4.1 Analisis Desain Pengeboran
4.1.1 Desain Casing Point
Faktor utama yang diperhatikan untuk penentuan kedalaman casing point pada sumur X di lapangan Natuna Sea Blok A yaitu berdasarkan hazard yang akan terjadi padasetiap formasi yang ditembus. Berikut merupakan geology statigraphy pada sumur X.
Gambar 21 Geology Statigraphy Untuk Sumur X Sumber: (Pangestu, Basis of Well Design (BOD) , 2019)
Tabel dibawah akan mengklasifikasikan hazard yang akan terjadi di setiap formasi sehingga mempengaruhi penempatan casing point.
Universitas Pertamina - 23 Tabel 1 Potential Hazard Di Setiap Formasi
Formasi Potential Hazard
Muda Gumbo
Upper Arang Reactive shale, shallow gas,
Middle Arang Deplteted reservoir, loose sand
Selanjutnya penjelasan mengenai penentuan kedalaman casing point dan hazard yang akan dihadapi sesuai dengan geology statigraphy akan dijelaskan pada bagian dibawah ini.
4.1.1.1 Kedalaman Conductor 36”
Penentuan casing point untuk 36" conductor dapat ditentukan dari melihat offset well, kedalaman formasi yang sudah kuat untuk menahan pondasi dari casing agar saat pengeboran selanjutnya dilakukan, dapat dilakukan dengan aman dan pondasi tetap dalam kondisi yang kuat. Saat dilakukan instalasi casing conductor yaitu dilakukan dengan teknik driven. Saat driven dilakukan sampai kedalaman 710 ft TVDRT pada offset well, casing sudah berada pada formasi yang cukup kuat untuk menahan casing dan dapat dilakukan operasi selanjutnya.
4.1.1.2 Kedalaman Casing Point 13 3/8”
Casing point untuk section 13 3/8" yaitu pada kedalaman 2513 ft TVDRT/ 3100 ft MDRT. Terdapat beberapa faktor yang diperhatikan pada penentuan casing point 13 3/8". Faktor pertama yaitu karena akan memasuki formasi Upper Arang yang memiliki zona reactive shale. Jika memasuki zona reactive shale maka akan mendapatkan masalah wellbore stability, sehingga butuh ditangani dengan jenis lumpur tertentu. Contoh jenis lumpur yang bisa mengatasi persoalan wellbore stability dan akan digunakan nantinya yaitu HPWBM, dengan HPWBM diharapkan dapat menyelesaikan masalah tersebut. Terdapat juga potensi shallow gas pada formasi Upper Arang, sehingga casing point 13 3/8" sebelum memasuki formasi Upper Arang untuk mengatasi potensi shallow gas. Dikarenakan beberapa faktor tersebut casing point untuk casing 13 3/8" diletakkan sebelum memasuki formasi Upper.
4.1.1.3 Kedalaman Casing Point 9 5/8”
Casing point untuk section 9 5/8" yaitu pada kedalaman 4500 ft TVDRT/ 9320 ft MDRT yang berguna untuk melindungi zona reservoir Upper Arang. Hal yang paling diperhatikan dalam penentuan casing point 9 5/8" adalah perbedaan tekanan reservoir antara zona reservoir Upper Arang dan zona reservoir Middle Arang, sehingga harus dipisahkan kedua zona tersebut. Pada resevoir Middle Arang, tekanan reservoir sudah jauh lebih rendah daripada tekanan awal reservoir atau disebut depleted reservoir, sehingga perbedaan tekanan dengan formasi Upper Arang cukup besar. Karena terdapat perbedaan tekanan antara kedua reservoir tersebut, maka casing point 9 5/8" berada sebelum memasuki zona reservoir Middle Arang untuk melindungi
Universitas Pertamina - 24 dua zona reservoir yaitu Upper Arang 1 dan Upper Arang 2 dan untuk strategi completion nantinya. Selain itu juga berhubungan dengan lumpur yang akan digunakan nantinya sehingga diharapkan operasi section selanjutnya dapat berjalan dengan aman.
4.1.1.4 Kedalaman Liner Point 7”
Untuk hole section 8 1/2" akan menggunakan production liner dengan ukuran 7" yang digantung pada bagian bawah dari casing 9 5/8". Penempatan Liner point 7" yaitu pada kedalaman 9619 ft MDRT / 4730 ft TVDRT yang dianalisa berdasarkan faktor dari completion strategy yang akan dilakukan nantinya. Pada hole section 8 1/2" sudah memasuki zona reservoir Middle Arang, dimana pada zona reservoir Middle Arang memiliki tiga target yang memiliki perbedaan karaktersitik antara dua zona paling atas yaitu Middle Arang 1 dan 2 dan satu zona paling bawah yaitu Middle Arang 3. Perbedaan antara Middle Arang 1 dan 2 dengan Middle Arang 3 yaitu pada Middle Arang 3 memiliki kondisi dari formasi yang loose sand, dimana akan dibutuhkan penanganan khusus agar zona tersebut tetap dapat diproduksikan. Dikarenakan perbedaan karakteristik dari zona reservoir Middle Arang lah yang membuat penempatan liner point 7" sebelum memasuki zona terakhir dari reservoir Middel Arang atau pada kedalaman 9619 ft MDRT untuk memproduksikan Middle Arang 1 dan 2.
4.1.1.5 Kedalaman Openhole Sandscreen 4 1/2”
Setelah dua zona paling atas dari Middle Arang sudah dilindungi oleh liner 7", zona Middle Arang 3 belum diakomodir atau dilindungi oleh casing maupun liner untuk diproduksikan. Karena karakterisik dari zona paling bawah formasinya loose sand, sehingga dibutuhkan sand control untuk mengatasi permasalah sand saat diproduksikan nantinya. Untuk mengatasi permasalahan tersebut akan digunakan openhole sand screen dengan ukuran 4 1/2" dan diletakkan sampai kedalaman 9860.5 ft MDRT/ 4848 ft TVDRT untuk memproduksikan zona Middle Arang 3.
Setelah dilakukan analisis penentuan kedalamn casing point berdasarkan potential hazard, selanjutnya juga diperhatikan dan dianalisis penentuan casing point terhadap pore pressure dan fracture gradient (PPFG). Dari data PPFG, dapat dilihat apakah penentuan kedalaman casing point yang dilakukan berdasarkan potential hazard sudah dalam kondisi aman berdasarkan PPFG. Berikut merupakan PPFG untuk pengeboran sumur X dan penempatan casing point yang sudah dilakukan.
Universitas Pertamina - 25 Gambar 22 Pore Pressure dan Fracture Pressure
Dari gambar diatas dapat disimpulkan bahwa penentuan kedalaman casing point yang sudah dilakukan berdasarkan potential hazard masih dalam kondisi aman jika diperhatikan juga faktor dari pore pressure dan fracture pressure. Walaupun dari kedua faktor yang sudah dilakukan untuk penentuan kedalaman casing point dalam kondisi aman dan sesuai dengan kebutuhan, selanjutnya butuh diperhatikan juga faktor kick tolerance. Faktor dari kick tolerance juga cukup penting diperhatikan, karena akan dilihat seberapa besar sumur dapat mentolerir kick yang terjadi pada saat pengeboran dilakukan. Oleh karena hal itu, pada penentuan kedalaman casing point di sumur X, faktor terakhir yang diperhatikan yaitu kick tolerance. Berikut merupakan tabel kick tolerance untuk sumur X.
Universitas Pertamina - 26 Tabel 2 Kick Tolerance
Di Premier Oil, berdasarkan Well Engineering Standards, minimal nilai kick tolerance yaitu:
• 50 barrel untuk lubang 12 1/4" dan lebih kecil • 25 barrel untuk lubang 8 1/2" dan lebih kecil
Untuk sumur X, nilai KT pada lubang 12 1/4” sudah sesuai berdasarkan ketentuan dari perusahaan yaitu nilainya diatas 50 barrel. Untuk lubang 8 1/2" dan lubang 6” nilai KT berada dibawah ketentuan dari perusahaan yaitu dibawah 25 barrel. Walaupun nilai KT dibawah ketentuan dari perusahaan, hal tersebut tidak menjadi masalah dikarenakan faktor yang membuat nilai KT rendah adalah panjang dari setiap section yang cukup pendek. Pada saat panjang intervalyang pendek maka volume yang dihasilkan tidak besar. Tetapi jika panjang interval dipanjangkan maka nilai KT akan naik. Hal itulah yang membuat nilai KT pada hole section 8 1/2” dan 6” dibawah angka minimal perusahaan. Untuk tabel perhitungan KT pada setiap section ditampilkan pada Tabel 19 Kick Tolerance 12.25", Tabel 20 Kick Tolerance
8.5", dan Tabel 21 Kick Tolerance 6"
Setelah dilakukan analisis penentuan kedalaman casing point berdasarkan potential hazard, dari desain tersebut, kemudian disesuaikan dengan analisis terhadap pore pressure dan fracture pressure, dan yang terakhir yaitu kick tolerance. Berdasarkan dari analisis ketiga faktor tersebut, didapatkan analisis kedalaman casing point dan penentuan kedalaman casing point tersebut memiliki analisis yang kuat dan saling mendukung antara ketiga faktor. Berikut merupakan tabel casing point untuk sumur X di lapangan Natuna Sea Blok A.
Tabel 3 Desain kedalaman casing point
Hole size Kick tolerance (KT) (bbls)
12 1/4" 212.7
8 1/2” 10
6” 2.7
MD
(ftRT) (ftRT) TVD Name Casing size (in) Hole Size (in) String Type 710 710 36" Conductor casing 36" Driven Casing 3100 2513 13 3/8" Surface Casing 13 3/8" 16" Casing
9320 4500
9 5/8" Intermediate
Casing 9 5/8" 12.25" Casing
9619 4730 7" Production Liner 7" 8.5" Liner 9762 4840 4 1/2" Openhole sand screen 4.5" 6" x 7" Openhole sand screen
Universitas Pertamina - 27 Untuk memperjelas kedalaman casing point, penempatan kedalaman sesuai dengan trajektori ditampilkan pada gambar dibawah beserta kedalaman formasi dan target reservoir.
Gambar 23 Kedalaman Casing Point di Compass
Universitas Pertamina - 28