk tripping dan connections.

Setelah underbalanced drilling ini selesai maka

completion juga harus dilakukan secara underbalanced. Tidak

ada gunanya pemboran underbalanced tetapi completionnya

overnalance kecuali fluida drillingnya diganti ke fluida

completion.

Batasan Penggunaan Flowdrilling

Penggunaan flowdrilling mempunyai batsan-batasan di

lapangan, yaitu :

1. Tekanan annulus terlampaui tinggi/tidak pasti

Kalau tekanan formasi dan lajunya terlalu tinggi maka

peralatan di permukaan tidak sanggup menahan tekanan

lagi dimana kapasitas peralatan untuk mengalirkan fluida

balik telah terlampaui. Ukran peralatan di permukaan yang

benar akan dapat menahan laju produksi dari formasi

tersebut. Kalau ini salah dan lajunya terlalu tinggi, maka

tidak mungkin pemboran underbalanced dipertahankan.

Aliran bisa dipaksa masuk kembali ke formasi.

Laju ada dua cara penyelesaian masalah ini,

pertama menaikan densitas fluida pemboran atau kedua

merubah teknik pemboran menjadi overbalanced.

Tekanan formasi yang tidak pasti sebenarnya tidak

ciocok untuk flowdrilling karena tidak bisa menentukan

apakah tejadi underbalanced atau tidak. Biasanya pada

horizontal well tekanan sudah diketahui sehingga

flowdrilling memang cocok untuk diaplikasikan.

2. Sumur tidak stabil

Pemboran underbalanced Flowdrilling mempunyai

densitas fluida lebih tinggi dari cara enlightening yang lain.

Formasi lemah atau mudah gugur bisa di bor dengan lebih

aman tetapi kalau masih tidak mampu menahan keguguran

formasi maka flowdrilling tak bisa dipakai. Selanjutnya

adanya laju fluida pemboran yang tinggi di annulus bisa

mengerosi dinding sumur akibatnya flowdrilling tidak cocok

untuk formasi unconsolidated.