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).