HASIL DAN PEMBAHASAN 4.1 Data dan Optimasi Hidrolika
4.1.2 Trajectory Pengeboran
Trajectory pengeboran pada section 17.5” sumur XYZ terlihat seperti gambar 4.2. Pengeboran pada trayek pengeboran ini direncanakan untuk mencapai kedalaman 3850 ftMD. Inclination terbesar yang dibentuk pada section pengeboran ini adalah 22.76°.
Dari data di atas, diketahui bahwa pada trayek ini terdiri dari dua bagian yang berbeda. Bagian pertama terdiri dari cased hole section yang dimulai dari kedalaman 0 ftMD hingga 20” casing shoe pada kedalaman 1800 ftMD (1800 ftTVD). Selanjutnya ada bagian yang terbuka sehingga menghasilkan annulus antara rangkaian drill string dan open hole section yang dari shoe casing 20” (1800 ft MD) hingga kedalaman 3850 ft MD. Informasi mengenai adanya section pengeboran yang terdiri dari open hole section dan juga cased hole section penting untuk optimasi hidrolika pengeboran.
Universitas Pertamina - 37
4.1.3 BHA Program
Skema rangkaian tools yang digunakan untuk pengeboran trayek 17.5” ini dapat dilihat pada gambar 4.3 berikut:
Rangkaian komponen penyusun BHA yang akan digunakan untuk melakukan pengeboran pada trayek 17.5” termuat dalam tabel 4.2.
Tabel 4. 1 BHA Program 17.5”
Sumber: (PT. R, Drilling Program Exploration Well XYZ, 2019)
Type Length
(ft)
Depth (ft)
Body Stabilizer / Tool Joint Weigh
t (ppf) Material Grade OD (in) ID (in) Avg Joint Length (ft) Length (ft) OD (in) ID (in)
Drill Pipe 2,763 2,763 5 4.276 30 1.42 6.5 3 22.32 CS_API 5D/7 G
Heavy Weight 918 3,680 5 3 30 4 6.5 3.0
63
49.3 CS_1340
MOD
1340 MOD
Sub 2 3,682 8 3.5 1.7 142.83 CS_API 5D/7 4145H MOD
Drill Collar 31 3,713 8 3 30 154.33 CS_API 5D/7 4145H MOD
(2)
Jar 22 3,735 8 3 21.6 122.34 CS_API 5D/7 4145H MOD
Drill Collar 212 3,947 8 3 30 154.33 CS_API 5D/7 4145H MOD
(2) Port Collar/Diverter
Sub/Circulating Sub
9 3,956 8.25 1.5 9.2 160 SS_15-15LC 15-15LC
MOD (1)
Drill Collar 30 3,987 8 3 30 150.8 CS_API 5D/7 4145H MOD
(2)
MWD 31 4,017 8 3.25 30.5 141.11 SS_15-15LC 15-15LC
MOD (1)
Sub 2 4,019 8 2.812 2.3 149.91 CS_API 5D/7 4145H MOD
Drill Collar 30 4,049 8 3 30 150 SS_15-15LC 15-15LC
MOD (2)
Stabilizer 8 4,058 8 3 8.3 1 14.70
3
147.01 CS_API 5D/7 4145H MOD
Sub 2 4,060 7.92 3 2.4 147 CS_API 5D/7 4145H MOD
Sub 2 4,062 7.92 3 2 147 CS_API 5D/7 4145H MOD
Mud Motor 34 4,096 9.62 5
3 33.8 148.46 CS_API 5D/7 4145H MOD
Bit 2 4,097 17.5 1.7 565
Universitas Pertamina - 38 Salah satunya adalah limitasi dalam optimasi hidrolika ini dari 9-5/8”-6:7-5 stages positive displacement mud motor berdasarkan catalog dari Sperry sun performance. Tools lain yang harus diperhatikan dalam penentuan drilling parameter untuk melakukan optimasi hidrolika adalah MWD tools yang digunakan yaitu 8” MWD. Spesifikasi dari tools seperti pada tabel 4.3 dan 4.4.
Tabel 4. 2 Sperry-Sun Performance PDM Wellplan 5000.14
Tabel 4. 3 Sperry-Sun M/LWD Wellplan 5000.14 Flow Rate Flow Rate Flow Rate Flow Rate Pressure Loss Pressure Loss Pressure Loss Pressure Loss 1 (gpm) 2 (gpm) 3 (gpm) 4 (gpm) 1 (psi) 2 (psi) 3 (psi) 4 (psi) LWD ACAL 15-15LC MOD (1) 6 3/4" 450 1200 12 73 LWD ACAL 15-15LC MOD (1) 8" 450 1200 12 73 LWD BAT 15-15LC MOD (1) 6 3/4" 450 1200 33 198 LWD BAT 15-15LC MOD (1) 8" 450 1200 33 198 LWD DGR/EWR/P WD 15-15LC MOD (1) 6 3/4" 450 1200 35 200 LWD DGR/EWR/P WD 15-15LC MOD (1) 8" 450 1200 35 200 LWD DGR/EWR/P WD 15-15LC MOD (1) 9 1/2" 450 1200 12 70 LWD TRIPLE COMBO/PW D 15-15LC MOD (1) 6 3/4" 450 1200 66 392 LWD TRIPLE COMBO/PW D 15-15LC MOD (1) 8" 450 1200 66 392
MWD Tool Evader Gyro (Incl Pulser) 15-15LC MOD (1) 9 1/2" 600 800 1000 1200 140 185 235 290 MWD Tool MWD (Dir + Pulser) 15-15LC MOD (1) 6 3/4" 200 400 600 115 220 245 MWD Tool MWD (Dir + Pulser) 15-15LC MOD (1) 8" 600 800 1000 1200 140 185 235 290 MWD Tool MWD (Dir + Pulser) 15-15LC MOD (1) 9 1/2" 600 800 1000 1200 140 185 235 290 Component Description Grade Nominal
Universitas Pertamina - 39
4.1.4 Casing Program
Desain dari rangkaian casing pengeboran untuk sumur XYZ seperti pada tabel 4.5.
Sumber: (PT. R, Drilling Program Exploration Well XYZ, 2019)
Masing-masing spesifikasi dari grade casing yang digunakan terlihat pada tabel 4.6.
Sumber: (PT. R, Drilling Program Exploration Well XYZ, 2019)
Operasi pengeboran trayek 17.5”, target pengeboran pada 3850 ft MD. Trayek 17.5 terdiri dari dua bagian annulus. Bagian yang terdiri dari cased hole dengan casing 20” penting untuk diperhatikan pada optimasi hidrolika dengan program managed pressure drilling, terutama burst rating.
Tabel 4. 4 Konfigurasi casing Sumur Eksplorasi XYZ
Universitas Pertamina - 40
4.1.5 Rig Specification
Dalam operasi pengeboran ini, digunakan rig 1500 HP dengan spesifikasi komponen-komponen yang penting dalam optimasi hidrolika pengeboran yang dirincikan seperti pada tabel 4.7.
Sumber: (PT. R, Drilling Program Exploration Well XYZ, 2019)
Component Description
SWIVEL Rotary speed: 300 RPM
Max. working pressure: 5000 psi, Capacity: 500 Ton
STANDPIPE 4”, 5,000 psi working pressure complete with double standpipe manifold ROTARY HOSE 4-inch OD-min. 5.000 psi WP, union coupling connection (male joint and
female joint)
CHOKE MANIFOLD
Choke manifold 5000 psi working pressure compatible with BOP stack and including 5000# WP Automatic Super Choke, one manual adjustable choke, outlets for pressure gauge and remote reading pressure sensors, stroke counter. Choke line from BOP to manifold to be straight run with one 1/16”, 5000 psi manual gate H2S trim, and one hydraulically operated 4-1/16”, 5000 psi gate valve H2S trim. Year of Mfr: Min. 2006.
Rotating Control Device
Static = 2000 psi
Dynamic = 1000 psi @ 200 rpm, 1500 psi @ 100 rpm Nitrogen
Backpressure Unit
Maximum Working Pressure 5000 psi; Container dimensions 20’x8’; nitrogen purity >95%; Bottle Bank Storage Capacity 120 US gal; Nitrogen Generation Capacity 17.5 sft3/min
MUD CIRCULATING
SYSTEM
3 unit
Triplex Mud Pump
Piston pump capacity 1600 HP, Stroke rated 0-200 SPM, rated discharged: 46.54 L/S 9180 mm Liner, Working Pressure 5000 PSI, Max pump pressure 5000 Psi WP
- Relief Valve : shear pin type
- Mud pump pressure gauge : 0 – 10,000 psi Pulsation Dampener model KB-75
- Max liner size : 7” - Stroke of piston : 12” - Electric spray pump - Suction / display pipelines DE-SANDER
Dessander Derrick FLC-503 complete with centrifugal 6” x 8”x 14” driven by min 55 Kw 380/400-volt 1500 rpm 50 HZ Gas Proof. C/W pressure gauge min 50 psi
DEGASSER
Minimum Capacity 1000 GPM Derrick Vacuum Flow Degasser, C/w vacuum pump ingersol air compressor model V-225 W/ pressure gauge min 50 psi, 3 phases
SHALE SHAKERS
High Volume linear motion shale shaker FLC-503 Derrick dengan G force max 7.0 G’s. c/w screen capacity minimal 1000 GPM electric motor min 2 HP x 2 motor each, gas proof c/w screen
Universitas Pertamina - 41 Pada operasi pengeboran trayek 17.5”, digunakan 3 triplex pump dengan ukuran maksimum liner 7”. Dengan batasan spesifikasi seperti di atas, diasumsikan mud pump yang digunakan dari NOV dengan spesifikasi seperti pada tabel 4.8.
4.1.6 Cutting Data
Batuan yang ditembus untuk section 17.5” adalah Formasi Wonocolo yang didominasi oleh jenis batuan claystone. Deskripsi lengkap dari Formasi Wonocolo diperoleh dari mud logging yang dilakukan pada offset well ABC adalah sebagai berikut:
Pada offset well ABC, Formasi Wonocolo yang ditembus berada pada kedalaman 5343-7617 ft MD. Dengan data densitas yang sempat terekam dengan mud logging, densitas terkecil yang terekam pada rentang kedalaman Formasi Wonocolo 2.09 sg dan data yang terbesar sebesar 2.55 sg. Untuk memprediksi densitas yang sama untuk cutting yang akan dihasilkan pada pengeboran section 17.5”, digunakan rata-rata densitas dari Formasi Wonocolo pada sumur ABC yaitu sebesar 2.2 sg. Pada cutting untuk trayek pengeboran 17.5”, mayoritas litologi penyusun Formasi Wonocolo. Claystone memiliki porositas berkisar antara 41%-45% (Walton, 1987). Sehingga diasumsikan bahwa porositas sebesar 41% yang akan digunakan dalam perhitungan minimum flowrate dan juga evaluasi hole cleaning. Selain itu, cutting size pada drillling program juga diasumsikan sebesar 0.25 inch.
Universitas Pertamina - 42 Densitas batuan pada Formasi Wonocolo dari data mud logging offset well dapat diketahui dari gambar 4.4. 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 1.00 2.00 3.00 4.00 De pth (f t M D) Density (gr/cm3)
Density Plot ABC WELL MD
Density Plot
Gambar 4. 4 Density Formasi Wonocolo ABC Well Sumber: (PT. R, Final Well Report ABC Well, 2015)
Universitas Pertamina - 43
4.1.7 Drilling Window
Pada operasi pengeboran sumur XYZ ini, ada kajian geomechanics yang menghitung minimum mud weight yang direkomendasikan untuk menghindari adanya formation breakout. Pada operasi pengeboran sumur XYZ ini, dilakukan kajian geomechanics yang menyarankan minimum mud weight yang akan digunakan untuk menghindari adanya formation breakout. Pada pengeboran ini, selain pore pressure gradient dan fracture pressure gradient perlu juga dipastikan agar bahwa equivalent circulating density harus disesuaikan agar berada di atas breakout pressure gradient. Dari kedalaman 1800-3160 ft MDRT, minimum mud weight disarankan sebesar 9 ppg dengan ECD limit sebesar 13.1 ppg. Kemudian untuk pengeboran pada 3160-4000 ft MDRT disarankan menggunakan mud minimum mud weight sebesar 10 ppg dan tidak lebih dari 13.7 ppg. Untuk kedalaman 4000-4280 ft MDRT minimum mud weight yang disarankan sebesar 11.2 ppg, dan 12.3 ppg untuk kedalaman 4280-7823 ft MDRT dengan ECD limit sebesar 15 ppg. Selanjutnya untuk kedalaman 7823-8968 ft MDRT disarankan menggunakan minimal 8.9 ppg dan ECD limit sebesar 15.8 ppg. Drilling window untuk operasi pengeboran sumur XYZ digambarkan pada gambar 4.5.
Gambar 4. 5 Drilling Window XYZ Well
Universitas Pertamina - 44 Pada gambar di atas, persegi berwarna abu-abu menandakan batas rentang minimum dari mud window yang ditentukan dari borehole collapse pressure yang merupakan fungsi dari stress concentration, rock strength, well trajectory dan pore pressure (khusus untuk trayek pengeboran 8.5”). Untuk batas maksimum dari persegi abu-abu itu ditentukan dari 𝑆ℎ𝑚𝑖𝑛 (nilai minimum horizontal stress) untuk setiap trayek pengeboran. Rekomendasi mud weight minimum digambarkan oleh garis putus-putus berwarna merah, Minimum mud weight untuk section pengeboran 17.5” dan 12.5” ditentukan dari maximum collapse pressure yang didapatkan dari studi geomechanics.
4.1.8 Mud Program
Pengeboran sumur eksplorasi XYZ ini pada trayek pengeboran 26” menggunakan 8.7 – 9.0 ppg KCL Polymer mud. Selanjutnya, untuk trayek pengeboran 17.5” pada Formasi Wonocolo 9.0 – 10.0 menggunakan ppg HIGH SALINITY HPWBM (Klashield) mud. Untuk program mud pada trayek 12.25” pada Formasi Ngrayong dilakukan dengan 11.2 – 12.3 ppg HIGH SALINITY HPWBM mud. Terakhir untuk trayek 8.5” pada zona reservoir dengan menggunakan 8.9 – 9.3 ppg Reservoir Drill-in Fluid (RDF) system. RDrill-incian lumpur pengeboran untuk pengeboran sumur eksplorasi XYZ terdapat pada tabel 4.9.
Sumber: (PT. R, Drilling Program Exploration Well XYZ, 2019) Tabel 4. 8 Mud Program XYZ Well
Universitas Pertamina - 45 Properti mud yang penting dalam melakukan optimasi hidrolika pengeboran adalah R600, R300, R200, R100, R6 dan R3. Data pembacaan rheometer dari mud test dimuat pada tabel 4.10.
Sumber: (PT. R, Drilling Program Exploration Well XYZ, 2019)