BAB IV

PAGE

BAB IVPEMBORAN MULTILATERAL

4.1. Teori Dasar Pemboran Multilateral

Pemboran multilateral adalah suatu teknik pengembangan pemboran sumur horisontal dengan jumlah lubang lateral lebih dari satu (multi), menembus satu atau lebih formasi produktif, sehingga diperoleh peningkatan pengurasan reservoar dan peningkatan laju produksi. Skema pemboran multilateral dapat dilihat pada Gambar 4.1.

Gambar 4.1.Profil Sumur Pada Pemboran Multilateral 8)

Usaha-usaha meningkatkan perolehan minyak dan gas bumi tidak selalu diikuti dengan suatu keberhasilan, padahal investasi yang ditanamkan sangat besar, sehingga cara lain masih diperlukan untuk diuji coba. Pendekatan mekanik diterapkan untuk menaikkan laju produksi sumur, sehingga perolehan di permukaan mengalami peningkatan. Pendekatan mekanik adalah membuat lubang horisontal sampai ratusan dan ribuan meter ke arah samping, dimana selama ini lubang perforasi ke arah samping hanya beberapa sentimeter sampai satu meter saja. Kelebihan dibuatnya lubang horisontal adalah kemampuan pengarahan lubang yang sangat tepat sedemikian rupa sehingga bisa memperlambat (atau meminimumkan) hadirnya air dalam lubang produksi.

Sama seperti pemboran horisontal, maka permasalahan yang timbul pada pemboran multilateral sudah diantisipasi. seperti meningkatnya gesekan geser (drag) dan gesekan putar (torque) antara peralatan pemboran dengan dinding lubang lengkung dan horisontal, sulitnya pembersihan lubang dan serbuk bor, sulitnya penyemenan, sulitnya mengevaluasi dengan logging, dan sebagainya. Hal ini terjadi pada kurun tahun 1980, sampai pada akhirnya pemboran multilateral dapat direalisasikan sebagai cabang baru.

Kecepatan pembentukan sudut kemiringan sampai saat ini dibedakan menjadi:

1. Radius panjang, antara 2 - 6 0/30 m

2. Radius menengah, antara 8 - 20 0/30 m

3. Radius pendek, antara 150 - 300 0/30 m

Perkembangan lain dari teknologi ini adalah pemboran URRS (Ultra-Short Radius Radial System) yang hanya memerlukan lubang berdiameter 12 inch dan tinggi 1 m dapat berbelok 900, dan pada kedalaman yang sama dapat membuat beberapa lubang horisontal ke berbagai arah. Pada 5 tahun terakhir dikembangkan lubang multilateral, yaitu: membuat beberapa cabang lubang baru dan satu lubang horisontal yang sudah ada. Jika dikombinasikan dengan sistem radial, maka satu lubang dipermukaan akan memiliki berbagai cabang dibawah permukaan seperti akar pohon.

Telah disebutkan di muka bahwa sumur multilateral merupakan cabang baru dari sumur horisontal yang sudah ada. Perkembangan ini dimulai dari pemboran sumur horisontal pada tahun 1950 oleh Amerika Serikat, China, dan Rusia yang rata-rata kurang dari 100 ft. Teknik Pembelokan lubang bor dengan kelengkungan (kurvatur) tinggi mulai diperkenalkan pada awal tahun 1950 di California oleh John Zublin dan John Eastman.

Pada tahun 1978, Esso Resources melakukan pemboran horisontal bersistem radius panjang (long radius) di lapangan Cold-Lake Canada. Sumur pertama hanya mampu mencapai panjang horisontal sejauh 4157 ft.

Pada tahun 1979. ARCO melakukan 10 pemboran horisontal radius panjang di lapangan Empire Abo. Tercatat jarak lateral terpanjang yang bisa dicapai sampai saat ini telah dilakukan oleh SHEEL pada sumur CA- 13 di lapangan Cormorant Laut Utara pada kedalaman 969 ft (2953 m) dengan jarak horisontal sepanjang 15618 ft (4760 m).

Di Indonesia telah dilakukan pemboran horisontal sejak tahun 1981, seperti ARCO (lebih dari 30 sumur), Mobil Oil (lebih dari 7 sumur), Total Indonesia (lebih dari 5 sumur), dan CALTEX (lebih dari 7 sumur. bahkan ada yang Short Radius).

Laporan dari hasil produksi sumur-sumur horisontal pada umumnya meningkat produksinya dua sampai tiga kalinya, perolehan naik sekitar 20 % dan frekuensi operasi pengasaman yang rutin dilakukan pada sumur-sumur vertikal (atau berarah) menjadi berkurang banyak dan lain-lain.

Teknologi URRS masih jarang diterapkan karena keterbatasan peralatan yang lebih khusus dibandingkan peralatan pemboran horisontal biasa (Long Radius, Medium Radius, dan Short Radius).

Hal ini tentu saja memperluas daerah pengurasan sumur, dan perolehan minyak dan gas bumi dapat meningkat secara efektif. Selain itu, keberadaan lubang horisontal pada sumur multilateral dapat memperlambat terjadinya produksi gas atau air yang berlebihan sehingga perolehan dipermukaan bisa meningkat secara efisien.

4.2. Tujuan Pemboran Multilateral1. Meningkatkan laju produksi sumur dan recovery.

2. Meningkatkan efisiensi pengurasan reservoar.

3. Membatasi produk air atau gas dengan memperlambat terjadinya coning.4. Mengatasi keterbatasan slotte khusus pemboran lepas pantai yang menggunakan platform.

5. Pemanfaatan sumur yang sudah ada untuk eksploitasi lapisan produktif lainnya.

6. Faktor ekonomi dan waktu pemboran.

4.3. Faktor Penyebab Dilakukannya Pemboran MultilateralPemboran Multilateral dilakukan dengan berbagai pertimbangan, baik teknis maupun non teknis. Pertimbangan teknis meliputi pertimbangan geografis dan geologis, sedangkan pertimbangan non teknis berhubungan dengan faktor keekonomian.

4.3.1. Pertimbangan Geografis

Pertimbangan Geografis meliputi kondisi topografi dari daerah yang bersangkutan, misalnya pada hal-hal berikut ini :

1. Apabila reservoar berada di bawah perkotaan yang padat penduduknya, lalu lintas yang ramai maupun bangunan-bangunan tertentu (seperti candi, makam monumen). Pada tempat ini tidak mungkin dilakukan pemboran secara vertikal, karena harus membongkar tempat-tempat tersebut yang tidak mungkin dilakukan.

2. Apabila suatu reservoar terletak di bawah sungai atau lepas pantai Hal ini kurang efisien bila dilakukan pemboran secara vertikal, baik dari segi transportasi dan biaya.

Contoh pertimbangan dari faktor geografis ditunjukkan pada Gambar 4.2.

Gambar 4.2.Pertimbangan Geografis Dilakukannya Pemboran Multilateral 21)A. Formasi Produktif Di Bawah Bangunan Kota B. Formasi Produktif Di Bawah Sungai Atau Lepas Pantai 4.3.2. Pertimbangan Geologis

Pertimbangan geologis ini menyangkut masalah kondisi geologis dari suatu tempat yang akan dilakukan pemboran, yaitu :

A Adanya Kubah Garam.

Kubah garam apabila ditembus, maka akan menyebabkan hilang lumpur dan dinding bor akan runtuh.

B.Formasi Yang Tipis.

Formasi yang tipis sangat tidak efisien apabila dilakukan pemboran vertikal, karena area pengurasannya kurang luas.C.Adanya Patahan

Adanya patahan, jika ditembus akan menyebabkan pipa patah, sehingga akan menambah biaya guna pemancingan pipa yang patah.

D.Reservoar Membentuk Beberapa Lensa.

Reservoar lensa memiliki pola yang menyebar dan membentuk blok-blok lensa, sehingga penggunaan pemboran vertikal kurang efisien diterapkan pada reservoar lensa. Pemboran multilateral tepat digunakan pada kondisi ini karena dapat menembus beberapa lapisan sekaligus.

Ilustrasi pertimbangan geologis ditunjukkan pada Gambar 4.3.

Gambar 4.3.Pertimbangan Geologis Dilakukannya Pemboran Multilateral 21)A. Menunjukkan Adanya Kubah Garam

B. Menunjukkan Formasi Yang Tipis

C. Menunjukkan Adanya PatahanD. Menunjukkan Reservoar Yang Membentuk Beberapa Lensa 4.3.3. Pertimbangan Ekonomis

Pertimbangan ini sangat erat hubungannya dengan biaya pemboran, antara lain :

A Pemboran Lepas PantaiAdanya pemboran multilateral akan menghemat platform, menghemat jumlah sumur di permukaan.

B Menghambat Terjadinya Gas Dan Water Conning

Gambar 4.4.Pertimbangan Ekonomis Dilakukannya Pemboran Multilateral 21)A. Menunjukkan Pemboran Lepas PantaiB. Menunjukkan Adanya Water ConningC. Menunjukkan Adanya Gas Conning4.4. Jenis-Jenis Pemboran Multilateral

Tipe sumur dari pemboran multilateral ada dua macam, yaitu penggolongan berdasarkan pada bagian horisontal, dan berdasarkan arah lubang horisontal

4.4.1. Berdasarkan Bagian Horisontal

Berdasarkan bagian horisontal, maka teknik pemboran multilateral dibagi menjadi empat tipe yaitu ; Long Radius Sistem, Medium Radius Sistem, Short Radius Sistem, Ultrashort Radius Radial Sistem4.4.1.1. Long Radius Sistem

Metode ini sering disebut dengan sistem pemboran horisontal konvensional. Pemboran long radius ini mempunyai build angle 20 - 60/100 ft MD (measured depth), build radius (R) sebesar 1000 ft - 3000 ft dan panjang lateral 1000 - 4000 ft. Pemboran long radius ini terdiri dari 3 bagian (phase) mulai dari ujung kepala sumur sampai ujung sumur bagian bawah. Phase 1 adalah pemboran vertikal sampai KOP (kick-off point). Phase 2 adalah pemboran berarah dari KOP sampai ujung pembentukan busur (curvature), dan phase 3 adalah pemboran yang mempunyai arah horisontal. Penentuan kedalaman total dari tiap-tiap fase disesuaikan dengan kemiringan formasi. Perlengkapan yang biasa digunakan untuk mencegah timbulnya masalah mekanis lubang sumur dapat mengikuti seperti yang ada di bawah ini dengan pertimbangan-pertimbangan : lithologi, perencanaan sumur, logistik dan harga sewa rig, yaitu :

1. Pemasangan Measurement While Drilling (MWD).

2. Penggunaan Steerable Motor atau Top Drive Sistem.

3. Penggunaan Oil Base Mud.

4. Aplikasi sistem logging dengan bantuan drill pipe.

5. Penerapan gaya puntir Positive Displacement Motor (PDM) untuk coring.6. Pemasangan Stabilizer dengan bilah yang halus (smooth blades) dan tepinya tajam dan atau stabilizer yang tidak berputar untuk peralatan down hole yang berputar.

7. Pemasangan Mechanical Drilling Jars.

8. Penggunaan Polycrystalline Diamond Compact Bit (PDC Bits).

Peralatan yang digunakan pada pemboran tipe ini paling sederhana di antara keempat tipe pemboran horisontal yang ada, karena peralatan pada pemboran ini merupakan peralatan pemboran konvensional yang susunannya telah dimodifikasi. Sama seperti pemboran berarah konvensional, bent subs dipakai untuk pembelokan awal atau kick off point dan untuk pembentukan sudut, kontrol arahnya menggunakan steerable motor. Sedangkan untuk bagian horisontal, kita menggunakan downhole mud motor. Karena relatif mudah aplikasinya, pemboran horisontal tipe ini banyak sekali dilakukan, walaupun untuk mencapai titik sasaran yang sama diperlukan jarak pemboran yang jauh lebih panjang dibanding dengan ketiga tipe pemboran horisontal lainnya.

Kelebihan dari penggunaan long radius sistem adalah :

1. Dapat menghasilkan bagian lubang mendatar yang sangat panjang.

2. Peralatan pemboran yang digunakan adalah peralatan yang konvensional (hampir sama dengan directional drilling).

3. Tingkat dog leg yang tidak terlalu tinggi.

4. Mudah dalam pengoperasiannya.

Kelemahan dari penggunaan long radius sistem adalah :

1. Trayek yang harus dikontrol sangat panjang.

2. Casing yang digunakan lebih banyak.

3. Kurang cocok untuk zona tipis dan dangkal.4.4.1.2. Medium Radius Sistem

Pemboran horisontal jenis ini mempunyai build angle 60 - 200 /100 ft. Build radius (R) 300 ft - 800 ft dan mempunyai range lateral antara 1000 - 4000 ft. Untuk pengeboran digunakan downhole mud motors yang telah didisain secara khusus, yaitu anglebuild motor digunakan untuk membentuk sudut dan anglehold motor untuk mengebor bagian horisontal sumur.

Pada pemboran dengan sistem ini masih dimungkinkan penggunaan peralatan pemboran yang konvensional dan kontrol arahnya menggunakan steerable motor. Peralatan pemboran horisontal jenis ini dikembangkan oleh perusahaan ARCO Oil & Gas Co. Pengembangan peralatan pemboran horisontal tipe ini dimaksudkan untuk menjembatani pemboran horisontal tipe long radius sistem dan short radius sistem. Metode ini sangat aktif dikembangkan oleh banyak perusahaan. Peralatan yang umum digunakan adalah :

1. Bit tricone motor bearing.

2. Komponen drill string dilengkapi dengan compressive strength DP.

3. Peralatan MWD (measurement while drilling).

4. Steering yang konvensional.

Kelebihan dari penggunaan medium radius sistem adalah :

1. Penembusan formasi lain di atas target tidak terlalu panjang.

2. Kontrol terhadap pemboran lebih baik sebab menggunakan Down Hole Motor (DHM) dan peralatan steerable.

3. Dapat mencapai panjang lateral sampai 4000 ft.

4. Peralatan pemboran semi konvensional.

5. Casing dan komplesi seperti sumur umumnya.

6. Ukuran lubang yang dikehendaki dapat bervariasi.

7. Dapat dilakukan coring dan logging.

8. Dapat diterapkan berbagai jenis komplesi.

Kelemahan penggunaan medium radius adalah :

1. Ukuran lubang tertentu

2. Memerlukan compressive strength DP yang tinggi4.4.1.3. Short Radius Sistem

Pemboran horisontal jenis ini mempunyai build angle 20 - 50/ft. Sedangkan build radius (R) antara 20 ft sampai 40 ft dan mempunyai panjang lateral antara 100 - 800 ft. Pemboran dengan short radius sistem dilakukan dengan maksud untuk memproduksi kembali sumursumur tegak yang sudah tidak berproduksi. Short radius sistem menggunakan short mud motors yang didisain secara khusus, yaitu bagian anglebuild motor untuk mengebor bagian kurva radius 40 ft dari lubang sumur dan bagian anglehold motor untuk mengebor bagian horisontal sumur. Ciri(ciri dari pemboran dengan short radius sistem adalah:

1. Penggunaan flexible drill pipe.

2. Penggunaan flexible joint drill collar.

3. Penggunaan near bit stabilizer.

4. Down Hole Motor (DHM).

Rangkaian pipa pemboran dalam sistim ini tidak ikut berputar. Sistim pemboran yang lama yaitu dengan menggunakan knuckle joint masih digunakan. Near bit stabilizer berfungsi sebagai penumpu yang dapat menghasilkan efek pendulum sehingga bit dapat diarahkan sesuai dengan lintasan kurva yang diharapkan.

Kelebihan penggunaan short radius sistem adalah:1. Jari-jari kelengkungan yang kecil (20 ft - 40 ft).

2. Jarak vertikal reservoar lebih dangkal

3. Mudah dikoreksi jika terjadi kesalahan arah lubang

4. Panjang keseluruhan lubang sumur dapat diminimumkan

5. Pendefinisian struktur formasi dapat lebih akurat.

Kelemahan dari penggunaan short radius sistem adalah :

1. Panjang bagian yang lateral dari sumur terbatas.

2. Jumlah round trip relatif lebih banyak.

3. Memerlukan metoda penyelesaian sumur yang khusus.

4. Peralatan pemboran non-konvensional atau peralatan khusus

5. Ukuran lubang bor terbatas

6. Diperlukan peralatan power swivel atau top drive rig

7. Kontrol terhadap azimuth sangat terbatas

8. Tidak dapat dilakukan logging4.4.1.4. Ultra Short Radius Radial SistemTelah disebutkan bahwa sistem ultra-short radius merupakan metode yang saat ini paling aktif dikembangkan dibandingkan dengan metode-metode lainnya. Pengembangan sistem ini dipelopori oleh Petrophysics.Inc. Dengan sistem yang disebut ultra short radius radial sistem (URRS). Mekanisme yang digunakan berupa drill string beserta bit bergerak ke bawah dan dibelokan oleh whipstock dengan jari-jari kelengkunyan 12 hingga mengarah ke horisontal. Keadaan ini dimungkinkan karena selama pemboran drill string tidak berputar.

Daya penembusan ke dalam batuan diperoleh dari pancaran fluida berkecepatan tinggi yang dihasilkan oleh jet bit. Berdasarkan penelitian yang sudah dilakukan, kecepatan penembusan pada berbagai kekerasan batuan yang berbeda adalah :

- Unconsolidated sand: 6 60 ft/menit

- Sand/Dolomite: 2 10 ft/menit

- Hard (granit): 0.5 1 ft/menit

Kelebihan dari penggunaan sistem ultra short radius adalah :

1. Tingkat ketepatan pencapaian target sangat tinggi.2. Dapat memanfaatkan sumur-sumur open hole lama.3. Dapat menghasilkan sampai empat arah lubang horisontal pada satu kedalaman.4. Sangat baik untuk diaplikasikan pada sistem lensa.Kelemahan dari penggunaan sistem ultra short radius adalah :

1. Panjang bagian lateral terbatas (sekitar 400 ft).2. Operasi dilakukan dengan sistem hidrolik pada tekanan tinggi (10000 psi).3. Memerlukan operasi underreaming sebelum pemasangan peralatan.4. Jenis penyelesaian sumur kurang dapat bervariasi.

Skema pemboran horisontal dapat dilihat pada Gambar 4.5.

Gambar 4.5.Skema Jenis Pemboran Multilateral Berdasarkan Bagian Horisontal 15)

4.4.2. Berdasarkan Arah Lubang Horisontal4.4.2.1. Opposed Dual Lateral

Adalah suatu bentuk sumur pada pemboran multilateral, dimana cabangnya terletak dalam satu zone produktif yang miring (reservoar miring) sehigga antara lubang utama dan cabang memiliki ketinggian yang berbeda dan keduanya memiliki arah yang berlawanan. (Gambar 4.6.).

Gambar 4.6.

Sumur Tipe Opposed Dual Lateral 23)4.4.2.2. Stacked Dual Laterals

Suatu bentuk sumur pada pemboran multilateral, dimana lubang sumur utama dan cabang arahnya sama, tetapi kedalaman targetnya berbeda. Bentuk ini cocok digunakan pada reservoar bertingkat. (Gambar 4.7.).

Gambar 4.7.

Sumur Tipe Stacked Dual Laterals 23)4.4.2.3. Multilaterals

Adalah suatu sumur dengan lubang vertikal yang mempunyai cabang horisontal lebih dari satu, dimana cabang horisontal dibor dari lubang utama dan menembus satu atau lebih formasi produktif. Pada masing-masing cabang memiliki kedalaman yang berbeda. (Gambar 4.8.).

Gambar 4.8.

Sumur Tipe Multilaterals 23)4.4.2.4. Branched Multilaterals

Suatu jenis sumur pada pemboran multilateral, dimana cabang horisontalnya dibor dari bagian lubang horisontal utama dengan arah horisontal dan memiliki kedalaman yang sama. (Gambar 4.9.).

Gambar 4.9.

Sumur Tipe Branched Multilaterals 22)4.4.2.5. Splayed Multilaterals

Adalah suatu jenis sumur pada pemboran multilateral, dimana cabang horisontalnya dibor dari bagian horisontal utama dengan arah vertikal, tetapi memiliki kedalaman yang berbeda-beda. (Gambar 4.10.).

Gambar 4.10.

Sumur Tipe Splayed Multilaterals 23)4.4.2.6. Farked Dual Laterals

Adalah suatu jenis sumur multilateral dengan bentuk seperti garputala, yaitu dengan dua bagian horisontal yang masing-masing memiliki arah dan kedalaman yang sama. (Gambar 4.11.).

Gambar 4.11.

Sumur Tipe Farked Dual Laterals 23)4.5. Peralatan Rangkaian Pipa Bor

Rangkaian pipa bor mempunyai berbagai susunan dengan tujuan yang berbeda. Peralatan ini disambungkan satu dengan yang lainnya oleh uliran sambungan. Adapun tujuan umum dari rangkaian pipa bor ini adalah :

1. Memberikan saluran bagi fluida pemboran dari rig ke bit.

2. Meneruskan gerak rotasi ke bit.

3. Memungkinkan berat diset diatas bit.

4. Menurunkan dan menaikkan bit ke dalam lubang.Sedangkan beberapa tujuan khusus dari rangkaian pipa bor ini adalah :

1. Memberikan stabilitas pada alat-alat bawah permukaan untuk mengurangi vibrasi dan bit jumping.

2. Memungkinkan fluida formasi dan tes tekanan melalui drillstring.

4.5.1. Drill Pipe

Drill pipe adalah suatu bentuk pipa yang dilengkapi alat penghubung berupa uliran pada kedua ujungnya. Tiap ujung harus kuat atau tebal, karena stress terbesar terjadi pada ujung ini. Adapun tujuan pemasangan dari drill pipe adalah :

1. Sebagai alat transmisi torsi dari kelly ke bit.

2. Sebagai saluran fluida pemboran.

3. Sebagai alat penggantung bottom hole assembly.

4.5.1.1. Tipe Pipa Bor

Ada dua tipe drill pipe berdasarkan beratnya yaitu drill pipe standar dan heavy weight drill pipe (HWDP). Pada Tabel 4-1 menunjukkan ukuran dan berat HWDP.Tabel 4(1.Ukuran dan Berat HWDP 15)Heavy Weight Drill Pipe

OD, inID, inWeight

3

4

4

52 1/16

2 9/16

2

326

28

4250

4.5.1.2. Ukuran

Suatu pipa bor digunakan dalam suatu interval ukuran dan dalam ukuran yang paling umum, digunakan bermacam-macam ketebalan dinding yang memungkinkan bisa dipilih untuk mencocokkan suatu type tertentu dengan pemboran. Range panjang drill pipe dibagi 3 jenis :

Tabel 4(2.Range Panjang HWDP 15)PanjangPanjang, ft

1

2

318 22

27 30

38 40

Sedangkan dimensi ketebalan dinding biasanya dinyatakan sebagai weight/ft dari pipa bor.4.5.1.3. Grade

Grade suatu pipa bor menggambarkan suatu minimum yield strength pipa. Harga ini sangat penting sebab grade digunakan dalam menghitung berat, collapse dan tension. Harga/grade dari drill pipe dapat dilihat pada Tabel 4-3.Tabel 4-3.Yield dan Tensile Stress Pada (API Grade 15)API GradeM

Min. Yield

Stress, PsiM

Min. Tensile

Stress, PsiRatio

m

Min. Yield Stress

m

Min. Tensile S.

D

E

95 (X)

105(G)

135 (S)55000

75000

95000

105000

13500095000

100000

105000

115000

1450000.58

0.75

0.90

0.91

0.93

4.5.1.4. Class

Dalam hal kualitas pada saat pemakaian, pipa bor tidak sama dengan pipa lainnya, misalnya tubing dan casing. Klasifikasi drill pipe ini merupakan faktor penting dalam disain susunan rangkaian pipa bor dan digunakan karena jumlah dan tipe pemakaian sebelumnya akan mempengaruhi kekuatan drill pipe.

4.5.2. Bottom Hole Assembly (BHA)

Peralatan BHA pada pemboran horisontal dapat dibedakan menjadi tiga bagian, yaitu:1. Motor Bottom Hole Assembly

Motor bottom hole ini merupakan bagian dari motor penyediaan tenaga yang digunakan untuk menggerakan bit.

2. Rotary Bottom Hole Assembly

Rangkaian drill string akan digerakkan oleh rotary table atau tenaga swivel pada permukaan. Teknik pemboran dengan rotary BHA tergolong teknik yang konvensional dalam aplikasinya pada sumur horisontal. Akan tetapi pada bagian tertentu dalam pemboran horisontal masih diperlukan.3. Steerable Bottom Hole AssemblyPada steerable BHA ini menggunakan bent sub, tilt sub, offset stabilizer dan bottom hole motor.

Ketiga jenis BHA ini menggunakan MWD atau steering tool yang dihubungkan dengan non magnetic drill collar. Prinsip pendulum, fulcrum dan stabilisasi digunakan dalam menyusun BHA untuk semua tipe pemboran horisontal.

BHA mempengaruhi trayektori lubang sumur. Bottom hole assembly (BHA) terdiri dari beberapa macam komponen, yaitu:

1. Drill Collar

Drill collar dipasang dibagian bawah dari drill string, dengan maksud untuk memberikan berat yang cukup pada bit dalam suatu operasi pemboran. Drill colar tidak mempunyai tool joint yang dipasangkan pada badan pipa, dinding drill collar yang tebal memungkinkan ulir yang dipasang langsung pada dindingnya. Adapun tipe khusus drill collar adalah ; spiral DC, Non-Magnetic, Pony DC.a Fluted atau Spiral DC

Sama seperti DC biasa, perbedaanya adalah di sekeliling dindingnya mempunyai saluran spiral. Fungsi jenis ini adalah untuk mengurangi luas bidang kontak atau sentuh antara dinding lubang bor dengan BHA, memberikan saluran untuk aliran lumpur pemboran, serta untuk menghindari kemungkinan terjadinya wall sticking.b Non-Magnetic DC (Monel)

Sering disebut dengan monel DC, hal ini disebabkan monel sering terbuat dari stainless-steel. Monel ini terbuat dari 70% nikel dan 30% tembaga. Fungsi monel adalah sebagai tempat menempatkan peralatan survey sehingga dengan memakai monel DC akan menghasilkan informasi survey yang tidak mengalami gangguan interferensi dari magnet bumi.

c Pony DC

Jenis ini memiliki dimensi yang lebih pendek dari DC standar dan terbuat dari bahan reguler atau non magnetik. Berfungsi untuk memberikan jarak tertentu antara peralatan-peralatan pengukuran dalam monel DC dengan peralatan lainnya. Dengan ditambahkannya pony DC maka peralatan lain dapat dipasang pada jarak yang tepat terhadap bit.

2. Heavy Weight Drill Pipe (HWDP)

Heavy weight drill pipe adalah sejenis dengan DP biasa tetapi lebih berat dan mempunyai bagian yang lebih tebal yang membuatnya lebih berat 2.5 kali daripada DP standar, seperti tool joint yang berfungsi untuk menahan beban tegangan (stress loading) atau beban puntir (torsional load). Berat HWDP berada diantara DP standar DC, sehingga alat ini dapat berfungsi sebagai pengganti DC pada daerah kelengkungan pada pemboran horisontal untuk memberikan beratan pada pahat.

3. Compressive Strength Drill Pipe (CSDP)

Compressive strength DP adalah drill pipe yang memiliki wear knot (simpul) yang lebih besar. DP jenis ini umumnya dibuat dari bahan non magnetik, austenid steel untuk pemakaian instrumen near magnetic suvey dan pada lubang dimana BUR lebih besar daripada 150/30 m. Pada lubang bor dengan BUR Ph ).

2. Tekanan Lumpur

Tekanan lumpur merupakan besarnya tekanan hidrostatik dari kolom lumpur pemboran yang berada dilubang bor. Besarnya tekanan lumpur ini tergantung dari densitas lumpur yang digunakan dan tinggi kolom lumpur. Tekanan lumpur didalam lubang bor berfungsi untuk menahan tekanan formasi, sehingga tekanan lumpur akan selalu lebih besar jika dibandingkan dengan tekanan formasi. Apabila tekanan lumpur ini harganya jauh lebih besar dari tekanan formasi, maka akan dapat mengakibatkan pecahnya formasi tersebut, yang mana selanjutnya akan mengakibatkan lost circulation. Sebaliknya apabila tekanan lumpur lebih kecil dari tekanan formasi maka fluida formasi akan masuk ke lubang bor (kick).3. Tekanan Rekah Formasi

Tekanan rekah formasi adalah tekanan dimana formasi mulai rekah apabila pada formasi tersebut diberi tekanan. Dalam aplikasinya dilapangan tekanan ini dinyatakan sebagai gradien tekanan rendah formasi. Kegunaannya adalah untuk mengetahui besarnya berat jenis lumpur maksimal yang akan digunakan pada tahap pemboran selanjutnya dan penentuan letak kedalaman casing.

4. Keadaan ReservoarPenempatan kedalaman casing juga sangat dipengaruhi oleh keadaan reservoar, terutama tenaga pendorong yang ada didalamnya yang berkaitan dengan kelakuan reservoar, selain itu juga hal lain yang mempengaruhi letak kedalaman top dan botom reservoar, water oil contac, kekompakan batuan reservoar serta gradien tekanan formasi dan gradien tekanan rekah formasi.4.7.4.3. Penempatan Casing

A. Conductor casing

Perencanaan penempatan conduktor casing didasarkan pada kebijakan pemerintah, yang mana salah satunya adalah air tanah disekitar daerah pemboran supaya tidak tercemar akibat pemboran tersebut. Selain itu juga conductor casing dipasang dengan mempertimbangkan keadaan formasi sekitarnya, sebagai contoh bila daerah tersebut berupa rawa maka penempatan casing conductor ini harus dalam dari dasar rawa, bila banyak terdapat air tanah maka casing harus dipasang hingga di bawah kedalaman air tanah yang terdapat di daerah tersebut, begitu juga untuk pemboran di laut, pemasangan conductor casing ini mulai dari permukaan sampai beberapa meter dari dasar laut. Adapun fungsi utama dari conductor casing ini adalah mencegah kontiminasi lumpur pemboran dengan air tanah dipermukaan, melengkapi sistem pengaliran lumpur untuk trayek selanjutnya dan menutupi formasi permukaan yang mudah runtuh.B. Intermediate Casing

Kedalaman penempatan casing dipengaruhi oleh kondisi geologi, yaitu gradien tekanan formasi dan gradien tekanan rendah formasi. Pada beberapa kasus, terutama pada pemboran sumur-sumur yang dalam, alasan utama untuk menentukan letak kedalaman casing adalah untuk menahan tekanan diding lubang bor, menutup zona lost circulation, menutup formasi bertekanan abnormal serta menutup zona-zona yang rapuh. Untuk menentukan kedalaman penempatan casing, maka perencanaanya dimulai dari casing yang paling bawah, kemudian dilanjutkan hingga mencapai casing yang paling atas.

Dengan menggunakan data gradien tekanan formasi dan tekanan rekah formasi maka penentuan kedalaman penempatan casing dapat dilakukan.

Penentuan letak kedalaman konduktor casing biasanya dilakukan dengan mempertimbangkan beberapa kebijakan pemerintah, contohnya adalah dengan mengharuskan agar zona air tanah harus dilindungi agar tidak terkontaminasi oleh adanya lumpur pemboran. Penentuan tersebut dapat juga dengan mempertimbangkan problem yang mungkin terjadi saat melakukan operasi pemboran, seperti lost circulation, dan sebagainya.

Langkah-langkah dalam menentukan setting depth casing

1. Tabelkan data gradien tekanan formasi (Gf) terhadap kedalaman

2. Tabelkan data gradien tekanan lumpur (Gl) yang digunakan selama pemboran

3. Cari harga gradien tekanan rekah formasi (Gr) untuk setiap kedalaman dengan menggunakan rumus :

(4-42)Setelah data-data tersebut diperoleh kemudian kita plot dalam grafik cartesian antara kedalaman dengan gradien tekanan. Dari grafik tersebut, penyimpangan yang tiba-tiba merupakan tempat penempatan kedalaman casing.C. Production Casing

Perencanaan penempatan casing produksi sangat dipengaruhi oleh kedalaman lapisan produktif, batuan penyusun lapisan produktif dan tenaga pendorong dari reservoar sumur tersebut sehingga digunakannya komplesi open hole atau case hole. Untuk batuan yang kompak, komplesi open hole lebih efektif digunakan, sedangkan penempatan casing produksi pada complesi seperti ini disetting sampai kedalaman diatas lapisan produktif. Alasan pemasangan casing produksi sampai dasar zona produktif ini agar tidak terproduksinya pasir secara berlebihan dan juga untuk menghindari water coning dan gas coning.4.8. Perencanaan Pembelokan Lintasan Pemboran Multilateral

4.8.1. Prinsip Pembelokan

Pembelokan lubang sumur dalam pemboran multilateral dapat dilakukan dengan besar sudut kemiringan dan arah tertentu sesuai dengan tipe pemboran horisontal yang dipilih. Pembelokan lubang bor dimulai dari KOP hingga target arah yang diinginkan (EOC). Pada pembelokan arah diusahakan agar tidak mengalami penimpangan terhadap rencana atau target, untuk itu arah lubang bor dikontrol melalui peralatan Measurement While Drilling (MWD).

Sedangkan pengaturan sudut dilakukan dengan tiga cara, yang pada prinsipnya merupakan cara penyusunan peralatan pemboran horisontal (Bottom Hole Assembly/BHA), sehingga dapat menimbulkan efek tertentu terhadap sudut kemiringan pemboran yang dilakukan. Prinsip-prinsip tersebut adalah ; prinsip pendulum, prinsip fulcrum, prinsip stabilisasi.

Prinsip-prinsip ini berhubungan erat dengan pengaturan jarak antara titik tangential (titik sentuh peralatan dengan dinding sumur yang terdekat dekat dengan bit) terhadap bit. Pengaturan ini dilakukan dengan menempatkan stabilizer pada jarak tertentu pada bit.

Pengontrolan arah yang baik adalah penting di dalam pemboran multilateral, sebab pengontrolan yang kurang baik akan menyebabkan :

1. Menghabiskan waktu serta biaya yang mahal.

2. Dogleg dan Keyseat.3. Disamping itu untuk mengontrol arah yang baik juga diperlukan :

4. Perencanaan lubang bor yang baik.

5. Pemilihan peralatan-peralatan yang tepat.

6. Memonitor secara akurat dari setiap arah pemboran.4.8.1.1. Prinsip Pendulum

Pada prinsip ini, jarak titik tangensial diperbesar dengan jalan menempatkan stabilizer jauh dari bit (30 - 90 ft di atas bit). Dengan cara penempatan ini dan dengan pemakaian stabiliser yang berukuran kecil, maka gaya gravitasi mempunyai kecenderungan menarik bit ke arah sumbu vertikal lubang, akibatnya sudut kemiringan semakin kecil. Pengaturan pengurangan besar sudut kemiringan dilakukan dengan mengatur ukuran stabilizer dan jarak stabilizer terhadap bit. Gambar 4.38. menerangkan tentang pembelokan lubang bor dengan prinsip pendulum.

Gambar 4.38.

Prinsip Pendulum 21)4.8.1.2. Prinsip Fulcrum

Prinsip ini dimaksudkan untuk memperbesar sudut kemiringan yang telah tercapai, yaitu dengan cara menempatkan stabilizer di dekat bit dan juga pembebanan yang cukup berat pada drill string. Karena stabilizer akan menjadi tumpuan berat seluruh peralatan di atasnya, maka ketika mendapatkan pembebanan stabilizer memberikan effek menggeser ke arah bit, dan setiap penekanan senantiasa akan memperbesar sudut kemiringan. Penambahan besar sudut kemiringan dapat diatur dengan mengubah-ubah ukuran stabiliser dan besar pembebanan tanpa mengubah letak atau poisisi stabiliser pada sudut pemboran Gambar 4.39. menerangkan tentang pembelokan lubang bor dengan prinsip fulcrum.

Gambar 4.39.

Prinsip Fulcrum 21)4.8.1.3. Prinsip Stabilisasi

Prinsip stabilisasi ini dimaksudkan untuk menjaga sudut kemiringan yang telah telah tercapai. Hal ini dapat dilakukan dengan jalan menyusun BHA sekekar mungkin, sehingga dapat mengurangi atau bahkan menghilangkan pengaruh pembebanan dan perubahan titik tangensial. Gambar 4.40. menerangkan tentang pembelokan lubang bor dengan prinsip stabilisasi.

Gambar 4.40.

Prinsip Stabilisasi 21)Prinsip-prinsip ini sering dilakukan untuk bagian pertambahan, penurunan dan mempertahankan sudut yang dipasang bersama-sama dengan alat MWD.

Hal-hal lain yang perlu diperhatikan dalam pengaturan sudut kemiringan adalah besar WOB, RPM, dan faktor hidrolika pada bit. WOB yang terlalu besar akan memperbesar sudut kemiringan, sedangkan RPM dan hidrolika yang terlalu besar akan mengakibatkan pembesaran lubang (wash out), sehingga sudut kemiringan mengecil

4.8.2. Peralatan Pembelokan

Pembelokan pada sumur horisontal sengaja dilakukan dengan sudut kemiringan dan arah tertentu pada titik awal pembelokan. Arah lubang dapat diatur dan diketahui dari peralatan survey, yang umumnya menggunakan alat survey MWD. Peralatan yang digunakan untuk membelokkan arah lubang bor antara lain meliputi :4.8.2.1. Badger Bit

Badger bit dan operasi alatnya terlihat pada Gambar 4.41. Biasanya menggunakan jet bit dua atau tiga cone, prinsip kerjanya terletak pada ketidakseimbangan jet lumpur pada bit tersebut, jet yang satu lebih besar dari pada yang lainnya. Hal ini akan mengakibatkan semburan lumpur yang lebih besar, sehingga lubang akan membelok ke arah mana ukuran jet yang lebih besar. Pada umumnya badger bit digunakan pada daerah atau formasi lunak dan rate pemboran mempunyai harga berkisar antara 40 ft/jam.

Selama proses pembelokan berlangsung, drill string dikunci atau tidak diputar dan jet bit dengan segera diarahkan pada lubang yang diinginkan. Setelah tercapainya kemiringan yang dikehendaki maka drill string diputar kembali untuk melanjutkan operasi pemboran.

Gambar 4.41.

Badger Bit 21)4.8.2.2. Sput Bit

Jenis alat ini dapat dilihat pada Gambar 4.42. Sput bit adalah suatu bit tanpa roller cutter yang berbentuk seperti baji (sekop), juga mempunyai nozzle. Prinsip kerjanya dengan mengarahkan jet lumpur ke arah pembelokan lubang yang dikehendaki dan ditambah dengan tumbukan. Sput bit digunakan khusus untuk daerah atau formasi yang lunak saja.

Gambar 4.42.

Sput Bit 21)4.8.2.3. Knuckle Joint

Knuckle joint adalah suatu drill string yang diperpanjang dengan sendi peluru, sehingga memungkinkan putaran bersudut antara drill string dan bitnya, yang diatur pada sudut tertentu. Untuk mendapatkan sifat yang fleksibel, dibawah drill string alat ini sering dipasang langsung pada pipe tanpa drill colar.

Gambar 4.43. menunjukkan operasi suatu knuckle joint, dimana sebelumnya dibuat terlebih dahulu pilot hole ( lubang yang memiliki diameter lebih kecil dari ukuran biasa) yang kemudian dibor kembali dengan bit yang dirangkaikan dengan reamer. Kelemahan utama dari alat ini adalah sudut belok yang mendadak dan sulit untuk mengontrol arahnya.

Gambar 4.43.

Prinsip Kerja Knuckle Joint 21)Keterangan gambar :

1. Knuckle joint pada waktu orientasi, bit mengarah pada posisi arah yang dikehendaki.

2. Knuckle joint telah membuat lubang yang membelokan pemboran.3. Penyempurnaan lubang yang telah dibuat knuckle joint.

4. Pemboran dilanjutkan dengan memperbesar lubang yang dibuat knuckle joint.4.8.2.4. Whipstock

Adalah suatu alat yang terbuat dari besi tuang yang berbentuk baji dengan saluran yang melengkung tempat bergerakknya bit, sehingga bit akan membelok arahnya. Operasi dari whipstock dapat dilihat pada Gambar 4.44. Whipstock harus ditempatkan pada dasar yang keras agar tidak mudah ikut berputar ataupun meleset ke dalam dengan berputarnya drill string. Oleh karena itu cutting di dasar sumur harus dibersihkan terlebih dahulu dan bila perlu dipasang landasan semen.

Whiptock terdiri dari dua jenis, yaitu retrievable (dapat diangkat kembali), dan non retrievable (tidak dapat diangkat kembali), tetapi yang lebih umum digunakan adalah jenis retrievable. Dengan alat pembelok whipstock, badger bit, sput bit dan knuckle joint, terlihat hasil pembelokan lubang bor tidak terlalu halus (patah-patah), hal ini dalam perencanaan maupun dalam perhitungan hasil survey lebih baik apabila digunakan metode tangensial, yaitu metode yang menganggap bahwa segmen-segmen lubang merupakan garis lurus (linier).Langkah-langkah penggunaan whipstock adalah :1. Whipstock diikat dengan shear pin, agar whipstock tidak berputar sewaktu rangkaian diturunkan.

2. Rangkaian diturunkan bersama-sama dengan whipstock.

3. Arahkan ke tempat yang akan dibelokkan.

4. Berikan beban pada pahat kurang lebih dua ton untuk mematahkan pen (tergantung pada kekuatan shear pin).

5. Setelah patah, rangkaian meluncur dan membuat lubang miring.

Gambar 4.44.

Prinsip Kerja Whipstock 21)Keterangan gambar :

1. Meperlihatkan posisi baji yang diarahkan ke suatu arah orientasi.

2. Meperlihatkan bit sewaktu menembus formasi dan membuat lubang melengkung yang membelokkan lubang pemboran.

3. Meperlihatkan posisi baji sewaktu bit diangkat dan lubang terlihat telah membelok.

4. Pemboran dilanjutkan dengan memperbesar lubang dengan arah baru yang telah dibuat oleh whipstock.

Hal-hal yang perlu diperhatikan dalam penggunaan whipstock adalah sebagai berikut :1. Lubang bor harus bersih sebelum whipstock diturunkan.

2. Dasar lubang harus cukup untuk menahan whipstock, apabila perlu dilakukan penyemenan.3. Shear pin jangan sampai patah sebelum dikehendaki. Apabila sudah patah akan sulit untuk mengarahkan lubang bila salah dalam mengarahkan lubang bor sebelum dilakukan pemboran.

4.8.2.5. Bent Sub Dan Turbo Drill

Sebenarnya yang dapat membelokkan lubang pemboran adalah adanya bent sub yang dipasang di atas turbo drill. Turbo drill adalah semacam turbin yang berbentuk pipa dan dapat dirangkaikan pada rangkaian pipa pemboran. Prinsip kerja dari turbin adalah dengan didorongnya lumpur pemboran oleh pompa kemudian dapat memutar bit tanpa harus memutar rangkaian pipa pemboran. Rangkaian bent sub dan turbo drill dapat dilihat pada Gambar 4.45.

Dengan menggunakan turbo drill dapat dihasilkan lubang bor yang lebih halus dari pada keempat peralatan pembelok di atas. Dengan demikian dalam perencanaan maupun perhitungan hasil survey lebih baik menggunakan metode yang menganggap bahwa segmen-segmen lubang bor adalah berbentuk garis lengkung.

Gambar 4.45.

Rangkaian Bent Sub Pada Turbo Drill 21)4.8.2.6. Dyna Drill

Dyna drill adalah merupakan downhole mud motor. Alat ini dibuat oleh Dyna Drill Coy. Prinsip kerja dari dyna drill adalah dengan memutar bit tanpa harus memutar drill string. Adanya bent sub pada dyna drill akan menghasilkan lengkungan pembelokan yang halus (smooth). Rangkaian dyna drill dapat dilihat pada Gambar 4.46.

Dyna drill sebenarnya adalah suatu motor yang dipasang di atas bit yang berfungsi untuk memutar bit. Sehingga dalam operasi pemboran drill pipe dan drill collar tidak ikut berputar.

Gambar 4.46.

Dyna Drill 21)Keuntungan dalam penggunaan dyna drill adalah :1. Dapat digunakan pada formasi yang keras maupun yang lunak.

2. Menghemat waktu dalam pencabutan kembali peralatan pemboran (round trip).

3. Dapat mengurangi atau mencegah keausan pada drill string.

4. Dapat membor dengan diameter penuh.

5. Lintasan hasil pelengkungan tidak patah-patah.

6. Tidak perlu memperbesar lubag bor seperti pada penggunaan whipstock.4.8.3. Cara Pembelokan

Pemboran multilateral dapat dilakukan dengan cara konvensional dan cara steerable motor.4.8.3.1. Konvensional

Pembuatan lubang bor horisontal dengan cara konvensional, yaitu memutar rangkaian pipa bor dengan rotary table. Pada rangkaian pipa tersebut dipasang susunan Bottom Hole Assenbly (BHA) tertentu untuk mencapai target pemboran.

Cara pemboran konvensional ini pada saat pembuatan lubang bor bersudut besar dapat dijelaskansebagai berikut :

1. Build Up Rate dapat dicapai sekitar 40 50 /100 ft.2. Panjang bagian horisontal dapat mencapai sekitar 800 1000 ft dengan sudut sekitar 820 - 850 .3. Sering terjadi kesulitan untuk menjaga arah lubang agar sesuai program pemboran.

4. Memerlukan banyak jenis bottom hole assembly.5. Pengaturan parameter pemboran seperti WOB, RPM, Flow rate sangat ditentukan dengan kondisi lubang (arah dan kemiringan) pada saat pemboran.4.8.3.2. Cara Steerable Motor

Pembuatan lubang bor horisontal dengan cara steerable motor dengan menggunakan suatu motor untuk memutar bit, sehingga rangkaian pipa bor tidak berputar. Motor pemutar yang sedang dikembangkan saat ini adalah buatan Nortrak.

Cara steerable motor ini pada saat pembuatan lubang bor bersudut besar dapat dijelaskan sebagai berikut :

1. Jika diperlukan build up rate dapat mencapai 60 /100 ft

2. Tidak terjadi kesulitan ketika mengebor pada bagian horisontal, karena arah dan kemiringan dapat dijaga dengan ketelitian tinggi sesuai dengan program pemboran.

3. Hanya memerlukan satu jenis BHA untuk setiap hole section.

4. Pengaturan parameter pemboran seperti WOB, RPM, Flow rate relatif lebih fleksibel daripada cara konvensional, sehingga memperbesar laju penambahan.

5. Secara keseluruhan waktu pemboran dan biaya pemboran lebih kecil daripada cara konventional.

Semakin tipis lapisan produktif dapat mempersulit pembuatan lubang horisontal, karena dapat memperkecil batas penyimpangan lubang bor maka diperlukan ketelitian dan keterampilan untuk menjaga arah dan kemiringan sesuai dengan target rencana pemboran. Hal ini telah dapat diatasi oleh Nortrak Steerable Motor dan teknologi MWD.4.8.4. Konfigurasi Peralatan Pembelokan

Posisi motor dan stabilizer serta bent housing akan memberikan efek terhadap pertambahan sudut pada pembelokkan lubang sumur.

Persamaan berikut digunakan untuk menjelaskan pertambahan sudut (BUR) akibat kombinasi penempatan peralatan seperti dijelaskan pada gambar di atas.

BUR =

(4-43)

(4-44)B1 = (4-45)Keterangan :

1 = sudut efektif motor, Deg

BUR= build up rate, Deg/100 ft

B= sudut equivalen pada single bent sub, Deg

B1= sudut stabilizer pertama, Deg

B2= sudut stabilizer kedua, Deg

S1= jarak stabilizer pertama, inS2= jarak stabiliser kedua, inL1= jarak antara titik 1 dan 2, ft

L2= jarak antara titik 2 dan 3, ft

Harga sudut equivalen (B) tergantung pada penempatan motor atau tipe geometri motor yang dipilih, untuk menghitung magnitudnya, maka dapat dilihat berapa jumlah motor yang dipakai.4.8.4.1. Geometri Tipe 1 Motor

Geometri tipe 1 motor ini merupakan rangkaian dari downhole motor yang digunakan untuk mengontrol build up rate. Skema geometri tipe 1 motor ditunjukkan olah Gambar 4.47.

Gambar 4.47.

Geometri Tipe 1 Motor 21)

B= X (4-46)Keterangan :

B= sudut equivalen pada stabiliser pertama, Deg

X= sudut bent housing, Deg

A= jarak antara bit-bent housing, ft

B= jarak stabilizer 1dan 2, ft

L1= A, ft

L2= B, ft

4.8.4.2. Geometri Tipe 2 Motor

Dasar geometri 2 motor sama dengan geometri 1 motor, perbedaannya hanya pada posisi stabilizer yang pertama. Skema geometri tipe 2 motor ditunjukkan olah Gambar 4.48.

Gambar 4.48.

Geometri Tipe 2 Motor 21)

B= X (4-47)Keterangan:

B= sudut equivalen pada stabiliser pertama, Deg

X= sudut bent housing, Deg

A= jarak antara bit-stabilizer pertama, ft

B= jarak stabilizer pertama dengan bent housing, ft

C= jarak bent housing kedua, ft

L1= A, ft

L2= B + C, ft

4.8.4.3. Geometri Tipe 3 Motor

Geometri tipe 3 motor ini tersusun atau bent housing, bent sub dan dua stabilizer. Dimana stabilizer pertama diletakkan antara bit dan puncak atau atas dari bent housing. . Skema geometri tipe 3 motor ditunjukkan olah Gambar 4.49.

Sudut equivalen pada stabilizer pertama dipengaruhi oleh posisi stabilizer pertama dan stabilizer kedua dari bit, bent housing dan bent sub.

Gambar 4.49.Geometri Tipe 3 Motor 21)

B= (4-48)Keterangan :

B= sudut equivalen pada stabilizer pertama, Deg

X= sudut bent housing, Deg

Y= sudut bent sub, Deg

A= jarak antara bit-stabilizer pertama, ft

B= jarak stabilizer pertama dengan puncak bent housing,ft

C= jarak puncak bent housing dengan puncak bent sub, ft

D= jarak puncak bent sub dengan stabiliser kedua, ft

L1= A, ft

L2= B + C + D, ft

4.8.4.4. Geometri Tipe 4 Motor

Geometri tipe 4 motor ini sama dengan geometry 3 motor, hanya lebih kompleks. Untuk mencari harga sudut equivalen dapat dicari dengan menggunakan Gambar 4.50. sebagai berikut :

Gambar 4.50.

Geometri Tipe 4 Motor 21)

B= (4-49)Keterangan :

B= sudut equivalen pada stabilizer pertama, deg

X= sudut kemiringan drive bushing, Deg

Y= sudut bent housing, Deg

Z= sudut bent sub, Deg

A= jarak antara bit-stabilizer pertama, ft

B= jarak drive berat dengan stabilizer pertama, ft

C= jarak stabiliser pertama dengan puncak bent housing, ft

D= jarak puncak bent housing dengan puncak bent sub, ft.

E= jarak puncak bent sub dengan stabilizer kedua, ft

L1= A + B, ft

L2= C + D + E, ft

4.9. Perencanaan Drill String

Dalam perencanaan drill string, faktor yang harus diperhatikan terutama yang berkaitan dengan adanya beban dan tekanan yang harus ditanggung oleh drill string.

4.9.1. Mekanika Drill String

Dua proses yang terjadi pada drill string adalah menahan berat komponen yang berada di bawahnya dan memberikan beban kepada bit (drill colar). Gaya-gaya yang menyebabkan terjadinya pembebanan pada drill string tersebut bekerja pada satu garis kerja (vertikal) dan satu sama lainnya berlawanan.

Gambar 4.51.

Ilustrasi Pipa Yang Tergantung Di Udara 8)

Gambar 4.51. memperlihatkan suatu bentuk pipa yang tergantung di udara, sumbu mendatar menyatakan tension dan compresion, sumbu tegak menyatakan panjang pipa yang tergantung. Tension pada setiap titik adalah merupakan berat pipa yang berada di bawahnya, dan karena tergantung bebas maka tidak terdapat axial stress pada bagian terbawah dari pipa. Tanda (-) menunjukkan pengecilan terhadap pengaruh gaya dan sebaliknya tanda (+) menunjukkan pembesaran gaya. Kondisi berbeda akan terjadi apabila string tergantung pada suatu fluida pemboran, sehingga akan terjadi gaya pengapungan (bouyancy) akibat tekanan hidrostatik lumpur. Terjadinya gaya bouyancy ditunjukkan pada Gambar 4.52.

Gambar 4.52.Terjadinya Gaya Bouyancy 8)

Adanya gaya ini akan menyebabkan berat pipa yang harus ditahan ketika pipa diturunkan ke dalam fluida lebih kecil daripada pipa yang tergantung di udara. Sedangkan gradien tekanan di udara dapat diabaikan.

Konsep umum menyatakan bahwa gaya bouyancy adalah sama dengan berat fluida yang dipindahkan, adalah benar untuk keadaankeadaan tertentu saja. Gaya bouyancy akan timbul jikan hanya terdapat suatu ujung terbuka atau cross sectional area, yaitu tempat dimana tekanan hidrostatistik dapat bereaksi secara vertikal. Tekanan hidrostatistik dapat bekerja dari atas atau bawah, sedangkan gaya bouyancy adalah resultannya.

Kondisi utama ujung terbawah dari suatu string yang tenggelam harus dalam keadaan kompresi. Karena aksial kompresion yang disebabkan oleh gaya bouyancy tidak akan memberikan kecenderungan pada pipa untuk melengkung, maka digunakanlah istilah titik netral, yaitu titik yang mengindikasikan pipa di bawah titik tersebut mempunyai kecenderungan untuk melengkung dan berlaku sebaliknya pada pipa di atas titik tersebut.

Salah satu faktor yang penting untuk dipertimbangkan dalam usaha memperbesar laju penembusan adalah faktor mekanik, yaitu kecepatan rotasi (RPM) dan weight on bit (WOB). Faktor ini tentu harus diusahakan bekerja dalam limit operasi sehubungan dengan faktor ekonomi drill string.

Perputaran pahat bertujuan untuk memberikan gaya horisontal terhadap permukaan batuan. Dan bila gaya-gaya ini telah melebihi shear strength batuan, maka batuan tersebut akan pecah. Secara teoritis dengan bertambahnya putaran akan menambah pula laju pemboran. Dan pada dasarnya pemilihan kecepatan rotasi dan WOB tidak lepas dari kondisi formasi, kapasitas kerja peralatan (drill string) dan kondisi lubang bor.4.9.2. Pertimbangan Perencanaan Drill String

Pembebanan yang selalu di alami dril pipe string berkaitan dengan peranannya pada operasi pemboran seringkali mejadi suatu problema bagi drill pipe itu. Problem akan terjadi dengan seketika apabila beban yang dialami drill pipe melebihi spesifikasinya.

4.9.2.1. Tekanan Collapse

Tekanan collapse diakibatkan oleh tekanan di luar pipa yang sangat besar sehigga bagian bawah string akan mengalami beban terbesar akibat tekanan ini. Pada operasi pemboran normal, tekanan terbesar di luar drill string terjadi ketika drill string di turunkan ke dalam sumur dalam keadaan kosong atau ketika dioperasikannya drill stem test (DST). Gambar 4.53. menunjukkan diagram tekanan collapse.

Gambar 4.53.Diagram Terjadinya Tekanan Collapse 8)4.9.2.2. Bursting

Burst adalah tekanan yang diakibatkan oleh tekanan di dalam pipa. Tekanan terbesar yang terdapat di dalam drill string terjadi pada saat peristiwa naiknya tekanan apabila jet atau nozzle tersumbat atau ketika pengoperasian DST. Pada kedua kasus tersebut tidak mungkin tercapai tekanan yang menyebabkan beban burst pada pipa, karena dikontrol oleh tekanan lumpur masing-masing di dalam atau di luar pipa. Hampir pada semua kasus yang tidak diperkirakan sebelumnya, kedua berat lumpur di dalam dan di luar pipa tersebut tetap sama. Oleh karenanya besar tekanan burst akan di kontrol oleh tekanan permukaan. Diagram tekanan burst ditunjukkan pada Gambar 4.54.

Gambar 4.54.Diagram Terjadinya Tekanan Burst 8)4.9.2.3. Dog Leg

Secara umum, dog leg dapat dikategorikan menjadi dua, yaitu gradual and long dog leg dan abrupt dog leg. Pada gradual and long dog leg, perubahan sudut yang terjadi adalah perlahan-lahan sehingga membentuk lubang yang melengkung. Sedangkan pada abrupt dog leg, perubahan sudut terjadi secara tiba-tiba. Seperti ditunjukkan pada Gambar 4.55., dimana a) adalah gradual dan long dog leg dan b) adalah abrupt dog leg.

Gambar 4.55. a) Gradual dan Long Dog Leg dan b) Abrupt Dog Leg. 8)

Pada saat drill pipe mengalami abrupt dog leg, maka tool joint dapat berada tepat pada ujung dog leg. Keadaan tool joint yang pendek dan lebih kaku daripada drill pipe menyebabkan yang berada di sekitar tool joint menjadi bengkok dan patah.

Untuk mencegah terjadinya perubahan pelengkungan drill pipe yang terlalu besar, maka besar gaya yang terjadi antara tool joint dan ujung dog leg harus dibatasi. Beban tension yang dialami drill pipe dapat dihitung dengan persamaan :

F = 0,0174 T(4-50)

Keterangan :

F= gaya yang terjadi antara tool joint dengan ujung dog leg, lb

= perubahan sudut di sekitar dog leg, 0

T= beban tension, lb

Tipe kerusakan yang sering terjadi adalah karena kelelahan. Kerusakan yang diakibatkan oleh rotasi yang terjadi pada dog leg akan menjadi problem yang serius bila sudut dog leg melebihi harga kritisnya.

Lubinski telah melakukan penelitian untuk menentukan harga kritis ini, dimana rotasi pada sudut dog leg di bawah harga tersebut tidak menyebabkan kerusakan yang berarti. Maximum Permissible Dog Leg Severity sebagai harga kritis dapat dihitung dengan persamaan :

(4-51)

(4-52)

(4-53)

Keterangan :

C= dog leg severity maksimum yang diizinkan, 0/100 ft

E= modulus young, psi

(baja = 3 x 106 dan alumunium = 10,5 x 106 psi)

D= drill pipe, in

L= jarak antara dua tool joint, in ( untuk pipa range 2 = 180 in)

T= beban tension di bawah dog leg, lb

b= bending stress maksimum yang diizinkan, psi

I= momen inersia drill pipe

b dihitung dari bouyed tensile stress (st) dan tergantung pada grade drill pipe. Persamaan untuk banding stress dengan grade pipa E dan S diberikan oleh masing-masing persamaan berikut :

(4-54)dan

(4-55)

Persamaan ini berlaku untuk masing-masing (st). Grade E dan S sampai 67000 psi dan 133400 psi.

Seperti telah dikemukakan di atas bahwa kerusakan pipa terkuat akan terjadi jika dog leg severity melebihi harga C. Kerusakan ini tergantung pada tipe metal, level korosi, stress dan sudut dog leg. Fraksi umum drill pipe yang digunakan pada suatu interval dog leg dapat dihitung dengan persamaan :

(4-56)

(4-57)

Keterangan :

f= fraksi umur drill pipe

B= jumlah putaran drill pipe untuk mengebor pada interval dog leg yang bersangkutan, RPM

N= jumlah putaran yang dapat merusakkan drill pipe, RPM

R= kecepatan rotasi, RPM

D= panjang interval dog leg, ft

V= rate pemboran, ft/hortikultura

dan N tergantung pada bending stress (b) dalam pipa dan tensile stress (t), dimana :

(4-58)

(4-59)

Keterangan :

T= tensile strength pipa, psi.in

A= cross-sectional area pipa, in

E= modulus young, lb/in

D= OD drill pipe, in

Co= curvature pipa maksimum, rad/in

C= curvature lubang, rad/in

L= setengah panjang joint drill pipe

Dengan adanya tension, maka effek bending stress menjadi lebih kuat, sehingga bending stress harus dikoreksi.

(4-60)

Keterangan :

t= faktor koreksi untuk

T= tensile strength pipa, psi.in

Sehingga besar b sebenarnya adalah tb. Dengan memasukkan harga b, maka didapatkan N, dan f dapat dihitung. Bila lubang mengalami dog leg, selain beban tension compression pada badan pipa, sejumlah beban juga harus ditanggung oleh tool joint. Beban ini arahnya lateral dan besarnya berbanding dengan besarnya sudut dog leg. Tetapi untuk menentukan besar gaya maksimum yang dapat di ditolelir antara tool joint dan dinding lubang, sebenarnya agak sulit. Yang pasti harga ini tergantung pada faktor-faktor abrasivnes permukaan tool joint rate dan banyaknya round trip.

Menurut Lubinski, beban lateral pada tool jont sementara lubang mengalami dog leg, sebaiknya dibatasi pada beban sebesar 2000 lb, karena beban yang terjadi di atas batas maksimum akan menyebabkan kerusakan tool joint. Dog leg severity maksimum yang diizinkan pada berbagai bagian lateral dapat ditentukan dengan persamaan berikut :

(4-61)

Keterangan :

F = lateral force pada tool joint, lb

L = setengah panjang drill pipe joint, in

4.9.3. Aspek pembebanan

Rangkaian drill string yang akan dipergunakan harus mempertimbangkan beban drag, torsi, dan kemungkinan tertekuknya drill string yang akhirnya dapat menyebabkan beban drag semakin besar. Apabila critical buckling force telah melebihi kekuatan yield rangkaian pipa yang digunakan, maka akan menyebabkan pipa patah.4.9.3.1. Beban Torsi

Torsi yang berlebihan akan membatasi panjang bagian lubang yang ditembus. Torsi yang mampu memutar bit dalam pemboran menggunakan metode rotary dibatasi oleh :

1. Torsi maksimum yang dapat dilakukan oleh rotary table.2. Kekuatan torsi pada sambungan.

3. Kekuatan torsi pada bagian pipa yang tipis.

Berdasarkan API, untuk menghitung beban torsi yang dapat ditanggung oleh pipa pada kondisi tertarik (tensile) adalah :

(4-62)

(4-63)

Keterangan :

T= torsi minimum pada kondisi tension, lb-ft

I = polar momen inersia, in

OD= diameter luar pipa, in

ID= diameter dalam pipa, in

Y= yield strength minimum, psi

Te= beban tensile, lb

A= luas permukaan

Perhitungan torsi akan semakin kritis apabila pemboran sudah memasuki tahap pertambahan sudut yang membentuk suatu busur dengan kelengkungan tertentu serta pada tahap pemboran bagian horisontal. Dengan diketahui beban pada masing-masing tahap pemboran, maka beban torsi yang diderita drill string dapat diperhitungkan. Sehingga besar penggerak mula (prime mover) yang harus disiapkan untuk mengatasi beban torsi dapat diperkirakan. Model geometris beban torsi dan drag ditunjukkan pada Gambar 4.56.

Gambar 4.56.

Model Geometris Beban Torsi Dan Drag 21)

Beban torsi dibatasi oleh kekuatan tool joint serta jenis pipa yang digunakan. Apabila kita menghadapi kendala pada beban torsi, maka langkah selanjutnya adalah mendesain ulang lintasan lubang bor sehingga diperoleh beban torsi yang minimum.

Untuk lubang miring (curved hole), gaya lateral dihitung dengan menggunakan persamaan :

(4-64)

Sedangkan untuk lubang vertikal :

Fc = Wm sin (4-65)

Keterangan :

FC= gaya kontak lateral, lb/ft

Fa = beban axial + beban tensile, lb

Bv= vertical build curve, 0/100 ft

Bi= lateral hole curvature, 0/100 ft

Bt= total dog leg curvature, 0/100 ft

= sudut inklinasi, deg

Pada prinsipnya penentuan torsi dapat dilakukan sebagai berikut :

(4-66)

Keterangan :

T

= torsi, lb-ft

= faktor friksi, lb/ft

Fc

= gaya kontak leteral, lb/ft

ODtj= diameter luar tool joint, in

Berikut ini beberapa persamaan yang telah diturunkan untuk menghitung besarnya beban torsi yang timbul untuk masing masing tahapan pemboran : Untuk lubang miring :

T =

(4-67) Untuk lubang horisontal :

Dengan asumsi sudut kemiringan 900 dan faktor friksi (( = 0.33) maka :

TH =

(4-68)

Torsi untuk memutar rangkaian pipa di build section 900, tergantung dari besaran gaya aksial pada EOC.

Ketika mengebor lubang horisontal menggunakan putaran (rotasi) dari permukaan. Maka gaya aksial di EOC = WOB. Untuk lubang melengkung :

Penentuan torsi pada bagian pertambahan sudut dapat menggunakan persamaan sebagai berikut :

K = WOB 0,333 Wm R(4-69)

Untuk K negatif :

(4-70)

Untuk K positif :

(4-71)

Maka beban torsi keseluruhan untuk memutar rangkaian BHA di dasar lubang adalah :

TT= TR + TB, lbf-ft(4-72)

Keterangan :

T= torsi friksi pada lubang miring, lbf-ft

TH= torsi friksi pada lubang horisontal, lbf-ft

TB= torsi friksi pada lubang pertambahan sudut, lbf-ft

OD= diameter luar tool joint atau collar, in

L= panjang pipa yang bersentuhan dengan dinding sumur, ft

(= koefisien friksi (diasumsikan 0.33)

(

= sudut kemiringan, deg

Wm= berat pipa dalam lumpur, lb/ft

R

= jari-jari bagian pertambahan sudut, ft = (5730/BUR)

K

= konstanta perhitungan, lb4.9.3.2. Beban Drag

Tujuan penentuan besar beban drag adalah untuk mempersiapkan kekuatan rig dan kemampuan prime mover untuk menurunkan, menahan, dan menarik drill string serta untuk mengatur distribusi WOB akibat adanya beban drag.

Idealnya pada pemboran vertikal, drill string yang digunakan tidak akan mengalami beban drag. Tetapi dengan adanya daerah pertambahan sudut akan menyebabkan drill string rebah dan menempel pada dinding lubang bor, sehingga menimbulkan beban drag yang arahnya berlawanan dengan gerakan drill string. Model geometris beban drag pada saat memasukkan dan mencabut drill string ditunjukkan pada Gambar 4.57.

Gambar 4.57.

Model Geometris Beban Drag (A) Pada Saat Memasukkan Drill String Dan (B) Pada Saat Mencabut Drill String 21)

Semakin besar kemiringan sebuah lubang bor , maka beban drag juga semakin besar. Beban drag maksimum terjadi pada saat lubang bor membentuk sudut 900 atau pada saat pemboran ke arah horisontal. Beban drag yang timbul pada kondisi ini adalah sama dengan berat rangkaian pipa yang menempel di sepanjang lubang horisontal setelah dikurangi gaya apung.

Semakin berat rangkaian pipa yang tergeletak pada dinding sumur semakin besar beban drag yang harus dihadapi. Secara teknis beban drag yang besar sangat merugikan karena memberikan hook load yang tinggi saat hoisting drill string dan tekanan yang tinggi sangat lowering drill string. Untuk itu diperlukan usaha-usaha untuk meminimisasi friksi yang terjadi. Salah satu cara adalah dengan mendesain lintasan lubang bor yang tepat agar daerah kontak antara drill string dengan dinding lubang bor minimal. Atau dengan cara memperbaiki desain sistem lumpur sehingga diperoleh kemampuan pelumasan dan pengangkatan cutting yang baik sehingga terhindar dari kemungkinkanan terjepitnya pipa.

Sedangkan besarnya beban drag yang terjadi akan menentukan besarnya daya yang harus disediakan di permukaan, yang diperlukan untuk mengangkat, menurunkan, dan menahan rangkaian pipa.

Perhitungan beban drag untuk lubang lurus:

(4-73) Untuk lubang horisontal :

Dengan asumsi sudut kemiringan 900 dan faktor friksi (( = 0.33) maka :

DH =

(4-74)

Sementara untuk tahap pertambahan sudut pada saat penurunan drill string ke dasar sumur, beban drag dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan :

K = FA 0,25 Wm.R(4-75)

Untuk K negatif :

DB = 0,40 Wm.R(4-76)Untuk K positif :

DB = 0,25 Wm.R + 0,69 FA(4-77)

Sedangkan untuk tahap pertambahan sudut pada saat penarikan drill string ke dasar sumur, beban drag dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan :

K = FA 0,85 Wm.R(4-78)

Untuk K negatif :

(4-79)

Untuk K positif :

DB = 0,69 FA 0,25 Wm.R(4-80)

Keterangan :

D= beban drag pada lubang miring, lbf

DH= beban drag pada lubang horisontal, lbf

DB= beban drag pada fase lubang bor build curve, lbf

Wm= berat pipa dalam lumpur, lbf/ft

L= panjang pipa yang bersentuhan dengan dinding lubang bor, ft

(= koefisien friksi (diasumsikan 0.33)

(= sudut kemiringan, derajat

FA= beban kompresi pada EOC, lb

R= jari-jari build curve, ft

Toleransi maksimum beban drag dalam pemboran ditentukan oleh strength dari dinding drill pipe, tool joint, dan peralatan penyambungan lainnya. Faktor-faktor yang menyebabkan beban drag pada pipa adalah sebagai berikut :

1. Dog leg, dimana dog leg tidak hanya meningkatkan beban drag tetapi menurunkan kekuatan strength dari drill pipe, akibat gaya atau beban bending, hal ini disebabkan oleh tingkat gaya kontak antara lubang bor dengan drill string.2. Komponen-komponen peralatan yang mempunyai ujung tajam.

3. Mud cake yang tebal, terutama yang terdapat kandungan cutting.

4. Belokan yang tajam (mendadak), khususnya tanpa dog leg yang mulus.

5. Lumpur tanpa lubrisitas (tidak bersifat melumasi).

6. Lapisan cutting yang mengendap pada dinding lubang bor bagian bawah.7. Terjadinya swelling.4.9.3.3. Buckling

R.F. Mitchel telah menurunkan persamaan untuk meramalkan tertekuknya (buckling) pipa pada lubang miring. Inti dasar persamaannya adalah gaya gravitasi bumi yang menarik pipa ke arah bagian bawah lubang yang cenderung melengkungkan pipa. Kekakuan pipa cenderung akan mempertahankan kekakuan pipa sedangkan beban bagian akhir cenderung akan melengkungkan pipa.Adapun persamaan yang dikembangkan adalah :

(4-81)

Keterangan :

BL= beban minimum penyebab tertekuknya pipa, lbs

BF= gaya apung, psi

= sudut kemiringan lubang, deg

OD= diameter luar pipa, in

ID= diameter dalam pipa, in

H= diameter bit (bukan ukuran bit), in

Dalam hal ini persamaan lain yang dikembangkan untuk menentukan besar axial load yang dapat menyebabkan pipa melengkung pada lubang lurus (Gambar 4.58.) adalah :

(4-82)

(4-83)

As = 0,7854 (OD ID)(4-84)Keterangan :

I

= moment inersia

Wa

= berat pipa di udara, lb/ft

Mw= densitas lumpur

DH

= diameter lubang bor, in

Dtj

= diameter tool joint, in

Gambar 4.58.Gaya Axial Maksimum Yang Terjadi Pada Sumur Multilateral

Bagian Horisontal 21)Beban axial yang terjadi pada EOC dapat dihitung dengan menggunakan persamaan sebagai berikut :

FEOC = 0,59 F + 0,39 Wm R(4-85)

Keterangan :

FEOC= axial load pada EOC, lbs

F

= berat pipa dalam lumpur, lb/ft

R

= radius build curve, ft

Sedangkan axial load yang menyebabkan tertekuknya pipa pada lubang horisontal adalah :

(4-86)Keterangan :

F

= axial load pipa pada lubang horisontal, lbf

L

= panjang dari EOC sampai panjang pipa terakhir, ft

(4-87)

Keterangan :

D buck= axial drag pipa tertekuk. Lb/ft

FA

= gaya axial pada pipa tertekuk, lb

4.9.4. Strategi Drill String

Dalam hal pendesainan lengkungan kurva bagian pertambahan sudut diusahakan agar pertambahan sudut tersebut dapat memperkecil kemungkinan tertempelnya pipa pada dinding sumur, sehingga dapat menurunkan beban drag dan torsi. Hal ini dijelaskan pada Gambar. 4.59.

Gambar. 4.59.

Pipe Body Contact 21)

Berikut ini adalah persamaan yang dapat dipergunakan untuk menentukan besarnya build rate yang harus dilakukan sehingga tidak terjadi kontak antar pipa dengan dinding sumur.

(4-88)

Keterangan :

B= build rate maksimum yang dapat dilakukan, 0/100 ft

R= radial clearance tool joint dengan pipa, in

L= panjang joint pipa, inLoad maksimum yang diizinkan pada pipa yang sudah tertekuk dalam lubang vertikal dapat dihitung dengan persamaan :

(4-89)

Besar pertambahan sudut yang harus dibentuk agar tidak terjadi kontak dengan dinding sumur dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan :

(4-90)

Sedangkan apabila menggunakan heavy weight drill pipe, maka besar build rate dapat dipergunakan persamaan :

(4-91)

(4-92)

(4-93)

Keterangan :

E= modulus young

I= moment inersia pipa, in4

As

= luas penampang pipa, in2

F

= beban kompresi, lbs

Wa

= berat pipa di udara, lb/ft

Mw= densitas lumpur yang digunakan

4.9.4.1. Drill String Dari 0 - KOP

Susunan rangkaian drill string yang umum digunakan untuk membor bagian vertikal yaitu dari permukaan sampai sebelum titik belok (KOP) adalah :

Bit DC (drill collar) DP (drill pipe) - .. dstApabila formasi yang dibor lunak, maka dianjurkan :

1. WOB rendah.

2. RPM tinggi.

3. RPM dan rate pemompaan dinaikkan sehingga sirkulasi lumpur lebih cepat.

4.9.4.2. Drill String Pada Tahap Build Up Curve

Rangkaian drill string yang umum digunakan untuk pembentukan sudut adalah :

Bit Dyna Drill Bent Sub KMC DC HWDP (heavy weight drill pipe) DP - dst

Pada rangkaian drill string untuk menaikkan sudut (build up), penempatan stabiliser harus selalu ditempatkan di dekat bit. Adanya beban pada bit menyebabkan bagian drill collar di atas stabiliser membelok dengan kemiringan tertentu. Rate build up sangat tergantung pada WOB, posisi stabiliser, dan ukuran drill collar. Rangkaian drill string yang umum digunakan pada build up section ini adalah :

1. Tipe Short Radius

Bit Bearing Ass Double Totled U Joint Housing Motor Section Bypass Valve Orientation/Lacthdown Sub - dst.2. Tipe Medium Radius Sistem

Bit Bent Sub/Bent Housing Stabiliser MWD CSDP Spiral DC HWDP DP - dst.3. Tipe Long Radius Siatem

Bit Stabiliser Bent Sub MWD (measurement while drilling) Pulser Colar Mole Shoe Sub Non Magnetik Stabiliser KMC Stabiliser - .. dst.Untuk perubahan sudut build ip yang besar, maka dianjurkan hal-hal sebagai berikut :

1. WOB tinggi.

2. Ukuran Monel Drill Collar Kecil.

3. RPM dan rate pemompaan kecil apabila formasi lunak.

Sedangkan untuk perubahan sudut build up yang kecil, dianjurkan hal-hal sebagai berikut :1. WOB kecil.

2. Ukuran monel drill collar besar.

3. Tempatkan stabiliser pada puncak Monel Drill Collar.4. Tambahkan jarak bit dengan stabiliser.

5. Tambahkan RPM dan rate pemompaan pada formasi lunak.4.9.4.3. Drill String Pada Bagian Tangent

Pada kasus ini sangat sulit untuk menentukan tangent drill string yang dapat sekaligus mengatur dan mempertahankan kemiringan dan arah lubang bor. Pada umumnya persoalan yang terbesar adalah dalam mengontrol sudut arah, sedangkan untuk mengontrol sudut kemiringan biasanya lebih mudah. Apabila WOB dan RPM diubah untuk dapat mempertahankan sudut arah, tetapi efek lain dapat mengubah sudut kemiringan atau sebaliknya. Drill string yang umum digunakan adalah sebagai berikut :

Bit Stabilizer Straight Assembly (Under Gauge Stabilizer) Flex DP DP - dst.4.9.4.4. Drill String Pada Bagian Horisontal

Drill string pada bagia horisontal yang biasa digunakan adalah :

1 Tipe Short Dan Medium Sistem

Bit Integral Blade Stabilizer Bent Sub Integral Blade Stabiliser CSDP Spiral DC HWDP DP - dst.2 Tipe Long Radius Sistem

Bit String Stab KMC String Stab MWD String Stab HWDP DP - ..dst.

Contoh desain drill string pemboran multilateral pada bagian horisontal ditunjukkan pada Gambar 4.60.

Gambar 4.60.

Desain Drill String Pemboran Multilateral Pada Bagian Horisontal 21)

Perputaran pahat bertujuan untuk memberikan gaya horisontal terhadap permukaan batuan. Dan apabila gaya-gaya ini telah melampaui shear strength batuan, maka batuan itu akan pecah. Secara teoritis dengan bertambahnya putaran akan menambah laju pemboran.

Pada dasarnya pemilihan kecepatan rotasi atau WOB tidak lepas dari kondisi formasi, kapasitas kerja drill string, dan kondisi lubang bor. Rotasi dan WOB yang tidak benar akan menimbulkan masalah yang lebih serius pada drill string.4.9.5. Rotasi Per Menit (RPM)

Kecepatan putar yang digunakan pada pemboran harus berada dalam kapasitas vibrasi drill string. Secara teoritis setiap drill string mempunyai frekuensi alamiah yang merupakan efek vibrasi maksimum. W.C. Main telah merumuskan persamaan untuk menghitung kecepatan kritis rotasi, walaupun jarang digunakan. Persamaan ini didasarkan pada asumsi yang telah disederhanakan, yaitu :

(4-94)

Keterangan :

Nc

= kecepatan rotasi kritis (efek vibrasi maksimum), RPM

L

= panjang drill string, ft

Vibrasi yang terjadi dapat dibedakan menjadi dua, yaitu :

1.Vibrasi Transversi.

2.Vibrasi Longitudinal.

Vibrasi transversal bereaksi seperti string biola dan terjadi pada pipa antara dua tool joint. Sedangkan vibrasi longitudinal bereaksi seperti spring dan terjadi pada keseluruhan string. Persamaan di atas berlaku untuk vibrasi longitudinal. Sedangkan untuk vibrasi tranversi, kecepatan kritis dapat dihitung dengan persamaan :

(4-95)

Keterangan :

Nc

= kecepatan rotasi kritis, RPM

L= panjang satu drill pipe joint, in

D= drill pipe OD, in

d= drill pipe ID, in

Untuk mendapatkan perhitungan yang cukup baik, kecepatan kritis sebenarnya berkisar pada 15 % di bawah dn di atas harga dari persamaan di atas.

Rotasi yang dialami drill string selain menimbulkan vibrasi juga dapat menimbulkan torsi. Seperti halnya beban burst, torsi adalah sesuatu yang jarang terjadi dan bukan merupakan masalah yang serius. Torsi merupakan beban yang berasal dari kombinasi bermacam-macam torsional impack, torsional fatique, vibrasi dan kelelahan pada perlengkungan. Selain itu kecepatan rotasi yang berlebihan akan mempersulit drill string yang berada dalam kondisi ketidak seimbangan dinamis dengan memperbesar aksi mencambuk (whipping action), juga dengan memperbesar excessive stress bila drill string berada dalam lubang yang mengalami defleksi. Untuk melihat stabilitas drill string terhadap rotasi digunakan Geolograph yang perekamannya diperlihatkan pada Gambar 4.61.

Gambar 4.61.Perekaman Geolograph Pada Rotasi Drill Pipe 19)4.9.6. Weight On Bit (WOB)

WOB merupakan beban yang diberikan pada batuan yang arahnya vertikal ke bawah atau ke arah horisontal pada pemboran multilateral, apabila batuan diberi beban yang melampaui kekuatan batuan, maka batuan akan pecah. Adapun beban yang diberikan tergantung dari formasi batuan yang akan ditembus dan jenis mata bor yang digunakan.

Apabila pemboran akan menembus formasi keras, maka umumnya akan dilakukan penambahan berat di atas bit. Konsekuensinya, drill collar akan berada dalam keadaan tertekan (compresion) dan akan memperbesar kecenderungan untuk melengkung dan pantulan (bouncing stress) akan lebih besar pada suatu kecepatan tertentu. Walaupun efek pantulan ini dapat membantu menghancurkan batuan, tetapi pantulan yang berlebihan merupakan problem yang cukup serius terhadap drill string.

Masalah yang harus dipertimbangkan dalam pemilihan WOB dan kecepatan putar (rotary speed) adalah deviasi dari lubang bor, sebab terdapat hubungan antara RPM dan WOB sebagaimana diperlihatkan rekaman geolograph pada Gambar 4.62. Kemajuan pengeboran dapat diperkirakan jika pengontrolan deviasi dapat dijaga. Pertimbangan lainnya dalam pemilihan WOB dan RPM adalah efek yang ditimbulkan pada drill string. Kadang-kadang terlihat tidak ada inidikasi terjadinya problem, namun akhirnya menjadi terlambat untuk diatasi.

Gambar 4.62.

Pengaruh WOB dan Hidrolika Terhadap Laju Penembusan15)

Gambar 4.63.

Chart Penentuan WOB-RPM Optimum Speer15)

4.9.7. Penentuan Panjang Lateral Maksimum

Sesuai dengan sasaran pemboran horisontal, yaitu untuk meningkatkan reservoar contact (persentuhan dengan reservoar) atau dengan kata lain untuk memperluas daerah pengurasan suatu sumur, maka panjang lintasan horisontal harus semaksimal mungkin. Panjang dari sumur horisontal tergantung pada teknik pemboran yang dipakai untuk membor sumur. Penentuan panjang maksimum bagian horisontal ditentukan dengan konsep mekanika sederhana. Dengan konsep ini dapat ditentukan berapa besarnya beban tension, torsi dan prinsipal stress yang bekerja pada drill string saat operasi pemboran sedang berlangsung. Ketiga beban ini digunakan sebagai kriteria untuk menentukan terjadi atau tidaknya fatique pada drill pipe. Drill pipe dapat digunakan sebagai referensi karena drill pipe lebih lemah dibandingkan HWDP atau drill collar.

Tension merupakan fungsi berat rangkaian pipa dalam lumpur, sudut kemiringan rata-rata, koefisien friksi, dan gaya normal. Sedangkan gaya normal adalah fungsi dari perbedaan sudut kemiringan, berat rangkaian dalam lumpur, sudut kemiringan rata-rata, perbedaan sudut arah tension. Torsi merupakan fungsi dari koefisien friksi, gaya normal dan jari-jari luar rangkaian pipa.Principal stress adalah fungsi dari tegangan axial dan tegangan geser. Sedangkan tegangan axial adalah fungsi dari tension dan luas penampang pipa. Tegangan geser merupakan fungsi dari torsi, diameter luar pipa, dan moment area. Terlihat hubungan di atas bahwa diantara faktor-faktor tension, torsi dan prinsipal stress terdapat ketrkaitan satu dengan lainnya.Perhitungan besarnya tension, torsi dan principal stress menunjukkan bahwa untuk setiap penambahan panjang bagian horisontal maka tension yang terjadi semakin kecil, harga torsi dan principal stress semakin besar. Panjang maksimum bagian horisontal didapat jika harga tension maksimum pada drill pipe melebihi torsional strength drill pipe, atau harga principal stress maksimum pada drill pipe melebihi principal stress strength drill pipe. Selanjutnya penentuan panjang maksimum sumur bor horisontal ditentukan dengan metoda grafis.

Dalam menentukan panjang maksimum sumur horisontal ada tiga pembebanan yang harus ditentukan terlebih dahulu, yaitu ; beban tensi, beban torsi, beban principal stress.

Dalam menentukan ketiga beban tersebut ada tiga faktor pembatas yang harus dipenuhi agar drill pipe yang digunakan tidak mengalami kelelahan (fatique). Drill pipe yang digunakan sebagai referensi karena drill pipe merupakan bagian drill string yang terlemah dibandingkan dengan HWDP atau drill collar.

Beban tension yield strength merupakan faktor pembatas. Pada saat menghitung torsi yang bekerja pada drill pipe maka torsional strength adalah faktor pembatas. Sedangkan principal stress stength merupakan batas yang harus dipenuhio saat penentuan principal stress yang bekerja pada drill pipe. Panjang maksimum bagian horisontal diperoleh saat harga salah satu dari ketiga beban tersebut sama dengan harga masing-masing faktor pembatasnya. Data yang diperlukan untuk menentukan panjang maksimum adalah :1. Ukuran, berat, dan jenis drill pipe

2. Data survey arah dan kemiringan, KOP, D, MD

3. Densitas dan koefisien friksi lumpur

4. WOB dan torsi di bit

5. Rangkaian drill stringA. Penentuan Tension1. Asumsikan panjang bagian horisontal.

2. Tentukan susunan drill string yang digunakan

3. Hitung besar gaya normal untuk tiap section yang dimulai dari bit dengan menggunakan persamaan :

FN = [ (sin + W sin )2 + (T sin sin )2]1/2(4-96)

Keterangan :

FN= gaya normal, lbs

T = Besarnya beban tension, pada awal perhitungan harganya sebesar WOB dan berharga negatif karena merupakan beban compresion, pada perhitungan selanjutnya harga T merupakan kumulatif, lbs

D= perbedaan sudut inklinasi (kemiringan), derajad

W= berat rangkaian drill string dalam lumpur, lbs

= sudut kemiringan rata-rata, (I1+I2/2), derajad

Db= perbedaan sudut arah, derajad

4. Hitung besarnya beban tension untuk tiap section yang dimulai dari bit. Perhitungan tension selanjutnya menggunakan persamaan :

T2 = T1 +W cos FN(4-97)Keterangan :

T2= beban tension pada setiap section, pada awalnya sebesar WOB dengan tanda negatif karena compresion, lbs

T1= beban tension pada section sebelumnya, lbs

W= berat rangkaian drill string dalam lumpur, lbs

= sudut kemiringan rata-rata, derajad

=koefisien friksi, dari tabel koefisien friksi, dimensinless

FN= gaya normal, dari langkah 3, lbs

5. Bandingkan tension maksimum dengan yield strength drill pipe, pada tabel.

6. Jika tension maksimum lebih besar dari yield strength atau tension di permukaan kecil atau sama dengan nol maka perhitungan selesai, dan panjang maksimum ditentukan secara grafis dengan grafik penentuan panjang horisontal maksimum. Jika tidak, maka kerjakan langkah perhitungan beban torsi.B. Penentuan Torsi

1 Hitung besarnya torsi untuk setiap section mulai dari bit dengan menggunakan persamaan :

M2 = M1 + FN x R(4-98)Keterangan :

M2= torsi pada setiap seksi, harga awal sebesar torsi di bit, ft-lbs

M1= torsi yang bekerja pada seksi sebelumnya, ft-lbs

= koefisien friksi, dimensionless

FN= gaya normal, lbs

R= jari=jari luar drill pipe, ft

2 Tentukan besarnya torsi maksimum pada drill pipe dan bandingakan dengan harga torsional strength drill pipe. Torsional strength drill pipe diperoleh dari tabel Yield Strength Drill Pipe.3 Jika harga torsi maksimum yangbekerja pada drill pipe lebih besar dari torsional strength drill pipe maka perhitungan selesai dan panjang maksimum ditentukan secara grafis dengan grafik penentuan panjang horisontal maksimum.C. Penentuan Principal Stress

1. Hitung besarnya principal stress untuk setiap section dimulai dari bit dengan menggunakan persamaan :

(4-99)

a= T/A

s= MD/2I

I = /32.(OD4 ID4)Keterangan :

p= principal stress pada setiap section, psi

a= axial stress pada setiap section, psi

s= shear stress pada setiap section, psi

T= tension pada setiap section, lbs

A= luas penampang drill string, sq-in

M= torsi pada setiap section, in-lbs

D= diameter luar drill string, in

I= momen inersia drill string2. tentukan harga principal stress maksimum dan bandingkan dengan yield strength perluas penampang pipa (principal stress strength)3. Jika principal stress maksimum lebih besar dari stress strength maka perhitungan selesai dan penentuan panjang maksimum dilakukan dengan cara grafis. dengan grafik penentuan panjang horisontal maksimum.4.10. Sistem Milling Window

Pada pemboran multilateral sebelum dilakukan operasi pemboran lateral (sidetrack) akan didahului dengan operasi milling window. Milling window merupakan suatu operasi dimana dilakukan pembuatan jendela pada casing sebagai jalan untuk pemboran lateral. Untuk melakukan operasi milling perlu diperhatikan faktor-faktor yang berpengaruh, baik dari segi ekonomis dan teknis, yaitu :

1. Jenis formasi yang sesuai untuk dilakukannya operasi milling windows. Tipe formasi yang diharapkan adalah formasi batupasir dimana akan memberikan lintasan yang mulus (Smooth). Hal ini khususnya diterapkan pada operasi milling dengan metoda section mill (menggunakan casing cutter).

2.Jenis lumpur yang digunakan. Untuk menghasilkan sifat pengangkatan yang optimum, diperlukan lumpur dengan jenis dan sifat yang khusus.3.Ukuran casing dan drill pipe yang digunakan pada operasi milling window.

4.Ukuran window maksimum yang dibutuhkan untuk operasi pemboran lateral selanjutnya.

5.Banyaknya operasi running mill dan lama operasi milling window. Faktor ini erat hubungannya dengan aspek keekonomian.

6.Pengalaman dalam setting orientasi whipstock, karena jika terjadi kesalahan akan menimbulkan arah yang meleset.

7.Jenis atau metode milling window yang akan digunakan.

4.10.1. Metode Sistem Milling Window

Seperti telah dibahas di atas bahwa metode sistem milling window yang akan digunakan merupakan salah satu faktor yang sangat penting untuk keberhasilan operasi milling window. Ada dua metode operasi milling window, yaitu :

4.10.1.1. Metode Section Milling

Pada metode ini menggunakan section mill untuk membuat lubang (window) casing pada kedalaman dimana akan dilakukan operasi pemboran lateral. Section mill mempunyai diameter sampai dengan 8 OD dan pada bodinya terdapat tiga pisau. Sedangkan untuk ukuran yang lebih besar terdapat empat pisau dimana setip pisau mempunyai mata pisau (multiple cutting blade) yang terbuat dari tungsten carbide. Operasi dari metode section milling ditunjukan pada Gambar 4.64.

Gambar 4.64.Operasi Section Milling 11)Penerapan metode ini mempunyai kelebihan dan kekurangan dibandingkan dengan penggunaan whipstock.

Kelebihan metode section milling:

1 Operasi sidetrack dapat dilakukan dengan berbagi arah pada KOP.2 Dog leg yang dihasilkan kecil.

3 Tidak dibutuhkan peralatan yang banyak.

4 Lintasan yang dihasilkan lebih mulus (smooth).

Kekurangan metode section milling :

1 Dibutuhkan lumpur yang khusus untuk operasi milling guna mengoptimasi pengangkatan cutting.

2 Lebih banyak terdapat baja dan semen pada cutting yang harus ditangani.

3 Kemungkinan terjadinya bird nesting.4 Diperlukan cement plug yang harus diset pada lokasi KOP.

Langkah-langkah yang diperlukan untuk mendapatkan hasil yang optimal dari penggunaan metode ini diantaranya, yaitu :a. Cement Bond Log (CBL)Sebaiknya perlu dilakukan running untuk mengetahui kondisi semen yang melekatkan casing. Diperlukan minimal 70 % konsistensi semen.b. Pemilihan Lokasi Milling SectionDari data yang diperoleh dari hasil logging kita dapat menempatkan section dimana akan dilakukan milling. Sebaiknya dilakukan pada formasi pasir untuk mendapatkan lintasan yang lebih mulus (smooth).

c. Panjang Milled Section

Panjang milled section dapat dihitung dengan menggunakan persamaan berikut dimana merupakan perhitungan panjang section untuk tipe build rate dengan menggunakan bent housing motor sidetrack assembly.

(4-100)

Keterangan :

MSL= Minimum Section Length

DC= diameter coupling yang sesuai casing, in

Di= diameter casing, in

Db= diameter bit, in

Ba= sudut bent housing motor, deg

d. Laju Alir Fluida Pemboran Minimum Pada Operasi MillingLaju alir pada operasi pemboran milling untuk mengangkat stell cutting ke permukaan merupakan faktor yang sangat penting untuk dipertimbangkan dimana dihitung menggunakan persamaan sebagai berikut :

(4-101)Keterangan :

Qm= laju alir optimum milling

Dh= diameter casing, in

DP= diameter drill pipe atau drill collar, in

Md= densitas lumpur, ppg

e. Jenis Lumpur Pemboran

Polimer merupakan jenis bahan kimia yang paling efektif digunakan untuk operasi milling diikuti dengan jenis clay base mud. Sedangkan oil base mud kurang baik digunakan untuk operasi milling karena akan menimbulkan masalah dalam pengangkatan stell cutting ke permukaan.

f. Rasio Plastic Viscosity (Yield Point)

Plastic viscosity minimum yang direkomendasikan adalah 30 cp, sedangkan untuk kenaikan yield point kurang dari 30.

g. Hole Sweep

Pengangkatan gel-gel yang timbul di dalam lubang sumur direkomendasikan setiap 2 3 jam atau 10 15 ft untuk mengurangi akumulasi cutting. Hentikan milling dan sirkulasikan gel plug pada 130 gal/min dengan 70 80 cp pada laju alir maksimum. Pada sudut terbesar pada operasi milling sebaikknya digunakan lumpur dengan viscositas rendah yang sebaiknya diikuti dengan lumpur viscositas tinggi.h. Monitoring CuttingMonitoring cutting merupakan suatu langkah yang penting pada operasi milling dimana dilakukan untuk memonitor ukuran (size), ketajaman (shape), dan beberapa komponen cutting lainnya. Kualifikasi cutting yang dianggap baik dan tidak akan menimbulkan masalah adalah cutting dengan lebar in, panjang in, dan tebal 1/32 in. Cutting yang berbentuk panjang, berserabut menunjukkan WOB pada operasi milling terlalu besar. Sedangkan cutting yang berbentuk panjang, melengkung, dan tipis menunjukkan WOB terlalu besar. Pada umumnya stell cutting yang tersirkulasi melewati shaker sistem sebanyak 70 %.i. Stabilisasi Milling String

Pada stabilisasi milling string sebaiknya tidak menggunakan stabilizer yang dipasang di atas rangkaian milling untuk sudut yang lebih besar dari 350. Jika stabilizer di-run pada sumur dengan sudut lebih kecil dari 350 maka sebaikknya digunakan mata bor tipis dan tajam untuk milling.j. WOB Milling Dan RPM

Pada waktu milling casing dengan grade J-55, K-55, dan N-80 sebaiknya dilakukan dengan RPM yang lebih tinggi dengan WOB yang lebih rendah. Sedangkan pada waktu milling casing dengan grade yang tinggi seperti P-110 dan Q-135 sebaiknya dilakukan dengan RPM yang rendah dan WOB yang lebih berat. Hal ini membuat cutter lebih awet dan akan menghasilkan bentuk dan ukuran cutting yang semestinya.4.10.1.2. Metode Window Milling (Whipstock Sidetrack)

Metode ini merupakan operasi pembuatan jendela (window) pada casing dengan menggunakan peralatan pembelok (whipstock). Pada metode ini peralatan yang digunakan berbeda dengan metode section mill. Dengan metode ini peralatan milling window dapat ditempatkan pada bermacam-macam jenis formasi. Pada formasi yang konsolidated dibutuhkan diamond mills untuk operasi milling. Yang perlu diperhatikan bahwa window tidak dapat dipotong atau dibuat melewati casing collar sehingga diusahakan posisi bagian terbawah dari packer atau anchor (peralatan di bawah whipstock) berjarak sekitar 5 ft di atas casing collar. Operasi dari metode window milling ditunjukan pada Gambar 4.65.

Gambar 4.65.Operasi Window Milling 11)

Metode window milling juga memiliki kelebihan dan kekurangan dari pada metode section mill.

Kelebihan window milling :

1 Arah sesuai dengan yang diharapkan pada titik KOP.

2 Metal cutting yang dihasilkan lebih sedikit.

3 Tidak diperlukan suatu kondisi lumpur yang khusus.

4 Dapat digunakan pada kedalaman lebih dari 9000 ft.

5 Dapat menghasilkan sudut lebih besar dari 350.

6 Memungkinkan melakukan operasi sidetrack melewati dua string casing.

Sedangkan kekurangan dari metode window milling adalah :

1 Dog leg severity yang dihasilkan cukup tinggi (30 12 0)2 Biaya yang dibutuhkan lebih besar.

3 Peralatan yang dibutuhkan lebih banyak.

4 Adanya kemungkinan whipstock membelok pada saat orientasi sehingga menimbulkan arah yang tidak tepat.Langkah-langkah yang perlu dilakukan untuk mendapatkan hasil yang optimal dari penggunaan metode ini diantaranya :a. Casing PreparationCasing preparation sebaiknya dicek kembali untuk persiapan running casing scrappe, gag ring, dan collar locator.b.Cement BondSebaiknya dilakukan running CBL untuk memastikan kualitas penyemenan casing, karena cement bond yang baik akan meningkatkan milling rate.c.Mud Properties

Lumpur yang digunakan untuk milling sebaiknya mempunyai viscositas yang besar untuk pengankatan cutting yang baik.d. Rig, Pompa, Dan Drill String

Rig yang digunakan harus dapat menahan semua beban drill string dengan pompa berkapasitas tekanan 3000 3500 psi. Drill pipe dan rotay table mempunyai kapasitas yang cukup untuk memutar milling assembly. Hal ini akan sangat bervariasi dengan kedalaman KOP dan profil lubang sumur (lurus atau bengkok). Pada umumnya untuk swivel dengan ukuran 31/2 in dan drill pipe 2 3/8 in dibutuhkan 51/2 in casing;