ANALISA PERHITUNGAN KICK
DENGAN MENGGUNAKAN DRILLER’S METHOD PADA SUMUR “X” LAPANGAN “Y”
PT. MULTI TEKNO SURYA MANDIRI
LAPORAN TUGAS AKHIR
Oleh
Trendi Dedi Harmoko NIM 12010410
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN AKADEMI MINYAK DAN GAS BALONGAN
INDRAMAYU 2019
i
ANALISA PERHITUNGAN KICK
DENGAN MENGGUNAKAN DRILLER’S METHOD PADA SUMUR “X” LAPANGAN “Y”
PT. MULTI TEKNO SURYA MANDIRI
LAPORAN TUGAS AKHIR
Oleh
Trendi Dedi Harmoko NIM 12010410
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN AKADEMI MINYAK DAN GAS BALONGAN
INDRAMAYU 2019
ii
MENANGGULANGI WELL KICK
DENGAN METODE DRILLER’S METHOD PADA SUMUR “X LAPANGAN Y”
PT. MUTI TEKNO SURYA MANDIRI
Nama : Trendi Dedi harmoko
Nim : 12010410
Pembimbing I : Winarto,S.T,MT Pembimbing II : Desi Kusrini, MT
ABSTRAK
Pengendalian sumur (well control) dan pencegahan semburan liar (blow-out prevention) adalah merupakan masalah penting yang harus dipahami dengan baik oleh personil yang terlibat dalam kegiatan operasi pemboran. Jika pengendalian sumur mengalami kegagalan, maka harus cepat diambil tindakan untuk mencegah terjadinya blow out. Maka dari itu perlu dipahami dasar-dasar pengendalian sumur dan prosedur yang digunakan ketika semburan liar tersebut terjadi. Pada prinsipnya, pada operasi pemboran yang normal, kita harus menjaga tekanan hidrostatik lumpur pemboran agar senantiasa lebih besar dari tekanan formasi, sehingga mengalirnya fluida formasi kedalam lubang bor dapat dicegah. Didalam proses mematikan sumur, ada beberapa macam metode yang sering digunakan untuk mematikan sumur, salah satunya driller’s methods (metode dua kali sirkulasi), dimana karena dalam proses mematikan sumurnya dengan melakukan dua kali sirkulasi, yaitu sirkulasi pertama mensirkulasikan lumpur lama dengan tujuan untuk mengeluarkan influx, dan sirkulasi kedua yaitu mensirkulasikan lumpur yang lebih berat menggantikan lumpur lama didalam lubang bor dengan harapan sumur mati. Driller’s method biasanya dianggap lebih baik karena sirkulasi dapat dilakukan segera, influx dapat segera dikeluarkan dari sumur, meskipun tidak terdapat banyak weighting agent dilapangan, dan pengoperasiannya cukup sederhana. Tetapi kerugiannya adalah memakan banyak waktu karena metode ini menggunakan dua kali sirkualasi.
iii
LEMBAR PENGESAHAN
MENANGGULANGI WELL KICK
DENGAN MENGGUNAKAN METODE DRILLER’S METHOD PADA SUMUR “X” LAPANGAN “Y”
PT. MULTI TEKNO SURYA MANDIRI
oleh
Trendi Dedi Harmoko NIM. 12010410
Disusun sebagai bagian persyaratan yang diperlukan untuk memperoleh gelar Ahli Madya pada Program Studi Teknik Prminyakan
Akamigas Balongan Indramayu
Di Setujui Oleh :
Dosen Pembimbing I
Winarto S.T
Dosen Pembimbing II
Desi Kusrini, M.T
iv
LEMBAR PERSEMBAHAN
Saya persembahkan untuk
Tuhan Yang Maha Kuasa yang telah memberikan kemudahan dan berkat Nya dalam menyelesaikan laporan ini
keluarga yang senantiasa memberikan dukungan serta doa yang tiada hentinya.
Teman–teman angkatan 12 Teknik Perminyakan Akamigas Balongan khususnya teman yang satu tempat kerja praktek yang telah
bekerja sama dengan baik selama melakukan Kerja Praktek Lapangan di PT. Multi Tekno Surya Mandiri
Dan terimakasih kepada Agustina Prihantini , ST yang telah memberikan waktu dan
ilmunya selama saya Tugas Akhir.
v
Tempat,Tanggal Lahir : jakata, 26 Desember 1994
Alamat : Jl. Thamrin Gg. Kariawan
Pangkalan Brandan Kab.
Langkat Sumatra utara
Agama : Islam
Kewarganegaraan : Indonesia
Hobby : Futsal
HP : 082316356262
Email : [email protected]
LATARBELAKANGPENDIDIKAN
2000 - 2006 SD Negeri Pangkalan Susu 2007 - 2010 SMP Negeri 1 Pangkalan Susu 2011 - 2014 SMA DP Pangkalan Brandan
2014 - Sekarang D.III Teknik Perminyakan Akademi Minyak dan Gas Balongan
vi KOMPETENSI
Tenik Perminyakan
Keterampilan Komputer: Microsoft Word, Microsoft Excel, dan Microsoft Power Point.
Dapat bekerja sebagai team atau personal.
Memiliki mental yang baik serta sehat jasmani dan rohani.
Aktif belajar, mengambil keputusan, dan pemecahan masalah.
Mampu memotivasi diri sendiri, jujur, berpikiran terbuka dan cepat belajar sesuatu yang baru.
PENGALAMANORGANISASI
Member Pramuka 2010 - 2013
Member Team Volly 2011 - 2012
PENGALAMANPRAKTIKUM
2016 Praktikum Fisika Dasar I Dilaksanakan pada Semester 2 2016 Praktikum Kimia Dasar I,
Dilaksanakan pada Semester 2
vii Dilaksanakan pada Semester 2 2017 Praktikum Fisika Dasar II,
dilaksanakan pada Semester 4 dengan hasil akhir "B"
2017 Praktikum Kimia Dasar II,
dilaksanakan Semester 4, dengan hasil akhir "B"
2018 Praktikum Analisa Fluida Reservoir,
dilaksanakan pada Semester 4, dengan hasil akhir “B”
2018 Praktikum Lumpur Pemboran, dilaksanakan pada Semester 4, dengan hasil akhir “B”
Demikian riwayat hidup ini saya buat dengan sebenar-benarnya.
Hormat Saya
Trendi Dedi Harmoko
viii
KATA PENGANTAR
Segala puji bagi Tuhan Yang Maha Esa yang mengatur segala alam dan mencurahkan segala berkat-Nya untuk semua makhluk-Nya. Atas curahan berkat- Nya pula penulis dapat menyusun laporan tugas akhir dengan judul menanggulangi well kick dengan menggunakan driller’s method pada sumur
“X” lapangan “Y”
Perwujudan laporan ini adalah berkat bantuan dari berbagai pihak sehingga laporan ini dapat diselesaikan. Oleh karena itu, pada kesempatan kali ini perkenankanlah penulis untuk mengucapkan terima kasih kepada:
1. Ibu Drs. Nahdudin Islamy, MT selaku Ketua Yayasan Akamigas Balongan.
2. Bapak Ir. Hj. Hanifah Handayani, selaku Direktur Akamigas Balongan, Indramayu.
3. Orang Tua penulis yang selalu penulis cintai dan tak pernah lelah membimbing penulis.
4. Bapak Winarto,S.T, MT selaku dosen pembimbing I.
5. Ibu Desi kusrini, MT selaku dosen pembimbing II..
6. Rifky Adnan selaku teman yang suport dalam menyelesaikan laporan tugas akhir.
7. Putri Mentari selaku calon yang harus di segerakan
8. Teman-teman Angkatan 12 Akademi Minyak dan Gas Balongan, Indramayu yang telah membatu dalam menyelesaikan laporan tugas akhir ini.
ix
kekurangan baik dilihat dari segi menyajikan data maupun penulisannya. Kritik dan saran yang membangun sangat penulis harapkan demi penulisan selanjutnya yang lebih baik.
Indramayu, September 2019
Penulis
x
DAFTAR ISI
HALAMAN JUDUL ... i
ABSTRAK ... ii
LEMBAR PENGESAHAN ... iii
LEMBAR PERSEMBAHAN ... iv
CURRICULUM VITAE ... v
KATA PENGANTAR ... vi
DAFTAR ISI ... viii
DAFTAR GAMBAR ... ix
DAFTAR LAMPIRAN ... xiv
BAB I PENDAHULUAN... 1
1.1 Latar Belakang ... 1
1.2 Tema Tugas Akhir ... 3
1.3 Tujuan Tugas Akhir ... 4
1.3.1 Tujuan Yang Bersifat Umum ... 4
1.3.2 Tujuan Yang Bersifat Khusus... 4
1.4 Manfaat ... 4
1.4.1 Bagi Perusahaan ... 5
1.4.2 Bagi Mahasiswa ... 5
1.4.3 Manfaat Bagi Akamigas Balongan ... 5
xi
1.5 Ruang Lingkup ... 6
BAB II TINJAUAN TEORI ... 7
2.1 Lumpur Pemboran... 7
2.1.1 Fungsi Lumpur Pemboran ... 7
2.1.2 Sifat Fisik Lumpur Pemboran ... 12
2.1.3 Jenis Lumpur Pemboran ... 14
2.2 Definisi Tekanan ... 19
2.2.1 Tekanan Hidrostatis ... 19
2.2.2 Tekanan Formasi ... 20
2.3 Kick ... 21
2.3.1 Sebab-Sebab Terjadinya Well Kick ... 22
2.3.2 Tanda-Tanda Adanya Kick ... 24
2.4 Well Control ... 25
2.4.1 Primary Well Control ... 26
2.4.2 Secondary Well Control ... 26
2.5 Konsep Pipa “U” Pada Pemboran ... 26
2.6 Mengetahui Jenis Influx ... 28
2.7 Metode Well Control ... 29
2.7.1 Driller Method ... 29
2.7.2 Wait and Weight Method ... 29
2.7.3 Concurent Method ... 30
xii
2.8 Data dan Perhitungan Kill Sheet ... 30
2.8.1 Data Informasi Awal (Pre Recorded Information Sheet) .. 30
2.8.2 Perhitungan Untuk Menentukan Tekanan Maksimal ... 36
2.9 Prosedur Mematikan Sumur Dengan Menggunakan- Driller’s Method ... 41
BAB III METODOLOGI PENELITIAN ... 43
3.1 Orientasi Lapangan ... 43
3.2 Study Literature ... 43
3.3 Pengambilan Data ... 43
3.3 Pengolahan Data ... 44
BAB IV GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN ... 46
4.1 Profil Perusahaan ... 46
4.2 Visi, Misi... .. ... 47
4.2.1 Visi... 47
4.2.2 Misi ... 47
4.3 Struktur Perusahaan ... 48
BAB V PEMBAHASAN ... 55
5.1 Indikasi Awal Terjadinya Kick ... 55
5.1.1 Indikasi Kick Ketika Pemboran... 55
5.1.1 Indikasi Kick Ketika Tripping (IN/OUT) ... 57
5.2 Data dan Perhitungan Untuk Menangani Kick ... 60
5.2.1 Pre Recorded Information ... 60
xiii
5.2.2 Record Data ... 57
5.2.3 Calculation ... 56
5.3 Menanggulangi Well Kick Dengan Menggunakan- Driller’s Method ... 64
5.4 Evaluasi Penanggulangan Kick Dengan Driller Method ... 66
BAB VI PENUTUP ... 67
6.1 Kesimpulan ... 67 DAFTAR PUSTAKA
LAMPIRAN
xiv
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1 Prinsip Pipa U ... 27
Gambar 4.1 Struktur Organisasi RIG H 40 D / 24 ... 52
Gambar 4.1 Lingkup Kerja Kontrak IPM Gambar 4.2 Mud Logging... ... 49
Gambar 4.3 Mud Engineering... ... 50
Gambar 4. 4 Drilling Mud Service.... ... 51
Gambar 5.1 Well Profile ... 57
xv
DAFTAR LAMPIRAN
1. Kill Sheet PT. MULTITEKNO SURYA MANDIRI DRILLING SERVICE
1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Tujuan utama dari sistem sirkulasi pada suatu operasi pemboran adalah untuk mensirkulasikan fluida pemboran (lumpur bor) ke seluruh sistem pemboran, sehingga lumpur bor mampu mengoptimalkan fungsinya.
Dengan hal saya menggunakan metode Driller’s Methods untuk pencegahan atau menangani kick pada sumur tersebut. Driller’s Method adalah pengendalian kick dengan cara 2 kali sirkulasi lumpur pemboran, sirkulasi pertama untuk mengeluarkan influx dengan lumpur lama, sirkulasi kedua dengan menggunakan lumpur baru untuk mematikan influx.
Kenapa saya memilih menggunakan metode Driller’s Method karena memiliki beberapa keunggulan :
a) Sirkulasi dapat dilakukan segera, sehingga mencegah gas berekpansi.
b) Influx dapat dikeluarkan segera walaupun tidak terdapat banyak weighting agent dilapangan.
c) Pengoprasian cukup sederhana.
Dengan alasan tersebut diatas, maka perlu dipahami dasar-dasar pengendalian sumur dan prosedur yang digunankan untuk mencegah terjadinya semburan liar. Setiap perusahaan mempunyai kebijakan sehubungan dengan masalah pengendalian tekanan. Kebijaksanaan tersebut
meliput: pelatihan bagi kru pemboran, uji rutin peralatan BOP (Blowout Preventer), uji BOP dalam pelaksanaan pemboran sesuai dengan prosedur yang baku. Well control (pengendalian sumur) adalah suatu aktivitas pekerjaan pada suatu calon sumur (pemboran) atau pada suatu sumur produksi yang bertujuan untuk menjaga agar tidak terjadi aliran fluida dari formasi ke dalam lubang sumur (kick) selanjutnya ke permukaan sumur dan atau suatu aktivitas pekerjaan mengendalikan dan mematikan aliran fluida formasi (kick) yang tanpa disadari sudah terjadi ke dalam sumur atau calon sumur migas sehingga semburan liar (blowout) tidak terjadi.
Pada prinsipnya pengendalian sumur ada dua, yaitu kontrol primer dan sekunder. Fluida pemboran berfungsi sebagai pengendali primer dan BOP sebagai pengendalian sekunder.
Kontrol primer bertujuan untuk mencegah masuknya fluida formasi ke dalam lubang bor dengan cara menjaga tekanan hidrostatik kolom fluida atau sumur. Tekanan hidrostatik diatur agar selalu besar dari pada tekanan dari formasi. Pengaturan tekanan dapat dilakukan dengan cara mengatur berat lumpur. Blowout preventer (BOP) adalah peralatan yang diletakkan tepat diatas permukaan sumuruntuk menyediakan tenaga untuk menutup sumur bila terjadi kenaikan tekanan dasar sumur yang
tiba-tiba dan berbahaya selama atau sedang dalam operasi pemboran. Jumlah, ukuran dankekuatan BOP yang digunakan tergantung dari kedalaman sumur yang akan dibor serta antisipasimaksimum terhadap tekanan reservoir yang akan dijumpai. Blowout preventer (BOP) system
3
digunakan untuk mencegahaliran fluida formasi yang tidak terkendali darilubang bor. Saat bit menembus zone permeable dengan tekanan fluida melebihi tekananhidostatik normal, maka fluida formasi akan menggantikan fluida pemboran.
Masuknya fluidaformasi kedalam lubang bor sering sering disebut dengan kick.Mematikan sumur (killing well) adalah memberikan tekanan lawan ke dalam sumur agar tekanan dari dalam sumur tidak menyembur ke permukaan. Pemberian tekanan lawan adalah dengan memompakan cairan pemati yang dipompakan yang diharapkan menahan tekanan dalam sumur unutk menyembur ke permukaan.
Atas dasar di atas, di dalam proses mematikan sumur, ada beberapa metode yang sering digunakan untuk proses mematikan sumur demi menjaga keamanan kerja, salah satunya adalah drille’s method atau two circulation yang akan dibahas pada tugas akhir ini.
1.2 Tema Tugas akhir
Tema yang akan diambil dalam tugas akhir ini adalah Menanggulangi Well Kick Dengan Menggunakan Driller’s Method Pada
Sumur “X” Lapangan “Y”.
1.3 Tujuan Tugas akhir
Adapun tujuan yang hendak dicapai sehubungan dengan pelaksanaan tugas akhir ini adalah sebagai berikut:
1.3.1 Tujuan yang bersifat umum
Adapun tujuan yang bersifat umum dalam tugas akhir ini adalah sebagai berikut:
a. Mengetahui informasi mengenai gambaran pelaksanaan pekerjaan perusahaan atau institusi tempat tugas akhir berlangsung.
b. Menerapkan ilmu pengetahuan yang didapat dari bangku perkuliahan.
c. Untuk meningkatkan daya kreatifitas dan keahlian mahasiswa.
d. Melatih kepekaan mahasiswa untuk mencari solusi masalah yang dihadapi dalam dunia industri atau dunia kerja.
1.3.2 Tujuan yang bersifat khusus
Adapun tujuan yang bersifat khusus dalam tugas akhir ini, adalah sebagai berikut :
a. Mengetahui hasil yang untuk mematikan kick dengan driller’s method setelah sumur ditutup.
b. Mengetahui hasil akhir data didapatkan untuk mematikan kick . 1.4 Manfaat
1.4.1 Bagi Perusahaan
a. Perusahaan dapat memanfaatkan tenaga mahasiswa yang tugas akhir dalam membantu menyelesaikan tugas-tugas untuk kebutuhan di unit-unit kerja yang relevan.
b. Perusahaan mendapatkan alternatif calon karyawan pada spesialisasi yang ada pada perusahaan tersebut.
5
c. Menciptakan kerjasama yang saling menguntungkan dan bermanfaat perusahaan tempat tugas akhir dengan mahasiswa Akamigas Balongan.
1.4.2 Bagi Mahasiswa
a. Dapat mengenal secara dekat dan nyata kondisi dilingkungan kerja.
b. Dapat mengaplikasikan keilmuan mengenai Teknik Perminyakan yang diperoleh dibangku kuliah dalam praktek dan kondisi kerja yang sebenarnya.
c. Meningkatkan pengetahuan dan pemahanan untuk mencegah semburan liar (blow out) dengan selamat.
d. Dapat memberikan kontribusi yang positif terhadap perusahaan tempat mahasiswa tugas akhir.
e. Mengetahui proses penyelsaian masalah yang diambil oleh pekerja- pekerja profesional.
1.4.3 Manfaat Bagi Akamigas Balongan
a. Sebagai sarana pemantapan keilmuan bagi mahasiswa dengan mempraktekkan didunia kerja.
b. Terbinanya suatu jaringan kerjasama dengan institusi tempat mahasiswa melakukan tugas akhir dalam upaya meningkatkan keterkaitan dan kesepadanan antara substansi akademik dengan kegiatan manajemen maupun operasional institusi tempat mahasiswa melakukan tugas akhir.
c. Sebagai sarana untuk membina network dan kerjasama dengan perusahaan di bidang perminyakan.
d. Meningkatkan kapasitas dan kualitas pendidikan dengan melibatkan tenaga terampil dari lapangan dalam kegiatan tugas akhir.
1.5 Ruang Lingkup
Tugas akhir dilakukan di PT. Multitekno Surya Mandiri mulai tanggal September 2019 hingga tanggal September 2019 yang dilakukan oleh mahasiswa dalam rangka menyelesaikan rangkaian Tugas Akhir.
7
BAB II
TINJAUAN TEORI
2.1 Lumpur Pemboran
Fluida pemboran merupakan suatu campuran cairan dari beberapa komponen yang dapat terdiri dari : air (tawar atau asin), minyak, tanah liat (clay), bahan-bahan kimia, gas, udara, busa maupun detergent. Di lapangan fluida dikenal sebagai "lumpur" (mud). Lumpur pemboran merupakan faktor yang penting serta sangat menentukan dalam mendukung kesuksesan suatu operasi pemboran. Kecepatan pemboran, efisiensi, keselamatan dan biaya pemboran sangat tergantung pada kinerja lumpur pemboran..
2.1.1 Fungsi Lumpur Pemboran
Dari adanya perkembangan dalam penggunaan lumpur hingga saat ini, fungsi-fungsi utama dari lumpur pemboran yang diharapkan adalah sebagai berikut:
a. Mengendalikan Tekanan Formasi
Tekanan formasi umumnya adalah sekitar 0,465 psi/ft. Pada tekanan yang normal, air dan padatan pada pemboran telah dapat untuk menahan tekanan formasi ini. Untuk tekanan yang lebih kecil dari normal (sub-normal) densitas lumpur harus diperkecil supaya perolehan hilang lumpur atau loss circulation tidak terjadi. Tetapi sebaliknya untuk tekanan yang lebih besar dari tekanan normal maka penambahan barite sebagai pemberat perlu dilakukan.
b. Mengangkat Serbuk Bor ke Permukaan dan Membersihkan Dasar Lubang Bor.
Pembersihan lubang bor adalah fungsi pokok dari lumpur pemboran. Fungsi ini juga paling sering dilalaikan dan salah dinterpretasikan. Serbuk bor biasanya mempunyai SG sekitar 2,3 samapai 3,0 dan rata-rata adalah 2,5. Jika serbuk bor lebih berat dari lumpur, maka serbuk bor akan jatuh dengan kecepatan yang disebut dengan kecepatan slip.
Kecepatan slip dari serbuk bor dalam aliran fluida, dipengaruhi secara langsung oleh sifat fisik lumpur antara lain kekentalan fluida. Jadi jika kecepatan lumpur di annulus dibatasi oleh kemampuan pompa atau pembesaran lubang, maka lumpur perlu dikentalkan untuk mengurangi kecepatan slip serbuk bor agar lubang bor tetap bersih. Keberhasilan pengangkatan juga dipengaruhi oleh luasan permukaan atau bentuk daripada partikel serbuk bor, semakin besar luasan dari partikel, maka gaya angkat fluida meneruskan tenaga dorong dari pompa akan semakin bagus sehingga kecepatan slip serbuk bor juga bisa dikurangi dengan memperbaiki sifat-sifat fisik lumpur, disamping itu juga mengoptimalkan tekanan pemompaan. Bentuk fisik daripada partikel serbuk bor tergantung juga kepada jenis formasi yang ditembus.
9
Pada aliran laminer kecepatan fluida pada sisi dinding lubang bor sangatlah kecil sehingga efek torsi mudah terjadi karena ujung alirannya yang parabolik, hal ini akan menyebabkan serbuk bor mudah jatuh lagi ke dasar lubang bor, ini akan dapat menghambat berhasilnya pengangkatan serbuk bor. Pengangkatan serbuk bor akan mendapatkan hasil yang lebih bagus dengan menggunakan aliran turbulen, karena distribusi kecepatannya datar bukan parabolik seperti pada aliran laminer.
Kekurangannya adalah mudah terjadi pengikisan lubang bor bila formasi yang ditembus tidak kompak, hal ini akan mengakibatkan runtuhnya dinding lubang bor yang menyebabkan semakin mengendapnya serbuk bor dan tidak terangkatnya serbuk bor dengan baik.
Lumpur dasar air dapat dikentalkan dengan menambahkan bentonite, dengan menambahkan banyak padatan, dengan flokulasi padatan atau dengan additif khusus. Jadi ada beberapa pilihan, dan penentuan pilihan tergantung dari tujuan lain yang ingin dicapai. Bentonite adalah pilihan yang murah, tetapi jika ada masalah hilang air, maka harus ditambah pengencer untuk mencegah flokulasi.
Hasil yang didapat mungkin hanyalah sedikit penambahan pada kapasitas pengangkatan dan masalah dalam lubang tetap terjadi. Penambahan banyak padatan akan menaikkan densitas,
pilihan ini tidak dianjurkan jika tidak digunakan untuk tujuan mengontrol tekanan. Penerapan flokulasi lumpur adalah pilihan yang mudah dan murah, tetapi juga dibatasi oleh masalah hilang air. Additif khusus mungkin merupakan pilihan yang paling tepat, tetapi hal ini akan menaikkan biaya lumpur.
Lumpur pemboran yang baik untuk pembersihan dasar sumur apabila memiliki karakteristik mengencer akibat gesekan (shear thining) yang baik, karena semakin bersih lubang bor berarti semakin bagus pula pengangkatan serbuk bornya sampai kepermukaan.
c. Memberi dinding Pada Lubang Bor Dengan Mud Cake..
Lumpur akan membuat mud cake atau lapisan zat padat tipis didinding formasi permeabel (lulus air), pembentukan mud cake ini akan menyebabkan tertahannya aliran fluida masuk ke formasi (adanya aliran yang masuk yaitu cairan plus padatan menyebabkan padatan tertinggal/tersaring). Mud Cake yang dikehendaki adalah mud cake yang tipis karena dengan demikian lubang bor tidak dipersempit dan cairan tidak banyak yang hilang.
Sifat wall building ini dapat diperbaiki dengan penambahan : a. Sifat koloid drilling mud dengan bentonite.
b. Memberi zat kimia untuk memperbaiki distribusi zat padat dalam lumpur dan memperkuat mud cake.
11
d. Melumasi dan Mendinginkan Bit dan Drillstring
Panas yang ditimbulkan terjadi karena gesekan pahat serta drillstring dengan formasi. Konduksi formasi umumnya kecil, sehingga sukar sekali menghilangkan panas dalam waktu cepat, tetapi umumnya dengan adanya aliran lumpur telah cukup untuk mendinginkan sistem serta melumasi pahat. Umur pahat bisa lebih lama sehingga biaya pergantian pahat bisa ditekan, karena dengan tertembusnya formasi yang cukup keras, kalau tidak terlumasi dengan baik, bit akan cepat tumpul sehingga daya tembusnya menjadi lambat dan memperlambat proses pemboran.
e. Menahan Padatan Dari Formasi dan Melepaskannya di Permukaan.
Kemampuan lumpur untuk menahan serbuk bor selama sirkulasi dihentikan terutama tergantung terhadap gel strength, dengan cairan menjadi gel tekanan terhadap gerakan serbuk bor kebawah dapat dipertinggi. Serbuk bor dapat ditahan agar tidak turun kebawah, karena bila ia mengendap dibawah bisa menyebabkan akumulasi serbuk bor dan pipa akan terjepit. Selain itu ini akan memperberat kerja pompa untuk memulai sirkulasi kembali. Tetapi gel yang terlalu besar akan berakibat buruk juga, karena akan menahan permbuangan serbuk bor dipermukaan (selain pasir). Penggunaan alat seperti desander dan shale shaker dapat membantu pengambilan serbuk bor dari lumpur dipermukaan. Patut ditambahkan bahwa pasir harus dibuang dari
lumpur karena sifatnya yang abrassive pada pompa, sambungan- sambungan
2.1.2 Sifat Fisik Lumpur Pemboran
Komposisi dan sifat-sifat lumpur sangat berpengaruh pada pemboran, perencanaan casing, drilling rate dan completion dipengaruhi oleh lumpur yang digunakan pada saat itu. Misalnya pada daerah batuan lunak pengontrolan sifat-sifat lumpur sangat diperlukan, tetapi di daerah batuan keras sifat-sifat ini tidak terlalu kritis sehingga air biasa pun terkadang dapat digunakan. Pertimbangan ekonomi, kontaminasi, jenis air yang tersedia, tekanan, temperatur termasuk faktor penting dalam menentukan pemilihan jenis lumpur yang akan dipakai.
a. Densitas atau Berat Jenis
Berat jenis lumpur merupakan salah satu sifat lumpur yang sangat penting karenasangat besar pengaruhnya dalam mengontrol tekanan formasi, sebab dengan naiknya beratjenis lumpur maka semakin besar tekanan yang dihasilkan
b. Viskositas
Viscositas adalah salah sam sifat lumpur yang menyatakan kekentalan dari lumpur bor,yang sangat berpengaruh terhadap pengangkatan serbuk bor (cutting) kepermukaan. semakinkental lumpur, maka pengangkatan cutting kurang sempurna sehingga dapat mengakibatkancuttingtertinggal di dalam lubang bor
13
sehingga menyebabkan tenjepitnya rangkaian pipapemboran. Akan tetapi bila viscositas lumpur terlalu tinggi dapat menyebabkan masalahseperti loss circulationdan kick.
c. Yield Point
Bagian dari resistansi untuk mengalir oleh gaya tarik-menarik antar partikel. Jadi yieldpointmerupakan angka yang menunjukan shearing stressyang diperlukan untukmensirkulasikan lumpur kembali, dengan kata lain lumpur tidak akan dapat bersirkulasisebelum diberikan shearing stresssebesar yield point.
d. Plastic Viscosity
Plasctic viscosity merupakan tahanan terhadap aliran yang disebabkan oleh gesekan antara sesama benda padat didalam lubang bor dan merupakan salah satu parameter kenaikan solid yang ada dalam lumpur.
e. Gel Strength
Saat sirkulasi berhenti yang memegang peranan adalah gel strength, lumpur akan menjadi gel saat tidak ada sirkulasi hal ini disebabkan oleh gaya tarik menarik antara partikel-partikel padatan lumpur saat lumpur berhenti bersirkulasi, lumpur harus mempunyai sifat gelstrengthyang dapat menahan cutting dan material pemberat lumpur agar tidak turun sehinggapadatan tidak menumpuk dan mengendap di anulus yang dapat menyebabkan pipa terjepit,akan
tetapi jika gel strengthterlalu tinggi akan menyebabkan pompa lumpur bekeija lebihberat untuk memulai sirkulasi kembali, meskipun pompa memiliki daya yang kuat pompatidak boleh memompakan lumpur dengan daya yang besar karena dapat mengakibatkanformasi akan pecah.
f. Temperatur
Temperatur tiap sumur akan berbeda tergantung kedalaman masing –masing sumur ( @ Kedalaman + 1°f/30ft ), karena dengan penambahahan temperatur ini dapat menyababkan beberapa perubahan karakter dari completion fluid.
g. Ph (Derajat Keasaman)
pH dipakai untuk menentukan tingkat keasaman dan kebasaan lumpur bor. pH danlumpur yang dipakai berkisar 8.5 - 10, jadi lumpur bor yang digunakan adalah dalam suasanabasa.
Lumpur sebaiknya tidak terlalu basa karena akan menaikan viscositasdan gel strengthdari lumpur
2.1.3 Jenis Lumpur Pemboran
Jenis-jenis fluida pemboran yang biasa digunakan antara lain : a. Water based mud
Lumpur jenis ini yang paling banyak digunakan, karena biayanya relatif murah. Lumpur ini terbagi atas fresh water mud
15
dan salt water mud, dan apabila dilihat dari komposisinya lumpur ini terbagi lagi sebagai berikut :
Gel spud mud
Komposisinya adalah sebagai berikut : - 20 – 25 lb/bbl bentonite
- 0.25 – 0.5 lb/bbl caustic soda
Lumpur ini digunakan pada awal pemboran dimana pemeliharaannya dengan cara menjalankan desander dan desilter secara terus menerus selama sirkulasi lumpur.
Lignosulfonate mud
Lumpur ini dalah salah satu jenis fluida pemboran yang serba guna, dan dalam prakteknya lumpur ini akan menajadi optimal bilamana beberapa syarat penting harus kita perhatikan, antara lain :
· Berat Jenis tinggi ( > 14ppg )
· Tahan Panas ( 121 – 150o )
· Toleransi padatan yang tinggi
· Tapisan yang rendah ( < 10 cc )
· Toleransi terhadap garam, anhydrite, gypsum
· Tahan kontaminasi semen
Komponen dasarnya meliputi air tawar atau air asin, bentonite, Chrome Lignosulfonat, lignite, caustic soda, CMC,
atau modified Starch. Ada beberapa faktor yang harus diperhatikan di dalam penggunaan lumpur Lignosulfonat :
· Sifat inhibitive akan rusak paa suhu 300o F
· Sifat pengontrolan laju tapisan akan rusak pada temperatur 350o F
· Pada temperatur > 400o F lignosulfonat akan pecah
· Viscositas akan berkurang seiring kenaikan temperatur
· Lignosulfonate tidak efektif dalam menstabilkan shale
· Filtrat lumpur Lignosulfonat dianggap mempinya peranan merusak formasi yang produktif
· Lumpur Lignosulfonat yang sudah terkontaminasi semen akan mengental
Tergolong lumpur medium sampai berat, temperatur kerja 250 – 300 °F, mempunyai toleransi tinggi terhadap konsentrasi garam, anhidrit gipsum dan semen.
Komposisinya adalah sebagai berikut : - Bentonite 20 – 25 lb/bbl
- Spersene 2 lb/bbl - Xp – 20 1 lb/bbl
- Barite secukupnya sesuai dengan kebutuhan
Polimer mud
Komposisinya adalah sebagai berikut : - Menggunakan air tawar
17
- 0.25 lb/bbl soda ash - Bentonite
- Caustic soda
Sea water mud
Adalah lumpur lignosulfonate yang mempergunakan prehydrated bentonite untuk dasar pengental didalam air asin, formulasinya berkisar 2 ppb caustic soda, 1.5 ppb kapur (lime), 2-4 ppb lignosulfonate, 1-2 ppb lignite dan larutan prehydrated bentonite secukupnya. Biasanya alkalinity pf 1.3-3.00 cc dijaga dengan caustic soda, pm 3.0-8.0 cc dengan kapur dan tapisan dipembuat lumpur. Konsentrasi garam dalam air laut berkisar 30-35,000 ppm dengan berbagai ion-ion lain (Mg+2, Ca+2).
b. Oil base mud
Lumpur ini mengandung minyak sebagai fasa kontinyunya, komposisinya diatur agar kadar airnya rendah (3-5%
volume). Relatif lumpur ini tidak sensitif terhadap contaminant.
Tetapi airnya adalah contaminant karena memberikan efek negatif bagi kestabilan lumpur ini. Untuk mengontrol viskositas, gel strength, mengurangi efek kontaminasi air dan mengurangi filtrate loss, perlu ditambahkan zat-zat kimia.
Fungsi oil base mud didasarkan pada kenyataan bahwa filtratnya adalah minyak, karena itu tidak akan menghidratkan shale atau clay yang sensitif baik terhadap formasi biasa maupun
formasi produktif. Kegunaan terbesar dari oil base nud ini adalah pada completion dan work over sumur. Kegunaan yang lain adalah untuk melepaskan drill pipe yang terjepit , mempermudah pemasangan casing dan liner. Oil base mud ini harus ditempatkan pada suatu tanki besi untuk menghindarkan kontaminasi air. Rig harus dipersiapkan supaya tidak kotor dan bahaya api berkurang.
Kerugian penggunaan oil base mud adalah :
- dapat mengkontaminasi lingkungan terutama untuk daerah operasi offshore.
- solid kontrol sulit dilakukan bila dibandingkan dengan water base mud.
- Elektrik logging tidak dapat dilakukan.
- Biayanya relatif lebih mahal.
c. Emulsion mud
Terbagi atas oil in water emulsion dan water in oil emulsion tergantung dari fasa apa yang terdispersi. Fungsi lumpur ini adalah untuk menambah ROP, mengurangi filtration loss, menambah pelumasan dan mengurangi torque, dimana lumpur ini banyak digunakan dalam directional drilling. Komposisinya adalah lumpur dasar ditambah minyak mentah atau minyak solar 2-15% atau lumpur dengan dasar minyak ditambahkan air 24- 45% air.
19
2.2 Definisi Tekanan
Tekanan adalah gaya yang bekerja pada satu satuan luas. Di dalam teknik pemboran, tekanan formasi diimbangi dengan suatu zat cair yang disebut dengan lumpur bor.
Berat lumpur bor ini bisa diatur sedemikian rupa, sehingga keseimbangan antar tekanan yang ditimbulkan oleh lumpur bor ini bisa mengimbangi tekanan formasi. Pengaturan berat inilah yang disebut dengan kontrol tekanan atau pressure control.
2.2.1 Tekanan Hidrostatik
Tekanan hidrostatik (HSP), sebagaimana dinyatakan, didefinisikan sebagai tekanan karena kolom fluida yang tidak bergerak. Yaitu, kolom fluida yang statis, atau diam, memberikan tekanan karena gaya gravitasi lokal pada kolom fluida.
Rumus untuk menghitung tekanan hidrostatik dalam satuan SI (N / m²) adalah:
Tekanan hidrostatik = Tinggi (m) × Kepadatan (kg / m³) × Gravitasi (m / s²).
Semua cairan dalam sumur memberikan tekanan hidrostatik, yang merupakan fungsi dari kepadatan dan ketinggian vertikal kolom fluida. Di unit ladang minyak AS, tekanan hidrostatik dapat dinyatakan sebagai:
PH = 0,052 x MW x TVD………(Persamaan 2.2.1)
Dimana: PH = tekanan hidrostatik, psi MW = berat lumpur, ppg
TVD = kedalaman tegak, ft
Untuk mengkonversi unit-unit ini ke unit SI, seseorang dapat menggunakan:
1 ppg = 119.826 4273 kg / m 3
1 kaki = 0,3048 meter
1 psi = 0,0689475729 bar
1 bar = 10 5 pascals
1bar = 15 psi
2.2.2 Gradien tekanan
Gradien tekanan digambarkan sebagai tekanan per satuan panjang.
Seringkali dalam kontrol sumur oli, tekanan yang diberikan oleh fluida dinyatakan dalam gradien tekanannya. Unit SI adalah pascal / meter. Gradien tekanan hidrostatik dapat ditulis sebagai:
Gradien tekanan (psi / ft) = HSP / TVD = 0,052 × MW (ppg).
2.2.3 Tekanan Formasi
Tekanan formasi adalah aktivitas tekanan yang tergantung dari fluida (air,minyak,gas) dalam pori suatu formasi. Tekanan formasi normal dalam setiap satuan geologi akan sama dengan tekanan hidrostatik air dari permukaan sampai bawah permukaan.
21
Besar tekanan hidrostatik sama dengan 0,465 psi/ft. setiap tekanan formasi diatas atau dibawah gradient ini disebut dengan tekanan abnormal (abnormal pressure)
Tekanan formasi digolongkan menjadi tiga:
a. Tekanan Formasi Subnormal
Formasi subnormal adalah formasi - formasi yang mempunyai tekanan pori lebih kecil dari kondisi normal (gradient tekanan 0,465 psi/ft).
b. Tekanan Formasi Normal
Tekanan formasi normal sama dengan tekanan hidrostatik fluida formasi mula-mula. Umumnya fluida berubah dari air tawar dengan densitas 8,33 ppg (0,433 psi/ft) ke air asin dengan densitas 9,0 ppg (0,465 psi/ft).
anpa memperhatikan densitas fluida, tekanan formasi normal dapat diterangkan sebagai suatu sistem hidrolik yang terbuka dimana dengan mudah tekananya saling berhubungan seluruhnya. Pada formasi abnormal tidak mempunyai hubungan tekanan yang bebas. Bila hal ini terjadi maka tekanan tinggi akan mengalir dengan cepat dan tidak teratur yang kemudian baru akan kembali normal setelah terjadi keseimbangan disekitarnya.
c. Tekanan Formasi Abnormal
Pada formasi abnormal tidak mempunyai hubungan tekanan yang bebas. Bila hal ini terjadi maka tekanan tinggi akan mengalir
dengan cepat dan tidak teratur yang kemudian baru akan kembali normal setelah terjadi keseimbangn disekitarnya.
Selisih tekanan formasi dengan tekanan hidrostatis disebut tekanan lebih atau overbalance pressure. Kalau tekanan hidrostatik lebih kecil dari tekanan formasi maka terjadilah pemasukan fluida formasi ke dalam lubang pemboran, ini biasa disebut kick. Proses kick yang tidak bisa dikendalikan (uncontrolled) akan mengakibatkan semburan liar atau blow out.
2.3 Kick
Kick adalah merupakan suatu proses masuknya fluida formasi ke dalam lubang sumur. Terjadi karena kondisi tekanan Hidrostatik (Ph) lebih kecil dari pada tekanan formasi (Pf). Tekanan Hidrostatik turun tergantung pada berat jenis lumpur, dan ketinggian kolom lumpur.
2.3.1 Sebab-Sebab Terjadinya Well Kick
Ada penyebab kegagalan primary control, yaitu:
a. Berat lumpur terlalu rendah.
b. Ketinggian kolom lumpur berkurang.
Kedua problem tersebut dapat terjadi selama operasi pemboran berlangsung, maka diperlukan pemantauan (monitoring) secara cermat.
1) Berat Lumpur Terlalu Rendah
Tekanan hidrostatis lumpur sangat penting peranannya untuk mengimbangi tekanan formasiTekanan hidrostatis lumpur tergantung kepada :
23
Berat jenis lumpur
Tinggi kolom lumpur
Rumus dari tekanan hidrostatis lumpur adalah sebagai berikut : Ph = 0.052 y h ... (Persamaan 2.3.1) Dimana :
Ph = tekanan hidrostatis lumpur, psi y = berat jenis lumpur, ppg
h = ketinggian kolom lumpur, ft 0.052 = faktor konversi
Bentuk lain dari rumus di atas adalah :
Ph = y h / 10 ... (Persamaan 2.3.2) Dimana :
Ph = tekanan hidrostatis lumpur, ksc.
y = berat jenis lumpur, kg/ltr.
h = ketinggian kolom lumpur, m.
Berat jenis lupur dibuat agar dapat memberikan tekanan hidrostatis sedikit lebih besar dari tekanan formas, supaya tidak terjadi kick.
Tekanan hidrostatis lumpur ini dibuat lebih besar 2% sampai 10% dari tekanan formasi.
2) Berkurangnya Ketinggian Kolom Lumpur
Tinggi kolom lumpur turun bisa disababkan oleh dua hal, yaitu :
a) Lumpur Masuk Ke Dalam Formasi.
Formasi rekahan secara alamiah, atau adanya goa-goa.
Formasi rekah karena kesalahan kerja dalam operasi
pemboran, atau karena sifat-sifat lumpur yang digunakan tidak sesuai.
b) Formasi rekah
formasi rekahan karena kesalahan kerja waktu operasi pemboran disebabkan oleh :
Squeeze Effect
Diwaktu menurunkan rangkain pemboran terlalu cepat, dengan lumpur yang kental dan clearence yang kecil, akan terjadi squeeze effect atau efek tekan, lumpur akan menekan ke formasi. Apabila formasi tidak kuat menahan tekanan hidrostatis lumpur, sehingga formasi akan pecah dan lumpur akan masuk ke dalam formasi.
Pemompaan yang mengejut
Disaat melakukan pemompaan secara mengejut akan menimbulkan tekanan yang tinggi dapat mengakibatkan formasi tidak kuat, sehingga formasi akan pecah. Hilang Lumpur (Lost Circulation)
2.3.2 Tanda-Tanda Adanya Kick
a. Sewaktu pemboran berlangsung, kick dapat diketahui dari beberapa tanda dibawah ini:
25
1) Mengalirnya lumpur dari dalam lubang ketika pompa mati 2) Pertambahan volume lumpur di dalam tangki lumpur (pit gain) 3) Menurunnya tekanan pompa dan/atau perubahan berat pada
weight indicator
4) Perubahan kecepatan pemboran (drilling break) b. Gejala kick pada saat mencabut rangkaian drill pipe
1) Volume pengisian lubang tidak sesuai dengan volume besi yang dicabut. Hal ini akan dapat diketahui kalau kita memakai trip tank.
2) Lubang bor tetap penuh ketika mencabut rangkaian drill pipe.
Kalau ini terjadi, batang bor harus dimasukkan kembali ke dasar lubang dan lakukan sirkulasi lumpur sampai bersih.
c. Gejala kick pada saat memasukkan rangkaian drill pipe
1) Lumpur yang keluar lebih banyak dari volume besi yang dimasukkan
2) Lumpur bor tidak berhenti mengalir pada saat penyambungan pipa berikutnya.
2.4 Well Control
Well Control (pengendalian sumur) adalah suatu aktivitas pekerjaan pada suatu calon sumur (pemboran) atau pada suatu sumur produksi yang bertujuan untuk menjaga agar tidak terjadi aliran fluida dari formasi ke dalam lubang sumur (kick) selanjutnya ke permukaan sumur dan atau suatu aktivitas pekerjaan mengendalikan dan mematikan aliran fluida formasi (kick) yang
tanpa disadari sudah terjadi ke dalam sumur atau calon sumur migas sehingga semburan liar (blow out) tidak terjadi..
2.4.1 Primary Well Control
Pengendalian tekanan formasi dengan mengandalkan lumpur pemboran dengan pengertian bahwa : Ph > Pf.
2.4.2 Secondary Well Control
Dengan terdeteksinya kick dan pertambahan volume lumpur pada pit (pit gain) di permukaan, maka primary control pada suatu sumur telah mengalami kegagalan. Jika terjadi kick sumur harus segera di tutup dan dilakukan tindakan yang tepat secepatnya.
Penutupan sumur dilakukan dengan menutup BOP (Blow Out Preventer), kemudian menutup annulus di permukaan, biasanya hanya cukup dengan annular preventer saja, tetapi pipe ram juga dapat digunakan sebagai cadangan jika diperlukan. ketika sumur ditutup, choke harus dibuka penuh dan selanjutnya di tutup sedikit demi sedikit untuk mencegah tekanan kejut (sudden pressure surge). Tekanan permukaan pada drill pipe dan annulus harus dimonitor secara cermat, karena data tekanan tersebut dapat digunakan untuk mengidentifikasikan sifat-sifat dari influx dan menghitung berat lumpur yang diperlukan untuk mematikan sumur.
2.5 Konsep Pipa “U” Pada Pemboran
Konsep pipa U sama dengan prinsip lubang bor. Di dalam lubang bor ada drill string dengan pahat diujung bawah, dan ruangan annullus
27
diantara drill string dengan dinding lubang bor atau casing. Dua ruangan ini berhubungan di ujung bawah, dan dapat digambarkan sebagai pipa U.
Tekanan dalam sistem tertutup dapat dibandingkan dengan bentuk sebuah tabung U. Salah satu lengan tabung U menggambarkan drillstring, sedangkan lengan lainnya menggambarkan annulus.
Gambar 2.1 Prinsip Pipa U
Perubahan tekanan pada satu lengan akan mempengaruhi tekanan pada lengan yang lain, karena untuk menjaga keseimbangan. Dalam drillsting terdapat tekanan hidrostatik lumpur, sedangkan dalam annulus terisi lumpur dan influx (fluida formasi yang masuk ke dalam lubang bor).
Tekanan tutup drill pipe dan annulus dapat diinterpratasikan sebagai berikut:
Drill String : BHP + HPMud + SIDP
Annulus : BHP + HPMud + HPInflux + SICP
Karena berat lumpur dalam drill pipe dapat diketahui, maka SIDP dapat memberikan indikasi tekanan dasar lubang bor (yaitu pembacaan
tekanan tutup drill pipe berlaku sebagai pembacaan tekanan dasar lubang bor). Prosedur well control untuk influx fluida formasi berikutnya harus dicegah. Dengan demikian, maka HP Mud (hydrostatic pressure mud) dan SIDP (shut in drill pipe) harus tetap sama dengan atau sedikit lebih besar dari BHP.
2.6 Mengetahui Jenis Influx
Mengetahui jenis influx ini sangat perlu sekali untuk menentukan langkah apa yang akan diambil. Perbedaan yang besar hanya terjadi antara fluida air asin atau minyak dengan gas. Kalau fluida ini air asin, maka kemungkinan akan merusak kondisi lumpur. Kalau fluida ini adalah gas, maka persiapan untuk itu akan berbeda dari pada air asin.
Rumus untuk menetukan jenis fluida ini adalah sebagai berikut : a. Menentukan ketinggian fluida kick (influx)
Kick Length (ft) =
b. Menentukan berat jenis fluida kick (influx) tersebut Kick Density = MW - ( - D
x )
Dimana : Kick Density = Berat jenis influx, ppg MW = Mud weight, ppg
SICP = Shuit in casing pressure, psi SIDP = Shut in drill pipe pressure, psi Kick Length = Ketinggian fluida kick, ft
Sedangkan jenis influx yang masuk dapat diketahui dari berat jenis fluida influx:
29
1) Bila berat jenis influx antara 1 ppg - 3 ppg = Gas 2) Bila berat jenis influx antara 4 ppg - 6 ppg = Minyak 3) Bila berat jenis influx antara 7 ppg - 9 ppg = Air Asin
Jika sifat-sifat influx tersebut tidak dapat diketahui, biasanya dianggap gas, karena gas merupakan jenis influx yang sering menyebabkan ternjadinya kick.
2.7 Metode Well Control
Pengendalian sumur (well control) dan pencegahan semburan liar (blow-out prevention) merupakan masalah penting yang harus dipahami dengan baik oleh setiap personil yang terlibat dalam kegiatan operasi pemboran. Jika pengendalian sumur mengalami kegagalan, maka harus cepat diambil tindakan untuk mencegah terjadinya blowout, metode pengendalian blowout :
2.7.1 Driller method
Metode drillermemerlukan dua kali proses sirkulasi. Sirkulsi pertama bertujuan untuk mengeluarkan fluida kick dengan menggunakan lumpur lama dan pada tahap sirkulasi kedua bertujuan untuk mematikan kick dengan menggunakan lumpur pemati. Waktu antara sirkulasi yang pertama dan yang kedua digunakan untuk membuat lumpur pemati.Metode driller sering disebut pula sebagai
“Two- irculation Method”. rinsip pelaksanaan dari metode metode driller dalam mengatasi well kick adalah sebagai berikut :
Sirkulasi pertama : Mengeluarkan fluida kick dari dalam lubang bor dengan lumpur lama.
Sirkulasi kedua : Mengganti lumpur lama dengan lumpur baru yang berat jenisnya sudah ditentukan berdasarkan dari data yang didapat pada saat penutupan sumur, untuk mengimbangi tekanan formasi.
2.7.2 Wait and Weight Method
ara ini sering juga disebut “One irculation Method” atau juga
“Engineer’s Method”. ntinya adalah :
a “Wait” atau tunggu selama membuat lumpur berat.
b) Sirkulasikan cairan kick keluar dari lubang bor dengan lumpur berat.
2.7.3 Concurent Method
Pengendalian kick dengan cara mensirkulasikan lumpur lama sambil menambah berat lumpur lama yang di sirkulasikan
2.8 Data dan Perhitungan Kill Sheet
2.8.1 Data Informasi Awal (Prerecorded Information Sheet)
Pada keadaan saat melakukan pemboran, atau sebelum terjadi kick, beberapa data dari sumur harus dicatat. Pencatatan data sangat penting untuk dipakai sebagai pedoman perhitungan untuk mematikan sumur jika terjadi kick. Formulir isian harus diisi pada keadaan- keadaan sebagai berikut:
a) Pada saat setelah pergantian crew.
b) sesudah mendudukan casing, sebelum melanjutkan pemboran.
31
c) Sesudah melakukan penambahan rangkaian pipa pemberat, atau sesudah pergantian ukuran dari drill pipe.
d) Setelah mengadakan perbaikan pada pompa (pergantian liner).
e) Setelah melakukan pengetesan pada casing shoe.
a. Berat Jenis Lumpur Untuk Mengimbangi Kick
Seperti kita ketahui bahwa tekanan dasar sumur harus selalu dijaga agar tetap sama dengan tekanan formasi selama operasi pemboran berlangsung.
Pada saat terjadi kick adalah sama dengan tekanan hidrostatik lumpur bor pada kedalaman tersebut. Sedangkan tekanan dasar sumur setelah terjadi kick adalah sama dengan tekanan hidrostatik lumpur ditambah dengan tekanan SIDP.
Tekanan inilah yang harus (dianggap) sama dengan tekanan formasi. Dengan kata lain, tekanan hidrostatik lumpur yang diperlukan untuk mengimbangi tekanan formasi adalah sama dengan tekanan hidrostatik lumpur sebelum terjadi kick ditambah SIDP.
b. Data Pompa Lumpur
Yang dimaksud data pompa lumpur disini adalah pompa lumpur yang dipakai untuk sistem sirkulasi.
Data yang perlu dicatat diantaranya:
1) Stroke length dan ukuran liner.
2) SPM dan SPP.
3) Pump Output.
Kapasitas (output) dari triplex pump dapat dihitung dengan rumus:
PO = 0.000243 x (DL)2 X (SL)
Dimana: PO = Pump Output, bbl/stk SL = Stroke Length, inch DL = Diameter Liner, inch
c. Kapasitas Drill Pipe, Drill Collar dan Annulus
Yang dimaksud dengan kapasitas drill pipe dan drill collar adalah jumlah kapasitas cairan yang dibutuhkan untuk mengisi bagian dalam dari drill pipe maupun drill collar, yang dibatasi oleh diameter dalam dari drill pipe dan drill collar itu sendiri.
Sedangkan yang dimaksudkan dengan kapasitas annulus adalah jumlah cairan yang dibutuhkan untuk mengisi bagian luar dari pipa (drill pipe dan drill collar), yang dibatasi baik oleh dinding sumur (Open Hole) ataupun dibatasi oleh casing atau casing (Cased Hole). Untuk mencari jumlah cairan ini, harus diketahui ukuran dalam dan ukuran luar dari drill pipe dan casing, dan diameter lubang sumur open hole.
Kapasitas dalam dari drill pipe (DP) dapat dihitung dengan rumus:
Cap DP (bbl/ft ) = D
Kapasitas dalam dari drill collar (DC) dapat dihitung dengan rumus:
Cap DC (bbl/ft) = D
33
Untuk kapasitas annular antara drill pipe (DP) dan casing (CSG) dapat dihitung dengan rumus:
Cap Ann DP & CSG (bbl/ft) = -
Untuk kapasitas annular antara drill pipe (DP) dan lubang sumur open hole (OH) dapat dihitung dengan rumus:
Cap Ann DP & OH (bbl/ft) = -
Untuk kapasitas annular antara drill collar (DC) dan lubang sumur open hole (OH) dapat dihitung dengan rumus:
Cap Ann DC & OH (bbl/ft) = -
Angka 1029.4 merupakan faktor konversi dari diameter cylindris (Inch) ke bbl/ft.
d. Shut In Drill Pipe Pressure (SIDP) dan Shut In Casing Pressure (SICP)
Tekanan drill pipe atau shut in drill pipe pressure (SIDP) adalah tekanan yang terbaca pada stand pipe pada saat terjadi kick.
Kalau drill pipe memakai float valve, tekanan SIDP nya akan 0 (nol) karena tidak ada hubungan antara tekanan formasi dengan bagian dalam drill pipe. Kalau tida ada float valve, maka tekanan yang terbaca adalah selisih dari tekanan formasi dan tekanan hidrostatik dari lumpur bor. Umumnya bagian dalam drill pipe akan penuh oleh lumpur karena pada saat kick terjadi pompa lumpur masih hidup.
Tekanan casing adalah tekanan yang terbaca pada permukaan casing pada saat terjadi kick. Tekanan di casing tidak akan sama dengan tekanan pada drill pipe karena umumnya fluida formasi, disebut influx, pada saat terjadinya kick, masuk ke arah annulus dari lubang bor. Biasanya tekanan pada annulus ini lebih besar dari tekanan di drill pipe, karena ketinggian lumpur di annulus yang menyebabkan tekanan hidrostatik menjadi lebih kecil, akibat sebagian annulus terisi oleh fluida formasi.
SIDP = Pf - Ph SICP = Pf - (Ph + Pi)
Dimana : SIDP = Shut In Drill Pipe Pressure, psi SICP = Shut In Casing Pressure, psi Pf = Tekanan Formasi, psi
Ph = Tekanan Hidrostatik Lumpur, psi
Pi = Tekanan Hidrostatik fluida kick (influx), psi Tujuan menjaga tekanan dasar sumur tetap konstan adalah untuk menghindari masuknya fluida baru ke dalam lubang bor, yaitu dengan menjaga tekanan SIDP tetap sebesar tekanan SICP saat tekanan formasi mulai sama dengan tekanan dasar lubang bor.
e. Dalam Sumur (Measured Depth, MD) dan Kedalaman Tegak Lurus (True Vertical Depth, TVD)
Dalam sumur adalah kedalaman dari sumur tersebut sesuai dengan ukuran panjang dari seluruh rangkaian drill pipe.
35
Kedalamaan tegak lurus adalah vertikal dari lubang tersebut yang dihitung dari kemiringan lubang (terutama pada pemboran berarah).
f. Teknik Melakukan Test Sampai Formasi Retak (Leak Off Test) Tujuan dari test ini adalah untuk mengetahui kekuatan dari formasi di bawah casing shoe. Karena bagian terlemah dari formasi umumnya terjadi di bawah sepatu casing. Untuk mngetahui berapa kekuatan formasi di bawah casing shoe, formasi harus di bor antara 5-10 ft dan kemudian dilakukan test tekanan dengan memakai pompa lumpur. Caranya adalah sebagai berikut:
1) Bor casing shoe sampai menembus formasi baru sedalam 10 ft.
2) Sirkulasi dengan lumpur dan angkat bit sampai berada di atas sepatu casing.
3) Isi lubang dan tutup BOP.
4) Mulai pemompaan dengan pompa debit kecil tekanan tinggi 5) Pompakan secara bertahap setiap bbl, dan distop secara berkala
sampai tekanan stabil. Catat jumlah volume lumpur yang telah dipompakan, dan tekanan akhir pompa di dalam statistik.
6) Pompakan terus sampai tanda formasi mulai retak, dan catat tekanan pompa
2.8.2 Perhitungan Untuk Menentukan Tekanan Maksimal
Perhitungan untuk menentukan tekanan maksimal merupakan perhitungan yang digunakan untuk mematikan kick menggunakan data
informasi awal yang dijadikan dasar perhitungan serta pencatatan SIDP dan SICP.
a. Berat Lumpur Baru (Kill Mud Weight, KMW)
Sebelumnya telah dibahas bahwa tekanan formasi harus diimbangi oleh tekanan hidrostatik menggunakan lumpur yang disirkulasikan di dalam lubang. Sebelum terjadi kick, berat lumpur lama (OMW) dapat mengimbangi tekanan formasi. Setelah terjadi kick, akan terlihat bahwa tekanan hidrostatik lumpur yang ditimbulkan oleh berat lumpur lama (OMW) tidak dapat lagi diimbangi tekanan formasi; diketahui dari terbentuknya tambahan tekanan pada drill pipe (SIDP). Atau dengan perkataan lain, tekanan formasi itu adalah sebesar tekanan hidrostatik yang ditimbulkan oleh berat lumpur lama (OMW) di tambah tekanan yang terbaca pada ujung drill pipe (SIDP). Dengan demikian, untuk bisa mengimbangi tekanan formasi yang sebesar ini, diperlukan tekanan hidrostatik yang lebih besar pula, yaitu dengan menambahkan lumpur.
Berat lumpur baru (KMW) dapat dihitung dengan persamaan berikut:
KMW = (SIDP : 0.052 x TVD) + OMW
37
Dimana : KMW = Kill Mud Weight, ppg
SIDP = Shut In Drill Pipe Pressure, psi TVD = True Vertical Depth, ft
OMW = Old Mud Weight, ppg
Setelah berat lumpur dinaikkan, tekanan hidrostatik lumpur yang menjadi tekanan dasar sumur akan benar-benar seimbang dengan tekanan formasi. Untuk mengurangi kemungkinan yang terjadi hal-hal yang tidak diinginkan, misalnya terjadinya penurunan tekanan hidrostatik pada saat melakukan cabut pipa, maka biasanya berat lumpur ditambahkan sedikit di atas berat lumpur akhir. Tambahan berat ini disebut trip margin.
b. Tekanan Sirkulasi Awal atau Initial Circulating Pressure (ICP) Pada dasarnya teknik mematikan kick yang normal ialah dengan menggantikan lumpur lama dan influx yang berada di dalam lubang dengan lumpur baru yang lebih berat dari lumpur sebelumnya. Selama proses pergantian lumpur tersebut harus selalu dijaga tekanan dasar lubang tetap sama atau sedikit lebih besar dari tekanan formasi.
Untuk sirkulasi awal atau sirkulali dengan kondisi di dalam drill pipe masih berisi lumpur lama/ringan adalah:
1) Tekanan pompa sirkulasi awal atau initial circulating pressure (ICP) sama dengan slow rate pressure (SRP) ditambah dengan SIDP.
ICP = SPR + SIDP
Dimana : ICP = Initial Circulating Pressure, psi SRP = Slow Pump Rate, psi
SIDP = Shut In Drill Pipe, psi
2) Tekanan balik di annulus atau back pressure di annulus saat di mulai sirkulasi sama dengan shut in casing pressure. pada kondisi awal sirkulasi, influx dianggap masih tetap atau relatif belum berpindah.
c. Tekanan Sirkulasi Akhir atau Final Circulating Pressure (FCP) Yang dimaksud dengan tekanan sirkulasi akhir adalah pompa saat lumpur berat (dengan berat jenis membunuh kick) telah mulai keluar dari bit.
Lumpur baru, bila dibandingkan dengan lumpur lama, memiliki tambahan berat jenis yang ditujukan untuk menggantikan back pressure untuk mengimbangi tekanan formasi. Sehingga tekanan tutup drill pipe baru, setelah seluruh string terisi oleh lumpur baru akan sama dengan nol.
FCP = KRP x KMW / OMW
Dimana : FCP = Final Circulating Pressure, psi KRP = Kill Rate Pressure, psi
KMW = Kill Mud Weight, ppg OMW = Old Mud Weight, ppg
39
d. Perhitungan Stroke Pompa Untuk Sirkulasi
Langkah pompa untuk sirkulasi dari permukaan sampai ke bit adalah jumlah stroke yang diperlukan untuk mensirkulasikan lumpur berat, misalnya dari permukaan hingga lumpur mencapat bit.
Perhitungan ini penting untuk menjadi dasar pengaturan pengurangan tekanan pompa (back pressure pada drill pipe) saat lumpur mulai masuk ke dalam drill pipe dengan ICP yang kemudian secara bertahap harus diturunkan mencapai final circulating pressure saat lumpur berat sampai di bit.
Surface to Bit Stroke (STB) STB (stk) = bbl
O bbl stk
Bit to Surface (Bottom Up) BTS (stk) = bbl
O bbl stk
Total Stroke For One Circulation
Total Stroke 1 Cycle = STB (stk) + BTS (stk)
e. Maximum Allowable Shut In Casing Pressure (MASP) dan Maximum Allwable Mud Weight (MAMW)
Parameter lainnya yang harus dihitung adalah Maximum Allowable Shut In Casing Pressure (MASP) dan Maximum Allowable Mud Weight (MAMW). Ini ditujukan mengetahui berat jenis dan tekanan maksimum yang diperbolehkan agar formasi tidak pecah.
Biasanya titik terlemah dalam suatu pemboran sumur adalah titik tertinggi pada lubang terbuka (casing shoe). Selama operasi pengendalian sumur (well control) hal ini sangat penting karena tekanan tidak akan melebihi gradien rekah formasi pada titik terlemah tersebut. Informasi ini diperoleh dari hasil leak of test yang dilakukan setelah casing dipasang dan disemen.
Perhitungan untuk menentukan MAMW:
MAWM = LOT Press ÷ Shoe TVD ÷ 0.052 + Leak of MW Dimana :
MAWM = Maximum Allowable Mud Weight, ppg
LOT Press = Batas atas tekanan yang didapat saat leak of test, Psi
Shoe TVD = Kedalaman casing shoe, ft
Leak of MW = Batas atas mud weight yang digunakan saat leak of test, ppg
Perhitungan untuk menentukan MASP:
Maximal Allowable Shut In Casing Pressure, psi MASP = (MAMW - OMW) x Shoe TVD x 0.052 Dimana :
MASP = Maximum Allowable Shut In Casing Pressure, psi MAWM = Maximum Allowable Mud Weight, ppg
OMW = Old Mud Weight, ppg Shoe TVD = Kedalaman Casing Shoe, ft
41
2.8 Prosedur Mematikan Sumur Dengan Menggunakan Driller’s Method a. Menutup Sumur.
b. Mencatat SIDP (Shut In Drill Pressure), SICP (Shuit In Casing Pressure), dan Volume Mud Pit.
c. Sirkulasi Pertama:
1) Jalankan pompa, dan naikan kecepatan pompa hingga mencapai kecepatan yang disepakati (Kill Rate Speed). Saat melakukan proses ini jaga agar tekanan casing (CP) konstan.
2) Setelah kecepatan pompa mencapai kill rate speed catat dan beri tanda pada manometer tekanan di drillpipe.
3) Pemompaan berjalan terus dan jaga agar tekanan pada drillpipe (DPP) konstan sampai gas keluar dari dalam lubang bor.
4) Kurangi kecepatan pompa dan jaga agar tekanan casing konstan selama mengurangi kecepatan pompa.
5) Setelah pompa berhenti tutup penuh choke line.
6) Baca tekanan, bila gas telah keluar, seharusnya DPP = CP.
d. Hitung berat lumpur yang diperlukan (Kill Mud Weight), dan siapkan lumpur berat.
e. Hitung jumlah stroke pompa dan waktu untuk mengisi drill string.
f. Sirkulasi Kedua:
1) Pompakan lumpur berat, dan jaga tekanan casing konstan sampai kecepatan pompa mencapai kill rate speed yang disepakati.
2) Jaga tekanan casing konstan sampai lumpur berat mencapai bit.
3) Kemudian tandai dan jaga agar tekanan drillpipe konstan, sampai lumpur berat keluar dari lubang bor.
4) Stop pompa dan tutup penuh choke line.
5) Baca tekanan pada drillpipe dan pada casing, bila sumur sudah mati seharusnya DPP = CP = 0.
g. Periksa aliran, bila sudah mati buka BOP (Blow Out Preventer).
43
BAB III
METODOLOGI PENELITIAN
Untuk mendukung Tugas Akhir ini dan kajian yang dilaksanakan, maka penulis menggunakan beberapa metode penelitian, antara lain :
3.1 Orientasi Lapangan
Dimana data yang di peroleh sebagai berikut :
Data yang diperoleh dari penelitian secara langsung tentang kegiatan dan pengamatan.
Data-data inilah yang menjadi sumber dalam pembuatan
laporan.
3.2 Study Literature
Dimana data yang diperoleh sebagai berikut :
Merupakan data yang di dapat dari buku-buku.
Data yang didapat dari hand book sebagai bahan tambahan.
Selain itu data yang didapat juga dari web site atau internet.
3.3 Pengambilan Data
Data-data yang diperoleh sebagai berikut :
Data diperoleh dari pembimbing kantor.
Pembimbing lapangan.
Operator.
3.4 Pengolahan Data
Data-data yang di dapat dari konsultasi langsung dengan pembimbing lapangan maupun dengan operator yang bersangkutan, seperti:
Metode driller
Komponen-komponen peralatan.
Data sumur
46
BAB IV
GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN
4.1 Profil Perusahaan (PT. Multitekno Surya Mandiri)
Integrated Project Management (IPM) Drilling Support (Drlling Rig,Mud Logging, Electric Logging & Mud Engineering Services)
Latar Belakang Bisnis Integrated Project Management (IPM) Kontrak Integrated Project Management (IPM) adalah mengabungkan lingkup pekerjaan penyediaan Jasa Pekerjaan Pemboran, Material / Produk dan Tenaga ahli yang berpengalamandalamsatukontrak,denganmenunjukManajer Proyek (IPM Project Manager) sebagai Wakil Pemilik Proyek untuk melaksanakan fungsi pengawasan terhadap IPM Kontraktor dan Sub Kontraktornya untuk memastikan Pelaksanaan Pekerjaan Pemboran Terpadu tersebut telah sesuai dengan Tujuan, Desain Sumur dan Tata Waktu Proyek telah di rencanakan.
PT. Multitekno Surya Mandiri berdiri pada tahun 2012 awalnya bergerak dibidang Jasa Rig Monitoring System ,Mud Logging & Mud Engineering.
Pada saat ini PT. Multitekno Surya Mandiri mengembangkan bidang usahanya di Jasa Pemboran untuk pekerjaan sumur Minyak dan Gas Bumi serta Panas Bumi, termasuk pekerjaan Integrated Project Management (IPM) dengan mengkoordinir subkontraktor yang terkait sesuai dengan kebutuhan proyek Pengeboran IPM, berkolaborasi serta didukung oleh tenaga ahli yang telah berpengalaman untuk menjalankan Proyek Pemboran Migas dan juga pemboran Panas Bumi.
47
4.2 Visi dan Misi Perusahaan 4.2.1 VISI
Menjadi Perusahaan yang berkelas dunia dengan memiliki kemampuan melaksanakan pekerjaan Proyek Manajemen Terpadu (IPM) yang berkualitas, dengan menyediakan jasa rig pemboran dan jasa pendukung terkait yang fokus pada kebutuhan kontruksi sumur Minyak & Gas Bumi dan Panas Bumi sesuai dengan persyaratan pelanggan melalui integrasi motivasi sumber daya manusia, peralatan yang berkualitas dan teknologi inovasi dengan tetap fokus memperhatikan aspek pengelolaan kondisi Lingkungan.
4.2.1 MISI
Menjadi Perusahaan yang terkenal dalam meyediakan kontrol kualitas tertinggi mencapai prestasi yang memenuhi kepuasan pelanggan pada seluruh area proyek dan memastikan implementasi pekerjaan yang dilaksanakan tepat, dengan mengutamakan aspek K3LL, kesehatan pekerja yang sangat baik, kondisi pekerjaan yang aman dan memperhatikan aspek perlindungan lingkungan di setiap divisi.
