View
236
Download
1
Category
Preview:
DESCRIPTION
It is about drilling assignment
Citation preview
TM6004 – TEKNIK PEMBORAN LANJUT
TUGAS #3
Oleh
PRADINI RAHALINTAR
NIM: 22214003
PROGRAM STUDI MAGISTER TEKNIK PERMINYAKAN
INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG
2015
1. Penjelasan Trip Margin dan Kick Tolerance serta pemilihan (perhitungan) nilai yang
digunakan
Trip Margin merupakan sejumlah densitas lumpur tambahan yang ditambahkan untuk
menyeimbangkan tekanan formasi untuk mengatasi efek pressure-reduction yang
disebabkan oleh swabbing ketika dilakukan trip-out dari suatu lubang, karena terkadang
mud density yang digunakan hanya cukup untuk mengimbangi tekanan formasi dan tidak
termasuk safety margin. Safety margin diikutsertakan dalam casing design karena adanya
kemungkinan berkurangnya tekanan hidrostatik yang terjadi ketika sebuah lubang yang
berisi pipa kemudian pipa tersebut diangkat ke permukaan. Trip margin inilah yang akan
membuat nilai tekanan hidrostatik masih tetap overbalanced.
Besarnya Trip margin ditentukan dengan suatu perhitungan yang melibatkan yield point
dari lumpur. Berikut adalah persamaan yang digunakan untuk menghitung trip margin:
𝑇𝑀 =𝑌𝑃
11.7 (𝐷ℎ − 𝐷𝑝) (1)
Dimana:
TM = Trip Margin, lb/gal
YP = Yield Point, lb/100 ft2
Dh = Hole diameter, in
Dp = Outside diameter of pipe (OD), in
Tabel berikut merupakan besarnya YP untuk suatu nilai Dh dan Dp yang berbeda:
Tabel 1 Besar Yield Point untuk Hole Diameter dan OD Pipa Tertentu
Kick Tolerance dapat didefinisikan sebagai ukuran kick maksimum yang dapat ditoleransi
tanpa merusak casing shoe sebelumnya. Kick tolerance merupakan tekanan pori
maksimum yang diperbolehkan pada TD berikutnya, atau berat lumpur maksimum yang
diizinkan yang dapat ditolerir tanpa merusak casing shoe. Perhitungan kick tolerance untuk
well design dan monitoring harus mempertimbangkan volume kick yang dapat
disirkulasikan keluar, tambahan berat lumput terhadap berat lumpur yang digunakan, serta
drilling kick tolerance.
Volume kick dapat dihitung dengan menghitungan volume influx pada casing shoe (𝑉1)
sebagai berikut:
𝑉1 = 𝐻 × 𝐶𝑎 (2)
Dimana
Ca = Kapasitas antara pipa dan lubang bbl/ft.
H = Ketinggian gas bubble pada casing shoe, ft
Volume influx pada kondisi bottom-hole dapat dihitung dengan persamaan beriut:
𝑉2 =𝑃1𝑉1
𝑃2 (3)
Dimana:
P1 = Tekanan Fracture di shoe, psi
P2 = Pf, psi
Selain volume kick, hal lain yang harus diperhitungkan adalah berat tambahan mud
weight, yaitu;
𝐷𝑃𝑆𝐼𝑃 = (𝐹𝐺 − 𝜌𝑚) × 𝐶𝑆𝐷 × 0.052 (4)
Dimana:
DPSIP = The maximum allowable drillpipe shut-in pressure
Dan dalam hal penambahan mud weight, kick tolerance adalah:(𝐹𝐺 − 𝜌𝑚).
Drilling Kick Tolerance adalah tekanan pori maksimum yang dapat ditolerir tanpa harus
melewati berat lumpur maksimum yang diijinkan. Berikut adalah persamaan yang dapat
digunakan:
𝐷𝑟𝑖𝑙𝑙𝑖𝑛𝑔 𝐾𝑖𝑐𝑘 𝑇𝑜𝑙𝑒𝑟𝑎𝑛𝑐𝑒 = 𝑀𝑎𝑥. 𝑃𝑓 − 𝑐𝑢𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡 𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑎𝑡𝑒 𝑜𝑓 𝑃𝑓 (5)
2. Penjelasan Pipe Sticking dan jenis-jenisnya
Pemboran suatu sumur memerlukan suatu drill string yang terdiri dari drill pipe dan drill
collar untuk menyalurkan torsi yang tersedia di permukaan untuk memutar bit, dan untuk
mengirimkan berat yang dibutuhkan untuk mengebor formasi.ketika drill string tidak lagi
bebas untuk bergerak naik, turun, atau memutar sebagaimana pembor inginkan, drill pipe
menjadi stuck atau tersangkut. Sticking dapat terjadi ketika proses pemboran, membuat
connection, logging, testing, atau selama apapun jenis operasi yang melibatkan tinggalnya
peralatan di dalam lubang.
Drill string stuck jika BF+FBHA > MO. BF (Background Friction) adalah banyaknya gaya
friksi yang ditimbulkan oleh side force di dalam sumur. FBHA adalah gaya yang diberikan
oleh mekanisme sticking pada BHA. MO (Mximum Overpull) adalah gaya maksimum
yang dapat ditanggung oleh derrick, hoisting system, atau drill pipe.
Terdapat dua jenis mekanisme penyebab pipe sticking:
1.1.Differential Sticking
Jenis jepitan ini terjadi karena beberapa faktor. Faktor-faktor yang menyebabkan
differential pipe sticking adalah:
a. Beda tekanan hidrostatik dari kolom lumpur melebihi tekanan dari formasi yang
permeable.
b. Luas kontak antara rangkaian pipa dasar lubang bor dengan dinding lubang bor.
Bertambahnya ukuran rangkaian pipa dasar akan meningkatkan luas kontak.
Meningkatnya ketebalan “Mud Cake” akan meningkatkan luas kontak, jika luas
kontak bertambah maka akan semakin memperkuat jepitan karena beda tekanan ini
juga bertambah.
Gambar 1, menunjukkan gambaran skematis mengenai Differential Pipe Sticking.
Gambar 1. Differential Pipe Sticking (Hussain Rabia, Well Engineering &
Construction)
Persamaan untuk menghitung differential force, yaitu :
DF = (H s - P f ) x kontak area x faktor gesekan (6)
Dimana:
DF = Differential Force
H s = Tekanan hidrostatik lumpur pemboran
P f = Tekanan formasi
Kontak area merupakan hasil perkalian antara ketebalan zona permeable dengan
ketebalan mud cake, dinyatakan sebagai berikut:
Kontak Area = h x t (7)
Faktor gesekan (friction Faktor) dinotasikan f, besarnya bervariasi dimana salah satu
faktor yang mempengaruhi adalah komposisi mud cake. Dengan mensubstitusikan
persamaan (6) kedalam persamaan (7) didapatkan:
DF = (H s - P f ) x (h x t) x f (8)
Dalam satuan lapangan persamaan (4-3) menjadi :
DF = (H s - P f ) psi x h(ft x 12 in/ft) x t (in) x f
DF = 12 (H s - P f ) x h x t x f (9)
Besarnya gaya differential sangat sensitif untuk berubah terutama pada nilai kontak
area dan faktor gesekan, yang keduanya merupakan fungsi waktu. Semakin lama pipa
dibiarkan berada dalam keadaan statis, tebal mud cake akan semakin meningkat.
Demikian halnya dengan faktor gesekan yang akan meningkat dengan semakin
banyaknya air yang ditepiskan dari mud cake.
Untuk menanggulangi differential sticking pada pipa dapat dilakukan cara berikut:
a. Pengurangan tekanan hidrostatik
b. Spotting pipe release agents
Pipe release agent biasanya adalah campuran dari surfaktan dan emulsifier dengan
base oil atau diesel oil dan air untuk membentuk emulsi stabil.
1.2.Mechanical Sticking
Pada mechanical sticking, pipa biasanya benar-benar tersangkut dengan sedikit atau
sama sekali tanpa sirkulasi. Hal ini terjadi karena hole packing off atau adanya formasi
dan BHA (wellbore geometry).
a. Hole packing off dapat terjadi karena kombinasi hal berikut:
- Cutting bor atau formasi yang mengalami sloughing menyumbat annulus di
sekitar rangkaian bor.
- Shale instability
- Unconsolidated formations
b. Wellbore Geometry menyebabkan hal:
- Key seating: Di dalam lubang yang mempunyai dog leg (perubahan sudut
kemiringan lubang secara mendadak dan berada pada formasi yang lunak), tool
joint drill pipe membuat lubang tambahan yang merupakan perluasan dari
lubang utama yang dibuat oleh bit, sebagaimana ditunjukkan pada gambar 2.
Selama operasi pemboran berlangsung berat pada pahat yang diberikan melalui
pipa bor mempunyai gaya tegang (tension), untuk mendapatkan kondisi
rangkaian pipa bor menjadi tetap lurus atau vertikal. Selama pemboran, drill
pipe selalu dijaga berada dalam keadaan tension (tertarik) dan pada saat
memasuki daerah dog leg, berusaha untuk menjadi lurus, sehingga
menimbulkan gaya lateral seperti ditunjukkan pada gambar 2. Gaya lateral ini
mengakibatkan sambungan drill pipe (tool joint) menggerus formasi yang
berada pada busur dog leg, dan menimulkan lubang baru sebagai akibat
diputarnya rangkaian pemboran. Lubang ini disebut “Key Seat”.
Gambar 2. Key Seating (Rabia)
3. Penjelasan Subnormal Pressure
Tekanan pori subnormal didefinisikan sebagai tekanan pori/formasi yang memiliki nilai
lebih rendah dari tekanan normal (tekanan hidrostatik).
a. Zona Deplesi
Tekanan pori subnormal umumnya terjadi karena formasi telah terdeposit atau sering
disebut sebagai depleted zone. Pada beberapa kemungkinan, tekanan pori subnormal
mungkin terjadi karena penyebab-penyebab natural yang berhubungan. Masalah
Lost circulation dan differential sticking adalah masalah yang umumnya terjadi pada
zona deplesi. Jika level fluida jatuh, tekanan hidrostatik akan berkurang. Ini
menyebabkan zona lain atau bahkan zona deplesi untuk mengalir.
Jika hidrokarbon atau air diproduksikan dari formasi yang tidak mengalami efek
subsidence, maka akan menyebabkan terjadinya tekanan subnormal. Hal ini sangat
penting jika pemboran sumur dikembangkan pada reservoir yang telah lama
diproduksikan. Produksi minyak dan gas yang dilakukan pada suatu lapisan (zona
produksi) dapat menyebabkan turunnya gradien tekanan di lapisan tersebut akibat
‘pemindahan’ sebagian volume fluida dari dalam formasi ke permukaan.
Gambar 3. Tekanan Subnormal pada Zona Deplesi
b. Ekspansi Panas (Thermal Expansion)
Karena batuan sedimen dan fluida yang mengisi pori berada pada lingkungan yang
dalam, dimana temperatur juga mengalami kenaikan, maka fluida akan mengembang.
Hal ini akan menyebabkan penurunan densitas, dan akibatnya tekanan akan berkurang.
c. Fault (sesar)
Sesar dapat menyebabkan tekanan subnormal karena lapisan mengalami pergerakan
menurun sehingga menjadikan gradient tekanannya dibawah gradient tekanan normal.
Tekanan hidrostatik lumpur dihitung harus berdasarkan TVD awal (sebelum terjadinya
fault) sehingga pressure tetap underbalanced.
Gambar 4. Tekanan Subnormal akibat Fault
d. Aquifer outcrop dibawah Rig
Tekanan yang dihasilkan pada zona yang terdapat aquifer didalamnya berasal dari
tekanan hidrokarbon dan air. Ketika zona aquifer tersebut terangkat naik maka tekanan
formasi dari air akan disalurkan ke bawah sehingga tekanan pada bagian yang naik itu
akan lebih rendah dari tekanan normal. Pengukuran TVD yang dilakukan lebih rendah
dari yang seharusnya sehingga nilai tekanan pun akan lebih rendah (subnormal).
Gambar 5. Aquifer Outcrop dibawah Rig
4. Penjelasan Abnormal Pressure
Tekanan abnormal didefinisikan sebagai tekanan pori yang lebih besar dari tekanan
hidrostatik dari fluida formasi yang mengisi ruang pori. Oleh karena itu, tekanan abnormal
sering juga disebut sebagai abnormal high pore pressure atau overpressure atau
geopressure. Kelebihan tekanan pada tekanan abnormal ini harus benar-benar diperhatikan
dalam proses well control. Terdapat beberapa factor yang mnyebabkan tingginya tekanan
pori ini. Faktor-faktor tersebut terutama bersal dari perubahan geologis formasi, perubahan
geokimia, geothermal dan mekanikal. Berikut merupakan beberapa hal yang dapat
menyebabkan tekanan abnormal:
Tabel 2. Origins for the Generation of Abnormal Fluid Pressure (Neal Adams)
Piezometric fluid level (artesian water system)
Reservoir structure
Repressuring of reservoir rock
Rate of sedimentation and deposition environment
Paleopressures
Tectonic activities
Faults
Shale diapirism (mud volcanoes)
Salt diapirism
Sandstone dikes
Earthquakes
Osmotic phenomena
Diagenesis phenomena
Diagenesis of clay sediments
Diagenesis of sulfates
Diagenesis of volcanic ash
Massive areal rock salt deposition
Permafrost environment
Thermodynamic and biochemical causes
a. Artesian Water System
Artesian water system dapat menimbulkan tekanan abnormal jika adanya kondisi
structural yang memadai. Seperti dapat dilihat pada Gambar 3, water-bearing sand yang
kontinu akan menyalurkan tekanan hidrostatik dari formasi air ke bagian dasar struktur.
Tekanan di atas struktur akan menjadi normal untuk kedalaman dimana hal tersebut
ditemui.
Gambar 6. Tekanan Subnormal yang disebabkan oleh Sistem Artesian Water (Neal Adams)
b. Kompaksi Sedimen
Pada proses pengendapan clay atau shale yang sangat cepat, maka air yang terbebaskan
sangat kecil. Pada kondisi normal porositas awal yang tinggi (+/-50%) akan berkurang
karena air terperas keluar melaui struktur pasir yang permeabel atau melalui
penyaringan dari clay/shale itu sendiri. Jika proses sedimentasi terlalu cepat, sehingga
tidak terjadi proses pembebasan air, akibatnya air akan terperangkap dan selanjutnya
menahan tekanan overburden.
Gambar 7. Tekanan Abnormal pada Undercompated Region
c. Aquifer outcrop di atas Rig
Adanya aquifer yang lebih tinggi dari ketinggian posisi sumur menyebabkan ketinggian
kolom fluida lebih tinggi dari ketinggian normal sumur sehongga pada zona interest
akan mengalami tekanan yang lebih tinggi dari tekanan normalnya.
Gambar 8. Tekanan Abnormal akibat outcrop aquifer diatas Rig
d. Sesar Naik
Patahan dapat merubah struktur batuan sedimen, sehingga zona permeabel berhadapan
dengan zona impermeabel. Hal ini akan menyebabkan terjadinya penghalang bagi
aliran fluida, akibatnya air tidak dapat keluar dari shale dan selanjutnya akan
menghasilkan tekanan abnormal. Sesar naik kebalikan dari sesar turun, dapat
menyebabkan subnormal pressure. Seperti pada gambar, normal pressure pada lapisan
B ketika dicapai oleh sumur dengan kedalaman 10000 ft sebesar 4650 psi yaitu setara
8.94 ppg namun jika lapisan B yang ditembus di sebelah kiri, lapisan naik sebesar 1000
ft sehingga tekanan nya seolah-olah naik menjadi 9.94 ppg.
Gambar 9. Tekanan Abnormal akibat Sesar Naik
e. Deposisi Batu Garam Masif (Massive areal rock salt deposition)
Deposisi batu garam dapat terjadi karena batu garam bersifat impermeabel, sehingga
fluida dalam formasi yang berada dibawahnya akan menghasilkan tekanan abnormal.
Tekanan abnormal biasanya dijumpai pada zona-zona dibawah perlapisan batu garam.
Gambar 10 Abnormal pressure akibat endapan garam
f. Salt Diapirism (Salt Domes)
Gerakan keatas dari kubah garam yang berdensitas rendah karena adanya efek apung
(bouyancy) yang mengganggu perlapisan sedimen akan menghasilkan anoma;i
tekanan. Garam juga dapat berfungsi sebagai penghalang (impermeable seal) terhadap
pembebasan air dari clay secara lateral.
Gambar 11 Salt Domes (Neal Adams)
g. Kompresi Tektonik
Kompresi lateral sedimen dapat menghasilkan pengangkatan sedimen lapuk atau
perlipatan sedimen yang lebih kuat, sehingga formasi yang secara normal terkompaksi
akan naik ke bagian yang lebih tinggi. Jika tekanan mula tetap, maka pengangkatan
formasi tersebut dapat menghasilkan tekanan abnormal.
h. Shale yang terendapkan dengan sejumlah bahan-bahan organik akan menghasilkan gas,
karena bahan organik akan terdegradasi pada saat proses kompaksi. Jika gas tersebut
tidak terbebaskan, maka akan berkembang menjadi tekanan abnormal. Produk organik
juga membentuk garam yang akan terendapkan dalam ruang pori, sehingga akan
menurunkan porositas dan menghasilkan suatu penghalang (seal).
Recommended