BAB IV Pemboran Multilateral

130 

Loading....

Loading....

Loading....

Loading....

Loading....

Teks penuh

(1)

BAB IV

PEMBORAN 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.

(2)

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.

(3)

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)

4.2. Tujuan Pemboran Multilateral

1. 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 Multilateral

Pemboran 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.

(5)

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.

B

A

(6)

Gambar 4.3.

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

B. Menunjukkan Formasi Yang Tipis C. Menunjukkan Adanya Patahan

D. Menunjukkan Reservoar Yang Membentuk Beberapa Lensa 4.3.3. Pertimbangan Ekonomis

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

A Pemboran Lepas Pantai

Adanya pemboran multilateral akan menghemat platform, menghemat jumlah sumur di permukaan.

B Menghambat Terjadinya Gas Dan Water Conning

A

C

D

(7)

Gambar 4.4.

Pertimbangan Ekonomis Dilakukannya Pemboran Multilateral 21) A. Menunjukkan Pemboran Lepas Pantai

B. Menunjukkan Adanya Water Conning C. Menunjukkan Adanya Gas Conning 4.4. 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 Sistem

A

(8)

4.4.1.1. 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

(9)

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 angle–build motor digunakan untuk membentuk sudut dan angle– hold 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).

(10)

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 tinggi 4.4.1.3. 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 sumur–sumur tegak yang sudah tidak berproduksi. Short radius sistem menggunakan short mud motors yang didisain secara khusus, yaitu bagian angle–build motor untuk mengebor bagian kurva radius 40 ft dari lubang sumur dan bagian angle–hold 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.

(11)

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 logging

4.4.1.4. Ultra Short Radius Radial Sistem

Telah 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 :

(12)

- 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 Horisontal

(13)

4.4.2.1. 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

(14)

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

(15)

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)

(16)

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 41.

Ukuran dan Berat HWDP 15) Heavy Weight Drill Pipe

OD, in ID, in Weight

3 ½ 4 4 ½ 5 2 1/16 2 9/16 2 ¾ 3 26 28 42 50

(17)

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 42. Range Panjang HWDP 15) Panjang Panjang, ft 1 2 3 18 – 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 Grade M Min. Yield Stress, Psi M Min. Tensile Stress, Psi Ratio m Min. Yield Stress

m Min. Tensile S. D E 95 (X) 105(G) 135 (S) 55000 75000 95000 105000 135000 95000 100000 105000 115000 145000 0.58 0.75 0.90 0.91 0.93 4.5.1.4. Class

(18)

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 Assembly

Pada 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.

(19)

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.

(20)

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<150/30 m,

digunakan HWDP. Sebagai tambahan, HWDP untuk setiap 30 ft panjang, memiliki central up set yang bersifat seperti wear knot pada CSDP. Wear knot berfungsi untuk menjaga DP jauh dari dinding lubang bor pada daerah kurva. Hal ini akan mengurangi friksi rotasi dan friksi longitudinal yang akan menghasilkan less sticking. Juga dipikirkan bahwa wear knot membantu menjaga cutting tetap dalam suspensi.

Gambar 4.12. Drilling Tool 8) 4. Stabilizer

Stabilizer berfungsi untuk menjaga arah pemboran sesuai dengan yang direncanakan. Teknik stabilizer yang populer adalah pendulum dan packed hole. Teknik pendulum menggunakan berat drill collar untuk bergerak pada stabilizer yang menjadi poros pengatur bit, sedangkan teknik packed hole adalah proses sebaliknya, yaitu dengan menggunakan sejumlah tambahan stabilizer dengan spasi yang berdekatan untuk mencegah efek pendulum. Adapun dua tipe dasar stabilizer, yaitu : Fixed Location Blade dan Sleeve Stabilizer.

(21)

Fungsi dari stabilizer tergantung pada tipe lubang yang akan dibor, adapun tipe lubang bor itu :

a. Vertikal Hole

Tujuan pemasangan stabilizer adalah untuk mempertahankan drill collar agar tetap ditengahtengah lubang bor. Dua sasaran yang hendak dicapai adalah menurunkan kemungkinan pelengkungan string sementara dalam keadaan compression dan memperkecil kemungkinan DC terjepit dinding.

b. Deviated hole

Penempatan stabilizer untuk membantu pengontrolan deviasi sesungguhnya akan tergantung pada jumlah deviasi yang diinginkan, dogleg yang ditolerir dan kondisi pemboran. Prinsip yang mendasari desain kestabilan string untuk deviated hole adalah mengkombinasikan kekakuan dan fleksibilitas pada titik yang berbeda pada BHA.

Keuntungan dipasangnya stabilizer adalah:

a. Menurunkan gaya pelengkungan pada drill collar. b. Memungkinkan penggunaan WOB yang besar.

c. Menaikkan umur bit dengan jalan mengurangi goyangan pada bit. d. Mencegah penjepitan pipa oleh dinding lubang bor.

Gambar 4.13. Jenis – Jenis Stabilizer 8)

(22)

5. Roller Reamer

Roller reamer terdiri dari blade stabilizer ditambah suatu seri roller yang dibuat dari baja keras atau tungsten carbide. Disamping berfungsi sebagai stabilizer, alat ini juga membantu mempertahankan ukuran lubang dan menanggulangi pipe sticking yang disebabkan oleh dog leg atau key seat. Ada tiga tipe roller reamer, yaitu :

a. 3-Point String Tipe.

Memberikan efek sehingga drill collar tetap ditengah dan menjaga lubang bor tetap dalam ukurannya dengan menghilangkan rintangan pada dinding lubang bor. b. 6-Point Bottom Hole Type.

Membantu memberikan kestabilan yang lebih baik dan kapasitas reaming yang lebih besar. Membantu mencegah perubahan suatu sudut lubang pada formasi yang lebih keras dan abrassive.

c. 3-Point Bottom Hole Type.

Digunakan antara dril bit dan bit untuk mencegah reaming pada dasar lubang oleh bit, yaitu untuk menjaga lubang tidak melewati ukurannya.

Gambar 4.14. Reamer 8)

(23)

5. Bent Sub dan Bent Housing

Bent sub memberikan suatu siku permanen pada BHA dengan tipikal sudut sebesar 0.50 – 3.00 yang menghasilkan dog leg sebesar 10 – 60/100 ft. Dipakai

untuk menghasilkan deviasi (penyimpangan sudut dari arah vertikal) lubang bor dan mengontrol lintasan lubang horisontal. Bent housing memiliki tipikal sudut sebesar 0.750 – 1.750 yang menghasilkan dog leg 10 –60/100ft.

Adjustable Bent Sub (ABS) pada (Gambar 4.15) dasarnya sama dengan fixed

bent sub, hanya perbedaaanya adalah ABS memiliki variasi ukuran bent dalam

badannya, sehingga hanya diperlukan satu bent sub untuk berbagai laju pembentuk sudut yang diinginkan.

Gambar 4.15.

Adjustable Bent Sub dalam assembly 8)

Double-tilted universal joint (DTU) merupakan bent sub yang memiliki 1 bent

dalam housing-nya. DTU akan memperkecil eksentrik pahat untuk suatu total sudut tilt tertentu (). Harga efektif keseluruhan sudut tilt bit DTU adalah perbedaan antara dua sudut tilt dalam rangkaian (assembly).

(24)

Gambar 4.16.

Adjustable Bent Sub/Housing (ABS) 15)

Shock sub adalah alat yang ditempatkan pada bagian bawah DC untuk mengabsorb vibrasi dan beban shock yang terjadi karena aksi cutting ketika pemboran menembus formasi keras. Tujuan dari pemasangan shock sub adalah: a. Mengurangi kerusakan sambungan drill collar dan drill pipe.

b. Mengurangi beban shock pada bit, sehingga mengurangi kecepatan kerusakan gigi dan bearing bit.

6. Drilling Jar

Tujuan dari pemasangan drilling jar adalah untuk memberikan suatu aksi sentakan kearah atas pada saat pipa mengalami jepitan. Suatu drilling jar terdiri dari sliding mandrell yang ditempatkan pada drill string, mandrell dihubungkan pada satu ujung string dan sleeve pada ujung lainnya. Jar dapat dirun pada string dalam limit tertentu tanpa terjadi pergerakan pada mandrell.

(25)

Gambar 4.17. Drilling Jar 15) 7. Downhole Drilling Motor (DHDM)

DHDM adalah motor yang digunakan untuk menggerakkan bit. Penggunaan motor ini mempunyai keuntungan, antara lain ; mengurangi penggunaan daya di permukaan, mengurangi ketergantungan operator terhadap karakteristik mekanis drill string, penggunaanya relatif ekonomis dibandingkan dengan pemboran konvensional.

Penggerak utama dari motor ini adalah aliran fluida lumpur pemboran yang dipompakan dari permukaan menuju motor melalui drill string. Lumpur tersebut menggerakkan motor. Berdasarkan mekanisme motor penggeraknya, DHDM dibagi menjadi dua jenis, yaitu ; turbine motor dan positive displacement motor (PDM).

A. Turbine Motor

Terdiri dari rangkaian sudu-sudu yang dipasang 45 – 50 derajad dari arah rotasi. Sudu-sudu tersebut menghasilkan gaya centrifugal hasil dari energi mekanik fluida. Karena diameter turbin cukup kecil, motor harus berputar dengan kecepatan tinggi, sehingga motor ini cocok untuk dipasang dengan diamond bit.

(26)

Gambar 4.18.

Down Hole Motor Turbodrill 21) B. Positive Displacement Motor

PDM digerakkan oleh pompa moineau dengan rotor berbentuk helicoidal yang berperan sebagai rotor tersekat di dalam stator. Jika fluida dialirkan, rotor akan berputar untuk memberikan jalan kepada fluida untuk mengalir. Rotor bergerak karena ada perbedaan tekanan di dalam motor yang dihasilkan oleh lumpur.

Gambar 4.19. Sperry Drill PDM 21) 8. Steerable System

(27)

Steerable system adalah sistem pemboran yang dapat dikontrol arah pemborannya secara langsung ketika melakukan pemboran. Sistem ini meliputi bit, bent-housing, DHDM, MWD, dan stabilizer yang sudah merupakan kombinasi dari BHA. Pemboran dengan steerable system dapat menggunakan dua cara yaitu ; Sliding Mode, Rotary Mode.

Sliding mode adalah membor dengan menggunakan DHDM sebagai penggerak bit. Cara ini dilakukan jika akan melakukan perubahan arah pemboran. Rotary mode adalah membor dengan menggunakan DHDM dan rotary table, untuk menggerakkan bit. Cara ini dilakukan jika akan membor lubang dengan arah tidak berubah.

9. Bit

Bit standar tricone dan PDC (polycristaline diamond compact) umum dipakai

pada sumur-sumur horisontal (Gambar 4.20.). Bit PDC menguntungkan untuk sumur horisontal karena memiliki usia lebih panjang, menjadikannya lebih ekonomis pada formasi shale. Meskipun demikian, ke-brittle-annya (keras tapi mudah pecah) membuatnya kurang cocok pada formasi yang lebih keras (berpasir). Bit PDC juga atraktif untuk dipakai karena kurang memiliki bagian yang berputar (bergerak ), sehinggga menghilangkan resiko untuk hilang cone (kerucut). Karena PDC cenderung untuk menghasilkan torsi reaktif yang tinggi pada PDM, maka bit ini akan mudah terpengaruh untuk melenceng lintasan dari arah setting tool face yang direncanakan, yang tejadi lebih cepat daripada memakai tricone bit. Bit roller cone memiliki kecenderungan untuk walking, biasanya ke arah kanan, arah dari rotasi rangkaian pipa. PDC bit dengan panjang short-gauge pada low speed rotary cenderung untuk membor lurus (straight) atau berjalan (walk) ke kanan. PDC bit long-lauge dengan kecepatan tinggi rotary telah diketahui cenderung untuk berjalan (walk) ke kiri. Alasan mengenai kecenderungan-kecenderungan ini tidak benar-benar dapat dipahami.

(28)

Bit rolling-cone sering dikombinasikan dengan motor kecepatan rendah dan menengah, contoh untuk rotary speed sebesar kurang dari 200 rpm.

Gambar 4.20.

Bit Polycristalline Diamond Compact (PDC)15)

4.5.3. BHA Berdasarkan Tipe Pemboran Horisontal

Berdasarkan empat tipe pemboran horisontal, maka harus dipilih bottom hole assembly (BHA) yang tepat untuk masing–masing tipe pemboran. Bottom hole assembly berdasarkan tipe pemboran horisontal, yaitu:

4.5.3.1. BHA Untuk Long Radius System

Pada sistem ini peralatan yang digunakan adalah rotary assembly, tetapi untuk bagian pertambahan sudut dibor dengan steerable motor agar pengontrolan arahnya dapat dideteksi dengan baik dan didapat hasil lengkungan yang baik. Steerable motor ini adalah bent housing motor yang diputar untuk arah vertikal atau berarah pada pemboran horisontal.

(29)

Gambar 4.21.

Susunan BHA Untuk Tipe Long Radius System15)

Sistem peralatan pemboran horisontal tipe long radius system terdiri dari orientation assembly, flexible drive pipe dan stabilized straight assembly (Gambar 4.21.). Orientation assembly berupa whipstock dengan kemiringan 7 – 9 yang dipasang pada lokasi KOP. Curve assembly dan flexible drive pipe merupakan peralatan utama dalam pembelokan lubang.

Curve assembly mencakup kerangka luar yang tidak berputar dan mudah melengkung, sedangkan flexible drive pipe menghubungkan bagian vertikal yang berputar dengan curve assembly dan untuk peralatan pembentukan sudut pada sumur long radius digunakan 1 – 2 bent subs yang dipasang diatas motor dan untuk mempertahankan sudut digunakan string stabilizer.

(30)

4.5.3.2. BHA Untuk Medium Radius System

Bottom hole assembly pada pemboran horisontal tipe medium radius system terdiri dari heavy weght drill pipe (HWDP), spiral drill collar, compressive service drill pipe, MWD dan experiment tool. (Gambar 4.22.). HWDP berukuran 3 ½ “ yang berada pada bagian vertikal dapat dijadikan sebagai cadangan beban untuk WOB.

Gambar 4.22.

ARCO Medium Radius System15)

Bagian pembentukan sudut yang besar (250 – 1000 ft) pada sumur jenis ini umumnya dibor dengan menggunakan motor yang terdiri dari bent subs, bent housing dan stabilizer. Dan pada bagian horisontal dibor dengan menggunakan steerable motor atau double titled U–Joint motor.

Peralatan MWD, kecepatan pemboran serta roller bit digunakan dalam memperbesar diameter lubang (5 ½  12 ½ “). Untuk membuat lubang sumur jenis ini digunakan HWDP atau CSDP (compressive service drill pipe) untuk menghindari problem pelengkungan pipa (pipe buckling problems) dan untuk mendapatkan beban pada pahat.

(31)

CSDP berukuran 3 ½ dan 2 ⅞ “ merupakan drill pipe khusus yang dirancang flexible dan tahan dalam kondisi kompresi, dipasang pada bagian pertambahan sudut dan horisontal. Agar tidak terjadi kontak yang berlebihan dengan dinding lubang, pada CSDP dipasang contack pad yang berukuran sama dengan tool joint dengan posisi beraturan. Pada CSDP 3 ½ “ dipasang dua pad dengan jarak 10 ft, sedangkan pada CSDP 2 ⅞ “ dipasang 3 pad dengan jarak 7 ½ ft. Bagian pembentukan sudut yang kecil (3.5 – 5.5 ft) umumnya dibor dengan menggunakan slick assembly yang menggunakan high speed double bent motor dengan pada atau stabilizer untuk menekan peralatan ke arah yang diinginkan. 4.5.3.3. BHA Untuk Short Radius System

Eastmen Christensen telah mengembangkan short radius system (4060 ft), yang berfungsi untuk mengebor 8001500 ft pada bagian horisontal. Bottom hole assembly pada sumur horisontal tipe short radius system terdiri dari flexible drill pipe, flexible joint drill collar, near bit stabilizer dan down hole motor (DHM) (Gambar 4.23.) Untuk sistem pengeborannya masih dengan menggunakan sistem yang lama yaitu knuckle joint. Near bit stabilizer berfungsi sebagai penumpu yang dapat menghasilkan efek fulcrum sehingga bit dapat diarahkan sesuai dengan lintasan kurva yang diharapkan. untuk pembentukan sudut awal digunakan whipstock.

Gambar 4.23.

(32)

4.5.3.4. BHA Untuk Ultrashort Radius Radial System (USRRS)

Pada sumur horisontal tipe USRRS diperlukan ruangan dibawah tanah pada lubang bor yang berfungsi untuk menempatkan peralatan pembelok (under– reamed zone), biasanya digunakan whipstock assembly sebagai alat pembelok (lihat Gambar 4.24.). Mekanisme yang digunakan berupa drill string beserta bit bergerak kebawah dan dibelokkan oleh whipstock hingga mengarah ke horisontal. Daya penembusan kedalam batuan berasal dari pancaran fluida berekanan tinggi yang dihasilkan oleh jet bit (10.000 psi yang digunakan untuk mengebor 100 – 200 ft pada bagian horisontal untuk material unconsolidated sand.

Gambar 4.24.

Penampang Lubang Bor USRRS15) 4.6. Monitoring Dan Survey

(33)

Monitoring diperlukan untuk mengetahui ketepatan dari peralatan pemboran sesuai dengan perencanaan lintasan yang telah dibuat sebelumnya, dengan demikian akan diketahui bila terjadi penyimpangan arah. Hal ini memungkinkan untuk dilakukan koreksi sehingga lintasan tetap terjaga.

4.6.1. Measurement While Drilling (MWD)

Measurement While Drilling (MWD) merupakan suatu temuan baru dibidang teknologi pemboran, khususnya dalam pengontrolan arah dan kemiringan lubang bor. Peralatan MWD ini lebih canggih dibandingkan dengan peralatan survey konvensional seperti single shot dan multi shot karena dapat mengetahui orientasi drill string di dalam lubang bor dan mengidentifikasi parameter-parameter bawah permukaan lainnya selama operasi pemboran berlangsung.

4.6.1.1. Pengertian dan Kegunaan Peralatan MWD

Measurement While Drilling (MWD) adalah suatu sistem pengukuran data lubang bor yang diletakkan di dekat pahat dan mengirimkan data tersebut ke permukaan secara langsung (real time) ketika proses pengeboran sedang berlangsung. Peralatan ini dikembangkan oleh The Analyst Schlumberger, dipasang dalam suatu non magnetic drill collar dekat pahat. Dilengkapi dengan turbin alternator yang akan berputar dan menghasilkan arus listrik apabila dilalui aliran lumpur. Informasi sekitar pahat akan dikirimkan ke permukaan melalui kolom lumpur yang ada di dalam rangkaian pengeboran sebagai gelombang tekanan modulasi (modulated pressure wave). Sinyal akan dideteksi oleh sensor tekanan yang dipasang pada pipa tegak (stand pipe), untuk diteruskan ke komputer.

Data yang diukur berupa data geologi dan data teknis lubang bor (tergantung dari susunan sensor yang dipasang pada peralatan bawah tanah), yang meliputi :

(34)

Diukur dengan bantuan ruggedized scintillation detector setiap 27 detik pada pengeboran biasa dan 54 detik dengan downhole motor.

b. Formation Resistivity (Short Normal)

Dengan memasang electrode short normal 16 inci dan mengukur setiap 27 detik.

c. Annular Temperature

Sensor yang dipasang di bagian luar MWD akan mengukur suhu lumpur yang melalui sensor tersebut setiap 54 detik.

d. Downhole Weight on Bit (DWOB)

Mengukur gaya aksial yang terjadi pada pahat. Hasil pengukuran dikirimkan setiap 27 detik dan dapat diperbandingkan dengan beban pahat di permukaan (Surface Weight on Bit = SWOB).

e. Borehole Deviation / Azimuth

Kemiringan dan arah lubang bor dapat diukur dengan sistem magnetometer dan accelerometer setiap saat selama aliran lumpur berlangsung.

f. Tool Face Angle

Arah dari bent-sub dapat diketahui dengan magnetometer dan accelerometer. Pemakaian MWD dimulai sekitar tahun 1980 di Teluk Mexico dan Laut Utara, sedangkan di Indonesia pada tahun 1986 oleh Atlantic Richfield Indonesia Inc. dengan memanfaatkan pelayanan dari The Analyst Schlumberger. 4.6.1.2. Jenis-Jenis Peralatan MWD

Berdasarkan fungsinya, peralatan MWD dibedakan menjadi dua, yaitu : a. Jenis MWD Rotary (Rotary Drilling Mode)

Peralatan jenis ini dapat digunakan pada pengeboran biasa dan pengeboran dengan down motor tanpa diperlukan pengarahan lubang bor. Dari perekaman, alat ini akan menghasilkan data :

1 formation radiactivity 2 formation resistivity

3 suhu annulus (annular temperatur) 4 torsi di pahat (downhole torque)

(35)

5 beban pahat di dasar (downhole weight on bit) 6 sudut kemiringan lubang (hole deviation) 7 arah lubang (azimuth)

b. Jenis Tool Face (Tool Face Mode).

Peralatan jenis ini dipergunakan apabila pengarahan alat pembelok (deflection tool/tool face) harus dilakukan terus menerus. Bent sub dipasang diatas down hole motor, dibawah MWD. Pada penggunaan peralatan ini, rangkaian pengeboran tidak diputar untuk mencegah kesalahan pengarahan alat pembelok. Rekaman alat ini akan menghasilkan data :

1 formation radioactivity 2 magnetic tool face angle 3 gravity tool face angle 4 downhole weight on bit 5 arah lubang (azimuth)

Untuk sudut kemiringan sampai dengan 5 perekaman menggunakan magnetic tool face, sedangkan untuk sudut kemiringan diatas 5 digunakan gravity tool face.

Gambar 4.25. Skematik Sistem MWD 15) 4.6.2. Peralatan Survey

(36)

Selama operasi pemboran setiap mencapai titik-titik kedalaman tertentu, kita akan mengukur sudut kemiringan dan sudut arah lubang bor. Dari pengukuran ini dapat diketahui penyimpangan sudut dari sasaran yang direncanakan sehingga dari setiap titik pengukuran ini kita dapat mengoreksi penyimpangan dan mengarahkan kembali kesasaran semula.

Seperti terlihat pada Gambar 4.26., peralatan survey ini terbagi atas dua macam, yaitu :

1. Single shot. 2. Multi shot. A. Single Shot

Merupakan peralatan survey yang hanya dapat mencatat sekali dalam sekali pengukuran ke dalam. Prinsip kerjanya sama dengan peralatan multi shot.

Gambar 4.26.

Contoh Alat Survey Dan Prinsip Kerjanya 21)

B. Multi Shot

Peralatan ini dapat mencatat berkali-kali selama sekali pengukuran. Prinsip kerjanya adalah sebagai berikut. Sebuah kompas dan unit pencatat sudut yang berbentuk cakram dipotret bersama-sama oleh sebuah kamera. Hasil pemotretan

(37)

ini menghasilkan penyimpangan dari vertikal, karena adanya fluida yang bebas bergerak, sedang arah dicatat pada unit pencatat. Unit terdiri dari tiga macam, yaitu : 0 – 120, 10 – 200, dan 15 – 900.

Sebagai contoh pembacaan lihat Gambar 4.27. (ini adalah contoh alat pencatat unit 0 – 12). Dari gambar ini dapat dibaca :

Sudut kemiringan lubang bor = 5 / 220

Sudut arah lubang bor = N 42 0E

Gambar 4.27.

Cara Pembacaan Hasil Pengukuran Alat Survey 21) 4.6.3. Metode Survey

Setelah drilling planning dibuat dan telah dilaksanakan, maka dalam pengoperasiannya setiap kedalaman tertentu dilakukan pengukuran sudut kemiringan dan arah luabang bor.

Bila titik-titik survey tersebut terjadi penyimpangan maka lubang bor diarahkan kembali ke arah yang telah ditetapkan. Beberapa metode yang dapat menentukan koordinat titik survey tersebut. Dalam perhitungannya didasarkan pengukuran ke dalam sumur, perubahan sudut arah dicatat oleh alat survey. Metode-metode perhitungan tersebut adalah :

(38)

Prinsip dari metode ini adalah menggunakan sudut inklinasi dan azimuth dari titik awal interval untuk menghitung vertical depth, daparture, dan posisi. Prinsip dari metode tangential tersebut ditunjukkan Gambar 4.28.

VD =  MD cos I2 ...(4-1)

D =  MD sin I2 ...(4-2)

D = D sin A2 =  MD sin I2 sin A2...(4-3)

N = D cos A2 =  MD sin I2 cos A2 ...(4-4)

Keterangan :

MD = pertambahan measured depth.

VD = pertambahan TVD.

D = pertambahan departure.

N = pertambahan koordinat arah utara.

N = pertambahan koordinat arah selatan.

Gambar 4.28. Metoda Tangensial 21) 4.6.3.2. Metoda Balanced Tangential

Metode ini membagi dua interval dimana untuk bagian atas interval digunakan sudut inklinasi dan azimuth pada titik awal interval dan untuk bagian bawah interval digunakan sudut inklinasi dan azimuth pada titik akhir interval. Prinsip dari metode ini ditunjukkan pada Gambar 4.29.

(39)

D1 = ( MD/2) sin I1...(4-5) D2 = ( MD/2) sin I2...(4-6) D = D1 + D2 =  MD/2 (sin I1 + sin I2)...(4-7) VD1 = ( MD/2) cos I1 ...(4-8) VD2 = ( MD/2) cos I2 ...(4-9) VD = VD1 + VD2 =  MD/2 (cos I1 + cos I2)...(4-10) N = N1 + N2 = D1 cos A1 + D2 cos A2

=  MD/2 (sin I1 cos A1 + sin I2 cos A2) ...(4-11)

E = E1 + E2 = D1 sin A1 + D2 sin A2

=  MD/2 (sin I1 Sin A1 + sin I2 sin A2)...(4-12)

Gambar 4.29.

Metoda Balanced Tangential 21) 4.6.3.3. Metoda Angle Averaging

Prinsip dari metode ini adalah menggunakan rata-rata sudut inklinasi dan rata-rata sudut azimuth dalam menghitung vertical depth, departure dan posisi. Perhitungan dengan metode ini hampir sama dengan metoda tangential methode.

D =  MD sin (I1 + I2)/2 ...(4-13)

VD =  MD cos (I1 + I2)/2 ...(4-14)

E =  MD sin (I1 + I2)/2 + cos (I1 + I2)/2 ...(4-15)

(40)

4.6.3.4. Metoda Radius Of Curvature

Metode ini menganggap bahwa lintasan yang melalui dua stasiun berbentuk kurva yang mempengaruhi radius of curvature tertentu. Prinsi perhitungan dengan metode ini ditunjukkan olah Gambar 4.30. dan dapat dilakukan perhitungan dengan persamaan berikut ini :

VD =

 

2 1

1 2 sin sin 2 360 I I I I MD     ...(4-17) D =

 

1 2

1 2 cos cos 2 360 I I I I MD     ...(4-18) N =

 



2 1



2 1

2 1 2 2 1 2 4 sin sin cos cos 360 I I A A I I I I MD       ...(4-19) Gambar 4.30.

Metoda Radius Of Curvature 21) 4.6.3.5. Metoda Minimum of Curvature

Persamaan ini hampir sama dengan persamaan pada metode balanced tangential, kecuali data-data surveynya dikalikan dengan Rf.

Maka persamaannya menjadi :

RF =             2 tan 2 DL DL ...(4-20)

(41)

Keterangan :

DL = dog leg angle

Cos DL = cos (I2 – I1) – sin I1 x sin I2 (1 – cos(A2 – A1)

VD =  MD/2 (cos I1 + cos I2)RF ...(4-21)

N =  MD/2 (sinI1 cos A1 + sin I2 cos A2)RF...(4-22)

E =  MD/2 (sin I1 sin A1 + sin I2 sin A2)RF...(4-23)

4.6.3.6. Metoda Mercury

Metode ini merupakan perbaikan dari metod balanced tangential dengan memasukan faktor-faktor koreksi panjang dari alat survey yang dipergunakan. Prinsip kerja metoda ini ditunjukkan oleh Gambar 4.31.

VD =  MD2STL

cosA2cosA1

STLcosA2...(4-24)

N =

sin 2cos 2 sin 1cos 1

sin 2cos 2

2 I A I A STL I A STL MD       (4-25)

E =

sin 2cos 2 sin 1cos 1

sin 2cos 2

2 I A I A STL I A STL MD         .(4-26) Gambar 4.31. Metoda Mercury21)

(42)

Sebelum melakukan pemboran multilateral, terlebih dahulu harus dibuat rencana pengeboran (drilling planning), yang menyangkut masalah-masalah desain pembelokan.

Desain pembelokan merupakan proses perencanaan penentuan arah atau bidang bersudut tinggi untuk mencapai target yang direncanakan. Dalam pelaksanaan pemboran, pengontrolan terhadap arah lintasan merupakan hal yang menentukan keberhasilan pencapaian target. Desain pembelokan bertujuan untuk :

1. Menghindari terjadinya problem-problem pada operasi pemboran.

2. Meminimalkan terjadinya pergeseran akhir pembelokan (end of

curve/EOC).

3. Toleransi terhadap penyimpangan terget kecil.

4. Toleransi terhadap bebagai peralatan produksi dan peralatan penunjang lainnya.

Langkah awal dari perencanaan pemboran multilateral adalah merencanakan lintasan pemboran atau target pemboran. Desain pembelokan berisi rencana dari berbagai lintasan yang akan dibor dan secara ekonomis menguntungkan.

Lubang bor pada pemboran multilateral dibagi menjadi tiga bagian, yaitu : 1. Bagian lubang vertikal.

2. Bagian penambahan sudut dan kemiringan sampai kedalaman target. 3. Bagian pemboran horisontal.

Pada perencanaan masing-masing bagian digambarkan dalam kondisi ideal sesuai dengan sudut arah dan besar laju pertambahan sudut yang diinginkan. Dalam penggambaran tersebut ditunjukkan posisi KOP (kick of point), arah target, besar BUR (build up rate), proses pelubangan casing (milling window), panjang bagian horisontal, lumpur, ukuran dan kedalaman casing, serta penyemenan. Untuk perencanaan dan hidrolika lumpur, perencanaan casing serta penyemenannya akan dibahas pada bagian bab tersendiri.

(43)

Penggambaran bagian pertambahan sudut dilakukan dengan metode radius of curvature. Metode ini menganggap segmen-segmen lubang bor berupa busur lingkaran yang menyinggung dua titik survey yang mempunyai sudut kemiringan tertentu. Sedangkan pada penggambaran bagian lubang tanpa pertambahan sudut digunakan metode tangensial.

Interval perhitungan disesuaikan dengan satuan BUR, yaitu o/100 ft. Hasil

perhitungan tiap-tiap bagian lubang digambarkan dalam bentuk proyeksi vertikal dan horisontal yang selanjutnya untuk dijadikan perbandingan data survey operasi pemboran di lapangan.

Masalah utama dalam pemboran multilateral berhubungan erat dengan efek gravitasi, friksi, pengangkatan cutting pada bagian pertambahan sudut, dan pada bagian horisontal yang menimbulkan kesulitan pada pembebanan dan pergerakan di dalam lubang, serta pembersihan lubang bor.

4.7.1. Penentuan Lokasi Kick Of Point (KOP)

Titik awal pembelokan (KOP) adalah titik dimana dilakukan pertambahan sudut pada arah tertentu setelah pemboran tegak mencapai suatu kedalaman. Penentuan lokasi KOP dibatasi oleh kedalaman target yang harus dicapai, kemampuan peralatan dalam membentuk bagian pertambahan sudut serta kondisi formasi yang dipilih sebagai landasan untuk kedudukan KOP.

4.7.1.1. Kondisi Lokasi KOP

Batasan lain yang perlu diperhatikan dalam penentuan lokasi KOP adalah kondisi lokasi itu sendri. Sedapat mungkin lokasi KOP memenuhi kriteria sebagai berikut :

1. KOP tidak terletak pada zona lunak, zona rekah, formasi dengan kemiringan tinggi, zona perubahan lithologi dan kekerasan, zona loss gas, zona pembesaran lubang, dan zona swelling, agar tidak menyulitkan dalam pembentukan sudut arah kemiringan.

2. KOP terletak pada jarak yang cukup di bawah casing shoe untuk menghindari terjadinya gesekan.

(44)

3. Pada pemboran dengan sistem cluster, KOP suatu sumur tidak terlalu dekat dengan sumur lain, sehingga tidak terjadi gangguan logam terhadap hasil survey sumur baru.

Ketiga batasan di atas saling terkait satu sama lain, sehingga bila salah satu batasan tidak memenuhi, maka batasan tersebut dijadikan patokan untuk dipenuhi oleh batasan lainnya dalam penentuan lokasi KOP.

4.7.1.2. Kedalaman Dan Target

Kedalaman terget yang harus dicapai, dalam hal ini adalah kedalaman titik awal bagian horisontal yang berpengaruh pada penentuan lokasi KOP dan berhubungan dengan besar BUR (build up rate) yang dapat dilakukan. Target yang dalam memungkinkan untuk memilih BUR yang relatif kecil. Sebaliknya target yang dangkal memerlukan BUR yang lebih besar. Tabel IV-4. menunjukkan hasil perhitungan hasil perhitungan jarak KOP dan jarak pemboran atau MD (measure depth) yang diperlukan untuk berbagai laju pertambahan sudut konstant.

Tabel IV-4.

Perhitungan Jarak KOP – Target Dan Jarak Pemboran (MD) BUR

(o/100 ft)

Jarak KOP – Target (TVD = H, ft) Jarak Pemboran (MD, ft) 2,0 3,0 4,0 4,5 5,0 6,0 6,5 7,0 7,5 7,5 15,0 20,0 200,0 2864,79 1909,86 1432,39 1273,24 1145,61 1041,74 954,93 881,47 818,51 763,94 381,97 286,48 28,65 4500,00 3000,00 2250,00 2000,00 1800,00 1636,36 1500,00 1384,62 1285,71 1200,00 600,00 450,00 45,00

(45)

Dari Tabel IV-4 untuk target yang paling dalam dipilih lokasi KOP yang sesuai dengan BUR yang relatif kecil, tetapi target yang dangkal misalnya seperti 450,00 ft diperlukan BUR yang relatif besar, yaitu 20o/100 ft. Namun sekarang

telah dilakukan usaha untuk mendapatkan lubang horisontal pada target yang dangkal dengan BUR kecil.

4.7.1.3. Kemampuan Peralatan

Kemampuan peralatan yang tersedia dalam membentuk BUR berpengaruh pada penentuan lokasi KOP. BUR yang besar memerlukan konfigurasi drill string dan peralatan khusus. Peralatan pemboran long radius dapat digunakan pola BUR 40 – 50 ft. Pemboran dengan BUR lebih besar mengalami kesulitan dalam mengontrol sudut arah di samping adanya batasan casing yang akan digunakan, karena lebih murah dan mudah didapatkan .

4.7.2. Profil Lintasan Sumur Horisontal

Langkah pertama dalam perencanaan beberapa pemboran sumur horisontal adalah mendesain lintasan lubang sumur sampai memotong target yang ada. Disain awal sebaiknya mengusulkan beberapa tipe atau variasi tipe lintasan yang dapat dibor secara ekonomis, kedua adalah rencana sebaiknya meliputi efek geologi pada BHA yang akan dipakai dan faktor lain yang dapat mempengaruhi akhir trayek lubang sumur.

Adanya bagian pertambahan suatu sudut menimbulkan persoalan dalam pemboran, masalah yang timbul berhubungan erat dengan efek friksi, gravitasi dan pengangkatan cuting serta karakteristik formasi yang akan ditembus ditambah dengan kegagalan mekanis peralatan yang digunakan dalam pemboran berlangsung.

Dimensi kurva kelengkungan dapat dihitung dari hubungan geometri garis lurus dan lingkaran. Untuk kurva kelengkungan simple tangent dimana kita bermaksud untuk menjaga peralatan permukaan bent housing motor menekankan dan memaksimalkan laju pertambahan sudut dari alat. Lintasan dapat digambarkan sebagai lingkaran pada rencana vertikal.

(46)

Penggambaran bagian pertambahan sudut dilakukan dengan metode radius of curvature. Metode ini menganggap segmen-segmen lubang bor berupa suatu lingkaran yang menyinggung dua titik survey yang mempunyai titik sudut kemiringan tertentu. Perumusan yang digunakan selama perencanaan adalah sebagai berikut : B 5730 R  ...(4-27) B ) 100( MD 1  2 ...(4-28) TVD = R[Sin2 - Sin1] ...(4-29) H = R [Cos1 - Cos2] ...(4-30) Keterangan :

B = build rate, deg/100 ft R = build radius, ft

TVD = ketinggian vertikal, ft H = displacemen, ft

MD = panjang lintasan lubang bor, ft

1 = inklinasi awal lubang bor, deg

2 = inklinasi akhir lubang bor, deg

Sedangkan pada penggambaran bagian lubang tanpa pertambahan sudut digunakan metode tangensial dengan perumusan :

TVD = MDCos ...(4-31) H = MDSin ...(4-32) Interval perhitungan disesuaikan dengan laju pertambahan sudut, yaitu 100 ft. Hasil perhitungan tiap bagian lubang digambarkan dalam bentuk proyeksi vertikal dan horisontal, yang selanjutnya dijadikan pembanding hasil perhitungan data survey operasi pemboran dilapangan.

Ada lima tipe lintasan pemboran pada bagian horisontal yang digunakan dalam praktek pemboran multilateral yang disesuaikan dengan kondisi reservoarnya, yaitu :

(47)

1. Single Build Curve.

2. Simple Tangent Build Curve. 3. Ideal Build Curve.

4. Complex Tangent Build Curve. 5. End Build Curve.

4.7.2.1. Single Build Curve

Secara ideal, tipe ini mempunyai satu pelengkungan dengan pertambahan sudut yang konstant hingga mencapai target KOP hingga EOC (displacementend

of curvature), yang ditunjukkan pada Gambar 4.32. Radius pelengkungan dapat

dihitung dengan persamaan berikut :

B 5730

R  ...(4-33) Keterangan :

R = radius, ft

B = build rate, deg/100’

Gambar 4.32.

Diagram Single Build Curve 21)

4.7.2.2. Simple Tangent Build Curve

R1

V

(48)

Desain build curve yang lama dan luas digunakan adalah simple tangent build curve. Simple tangent build curve membagi kelengkungan dalam dua bagian yang dipisahkan oleh perubahan interval garis singgung lurus. Anggapan secara umum yang kedua adalah bagian build curve akan dibor dengan peralatan motor pembentuk sudut dan laju pertambahan sudut yang kedua juga sama dengan laju pertambahan sudut saat pemboran tahap lengkungan pertama.

Konsep “simple tangent build curve” berasal dari penelitian bahwa pembentuk sudut akan memberikan perlakuan kelengkungan yang konsisten pada sumur di area khusus dimana penampakannya sangat berarti diantara sumur-sumur dengan formasi target yang berbeda atau pada daerah lainnya. Dengan desain ini operator menggunakan penelitian penambahan lengkungan pada lengkungan pertama untuk menghitung besarnya lengkungan kedua dan panjang interval target yang diperlukan serta kedalaman KOP yang kedua. Pengurangan kesalahan pada akhir kurva untuk mencapai target bedanya relatif kecil antara sebenarnya dengan perkiraan pada lengkungan kedua. Teknik ini ternyata berhasil, pentingnya KOP dan rencana kurva kelengkungan didesain menggunakan laju kelengkungan sekecil mungkin untuk memilih peralatan motor pembentuk sudut.

Keputusan yang diperlukan desainer adalah laju lengkungan, interval sudut tangen dan panjang interval tangen. Desain laju kelengkungan tidak boleh lebih besar dari minimum laju kelengkungan yang diharapkan untuk memilih motor pembentuk sudut. Jika laju pertambahan sebenarnya dilapangan melebihi laju laju minimum yang direncanakan maka panjang interval target dirubah sehingga kurva kelengkungan kedua itu mencapai target dan kelengkungannya sama dengan laju pertama. Batas kesalahan untuk mencapai target ini berbeda antara kelengkungan ke dua sebenarnya dengan perubahan kelengkungan kedua yang direncanakan.

Simple Tangent Build Curve adalah tipe lintasan atau perlengkapan yang terdiri dari tiga bagian seperti ditunjukkan pada Gambar 4.33. yaitu :

1. Lintasan pertama, dimulai dari KOP dengan sudut tetap, kemudian dilanjutkan pada tahap kedua.

(49)

2. Lintasan kedua, bagian tangensial yang merupakan lanjutan dari lintasan pertama dengan sudut inklinasi yang konstant.

3. Lintasan ketiga, merupakan kelanjutan dari lintasan kedua dengan sudut yang tetap. Pada umumnya lintasan ketiga dan pertama mempunyai pertambahan sudut (build up rate) yang tetap.

Gambar 4.33.

Diagram Simple Tangent Build Curve 21)

4.7.2.3. Complex Tangent Build Curve

Complex tangent build curve memberikan logika untuk langkah selanjutnya dalam pengontrolan kecepatan pencapaian TVD target yang kecil. Untuk desain build curve yang menggunakan interval kelengkungan pertama untuk membuat tingkat performance motor pembuat sudut yang dipilih untuk pekerjaan dengan metode simple tangent. Bagaimanapun penggunaan lengkungan pertama ini pada pemilihan KOP untuk build curve kedua. Konsepnya adalah menggunakan desain laju yang lebih rendah daripada yang sesungguhnya pada lubang diatasnya (sebelumnya).

Desain complek tangent build curve tidak bermaksud membuat lintasan lubang yang lurus akan tetapi memberikan pemboran dengan kemampuan mengatur laju lengkungan baik ke atas atau ke bawah saat pemboran kelengkungan kedua. Perbandingan contoh metode tipe ini dengan tipe desain

H

V

R1

(50)

simple tangen menunjukkan atau memperlihatkan keuntungan dan kerugian yang sama. Kerugian yang paling besar pada desain ini adalah bahwa panjang, tinggi dan displacement (panjang horisontal) diperbesar sebesar 615 ft. tingginya diperbesar dari 168 ft menjadi 206 ft dan panjang displacemen diperbesar dari 460 ft menjadi 567 ft. prinsip keuntungan desain ini adalah tinggi aktual kurva kelengkungan kedua dapat dirubah naik atau turun. Perubahan vertikal maksimumnya adalah sebesar 36 ft ke atas jika perubahannya diketahui pada saat permulaan lengkungan kurva kedua ini akan memberikan perubahan tinggi maksimum sebesar 18 % dari tinggi awal. Interval belok kelengkungan juga mempunyai total lengkungan yang lebih besar daripada lengkungan desain simple tangent meskipun kenaikkannya tidak besar. Sebagai contoh kasus ini adalah total dog leg pada kelengkungan hanya 10 % lebih besar daripada untuk menyelesaikan desain simple tangent.

Desain ini paling besar diterapkan untuk sumur horisontal yang dibor pada target struktur. Sangat berguna ketika posisi akhir target ditetapkan oleh formasi atas yang lokasinya pada lengkungan kedua. Meskipun tidak dapat membuat kepastian hubungan yang luas. Ukuran perubahannya sangat berarti sebagai contoh pada kasus desain kelengkungan adalah sebesar 6.5/100 ft. kita akan mencapai 70 saat kita berada 53 ft diatas target horisontal. Pada point itu memungkinkan untuk mencapai target horisontal dengan maksimum build rate 8/100 ft. pada tinggi vertikal hanya 43 ft pembelokan lurus oleh peralatan permukaan akan mengijinkan perubahan 10 ft vertikal hanya dari 53 ft di atas target. Ini memungkinkan juga untuk mencapai ke bawah target oleh adanya peningkatan sudut peralatan permukaan.

Complex tangent build curve memberikan pertukaran antara kecepatan TVD target dengan posisi dan arah target. Perhitungan memperlihatkan pengaruh pertukaran dengan menggunakan desain ini adalah yang paling effektif. Desain memerlukan membuat latitud yang lebih besar pada akhir displacement curve dan arah untuk memaksimalkan pengontrolan target vertikal.

(51)

tipe ini laju pertambahan sudut dan jari-jari lengkungan lubang bor fasa pertama dan kedua besarnya berbeda.

Dalam merubah BUR dari suatu alat BHA yang mempunyai BUR tertentu dapat dilakukan dengan cara memutar pipa pemboran kekiri atau kekanan yang biasa disebut dengan “tool face angle ()”. Besarnya tool face angle tergantung dari besarnya build rate total (Bt) dan build rate yang direncanakan (Bv), seperti dalam persamaan berikut:

        Bt Bv ArcCos ...(4-34) Akibat adanya perputaran alat maka akan diperoleh suatu perubahan azimut (Az) dengan besarnya dog leg (DL) yang lebih besar dari pertambahan sudut inklinasi.

2 1

Bv Bt DL     ...(4-35)             2 1 2 1 Sin Sin Cos Cos CosDL ArcCos Az ...(4-36) Keterangan :

DL = dog leg yang terbentuk, deg

1 = sudut inklinasi awal, deg

2 = sudut inklinasi akhir, deg

(52)

Gambar 4.34.

Diagram Complex Tangent Build Curve21) 4.7.2.4. Ideal Build Curve

Merupakan complex tangent build curve yang benar-benar tanpa interval tangent, oleh karena itu dapat dibor dengan motor pembuat sudut tunggal kecuali kalau dibatasi oleh umur bit. Dengan jelas ini akan memberikan metode dengan biaya yang lebih rendah untuk pemboran build curve, ini juga akan memerlukan bahwa diharapkan tangen performent peralatan pembuat sudut akan lebih kecil daripada yang dapat diserap oleh perubahan sudut tool face saat pemboran build kedua dan bagian belokan. Meskipun demikian kita tidak dapat memprediksikan penampakan dari laju motor pembuat sudut pada sudut pertama. Sebaiknya dipertimbangkan untuk sumur kedua dan ketiga pada suatu area.

Ideal curve adalah suatu metode pembentuk daerah pertambahan sudut dengan menggunakan satu lengkungan yang mulus, tetapi dengan laju pertambahan sudut dan jari-jari kelengkungan sumur yang berbeda. Gambar 4.35.

R1

R2

H

(53)

Gambar 4.35.

Diagram Ideal Build Curve 21)

4.7.2.5. End Build Curve

Adalah build rate akhir yang harus dilakukan untuk dapat mencapai posisi target dengan toleransi yang diizinkan, dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan berikut ini :

TVD TVD sin sin 5730 B t t      ...(4-37) Keterangan :

B = build rate yang dibutuhkan untuk mencapai target, o/100 ft

Фt = inklinasi target, derajat

Ф = inklinasi lubang terakhir, derajat TVDt = kedalaman target vertikal, ft

TVD = kedalaman target vertikal terakhir yang dicapai, ft

Build curve design yang telah dijelaskan di atas harus dilakukan dengan cermat, dengan maksud agar :

1. Mencegah problem yang disebabkan oleh formasi.

2. Memperkecil measured depth pada daerah pertambahan sudut. 3. Memperkecil displacement end of curvature (EOC).

R1

R2

H

(54)

4. Menyediakan interval yang sesuai untuk mengatasi masalah-masalah yang mungkin muncul dari kondisi idealnya.

5. Dapat mempergunakan tanda-tanda struktur yang ditembus untuk dapat mencapai target kedalaman terakhir.

6. Mencapai target dalam limit toleransi yang diperbolehkan.

7. Mempersiapkan daerah pertambahan sudut sehingga target panjang horisontal dapat ditembus dengan maksimal.

8. Mempersiapkan lubang sehingga mampu mempergunakan perlengkapan dan alat produksi yang diperlukan.

9. Mempersiapkan lubang agar terhindar dari problem lapisan berbahaya pada saat pemboran.

4.7.3. Penentuan End Of Curvature(EOC) Dan Jenis Target Horisontal. Target adalah tempat atau bidang yang menjadi sasaran dari posisi bagian horisontal yang harus dicapai. Keberhasilan pencapaian titik target sering disebut dengan toleransi. Sebenarnya toleransi didefinisikan sebagai kemampuan menempatkan bagian horisontal pada koordinat yang telah ditentukan dengan kemiringan tertentu.

Kemiringan target terhadap formasi dapat dihitung dengan menggunakan persamaan :

Tan .Cos( )

Tan

90 1 dip dip well

h     

  ...(4-38)

Keterangan :

θh = inklinasi bidang koordinat pada zona target, derajat

θdip = inklinasi target plane, derajat

θwell = azimuth bidang horisontal, derajat

Sedangkan kedalaman target dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan :

(55)

Keterangan :

TVDEOC = true vertical depth dari EOC target plane, ft

TVDTP = true vertical depth dari target plane, ft

DISPL = panjang displacement dari lokasi permukaan ke EOC, ft θEOC = azimuth EOC dari permukaan, derajat

Dalam penentuan zone target, tipe target horisontal secara umum dapat dikategorikan menjadi tiga tipe, yaitu :

1. Defined Vertical Depth, adalah sumur dengan bagian horisontal benar-benar tegak lurus (90o) dari sumbu tegak.

2. Defined Structural, adalah sumbu dengan target horisontal yang mempunyai sudut sejajar dengan kemiringan struktur lapisan reservoar yang ditembus.

3. Slant Hole, adalah sumur horisontal yang menembus formasi target dengan sudut kemiringan tinggi.

Berikut ini akan diperlihatkan beberapa contoh dari tipe-tipe target dari suatu pemboran.

Gambar 4.36.

Tipe-Tipe Target Horisontal 21)

Pemilihan tipe-tipe ini sangat dipengaruhi oleh kondisi atau kedudukan kemiringan formasi, batas WOC, sehingga dapat memperkirakan daerah-daerah yang perlu diisaolasi.

Figur

Memperbarui...

Referensi

Memperbarui...

Related subjects :