KARAKTERISTIK TEKANAN SUMUR PENGEBORAN MINYAK SAAT PROSES SURGING

KARAKTERISTIK TEKANAN SUMUR PENGEBORAN MINYAK SAAT PROSES SURGING

Januar Sianipar 0906555055

Departemen Teknik Mesin Universitas Indonesia Abstrak

Surging merupakan salah satu fenomena penting dalam proses pengeboran. Surging adalah tekanan tinggi yang

terjadi saat casing atau pipa pengeboran (drill string) dimasukkan ke dalam sumur. Gerakan drill string dan dinamika fluida pengeboran yang terjadi karena gerakan tersebut menyebabkan perubahan tekanan di dalam sumur. Jika tekanan surging lebih tinggi dari tekanan formasi tanah maka akan menyebabkan loss circulation dan memunculkan ancaman terhadap safety dan lingkungan. Surging dikendalikan oleh parameter reologi fluida pengeboran dan hidrolika. Penelitian tentang karakteristik tekanan surging pada sumur pengeboran telah dilakukan dengan tujuan untuk memahami pengaruh reologi fluida pengeboran dan kecepatan dril string. Penelitian dilakukan dengan skala laboratorium dengan experimental setup berupa pipa akrilik berdiameter 50,8 mm dan panjang 3 meter yang berfungsi sebagai lubang pengeboran dan pipa besi berdiameter luar 30 mm sepanjang 3 meter yang berfungsi sebagai drillstring. Tekanan pada dinding sumur diukur dengan menggunakan pressure differential transducer pada berbagai kecepatan drill string dan beberapa jenis fluida pengeboran. Fluida pengeboran yang digunakan adalah air, dan campuran air dengan Bentonite dengan berbagai konsentrasi. Hasil eksperimen menunjukkan bahwa reologi fluida pengeboran dan kecepatan dril string mempengaruhi tekanan surging. Hasil pengukuran juga menunjukkan kesesuaian yang baik dengan model matematisnya. Dari penelitian, didapatkan kesimpulan bahwa, naiknya konsentrasi bentonite maupun kecepatan drill string menyebabkan tekanan surge yang dihasilkan juga akan semakin besar.

Kata Kunci :

pengeboran, fluid pengeboran, kecepatan, tekanan, surging.

1. Pendahuluan

Dalam beberapa abad terakhir dunia sangat tergantung dengan minyak bumi. Minyak bumi, baik dalam bentuk minyak mentah maupun produk olahan, menjadi bagian dari semua industri modern saat ini. Untuk memperoleh minyak bumi, dibutuhkan suatu proses yang tidak mudah. Sumber minyak yang berada dibawah lapisan tanah dan batuan harus di bor untuk mengeluarkan minyak bumi ini. Pengeboran ini dapat dilakukan berbulan-bulan dan kedalaman lubang pengeboran bisa mencapai puluhan ribu meter dibawah permukaan tanah. Suatu operasi pengeboran dapat aman dan berhasil, merupakan hasil kerjasama sistem-sistem yang saling terkait. Pada dasarnya, pengeboran terdiri dari 5 sistem utama yaitu Sistem Pengangkat (Hoisting System), Sistem Berputar (Rotating System), Sistem Sirkulasi (Circulating

Cystem), Sistem Daya (Power System) dan Sistem

Pencegah Semburan (Blowout Prevention System) [1]. Salah satu faktor penting sebuah proses pengeboran minyak adalah sifat fisik dari fluida pengeboran. Sifat fisik fluida, baik itu sifat hidrolik maupun sifat reologi menjadi parameter penting. Reologi terutama berkaitan dengan hubungan tegangan geser dengan laju geser dan dampaknya terhadap karakteristik aliran di dalam tubular dan ruang annular. Hidrolika menjelaskan bagaimana aliran fluida menghasilkan dan menggunakan tekanan. Peristiwa yang sangat berkaitan dengan kedua hal ini adalah proses swabbing dan surging.

Swabbing terjadi saat dilakukan penarikan pipa pengeboran dari dalam sumur. Penarikan pipa pengeboran

ini bisa karena beberapa kondisi, seperti pemasangan

casing, pembuatan sambungan baru, penggantian mata

bor, atau disaat sumur mengalami trip-out. Saat dilakukan swabbing, lumpur harus masuk ke annulus untuk menggantikan volume pipa yang ditarik keluar dari dalam sumur sehingga tekanan hidrostatik dari sumur berkurang sesaat. Pengurangan tekanan maksimum saat terjadinya proses inilah yang disebut tekanan swab. Jika tekanan swab lebih besar dari batas tekanan aman hidrostatik (overbalance), cairan dari dalam formasi akan masuk ke dalam sumur yang akan mengakibatkan kick, dan jika hal ini tidak cepat dicegah overbalance ini akan mengakibatkan terjadinya blow-out.

Merupakan kebalikan dari proses swabbing, surging terjadi saat casing atau pipa pengeboran dimasukkan ke dalam sumur pengeboran. Lumpur yang keluar dari lubang sumur akan digantikan oleh masuknya casing atau pipa pengeboran, menyebabkan tekanan di dalam sumur lebih tinggi dari formasi tanah yang berlangsung sesaat. Tekanan tinggi akibat pemasukan pipa pengeboran inilah yang disebut sebagai tekanan surge. Jika tekanan surge ditambah tekanan hidrostatik melebihi gradien tekanan retakan, formasi tanah akan retak yang akan mengakibatkan hilangnya sirkulasi dari fluida pengeboran atau yang sering disebut lost circulation.

Dari berbagai penelitian yang dilakukan sebelumnya, diketahui bahwa tekanan swab dan surge ini berhubungan dengan sifat reologi dari lumpur, kekuatan gel lumpur, kecepatan pipa masuk dan ditarik dari dalam sumur, dimensi annulus, dan panjang pipa pengeboran di dalam sumur. Telah diketahui juga bahwa baik

2 peningkatan viskositas plastik maupun peningkatan titik

yield akan meningkatkan tekanan swab dan surge [2]. Tujuan dari penghitungan tekanan swab dan surge adalah untuk menentukan kecepatan aman saat menarik dan menjalankan pipa pengeboran ke dalam sumur. Penghitungan tekanan swab dan surge ini sangat penting dilakukan untuk meminimalkan terjadinya trip sehingga efisiensi kerja dari operasi pengeboran meningkat.

2. PemodelanAliran Saat Proses Pengeboran

Jika aliran fluida di dalam annulus dan pipa adalah laminar, sebuah persamaan matematis antara laju aliran dan penurunan tekanan akibat gesekan dapat dikembangkan untuk model fluida Newtonian, Bingham Plastic dan Power Law. Untuk mempermudah perhitungan dan penyederhaan kasus, maka beberapa asumsi digunakan: (1) posisi drillstring konsentris terhadap lubang, (2) drillstring tidak berputar, (3) diameter lubang diketahui, (4) fluida pengeboran dianggap tidak mampu mapat, dan (5) aliran isotermal.

Pada aliran laminar, kecepatan fluida yang mengalir dalam pipa atau annulus tidaklah sama untuk semua titik. Jika pola aliran adalah laminar, kecepatan fluida yang berbatasan dengan dinding pipa akan menjadi nol dan pada jarak yang paling jauh dari dinding pipa, kecepatan fluida maksimal. Gambar 1 dibawah ini menunjukkan profil kecepatan baik didalam annulus maupun didalam pipa.

Gambar 1. Profil Kecepatan Aliran Laminar: (a) didalam pipa, (b) didalam annulus [3]

Jika fluida dapat dijelaskan sebagai model fluida Newtonian, tegangan geser pada setiap titik dalam fluida diberikan oleh:

(1)

Persamaan (1) kemudian diturunkan untuk mendapatkan persamaan untuk menghitung frictional pressure gradient pada pipa [3]:

(2)

Dalam bentuk yang lebih sederhana:

(3)

Aliran di annular juga dapat didekati dengan menggunakan persamaan yang dikembangkan untuk aliran melalui slot persegi panjang. Persamaan aliran di slot ini lebih sederhana dan cukup akurat sepanjang rasio d1/d2> 0.3 [4] Gambar 2. menunjukkan aliran di sebuah ruang annular yang digambarkan sebagai ruang slot.

Gambar 2. Aliran fluida yang mengalir diantara slot tipis [3]

Persamaan berikut digunakan untuk menghitung frictional

pressure gradient di ruang annulus:

(4)

Persamaan (4) digunakan untuk menghitung frictional

pressuregradient untuk fluida Newtonian. Untuk fluida

non-Newtonian, pers. (5) digunakan untuk model Bingham Plastic dan dan pers. (6) untuk model Power Law:

(5)

(6)

Tekanan surging dapat dicari dengan mengalikan

frictional pressure gradient terhadap panjang annulus:

(7)

Total tekanan surge hasil perhitungan matematis ini kemudian akan dibandingkan dengan total tekanan surge hasil eksperimen.

3. Metode Penelitian 3.1 Set-up Eksperimen

Alat percobaan terdiri dari enam komponen utama, yaitu: i)bagian vertikal pengujian; ii) batang pemandu; iii) motor; iv) pressure transmitter; v) data acquisition systems; dan vi) tangki pengaduk fluida.Alat percobaan ditunjukkan dalam Gambar 3.

Bagian vertikal terdiri dari pipa akrilik sepanjang 3 meter (diameter dalam 2 in = 50.8 mm) yang berfungsi sebagai lubang pengeboran dan pipa besi sepanjang 3 meter (diameter luar 30 mm) yang berfungsi sebagai drillstring. Agar pipa akrilik dan dan pipa besi dapat berdiri tegak maka diperlukan suatu struktur penyangga dimana struktrur penyangga ini juga sebagai tempat motor diletakkan. Sebuah batang pemandu (diameter 10 mm)dipasang untuk memastikan pipa besitetap konsentrik terhadap pipa akrilik saat pipa besi ditarik ataupun diturunkan. Sebuah motor ac dengan daya sebesar 1 hp digunakan untuk mengangkat dan menurunkan drill string. Kecepatan motor divariasikan dengan mengatur voltase yang masuk ke motor dengan menggunakan potensiometer. Sebuah gearbox (speed reducer)dihubungkan dengan motor ini untuk menjaga torsi tetap besar dan untuk mengurangi kecepatan putar motor.

Gambar 3. Desain 3D Alat Eksperimen

Sebuah differential pressure tranducer digunakan untuk mengukur perbedaan tekanan di lubang annular. Pressure tranducer yang digunakan adalah model PX409 yang dikeluarkan oleh OMEGA dengan tekanan maksimum 30 psi dan akurasi ± 0.001 psi. Pressure transducer ini dipasang di dekat lubang paling bawah (2.90 meter dari atas), karena tekanan lubang paling bawah merupakan tekanan yang paling kritis. Untuk mengubah signal elektrik dari pressure transmitter menjadi sebuah tekanan sebuah modul data akusisi digunakan. Modul yang digunakan adalah NI 9203 yang dihubungkan dengan chasis NI cDAQ-9174. Untuk membaca modul ini di komputer, digunakan software Labview versi 8.5 yang juga merupakan produk dari National Instrument.

3.2 Kalibrasi Sistem

3.2.1. Kalibrasi Kecepatan Drill String

Untuk mengukur kecepatan turun pipa besi, digunakan sebuah perhitungan sederhana. Potensiometer pertama diputar ke nilai volt yang diinginkan. Semakin besar nilai volt, maka semakin cepat putaran dari motor AC. Waktu turun pipa besi diukur menggunakan

stopwatch sampai pipa besi masuk seluruhnya. Untuk

mendapatkan nilai kecepatan, panjang drill string yang masuk ke dalam lubang annulus dibagi dengan waktu turun drill string.

3.2.2 Kalibrasi Alat UKur

Diperlukan suatu kalibrasi alat ukur agar pengukuran yang kita lakukan terhindar dari kesalahan. Untuk mengkalibrasi, perlu kita ketahui kurva karakteristik dari pressure transmitter ini sendiri. Gambar 4 dibawah ini menunjukkan kurva karakteristik dari pressure transmitter yang digunakan pada penelitian ini.

Gambar 4. Kurva Karakteristik Pressure Transmitter Range pengukuran tekanan dari pressure transmitter yang kita gunakan adalah dari 0 – 30 psi. Jika range tekanan ini dikonversi ke dalam signal arus, maka range signal arus yang keluar adalah 4 – 20 mA. Tekanan 0 psi memberikan arus 4 mA dan tekanan maksimal 30 psi memberikan arus 20 mA. Karena pengukuran tekanan kita lakukan secara kontinu dan real time, maka diperlukan sebuah persamaan untuk kondisi ini. Dengan persamaan ini, berapa besar tekanan yang terjadi di dalam lubang akrilik langsung dapat dikonversi ke dalam besar arus. Persamaan dapat dibuat berdasarkan Gambar 5 kurva karakteristik pressure transmitter berikut ini.

4 Karena bentuk kurva adalah garis lurus, maka persamaan

garis lurus adalah:

(8)

Dimana a adalah gradien garis yang dapat dicari dengan persamaan berikut:

Dan nilai b yang dapat dicari dari gambar:

Makadengan memasukkan nilai a = 1.875 dan b = -7.5 ke dalam Persamaan (5) didapatkan persamaan akhir:

(9)

Persamaan inilah yang kemudian akan dimasukkan ke dalam formula di dalam blok diagram software Labview. 3.3. Prosedur Percobaan

Fluida yang digunakan dalam percobaan ini adalah air yang mewakili fluida Newtonian dan drilling fluid sebagai fluida non-Newtonian. Prosedur percobaan terdiri dari langkah-langkah berikut ini:

a. Penyediaan Fluida: Drilling fluid diperoleh dengan mencampurkan Bentonite dengan air. Untuk mengukur reologi dari fluida digunakan

Fann 35 rotational viskometer.

b. Transfer Fluida: Setelah fluida dengan konsentrasi tertentu telah disediakan dan siap digunakan, fluida kemudian dimasukkan ke dalam ruang annular sampai ruang annular penuh. Pemasukan fluida ini harus dilakukan dengan hati-hati untuk mencegah terperangkapnya gelembung udara di dalam ruang annular.

c. Pengujian Tekanan Surge: Pengujian tekanan surge dilakukan dengan menurunkan pipa besi ke ruang annular dengan kecepaatan tertentu sambil dilakukan pengukuran dan pencatatan perubahan tekanan yang terjadi.

3.4. Metode Pengambilan Data

3.4.1. Variasi Pengujian

Pada pengujian untuk mengukur tekanan surge ini, dilakukan variasi pengujian seperti yang ditunjukkan pada Tabel 1 dibawah, dimana pengujian divariasikan dalam 2 hal yaitu reologi fluida dan kecepatan pipa besi.

Tabel 1.Variasi Pengujian Tekanan Surging Model Fluida Fluida Yang Digunakan

Newtonian Air Keran

Bingham Plastic 15 gr Bentonite/350 mL air 20 gr Bentonite/350 mL air 25 gr Bentonite/350 mL air 30 gr Bentonite/350 mL air

Untuk mendapatkan sifat fisik yang kita inginkan, maka bahan dasar fluida perlu kita campurkan dengan padatan bentonite. Bentonite adalah reactive solid, yaitu padatan yang bereaksi dengan air, membentuk kekentalan. Dengan mengontrol konsentrasi lumpur sedemikian rupa di dalam air, maka viskositas fluida pengeboran dapat kita atur.

Untuk kecepatan penurunan pipa besi, tidak bisa diatur secara konstan karena keterbatasan alat yang digunakan. Motor AC yang kita gunakan untuk menurunkan pipa besi, hanya bisa diatur nilai voltasenya, bukan kecepatan langsung. Pengaturan voltase juga mempunyai keterbatasan, dimana potensiometer yang digunakan adalah poternsiometer manual, bukan potensiometer digital.

4. Hasil

4.1 Fluida Newtonian

Hasil pengukuran tekanan surging pada berbagai kecepatan drill string untuk fluida air ditunjukkan dalam Gambar 6. Gambar 7 menunjukkan perbandingan tekanan surging hasil eksperimen dengan perhitungan matematis menggunakan pers. (6).

Gambar 6. Hubungan tekanan di dalam lubang dengan waktu (@air keran)

Dari gambar diatas diketahui bahwa kecepatan penurunan drill string paling lambat sebesar 0.211 m/s yang ditunjukkan grafik yang berwarna hitam dan paling cepat sebesar 0.428 m/s yang ditunjukkan oleh grafik berwarna biru muda. Kelima grafik menunjukkan karakteristik yang sama, dimana saat terjadi proses surging, tekanan di dalam lubang berfluktuasi dimana tekanan meningkat dan menurun saling bergantian. Fluktuasi ini disebabkan oleh adanya air yang masuk ke dalam celah drill string dengan guiding rod, yang menyebabkan tekanan pada waktu tertentu secara mendadak menurun karena masuknya sebagian volume fluida ke dalam celah ini.

Gambar 7.Tekanan surge di dalam annulus (@air keran)

Pada Gambar 7, tekanan surging dihitung dengan mengurangkan nilai terbesar tekanan yang terjadi di dalam lubang dengan nilai tekanan sebelum dilakukan proses surging. Untuk air keran, hasil tekanan surging yang didapatkan berfluktuasi dan kurang sesuai dengan perhitungan matematis yang dilakukan. Karena air keran dikategorikan sebagai fluida Newtonian, maka Yield Point dari fluida ini tidak akan mempengaruhi tekanan surging yang terjadi (yield point = 0). Error ini kemungkinan disebabkan oleh pengaruh masuknya air ke dalam celah drill string dengan guiding rod, yang menyebabkan terjadinya penurunan tekanan tiba-tiba saat air masuk ke dalam celah. Hal inilah yang membuat grafik tekanan yang terjadi pada kasus ini cenderung fluktuatif. Hal lain yang bisa masuk ke dalam pertimbangan adalah kemungkinan terjadinya aliran turbulen didalam pipa saat pada kecepatan penurunan pipa yang tinggi. Dari Gambar 7 bisa kita lihat bahwa tekanan hasil eksperimen untuk dua kecepatan terakhir menurun. Karena kecepatan relatif besar (0.425 m/s dan 0.429 m/s) maka kemungkinan terjadinya aliran turbulen sangat besar.

4.2 Fluida non-Newtonian

Hasil pengukuran tekanan surging untuk dua variasi yang pertama, yaitu 15 gr Bentonite dan 20 gr Bentonite/350 mL air dalam Gambar 9 dan Gambar 10.

Gambar 8. Hubungan tekanan di dalam lubang dengan waktu (@15 gr Bentonite/350 mL air)

Gambar 9. Hubungan Tekanan surge dengan Kecepatan Drill String (@15 gr Bentonite//350 mL air) Dari Gambar 4.9, nilai tekanan surge yang dihasilkan cukup kecil baik hasil perhitungan matematis maupun hasil eksperimen. Untuk hasil eksperimen, pada kecepatan 0.652 ft/s tekanan surge yang dihasilkan sebesar 0.20 psi dan pada kecepatan 1.411 ft/s tekanan surge yang dihasilkan sebesar 0.32 psi. Hasil perhitungan memberikan informasi bahwa tekanan surge akan meningkat secara linear jika kecepatan drill string juga semakin meningkat. Hasil perhitungan ini jika dibandingkan dengan hasil eksperimen yang kita lakukan menghasilkan kesusuaian yang cukup baik. Dua kecepatan awal (0.652 dan 0.723 ft/s) drill string menghasilkan tekanan surge sedikit dibawah tekanan surge hasil perhitungan, kecepatan 0.773 ft/s menghasilkan tekanan

surge yang nyaris sama antara secara perhitungan dan

hasil eksperimen. Untuk dua kecepatan terakhir (1.295 dan 1.411 ft/s), tekanan surge eksperimen sedikit diatas tekanan surge hasil perhitungan. Perhitungan matematis dilakukan dengan memasukkan nilai yield point dan

apparent viscosity pada suhu kamar (25 °C). Namun

karena percobaan dilakukan di luar ruangan, dimana fluida percobaan terkena sinar matahari, sehingga suhu fluida percobaan tidak sama dengan suhu kamar yang mengakibatkan nilai yield point dan apparent viscosity pada saat percobaan akan berubah. Perbedaan suhu ini akan mengakibatkan nilai perhitungan dan hasil eksperimen akan berubah.

6 Gambar 10.Tekanan surge di dalam annulus (@20gr

Bentonite/350 mL air)

Fluida 20 gr Bentonite/350 mL air menujukkan hasil pengukuran tekanan surge yang lebih tinggi dari fluida 15 gr Bentonite/350 mL air. Dari grafik, jelas bisa dilihat bahwa tekanan surge eksperimen pada kondisi ini lebih tinggi dari tekanan surge hasil perhitungan yang dilakukan untuk semua besar kecepatan drill string. Perbedaan terjadi diakibatkan karena kemungkinan adanya perbedaan nilai properties fluida saat eksperimen akibat peningkatan suhu dari fluida Bentonite. Pada dua kecepatan terakhir (1.312 dan 1.442 ft/s) tekanan surging meningkat secara tajam, hal ini mungkin disebabkan oleh turbulensi yang terjadi akibat kecepatan tinggi dari drill string yang diturunkan.

Sebuah grafik yang ditunjukkan oleh Gambar 11 di plot untuk memperlihatkan hubungan tekanan surge hasil eksperimen dengan tekanan surge hasil perhitungan matematis untuk fluida 25 gr Bentonite/350 mL air.

Gambar 11. Hubungan Tekanan Surge dengan Kecepatan Drill String (@25 gr Bentonite//350 mL air) Dari Gambar 11 diatas, nilai tekanan surge yang dihasilkan cukup besar baik hasil perhitungan matematis maupun hasil eksperimen. Untuk hasil eksperimen, pada kecepatan 0.724 ft/s tekanan surge yang dihasilkan sebesar 1.104 psi dan pada kecepatan 1.503 ft/s tekanan

surge yang dihasilkan sebesar 2.2092 psi. Secara

keseluruhan, tekanan surge eksperimen menghasilkan kesesuaian yang cukup baik dengan tekanan surge hasil perhitungan. Hasil perhitungan tekanan surge yang menghasilkan garis linear sebagai fungsi dari kecepatan sedikit diatas hasil tekanan surge eksperimen kecuali untuk kecepatan terakhir, dimana tekanan surge eksperimen lebih besar dari tekanan surge hasil perhitungan.

Tekanan surging untuk fluida pengeboran 30 gr Bentonite/350 mL air ditunjukkan Gambar 12 dan Gambar 13 dibawah ini.

Gambar 12. Hubungan tekanan di dalam lubang dengan waktu (@30 gr Bentonite/350 mL air)

Gambar 13 Hubungan Tekanan Surge dengan Kecepatan Drill String (@30 gr Bentonite//350 mL air) Dari semua pengukuran yang dilakukan, fluida yang menggunakan 30 gr Bentonite/350 mL air ini menunjukkan tekanan yang paling tinggi diantara jenis fluida yang lain. Nilai tekanan yang terjadi semakin besar seiring meningkatnya kecepatan drill string. Berbeda dengan jenis fluida yang lainnya, grafik peningkatan dan penurunan tekanan yang terjadi relatif stabil dan fluktuasi yang terjadi hanya sedikit. Gambar 13 menunjukkan hubungan kecepatan penurunan drill pipe dengan tekanan

surge yang terjadi di dalam lubang. Pada kecepatan

penurunan yang paling rendah, yaitu 0.626 ft/s nilai tekanan surge yang dihasilkan relatif kecil. Namun gradien tekanan ini meningkat tajam untuk kecepatan selanjutnya dimana pada kecepatan 0.780 ft/s tekanan

surge mencapai 3.033 psi. Untuk kecepatan maksimal,

yaitu 1.360 ft/s tekanan surge yang dihasilkan sebesar 3.020 psi. Perhitungan matematis tekanan surge memberikan hasil 1.8 psi untuk kecepatan yang paling rendah dan tekanan surge sebesar 2.3 psi untuk kecepatan

drill string yang paling besar.

5. Diskusi

Pengukuran tekanan surging telah dilakukan baik untuk fluida Newtonian maupun fluida non-Newtonian. Dalam penelitian ini, diperlihatkan juga perbandingan antara

tekanan surging hasil eksperimen dengan perhitungan matematis yang dilakukan. Perhitungan matematis dilakukan berdasarkan referensi yang didapat [3].

Untuk melihat bagaimana tekanan surge terjadi dalam pengeboran, maka dilakukan variasi kecepatan penurunan drill string dan variasi reologi fluida pengeboran. Variasi kecepatan dilakukan dengan mengubah voltase motor AC yang digunakan dan variasi reologi fluida dilakukan dengan menggunakan konsentrasi Benonite yang berbeda-beda. Untuk fluida Newtonian (air keran), tekanan surge yang dihasilkan cukup besar dan berfluktuasi. Pada percobaan untuk fluida 30 gr Bentonite/350 mL air, tekanan surge yang dihasilkan meningkat cukup tajam ketika kecepatan drill string dinaikkan, dimana hasilnya kurang baik jika dibandingkan dengan perhitungan matematis. Untuk 3 jenis fluida percobaan lainnya (15 gr Bentonite/350 mL air, 20 gr Bentonite/350 mL dan 25 gr Bentonite/350 mL air) tekanan surge yang dihasilkan menghasilkan kesesuaian yang cukup baik antara hasil eksperimen dengan hasil perhitungan. Tekanan surge yang dihasilkan cukup berbeda hanya dihasilkan pada saat kecepatan yang besar sementara untuk kecepatan rendah hasil tekanan surge yang didapatkan cukup sesuai.

Secara kesuruhan, kesalahan baik secara perhitungan maupun secara eksperimen disebabkan oleh: 1. Pengaruh Debit Aliran

Guiding rod bertujuan untuk menjaga konsentrisitas antara

drill string dan lubang annulus. Namun, akibat adanya guiding rod ini, maka ada sebagian aliran fluida yang masuk ke dalam celah drill string dan guiding rod yang mengakibatkan debit aliran berkurang. Selain itu, drill

string yang terbuat dari besi yang di las juga mengalami

kebocoran sehingga sejumlah volume fluida masuk ke dalam drill string. Hal inilah kemungkinan yang menyebabkan terjadinya fluktuasi tekanan yang terjadi, khususnya untuk fluida dengan viskositas rendah, dimana fluida ini mudah masuk ke dalam celah-celah ini. Untuk fluida dengan viskositas tinggi, fluktuasi tekanan yang terjadi cukup kecil. Pengaruh pengurangan volume fluida akibat celah ini juga tidak diperhitungan di dalam perhitungan matematis yang sehingga kemungkinan terjadinya perbedaan dengan kondisi nyata.

2. Faktor Eccentricity

Faktor ini sangat berpengaruh terhadap hasil pengukuran tekanan surge yang dilakukan. Guiding rod, yang tujuan untuk menjaga konsentrisitas, kurang berfungsi baik. Guiding rod yang ukurannya relatif kecil tidak bisa menahan berat drill string sehingga terjadi defleksi pada guiding rod.

3. Faktor Gel Strength dan Thixotropy

Fluida pengeboran yang kita gunakan adalah fluida yang merupakan campuran air dengan Benonite dengan beberapa konsentrasi untuk volum tertentu. Perlu diketahui bahwa jenis fluida yang kita gunakan akan semakin kental seiring berjalannya waktu (aging factor).

Perlu diingat bahwa model fluida Newtonian, Bingham Plastic dan Power Law tidak memperhitungkan sifat

thixotropy dari fluida pengeboran ini.

Gambar 14 Pengaruh Waktu terhadap Shear Stress vs

Sear Rate [16]

4. Kondisi Unsteady State

Eksperimen dan perhitungan tekanan surge diasumsikan pada kondisi steady-stae. Namun pada kenyataannya, saat dilakukan percobaan kemungkinan terjadinya kondisi unsteady sate sangat besar. Kecepatan penurunan drill string yang cukup besar akan menimbulkan aliran turbulen di dalam anulus. Pada perhitungan matematis, aliran dianggap laminar sehingga akan terjadi perbedaan dengan hasil eksperimen.

6. Kesimpulan

Dari hasil penelitian yang telah dilakukan, ada beberapa kesimpulan yang dapat diambil yaitu:

1. Dari hasil perhitungan matematis maupun hasil eksperimen, kecepatan drill string akan mempengaruhi besar tekanan surge yang terjadi. Dari hasil perhitungan diketahui bahwa semakin besar kecepatan drill string maka semakin besar tekanan surge yang terjadi di dalam lubang. 2. Semakin besar konsentrasi bentonite yang

dicampur dengan air, maka tekanan surge yang terjadi juga akan semakin besar.

3. Pengukuran tekanan surge pada model fluida Newtonian menghasilkan fluktuasi tekanan. Hal ini disebabkan adanya air yang masuk ke dalam celah antara drill string dan batang pemandu saat terjadinya proses surging ini.

4. Tekanan surge yang terkecil diperoleh dari fluida 15 gr Bentonite/350 mL air. Fluida ini merupakan lumpur “tipis” yang sering digunakan untuk membersihkan mata bor dan meningkatkan laju pengeboran. Perbandingan hasil matematis dan hasil eksperimen dari fluida ini juga menunjukkan hasil yang terbaik dibandingkan dengan jenis fluida lainnya..

5. Tekanan surge yang terbesar diperoleh dari fluida 30 gr Bentonite/350 mL air. Selain faktor kecepatan, viskositas juga mempengarui tekanan surge yang terjadi.Viskositas fluida ini merupakan yang terbesar dari semua jenis fluida yang lain, sehingga fluida ini dapat dikategorikan

8 sebagai lumpur yang “tebal”. Lumpur “tebal” ini

biasanya digunakan untuk mengangkat kerikil atau batuan hasil pemotongan dari dalam sumur. 6. Reologi fluida berpengaruh terhadap tekanan

surge yang terjadi di dalam lubang sumur.

DAFTAR NOTASI [lb/100 sq ft] Shear Stress [lb/100 sq ft] Yield point [cP] Viskositas Dinamik [cP] Viskositas Plastik [1/s] Shear Rate [ft/s] Kecepatan rata-rata [ft/s] Kecepatan efektif annulus [inch] Diameter annulus [inch] Diamater drill string [psi/ft] Frictional Presssure Gradient

Referensi:

[1] R. Harry Eddyarso, “Introduction to Drilling Technology”, KMI goes to Campus Program, September 2006.

[2] Z.K. Sadek, S.I. Ashraf, and M.E. Marwan, “Drilling Fluid Rheology and Hydraulics for Oil Fields”, European Journal of Scientific Research, pp.68-86, 2011.

[3] Kaswir Badu, “Drilling Fuid, Pengantar Teknik Pengeboran”, Cepu, Februari 2009. [4] M.I. LLC., “Drilling Fluid Engineering Manual”, M.I. LLC., USA, 2006.

[5] Hariot Watt University, “Drilling Engineer”, Hariot Watt, 2005. [6] Amoco, “Drilling Fluid Manual”, Amoco Production Company.

[7] T.B. Adam Jr., K.M. Keith, E.C Martin, and F.S. Young Jr., “Applied Drilling Engineering”, Society of Petroleum Engineers, 1991.

[8] Cardwell, W. T. 1953. Pressure Changes in Drilling Wells Caused by Pipe Movement, API Drilling and Production Practices, pp 97-112.

[9] Burkhardt, J. A. 1961. Wellbore Pressure Surges Produced by Pipe Movement, Journal of Petroleum Technology, pp 595-605 (June).

[10] Schuh, F. J. 1964. Computer Makes Surge-Pressure Calculations Useful, Oil & Gas Journal, Vol. 62, No. 31, pp 96-104.

[11] Haige, W. and Xisheng, L. 1996. Study on Surge Pressure for Yield-Pseudoplastic Fluid in a Concentric Annulus, Applied Mathematics and Mechanics, Vol. 17, No. 1, pp 15-23 (January).

[12] Kelessidis, V.C. and Maglione R., 2006. Modeling rheological behavior of bentonite suspensions as Casson and Robertson–Stiff fluids using Newtonian and true shear rates in Couette viscometry, Powder Technology Journal, pp 134-147.

[13] H.C.H. Gray, G.R. Darley, 1980. Composition and properties of oil-well drilling fluids, Gulf Pub. Co., Houston,. [14] Mahto, V. and Sharma, V.P 2003. Rheological study of a water based oil well drilling fluid, Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 45, pp 123-128.

[15] Tohoma Mandiri, PT, Premium Treated Sodium Bentonite, Jakarta Indonesia.

[16] Abdul-Jdayil, B., Rheology of sodium and calcium bentonite-water dispersion, International Journal of Mineral Processing, Vol. 98 pp. 208-213