3.1. Konsep Underbalanced Drilling
Underbalanced drilling (UBD) adalah metoda pemboran dimana tekanan kolom fluida pemboran yang dipakai akan lebih kecil daripada tekanan formasi, sehingga akan ada aliran gas, hidrokarbon dan air formasi kedalam sumur secara terus-menerus. Untuk mencapai kondisi underbalanced pada saat mengebor, perlu adanya peralatan yang menunjang dan pemilihan fluida yang cocok dengan kondisi reservoir.
3.1.1. Batasan Underbalanced Drilling
Pada kenyataannya underbalance tidak selalu dapat dilakukan secara ekonomis, hal mengingat hal-hal seperti :
1. Kestabilan sumur akan terganggu dan lubang akan gugur sehingga menyebabkan peralatan terjepit. Jika serpih batuan terlampau besar untuk diangkat oleh aliran fluida di sumur, serpih akan terendapkan, biasanya terjadi diatas batas drill collar dengan drill pipe karena kecepatan mengangkat di annulus drill pipe mendadak mengecil dibandingkan dengan di anulus drill collar. Ini disebut sebagai cincin lumpur atau “mud ring”.
2. Aliran air dapat menyebabkan beberapa hal, yaitu bila di bor dengan menggunakan gas, air bisa membasahi serpih bor di sumur, sehingga serpih saling melekat satu dengan yang lainnya, yang akhirnya dapat menyumbat anulus sumur 3. Terjadinya ledakan di dalam sumur, penggunaan udara pada UBD dapat menjadi
ancaman yang serius bila dijumpai cincin lumpur didalam sumur dengan tekanan yang semakin meningkat, seperti hidrokarbon pada tekanan yang tinggi juga akan meledak, sehingga udara dalam hal ini sering diganti dengan nitrogen ataupun gas alam dalam upaya mengurangi terjadinya kebakaran.
4. Kesulitan pada MWD, biasanya MWD menggunakan media lumpur pemboran konvensional dalam hal meneruskan pulse kepermukaan untuk mendapatkan data. Pada pengeboran dengan menggunakan udara kering dan gas sebagai fluida pemborannya akan sangat sulit sekali bila tidak menggunakan peralatan khusus seperti EMWD (Electromagnetic Measurement While Drilling).
3.1.2. Identifikasi Underbalanced Drilling Indikator Reservoir
Pemilihan suatu reservoir merupakan hal yang sangat penting diperhatikan dalam operasi pelaksanaan metode pemboran underbalanced. Ketepatan pemilihan reservoir dalam pemboran underbalanced bertujuan untuk mengurangi terjadinya kerusakan formasi, meningkatkan laju produksi, mengurangi kehilangan fluida dan penilaian evaluasi yang lebih baik. Oleh karena itu diperlukan suatu indikator reservoir tertentu agar pemboran underbalanced ini memberikan keuntungan yang lebih baik itu secara mekanik maupun secara ekonomi. Depleted reservoir, reservoir fracture alami, formasi batuan keras, formasi dengan permeabilitas besar dan formation damage.
a. Depleted Reservoir
Zona-zona bertekanan rendah (depleted reservoir) ini dapat menjadi penyebab timbulnya masalah-masalah pemboran ketika menggunakan metoda pemboran overbalanced. Masalah yang sering terjadi yaitu hilang lumpur (lost circulation) dan terjepitnya pipa bor.
Dengan menggunakan opersai pemboran underbalanced masalah tersebut bisa diatasi, selama menggunakan fluida pemboran, apakah dengan liquid atau gas. Pada reservoir bertekanan rendah, fluida-fluida tersebut tidak dapat mencapai pori-pori dan fracture. Fluida yang digunakan tersebut akan kembali bersama dengan fluida formasi. Pada fracture karbonat atau batupasir yang consolidated, influx dari hidrokarbon selama operasipembora underbalanced akan membantu
dalam menjaga hole cleaning dan mengurangi fluida pemboran yang hilang ke formasi.
b. Reservoir Rekahan atau Vugular Formation
Reservoir dengan rekahan alami ini biasanya memperlihatkan hilang fluida pemboran yang sangat besar. Kehilangan fluida ini akan membuat masalah pemboran seperti well control atau memberikan terjadinya mechanical sticking. Terjepitnya pipa bor bisa disebabkan oleh penggunaan fluida dengan metoda overbalanced, dimana tekanan hidrostatik fluida pemborannya lebih besar dari tekanan formasinya. Sedangkan pada opersai pemboran underbalanced dengan tekanan yang didesain lebih kecil dari tekanan formasi, maka masalah terjepitnya pipa dapat diatasi. Sehinggga reservoir rekah alami ini sangat tepat untuk kandidat operasi pemboran underbalanced.
c. Formasi Batuan Keras
Ketika pemboran menembus formasi batuan keras, laju penekanannya (ROP) akan menurun dan memperpendek bit life sehingga menyebabkan meningkatnya biaya perawatan sumur.
Rendahnya ROP ini disebabkan oleh tekanan hidrostatik dari fluida pemboran mendesak gaya terhadap batuan yang ditembus. Tipe pemboran dengan fluida akan mempengaruhi laju penekanan. Dalam pemboran underbalanced densitas fluidanya lebih kecil dari tekanan formasi. Oleh karena itu densitas fluida yang kecil tidak menimbulkan perbedaan tekanan kedalam batuan, atau pengendapan dari filter cake. Fluida pemboran underbalanced pada dasarnya merupakan padatan yang bebas dan padatan tersebut tidak tergabung kembali kedalam sistem sirkulasi menuju dasar lubang. Karena tekanan formasinya lebih besar dari tekanan fluidanya, rendahnya energi yang dikeluarkan biasanya akan menaikkan tambahan besarnya laju penetrasi. Pemboran underbalanced memerlukan beratan yang rendah pada bit daripada pemboran conventional.
Menurunnya beban pada bearing yang dikaitkan dengan tingginya ROP akan menghasilkan perbaikan pada bit life. Meningkatnya bit life akan mengurangi biaya bit yang diperlukan untuk mengebor sumur dan mengurangi jumlah trip yang diperlukan.
d. Formasi Dengan Permeabilitas Besar
Formasi yang mempunyai permeabilitas besar akan menghasilkan volume fluida pori yang besar pula. Tingginya permeabilitas ini menunjukan besarnya ukuran rongga pori, sehingga akan memperlihatkan indikasi terjadinya lost circulation dan differential pipe sticking jika digunakan metoda pemboran overbalanced. Oleh karena itu formasi ini sangat cocok untuk operasi pemboran underbalanced.
e. Formasi Damage
Untuk target formasi yang sangat rentan terhadap aktivitas pemboran, penggunaan pemboran underbalanced menjadi suatu hal yang sangat tepat diterapkan. Terutama sekali untuk sumur-sumur horisontal. Formasi yang mengalami kerusakan ini bisa terjadi pada reservoir-reservoir rekahan (reservoir fracture). Penurunan kerusakan formasi akan memperbaiki produktivitas sumur secara ekonomi berpotensi jauh lebih besar karena pengaruh dari pemboran underbalanced, bila dibandingkan dengan pemboran conventional.
Pencegahan terhadap keruskan formasi ini jauh lebih effektif daripada usaha untuk memperbaikinya, dan pemboran underbalanced ini merupakan cara yang alamai dalam pencegahan kerusakan formasi. Oleh karena itu pemboran underbalanced ini bisa menjadi pilihan secara teknik yan semata-mata untuk memberikan keuntungan pencegahan kerusakan formasi.
Keuntungan dan Kelemahan Metoda Underbalanced Drilling
Underbalanced Drilling (UBD) mempunyai kelebihan dibandingkan dengan pemboran konvensional yang menggunakan fluida pemboran dengan gradien tekanan lebih besar dibanding dengan tekanan formasi. Kelebihan-kelebihan tersebut adalah :
a. Mencegah Terjadinya Hilang Lumpur (Loss Circulation)
Kemungkinan pahat menembus zona subnormal pressure dimana terdapat lapisan berpermeabilitas besar dan rekah-rekah. Bila hal ini terjadi besar kemungkinan lumpur masuk ke formasi. Salah satu alternatifnya adalah dengan menurunkan berat lumpur serendah mungkin, tetapi sifat-sifat fisik dan kimia untuk
mendukung pemboran masih terjaga. Bila dengan menggunakan air tawar ( =
8,33 ppg) dengan gradien tekanan hidrostatik 0,433 psi ternyata masih juga loss, maka fluida pemboran dapat diperingan dengan menggunakan udara atau gas yang dilarutkan pada fluida pemboran, bisa juga dengan menggunakan busa atau foam. Jika formasinya ternyata sangat porus dan fluida di anulus tetap turun, maka fluida pemboran di anulus ditarik dengan menggunakan peralatan separator yang divakumkan dan digunakan rotation blow out preventer sebagai packer antara lubang dengan udara luar.
b. Meningkatkan Laju Penembusan Pahat
Berdasarkan Gatlin 1960, faktor yang dapat meningkatkan laju penembusan pahat pada batuan adalah:
Berat lumpur pemboran
Studi laboratorium dan lapangan memperoleh kesimpulan bahwa makin ringan fluida pemboran yang dipakai, laju penembusan akan semakin cepat, karena differential pressure, yaitu (ph - pf) akan semakin kecil bahkan pada UBD differential pressure akan berharga negatif. Grafik pada Gambar (3.1 a) dan (3.1 b) menunjukkan hubungan antara differential pressure (ph-pf) dan laju penembusan (rate of penetration).
Kekuatan batuan (compressive strength)
Dengan menurunkan differential pressure, maka compressive strength batuan akan menurun dan bit dapat dengan mudah menembus lapisan batuan.
c. Mencegah Terjadinya Pipa Terjepit (Differential Pipe Sticking)
Salah satu penyebab terjadinya pipa terjepit adalah lumpur pemboran yang terlalu berat dan filtration loss yang besar dan menyebabkan mud cake tebal pada dinding lubang bor. Dengan menggunakan fluida pemboran yang densitasnya relatif kecil, maka kemungkinan pembentukan mud cake akan kecil dan kemungkinan pipa terjepit karena masalah ini akan berkurang.
d. Mencegah Terjadinya Kerusakan Formasi (Formation Damage)
Salah satu penyebab kerusakan formasi (formation damage) adalah penggunaan lumpur yang terlalu berat sehingga partikel padat (innert solid) masuk ke dalam formasi produktif, akibatnya:
Menutup pori-pori formasi produktif
Meningkatkan water content pada formasi yang mengandung minyak
sehingga saturasi minyak menurun dan akhirnya di tempati oleh air.
Partikel clay pada formasi produktif mengembang dan menutup permeabilitas
formasi.
Dengan menggunakan densitas lumpur yang rendah, maka kerusakan formasi dapat diminimalkan, dan pada akhirnya akan meningkatkan produktifitas formasi.
e. Meningkatkan Hasil Penilaian Formasi
Penilaian formasi berhubungan erat dengan kerusakan formasi. Bila kita menggunakan lumpur berat, maka air filtrat dan padatan akan masuk ke dalam formasi produktif. Sehingga terjadi perubahan saturasi minyak karena formasi yang
dijenuhi minyak akan berubah menjadi dijenuhi air, sehingga peralatan logging yang dipakai merekam saturasi minyak akan terbaca mempunyai saturasi air.
f. Biaya Penggunaan Lumpur Pemboran Relatif Berkurang
Untuk menghindari terjadinya hilang lumpur, maka digunakan lumpur yang relatif ringan dan tanpa menggunakan pemberat (unweight mud), maka biaya lumpur (pengadaan weighting material, seperti barite) dapat diturunkan. kecuali apabila menggunakan aerated mud, akan terjadi penambahan biaya pada peralatan injeksi gas/udara ke dalam fluida pemboran.
Kelemahan Metoda Underbalanced Drilling
Selain mempunyai beberapa keuntungan, teknik underbalanced drilling juga mempunyai beberapa aspek yang merugikan dalam penggunaannya (D.B. Bennion, and F.B. Thomas., 1994) yaitu :
a. Aspek Keamanan
Karena tekanan fluida pengeboran lebih rendah daripada tekanan formasinya, maka penggunaan teknik underbalanced drilling ini mempunyai resiko yang besar terhadap terjadinya kebakaran, blow out dan ledakan dalam sumur.
b. Aspek Biaya
Penggunaan teknik ini secara ekonomis kadang bisa menjadi lebih mahal daripada overbalanced drilling apabila menggunakan nitrogen untuk mengurangi berat dari lumpur pengeborannya, terutama pada sumur horisontal atau formasi yang keras sehingga laju penetrasinya menjadi rendah atau karena adanya masalah teknis pada saat proses pengeboran dilakukan.
c. Aspek Kerusakan
Teknik underbalanced drilling tidak bisa menghilangkan kerusakan pada semua reservoir karena setiap reservoir mempunyai mekanisme kerusakan tersendiri yang unik.
3.1.3. Metoda Berdasarkan Model Operasinya
Menurut pelaksanaan operasinya metoda UBD ini dapat dibedakan menjadi (Bambang Tjondro., 2000) :
a. Flow Drilling
Flow drilling adalah operasi pemboran dimana terdapat aliran fluida formasi ke permukaan selama operasi pemboran berlangsung dan fluida pemborannya adalah cairan tanpa gas. Dengan flow drilling akan ada cairan hidrokarbon, gas atau air ikut naik keatas dengan drilling fluids dan akan dipisahkan dipermukaan.
Batas flow drilling adalah bagaimana aliran fluida dipermukaan bisa ditanggulangi dengan peralatan yang ada. Bahkan permeabilitas besar, laju besar atau bertekanan besar juga dapat dilakukan dengan flow drilling jika peralatan permukaannya menunjang.
b. Snub Drilling
Snub drilling adalah operasi UBD yang menggunakan snubbing unit atau coil tubing (CT). Metoda UBD jenis ini cocok bila diterapkan pada formasi dengan tekanan yang besar.
c. Closed System
Closed System adalah metoda UBD dimana memiliki sistem peralatan permukaan yang khusus, yaitu tertutup atau closed system. Ciri khususnya adalah
penggunaan separator empat fasa dan sistem tertutup untuk menanggulangi fluida yang keluar dari sumur. Cocok untuk formasi yang mengandung H2S.
3.2. Pemilihan Fluida Pemboran Underbalanced Drilling
Berdasarkan jenis fluidanya dibedakan menjadi tiga macam yaitu, fluida pemboran fasa cair, fluida pemboran fasa gas dan fluida pemboran 2 fasa (Aerated Drilling Fluid).
3.2.1. Fluida Pemboran Fasa Cair
Fluida pemboran sama dengan Fresh Water Mud, tanpa penambahan berat. Additive yang digunakan terutama adalah untuk mencegah swelling dan korosi. Pada fluida pemboran ini cukup ditambahkan Cl (NaCl, CaCl2) untuk stabilitas menghadapi formasi shale, Soda Caustic untuk mempertahankan pH antara 8 – 11, dan unsur non pemberat lainnya. Lumpur ini digunakan untuk formasi dengan gradien tekanan lebih besar dari gradien tekanan air (0,433-0,465 psi/ft) atau setara dengan densitas 8,33-8,9 ppg.
3.2.2. Fluida Pemboran Fasa Gas
Fluida pemboran fasa gas ini dapat berupa udara kering, gas alam dan nitrogen sebagai fluidanya.
3.2.2.1. Udara Kering
Pada metoda UBD ini, dibutuhkan udara kering untuk mengurangi densitas fluida pemboran yang digunakan pada UBD.
Keuntungan dan Kelemahannya
Adapun keuntungan metoda ini adalah :
Waktu pemboran dipersingkat
Penghematan biaya bit
Air (H2O) kurang dibutuhkan
Biaya additive diperkecil
Sedangkan Kelemahannya adalah :
Masalah timbul jika terdapat aliran air dalam formasi
Erosi lubang bor pada dinding sumur yang kurang kompak
Kemungkinan terjadinya kebakaran didalam sumur, jika terdapat aliran HC dari
formasi
Biaya penyewaan alat meningkat
Tidak cocok untuk formasi / reservoir yang mengandung H2S
Keperluan Laju Injeksi Udara
Bentuk serpih bor dan ukurannya sukar diketahui, begitu juga geometri lubang bor sukar diketahui pula. Angel (1957) membuat perkiraan laju injeksi udara minimum dengan persamaan sebagai berikut :
Qmin = Qo + NH ………...(3-1)
Dimana :
Qo = Laju injeksi (SCF/men) dipermukaan untuk mendapatkan kecepatan
anulus 3000 ft/men
N = faktor tergantung dari laju penetrasi.
Alasan diambilnya kecepatan di anulus pada 3000 ft/men karena dari
pengalaman membor limestone, ternyata kecepatan udara 3000 ft/men telah cukup
untuk
mengangkat serpih pemboran. Perbedaan antara persamaan Angel dan kenyataan di lapangan paling banyak 10 % kecuali jika lubang sumurnya kecil sekali dan laju penetrasinya cepat sekali.
Limitasi
Adanya aliran air formasi yang banyak akan sangat mengganggu operasi dan sebaiknya fluida pemboran diubah menjadi kabut (mist drilling) atau busa (foam drilling). Tetapi formasi air ini bisa ditutup misalnya dengan squeeze cementing atau injeksi resin ~ catalyst, dan straddle packers. Ada juga yang menggunakan crosslink polymer. Dengan menggunakan gas bisa dipompakan aluminium sulfate diikuti gaseous amonia atau campuran amonia dan innert gas, gas silicon tetrafluoride dan sebagainya. Dengan catatan perlu diketahui terlebih dahulu zona airnya.
Bahaya pemboran dengan udara kering adalah terjadinya kebakaran di dasar lubang bor. Campuran tertentu hidrokarbon di formasi dengan udara dapat menimbulkan ledakan.
Udara kering biasanya memberikan tekanan dasar sumur yang terendah dibandingkan fluida/lumpur manapun. Tekanan rendah ini bisa mengakibatkan ketidakstabilan pada formasi lemah. Apalagi kalau air terproduksi dan ada shale yang sensitif ke air tersebut maka heaving shale akan terjadi.
Kesulitan lainnya adalah friksi yang besar antara drill string dan sumurnya. Selain itu beberapa MWD sulit bekerja dengan compressibel fluids. Diperlukan Elektromagnetik MWD
Pada metoda UBD, nitrogen dan gas dapat digunakan sebagai ganti udara yang berbahaya. Nitrogen dapat dicampurkan sebagai bagian dari fluida pemboran. Sirkulasi nitrogen tak usah harus murni N2 untuk mencegah kebakaran di dasar sumur, campuran udara, nitrogen dan hidrokarbon tidak akan menyebabkan kebakaran kalau konsentrasi oksigen dibawah level tertentu. Di permukaan paling tidak 12,8% oksigen agar tidak terjadi kebakaran dan berapa persen batas ini tergantung tekanannya, atau dengan persamaan dapat ditulis sebagai berikut :
Omin = 13,98 – 1,68 log (P)………...(3-2) dimana :
Omin = % oksigen
P = tekanan absolut, psia
Untuk tekanan 3000 psi prosentase oksigen dalam campuran dengan methane dan nitrogen harus paling tidak 8,15%. Jadi nitrogen sangat baik untuk mencegah kebakaran, tetapi sayangnya biaya untuk nitrogen ini relatif mahal.
Gas alam (natural gas) bisa digunakan untuk pemboran seperti juga nitrogen, dengan perkecualian mudah menimbulkan kebakaran di permukaan.
Keuntungan dan Kelemahannya
Adapun keuntungannya adalah :
ROP meningkat
Waktu pemboran dipersingkat
Penghematan biaya bit
Kebutuhan air (H2O) berkurang
Mengurangi biaya additive
Kemungkinan ledakan tidak ada (bila menggunakan N2)
Sedangkan kelemahannya adalah :
Erosi lubang bor dapat terjadi bila dinding sumur kurang kompak
Pembengkakan biaya karena penyediaan N2
Untuk formasi/reservoir yang mengandung H2S, dibutuhkan peralatan tambahan
dipermukaan (closed system)
Pembersihan Lubang
Pembersihan lubang disini berkaitan erat dengan kemampuan fluida tersebut untuk mengangkat cutting atau serpih bor kepermukaan. Pembersihan lubang dengan nitrogen hampir sama dengan pembersihan dengan udara. Seperti udara, aliran harus turbulent, karena itu pengaruh terbesar perbedaanya terletak pada densitasnya. Karena densitas nitrogen hanya 3% lebih rendah dari udara pada kondisi standar, maka effisiensi pengangkatan serpih bor hampir sama untuk injeksi di permukaan yang sama.
Limitasi
Batasan lainnya yang berlaku pada pemboran dengan udara tetap berlaku disini, misalnya tetap saja terjadi cincin lumpur, walaupun tanpa berakibat ledakan. Pipa terjepit masih mungkin terjadi. Air formasi masih menjadi persoalan. Selain udara, nitrogen dapat digunakan sebagai bahan fasa gas pada mist dan foam drilling, jika dijumpai air formasi yang jumlahnya banyak. Karena mahalnya pengadaan nitrogen ini, maka nitrogen hanya digunakan jika pemboran melalui suatu interval panjang seperti untuk sumur horisontal. Untuk sumur vertikal, jarang dipakai kecuali intervalnya banyak dan tebal.
Pada aerated drilling fluid ini, fluidanya merupakan gabungan antara fluida fasa cair dengan fasa gas.
3.2.3.1. Mist
Mist merupakan suatu keadaan pada fluida pemboran dimana gas sebagai fasa kontinyu dan cairan sebagai fasa diskontinyu, jadi kenampakan fluida ini menyerupai kabut.
Keuntungan dan Kelemahannya
Keuntungannya adalah :
ROP meningkat
Waktu pemboran dipersingkat
Penghematan biaya bit
Kebutuhan air dikurangi
Biaya additive diperkecil
Sedangkan kelemahannya adalah :
Akan timbul masalah bila ada aliran air dari formasi ke dalam lubang sumur
Erosi lubang dapat terjadi pada dinding sumur yang tidak kompak
Kombinasi Udara-Mist, tidak cocok bila ada kandungan gas H2S dalam
formasi/reservoir
Biaya gas mahal jika tidak menggunakan udara kering, adanya biaya tambahan
untuk pengkondisian air/gas dari dalam sumur, biaya peminjaman alat besar
Tetes cairan pada fluida mist ini bisa dianggap seperti serpih bor saja. Densitasnya lebih kecil dari serpih bor dan ukurannya lebih kecil. Dengan ini dianggap bahwa tetes mist tersebut bergerak sama dengan kecepatan gas dan slip velocitynya sama dengan nol. Ia tak akan mengubah sifat gas sehingga mist drilling tidak akan lebih effisien dari pemboran dengan udara dalam hal transportasi serpih bor di anulus. Jadi secara teoritis, kecepatan fluida pada mist drilling ini harus secepat dry air drilling. Tetapi densitas fluida lain karena adanya mist tersebut. Tetes air juga menaikkan friksi. Keduanya akan mengakibatkan tekanan dasar sumur lebih besar dari udara saja. Selain itu densitas tersebut juga mengurangi slip velocity serpih bor dan tekanan BHP yang lebih tinggi menyebabkan kecepatan anulus lebih kecil untuk mist kalau injeksinya bervolume sama. Karena itu injeksi dengan mist harus lebih banyak dari dengan udara untuk menyamakan kecepatan di anulus. Perubahan dari dry air ke mist drilling menyebabkan perlunya penambahan laju injeksi agar serpih tetap bisa diangkat.
Biasanya di pemboran dengan mist ini membutuhkan 30 – 40% lebih banyak injeksi udara tetapi tekanan stand pipe akan naik 100 psi (30-50%) untuk mencapai kondisi dimana kecepatan anulus 3000 ft/men.
Busa (foam) dapat terjadi jika air formasi banyak dijumpai dilubang bornya. Viskositas foam lebih tinggi dari mist tetapi baik untuk mengangkat serpih bor.
Limitasi
Limitasi dari pengeboran dengan menggunakan fluida yang menyerupai busa ini adalah hampir sama dengan gas yang lain, yaitu jika dinding sumur tidak stabil dan adanya aliran hidrokarbon dari reservoir. Pembuangan air ke permukaan sekitar 200 – 500 bbl/day merupakan masalah tersendiri selain dapat menimbulkan masalah karat. Selain itu adanya air bisa menyebabkan shale terganggu dan gugur.
Busa (foam) dapat dipakai sebagai fluida sirkulasi dalam pemboran maupun komplesi dan produksi. Foam terdiri dari fasa cairan kontinyu yang membentuk struktur bulat dinding cairan yang membungkus gas. Viskositas foam bisa menjadi sangat tinggi bahkan diatas viskositas gas atau cairannya sendiri, tetapi densitasnya setengah lebih kecil dari air. Dengan sifat-sifat tersebut maka foam lebih baik dalam menahan serpih pemboran dan slip velocitynya kurang, sehingga injeksinya akan berkurang pula. Karena densitasnya lebih tinggi dari udara atau mist, maka laju penetrasi akan berkurang, walaupun karena underbalance maka masih lebih cepat dari lumpur biasa. Karena tekanan di anulus lebih tinggi maka kestabilan sumur akan lebih baik, sedangkan karena lajunya lebih rendah maka erosi lubang bor juga berkurang.
Udara adalah yang paling umum digunakan untuk foam ini, meskipun nitrogen juga sering digunakan. Foam berkualitas rendah bila lebih banyak cairannya begitu juga sebaliknya.
Pada pengeboran dengan menggunakan busa sebagai fluida pemborannya (foam drilling), terdiri dari cairan, gas, foamers, defoamers. Corrosion inhibitor, mungkin KCl dan lain-lain. Pada stiff foam airnya akan ditambah polymer untuk menghasilkan efek viskositas dan ini disebut viskosifyer.
Keuntungan dan Kelemahannya
Keuntungan untuk stable foam adalah :
ROP meningkat
Waktu pemboran dipersingkat
Kebutuhan air berkurang
Mampu mengangkat cutting kepermukaan dengan baik
Memiliki kemampuan dalam pembersihan lubang
Kompatibel dengan fluida formasi seperti oil, air garam, calcium carbonat dan sebagainya.
Sedangkan kelemahan stable foam :
Pengeluaran biaya untuk penyediaan foamer
Penanganan air di permukaan dapat menyebabkan masalah lingkungan
Butuh peralatan yang khusus dipermukaan untuk pengkondisian fluida pemboran
Keuntungan stiff foam adalah :
ROP meningkat
Waktu pemboran dipersingkat
Penghematan biaya untuk bit
Mampu mengangkat padatan dengan baik
Pembersihan lubangnya baik
Sedangkan kelemahan stiff foam adalah :
Adanya kemungkinan degradasi fluida jika minyak dan air asin/calcium carbonat
memasuki lubang sumur
Biaya bahan kimia sebagai additive harus dipikirkan
Pembersihan Lubang
Foam untuk pemboran yang baik mirip shaving cream. Foam yang baik akan bisa mengangkat serpih pemboran pada laju yang cukup rendah. Ada beberapa faktor yang akan membuat pembersihan lubang sulit untuk diperhitungkan, diantaranya yaitu rheology foam sangat rumit dan sangat tergantung dari kualitas foam itu sendiri. Viskositas foam cukup tinggi sehingga pressure drop di anulus sangat tinggi dibandingkan gas, udara atau mist.
Kualitas foam juga tergantung tekanannya. Rheology sendiri berhubungan dengan tekanannya. Dan kalau ada campuran fluida formasi maka akan lebih rumit lagi. Formasi gas akan menaikkan kualitas foam sehingga bisa-bisa pecah menjadi mist. Tetapi aliran cairan dari formasi akan mengurangi kualitas foam. Ini akan mengurangi viskositasnya dan densitas foam akan naik.
Karena viskositas foam pada stiffened foam lebih baik dari stable foam, maka pembersihan lubang akan lebih baik lagi bahkan pada kecepatan yang lebih rendah di anulusnya. Hal lain yang baik dengan stiffened foam adalah karena foam tetap akan stabil pada kualitas yang lebih tinggi dari foam biasa. Karena viskositas foam akan jatuh dengan pecahnya foam, stiffened foam akan tetap dan tidak akan pecah di anulus.
Kebutuhan Volume Air dan Udara Pada Foam
Untuk pemboran dengan menggunakan udara kering, grafik Angel dapat digunakan, tapi untuk fluida pemboran jenis busa (foam), grafik yang digunakan adalah grafik Krug dan Mitchell (OGJ, Feb. 7, 1972). Berdasarkan grafik ini, maka jumlah udara dan air untuk bermacam-macam kombinasi lubang bor dan drill pipe dapat diketahui. Grafik ini mempunyai keterbatasan, yaitu hanya dapat digunakan pada sumur vertikal.
Limitasi
Jika udara dipakai sebagai media gas pada pemboran dengan menggunakan fluida yang menyerupai busa ini (foam) maka laju karat peralatan akan naik. Karat dapat ditanggulangi dengan corrosion inhibitor yang kompatibel dengan foamer dan defoamer. Juga harus tahan terhadap fluida formasi jika ada. Pada formasi yang di bor dengan foam, kecepatan foam kecil dan erosi di dinding akan kecil. Tetapi tekanan dinding akan lebih tinggi dari kolom fluida foam di lubang bor. Dalam hal ini bisa terjadi ketidakstabilan yang menyebabkan lubang gugur. Seperti juga pada mist drilling, bisa saja digunakan inhibitor seperti polymer dan garam agar tidak terjadi kerusakan pada shale dan clay.
Stiff foam dapat menaikkan serpih bor pada kecepatan rendah. Ini menyebabkan bahwa pemboran pada lubang berdiameter besar juga dapat dilakukan dimana pemboran dengan udara kering (dry air drilling) dan mist drilling akan terlalu besar kompressornya dan tidak akan ekonomis. Hal lain yang membatasi penggunaan foam drilling adalah sama seperti pada stable foam drilling sebelumnya.
3.2.3.3 Gasified Liquid
Untuk meringankan densitas fluida pemboran, maka injeksi gas ke cairan pemboran akan meringankan densitas lumpur tersebut. Gasified liquid sering dipakai untuk membor underbalanced. Umumnya tidak dipakai surfactant dan fluida terbanyak adalah cairan. Aliran dianulus akan merupakan gelembung gas dalam cairan dan bukan foam. Biasanya tekanan dasar sumur akan lebih tinggi dibandingkan dengan fluida pemboran yang diringankan fluidanya. Densitas biasanya 4 – 7 ppg. Tidak seperti pemboran dengan foam, cairan yang balik biasanya cukup bersih seperti lumpur biasa yang bisa disirkulasikan kembali ke sumur.
Pada saat ini cairan dasar biasanya fresh water, crude oil, gel mud atau kondensat, gasified dengan nitrogen atau juga natural gas (jarang).
Ada dua cara untuk memasukkan gas ke fluida pemboran, menginjeksikan gas ke cairan dipermukaan sebelum masuk ke drill pipe atau menginjeksikannya di anulus. Bisa juga kombinasi keduanya. Injeksi di anulus sumur harus dilakukan dengan pipa khusus dari permukaan ke anulus tersebut. Ini dilakukan dengan parasite tubing string yang ditempatkan bersamaan dengan casing yang terakhir atau anulus antara casing sementara yang digantungkan didalam casing yang tersemen. Atau untuk sumur gas lift yang akan didalamkan maka gas diinjeksikan di gas lift valve tersebut.
Keuntungan dan Kelemahan Gasified Liquid
ROP meningkat
Waktu pemboran dipersingkat
Penghematan biaya bit
Dapat digunakan pada sumur horisontal (tapi terbatas)
Mengurangi terjadinya bahaya kebakaran di dalam sumur
Sedangkan kelemahannya adalah :
Bila menggunakan parasite string, membutuhkan supply gas yang kontinyu
Untuk sumur horisontal, keterbatasan alat jadi kendala utama
Potensial terjadinya korosi jika udara kering digunakan sebagai gasified-nya
Untuk menghindari korosi dibutuhkan corrosion inhibitor
Kebutuhan Volume Udara Pada Gasified Liquid
Peramalan kehilangan tekanan jika pemboran dilakukan dengan gasified liquid, menggunakan asumsi aliran multifasa. Dalam hal ini ada cairan, gas dan padatan serpih bor. Tergantung dari cairan yang diinjeksikan dan adanya aliran dari formasi, maka aliran gas atau minyak yang berasal dari formasi dapat saja masuk ke dalam sumur. Pemboran dengan gasified liquid dapat dianalogkan dengan sumur gas lift, yang analisa keseluruhannya membutuhkan software komputer untuk mendapatkan hasil yang teliti.
Hubungan antara volume udara yang diperlukan, scf/bbl cairan, pengurangan densitas lumpur, densitas lumpur mula-mula dan kedalaman sumur oleh Poetmann
dan Bergmann untuk harga temperatur 200oF.
Pembersihan Lubang Bor
Pembersihan lubang bor tergantung dari sifat cairan dasar, keadaan dinding sumur (geometry lubang) dan inflow (aliran) dari formasi. Kecepatan anular 100
hingga 200 fpm dibutuhkan untuk membersihkan serpih pemboran dengan fluida tanpa viskosifyer. Untuk lubang sumur yang berdiameter relatif besar, cairan dasar harus dinaikkan kecepatannya untuk mendapatkan pembersihan lubang sumur yang effisien.
Limitasi
Pengalaman menunjukkan bahwa untuk formasi bertekanan rendah dan lajunya kecil dapat di bor dengan gasified liquid ini. Tetapi untuk formasi bertekanan tinggi, permeabilitas besar atau sumur yang tidak stabil dindingnya atau formasi yang banyak memproduksi air yang berlebih, adanya masalah karat dan laju penetrasi pemboran yang lambat, akan membatasi penggunaan metoda gasified liquid drilling ini.
3.2.3.4. Perhitungan Lumpur Aerasi
Lumpur aerasi merupakan lumpur pemboran yang memberikan kondisi underbalanced yang terdiri dari fase gas dan fase cairan (>25%). Densitas lumpur aerasi berkisar antara 4,0 – 6,95 ppg. Fasa gas yang diinjeksikan ke dalam lumpur dasar (fasa cairan ) berfungsi untuk menurunkan densitas lumpur dasar yang digunakan. Tekanan underbalanced adalah sebesar 200- 500 psi
1. Volume Gas Injeksi
Fungsi volume gas yang diinjeksikan ke dalam lumpur dasar adalah untuk menurunkan densitas lumpur dasar sampai pada kondisi underbalanced (densitas lumpur aerasi ) yang diinginkan. Gas merupakan fluida yang kompresibel,sehingga volumenya akan berubah terhadap perubahan tekanan dan temperatur. Dengan demikian jika 1 scf gas diinjeksikan dari permukaan, maka pada suatu kedalaman dengan tekanan dan temperatur tertentu volume gas tersebut akan menjadi:
Vgp=Vgs 2 . 1 1 . 2 P T P T ………...(3-3) Dimana :
Vgp = Volume gas pada suatu kedalaman (D), cuft
Vgs = Volume gas pada kondisi permukaan (s), scf
T1 = Temperatur permukaan (s), oR
T2 = Temperatur rata-rata pada suatu kedalaman (d),oR
= {(D/2) x ∆T } + T1
P1 = Tekanan permukaan, psi
P2 = Tekanan rata-rata pada suatu kedalaman, psi
= {(D x ∆P) + P1 }/2
∆T = Gradien temperature, OR/100 ft
∆P = Gradien tekanan , psi/ft
Densitas gas juga akan berubah terhadap kondisi tekanan dan temperature pada kedalaman tertentu. Jika gravity gas (S) = 1 , maka densitas gas (ρgs) pada kondisi permukaan adalah sebesar :
1 1 703 , 2 T xSxP gs ………...(3-4)
Maka besarnya densitas gas (ρgp) pada kedalaman suatu kedalaman adalah sebesar : 2 . 1 1 . 2 P T P T gs gp ………...(3-5) dimana:
ρgs = densitas gas pada kondisi permukaan, pcf
Dengan demikian volumo gas yang diinjeksikan dipermukaan untuk menurunkan densitas lumpur dasar sampai didapat kondisi underbalanced dapat dihitung gp gp A A .Q
1.Q1
.Q
………...(3-6) ρA.(Q1+Qgp) = ρ1. Q1 + ρgp. Qgp)………...(3-7) Qgp =
A gp
AQ Q . 1 1 . 1 ………....………...(3-8) Dimana: A = Densitas lumpur aerasi, ppg
QA = Laju volumetric gas injeksi, gpm 1
= Densitas lumpur dasar, ppg
Q1 = Laju alir lumpur dasar, gpm
Qgp = Laju volumetric gas injeksi pada kondisi kedalaman , gpm
Besarnya densitas lumpur aerasi (A) yang diinginkan dapat ditentukan
dengan cara mengurangi harga tekanan formasi (Pf) dengan harga tekanan underbalanced (Pub) yang kemudian di konversi dalam berat lumpur (ppg)
PA = Pf - Pub………...(3-9)
Setelah didapatkan laju volumetrik gas injeksi pada suatu kedalaman, maka selanjutnya adalah menentukan laju volumetrik gas injeksi dipermukaan dengan persamaan dibawah ini :
Qgs = Qgp 1 . 2 2 . 1 P T P T ………...……...(3-10) Dimana :
Fraksi Cairan Dalam Lumpur Aerasi
Berdasarkan persamaan-persamaan di atas maka fraksi volume gas dalam lumpur aerasi akan berkurang dalam drillstring dengan semakin bertambahnya kedalaman. Sebaliknya , fraksi volume gas akan bertambah ketika naik ke permukaan di dalam annulus. Ftp = gp tp tp T tp V V V V V ………...(3-11) Flp = O lo lo lo P P F F F / ) 1 ( ………...(3-12) Ftp = gp tp gp T gp V V V V V ………...(3-13) Fgp = O go go go P P x F F F ) 1 ( ……...………...(3-14) Fgp+ Flp = 1………...(3-15) Dimana:
Flo = fraksi lumpur dasar pada kondisi permukaan, % Fgo = fraksi gas pada kondisi permukaan,%
Flp = fraksi lumpur dasar pada kondisi kedalaman , % Fgp = fraksi gas pada kondisi kedalaman, %
Vgp = volume gas pada kondisi kedalaman,cfm Vt = total volume, cfm
Viskositas Lumpur Aerasi
Viskositas lumpur aerasi adalah ketahanan lumpur aerasi terhadap aliran, dengan satuan centipois. Untuk menentukan besarnya viskositas fluida dua fasa pada suatu setiap kedalaman yang mempunyai tekanan dan temperatur yang berbeda dapat dicari dengan menggunakan persamaan dibawah ini
1 ). 1 ( . ( A Fgp g Fgp ………...(3-16) dimana:
μA = viskositas lumpur aerasi, cp μgp = viskositas gas, cp
μ1 = viskositas lumpur dasar, cp
Hal ini berarti bahwa viskositas lumpur aerasi pada suatu kedalaman akan berubah tergantung dari fraksi volume gasnya. Semakin dalam suatu pemboran , maka viskositas lumpur aerasi didalam drillstring akan semakin besar karena fraksi volume gas dalam lumpur aerasi semakin berkurang. Sebaliknya ketika lumpur aerasi bersirkulasi menuju ke permukaan, viskositas lumpur aerasi di annulus akan semakin berkurang, karena di dalam anulusfraksi volume gas bertambah.
Kecepatan dan Pola Aliran Lumpur Aerasi
Kecepatan lumpur aerasi dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan berikut:
Vp = fpm D Q lp A , . 4 2 ………...………...(3-17) Dalam anulus (Vann ):
Vp =
fpm D D Q op h A , . 4 2 2 ………...(3-18) Dimana :QA = laju alir lumpur aerasi, cfm D = diameter, inci (=0,0833 ft)
Dengan mengetahwi kecepatan lumpur aerasi maka pola aliran lumpur aerasi dapat diperkirakan dengan menggunakan bilangan Reynold :
Untuk aliran dalam drillstring:
NRe = A P A lp V D . . . 47 , 15 ………...(3-19) Untuk aliran di annulus:
NRe = A ann A ep V D . . . 47 , 15 ………...…...(3-20) Dep, in = diameter hidrolika annulus = (Dh-Dop)
Secara teoritis , aliran akan : laminar jika NRe < 2000, transisi jika 2000<NRe<4000 dan turbulen jika NRe >4000.
Pengangkatan Serbuk Bor
Telah diuraikan bahwa salah satu faktor yang menyebabkan terjepitnya pipa dan hilang sirkulasi adalah karena kurang optimumnya pembersihan lubang bor oleh fluida pemboran.Beberapa faktor yang mempengaruhi kemampuan fluida pemboran untuk mengangkat serbuk bor melalui annulus adalah :
2. rheologi fluida pemboran 3. kecepatan putaran pipa dan ROP 4. kemiringan lubang bor
5. pola aliran fluida pemboran dan serbuk bor
Berdasarkan pengalaman dibanyak lapangan, konsentrasi kritis serbuk bor (Cc) di dalam lubang bor yang diijinkan adalah tidak lebih dari 5% agar tidak terjadi masalah pemboran yang berhubungan dengan pembersihan lubang bor. Berarti dibutuhkan kecepatan kritis (Vc) untuk mengeluarkan serbuk bor dari lubang bor agar konsenterasi serbuk bor di dalam annulus tidak melebihi Cc
Vc = fpm C ROP c , . 60 ………...(3-21)
Sementara itu serbuk bor sendiri mempunyai kecendrungan untuk bergerak berlawanan dengan arah fluida pemboran atau yang disebut dengan kecepatan terminal serbuk bor (Vt). Moore, memperkirakan kecepatan terminal serbuk bor untuk pola aliran laminar, transisi, turbulen yang melalui serbuk bor.
Dalam aliran laminar :
Vt = 4980 . dc. A A c ………...(3-22) Dalam aliran transisi :
Vt = 175 . dc. 3 / 1 3 / 2 ) . ( ) ( A A A c ………...(3-23) Dalam aliran turbulen :
Vt = 92,6 A A c dc ………...(3-24)
Bilangan Reynold untuk serbuk bor : NRe = A t AV dc . . . 47 , 15 ………...(3-25)
Secara teoritis , aliran yang melalui serbuk bor akan laminar jika NRcc < 1, aliran transisi jika 1 < NRcc < 2000, aliran turbulen jika NRcc > 2000.
Dengan demikian pembersihan lubang bor akan baik jika kecepatan lumpur aerasi di annulus (Vann) melebihi komulatif kecepatan kritis (Vc) dan kecepatan terminal (Vt) serbuk bor.
(Vann) > (Vc) + (Vt)
kecepatan terminal serbuk bor pada lintasan vertical berbeda dengan kecepatan terminal pada lintasan berarah. Rudy dan kawan-kawan membuat suatu persamaan untuk kecepatan minimum lumpur di annulus untuk mengangkat serbuk bor yang terdapat dalam lubang bor pada lintasan berarah.
Untuk θ 45o : Vmin= Vc + fpm V RPM t A . , 202500 ) 3 ).( 600 .( 1 ………(3.26) Untuk θ 45o : Vmin= Vc + fpm V RPM t A . , 4500 ) 3 ).( 600 ( 1 ………(3.27) Dimana : Vc = fpm C D D ROP conc h odp , 60 . . 1 . 36 2 ……….(3.28)
Cconc = (0,01778. ROP) + 0,505 , %...(3.29) Dengan menggunakan persamaan Rudy tersebut dapat diketahwi apakah pengangkatan serbuk bor dari annulus sudah baik atau belum :
Pengangkatan serbuk cukup baik, jika :
Vann > Vmin
Pengangkatan serbuk kurang baik, jika :
Vann < Vmin
Pemilihan Metode Injeksi Volume Gas
Metode penentuan laju volumetrik gas injeksi secara teoritis yang akan digunakan untuk perhitungan selanjutnya adalah metode yang dapat memberikan hasil yang mendekati dengan volume gas yang diinjeksikan di lapangan(actual).
% perbedaan = B
B A
………..(3.30) dimana :
A = hasil perhitungan secara teoritis B = penginjeksian di lapangan (actual)
3.3. Operasi Pemboran Underbalanced Drilling
Peralatan yang digunakan pada UBD mengalami berbagai variasi disesuaikan dengan jenis fluida yang digunakan pada UBD. Disamping itu ada atau tidaknya gas beracun seperti H2S dapat menyebabkan penambahan peralatan ekstra dipermukaan untuk mengantisipasi terjadinya pencemaran lingkungan.
Untuk pencegahan semburan liar masih dibutuhkan BOP Stack, dengan penambahan RBOP atau Rotating Head yang disesuaikan dengan tekanan yang ada pada sumur tersebut. Untuk lebih jelasnya, pada bagian ini akan dibicarakan mengenai peralatan-peralatan standar yang dibutuhkan pada saat pengeboran dengan metoda UBD.
3.3.1.1. Sistem Pencegahan Semburan Liar
Sistem pencegahan semburan liar ini pada prinsipnya sama dengan pada pengeboran biasa, hanya saja terdapat tambahan RBOP atau Rotating Head, dimana alat ini mampu menahan tekanan formasi yang lebih besar.
BOP Stack
Suatu flow Drilling BOP Stack terdiri dari Rotating Head atau RBOP, ditempatkan diatas konvensional rig BOP.
Suatu single atau double ported drilling spool memisahkannya. Yang satu menuju ke shale shaker untuk fluida balik tanpa gas formasi. Yang satu lagi diarahkan menuju choke manifold untuk flow drilling tersebut. Dibawah spool ini normal rig BOP dipasang. Ini bisa terdiri dari annular BOP, Hydrill, Preventer flanged sampai double ram BOP.
Unit ini terdiri dari satu set pipe rams diatas satu set blind rams. Suatu drilling spool double ported yang kedua, ditempatkan pada flanged sistemnya. Satu outlet untuk choke line dan yang satu untuk kill line. Untuk lebih baiknya bisa ditempatkan satu set pipe rams dibawah spool ini. Semua alat harus dicoba pada rating yang benar. Kill line harus terdiri dari dua ball atau gate valves dan satu check valve yang bisa
mengalirkan aliran ke anulus. Dengan katup yang bekerja dengan baik, maka fluida formasi bisa diarahkan ke choke manifold.
Rotating Head dan RBOP
Rotating head (RH) menggunakan satu atau dua stripper rubbers, untuk menjepit drill pipe atau kelly. RH akan bekerja dengan baik sampai karet tersebut rusak dan akan terjadi kebocoran.
Karena ada beberapa kecelakaan dengan adanya kebocoran di RH ini, maka API melarang penggunaannya. Sebenarnya untuk sumur horisontal dengan tekanan rendah masih bisa dipakai dengan aman. Karena adanya pelarangan ini, maka dipakailah RBOP. Ini menjawab rating tekanan yang rendah dari RH tadi. Dengan alat ini, maka rating tekanan naik dari 400 psi ke 1500 psi. RBOP menggunakan hydraulically-actuated packing element yang ditunjang oleh roller bearings besar dan diisolasi secara mekanis pada kotak yang besar. Tekanan minyak untuk aksi hidroliknya akan mengaktifkan kerja rubber packing element yang akan menghimpit drill pipe atau kelly. Tekanan disini bisa diubah sesuai dengan tekanan sumur yang diharapkan. Packing element ini dirancang untuk menahan tekanan minimum 300 psi
Roller bearing tersebut dilumasi dan didinginkan dengan cairan hydraulic yang mempunyai dua penyekat. Penyekat ini akan memisahkan bearing dari cairan di sumur. Bagian dalamnya, bagian type packer element terdiri dari dua bagian, sehingga kalau yang satu pecah tak akan menghilangkan tekanan pengontrolnya. Bagian dalam packer bisa diganti tanpa perlu mengganti yang luar. Internal packer ini dibuat membuka besar sehingga bit dapat lewat tanpa perlu membongkar karetnya (nitrile). Element kelly packer ini bisa menyekat dengan baik sekali. Jika elemen ini termakan sebagian, maka masih dapat menyekat karena tekanan hydraulic minyak didalam BOP akan bekerja naik secara otomatis. Karena itu bagian ini tidak bocor selama dipakai dan berkurangnya elemen karet tersebut bisa diganti setelah pada suatu saat mengalami pemeriksaan yang rutin.
RBOP digunakan untuk pemboran pada formasi rekahan yang tinggi tekanannya. Pada situasi ini tekanan bisa tinggi dipermukaan dan juga ada kemungkinan hilang lumpur. Rating RBOP yang tinggi menaikkan kemampuan untuk membor formasi yang lebih tinggi pula tekanannya dibandingkan dengan RH.
3.3.1.2. Mud/Gas Separator
Suatu separator besar untuk lumpur/gas dengan tinggi yang bisa diatur, perlu digunakan untuk sistem ini. Kalau sistem operasinya open system, atau atmospheric-pressured, maka diameternya paling tidak 6 ft dan tingginya 12 ft dengan pipa flare gas 6 – 12” dan pipa untuk cairan yang cukup kapasitasnya.
Flare stacknya harus bisa diatur ketinggiannya berdasarkan kondisi aliran dan lokasi. Flare tersebut dilengkapi dengan pemantik otomatis (automatic flare ignitor) untuk menyala begitu ada gas. Pada pemboran di daerah gas sering dipakai flare dengan ketinggian 50 – 100’ yang berhubungan dengan tekanan anulus diatas 1000 psi.
3.3.1.3. High Pressure Flamibility Limit Apparatus
Untuk menentukan campuran yang ideal antara udara dan nitrogen agar tidak terjadi kebakaran dan blow out, maka dilakukanlah semacam pengujian terhadap campuran tersebut apakah mudah menyala atau tidak. Peralatan untuk proses pengujian tersebut dinamakan High Pressure Flamibility Limit Apparatus.
3.3.1.4. Chemical Injection
Alat ini biasanya ditempatkan pada flowline sebelum separator. Maksud dari penempatan alat ini adalah untuk memberikan bahan-bahan kimia/bahan additive lainnya pada fluida balik dari dalam sumur. Additive tersebut dapat berupa defoaming ataupun penghancur emulsi. Peralatan ini tidak mutlak dibutuhkan pada UBD, hanya saja keberadaannya dapat disesuaikan dengan jenis fluida UBD yang sedang digunakan.
3.3.1.5. Choke Manifold
Choke manifold berguna untuk mengerjakan suatu operasi yang aman untuk back pressure pada aliran balik dari anulusnya, agar masuknya hidrokarbon kedalam sumur dapat dikontrol dan kestabilan lubang bor akan lebih baik.
Choke manifold dirancang untuk volume maksimum dengan pipa 4” minimum, walaupun kebesaran, dengan dual chokes untuk bisa mengisolasi dan bisa dibersihkan kalau ada serpih bor yang menyangkut disitu. Setelah pemboran selesai, maka alat ini harus segera diinspeksi dengan radiographic (X-ray) untuk melihat apakah terjadi erosi atau karat dan bila perlu dilakukan penggantian dengan yang baru.
Selama flow drilling, choke akan dibuka lebar dan pelan-pelan ditutup seperlunya untuk mengontrol fluida dan tekanan dipermukaan. Tekanan di anulus tidak boleh melewati maximum working pressure (MWP) dari RBOP atau RH.
Dari choke manifold maka minyak, gas, fluida pemboran dan serpih pemboran akan menuju ke mud/gas separator.
3.3.1.6. Peralatan-peralatan pendukung
Ada beberapa peralatan pendukung yang umum digunakan agar jalannya operasi pemboran Underbalaced dapat berjalan dengan effektif dan effisien. Beberapa peralatan pendukung tersebut antara lain:
a. Sample Catcher
Untuk mendukung kerja para geologist dan mud engineer, terutama pada saat pengambilan sampel pemboran, maka perlu dibuat sample catcher di flow line antara BOP Stack dan Separator. Tempat pengambilan sampel lainnya adalah pada manifold.
Alat ini digunakan untuk membuang tekanan dari separator untuk menarik fluida sekaligus memisahkan gas dan cairan. Gas kemudian dibakar di flare dan cairan dipompakan ke shale shaker.
c. Settling Tank dan Skimmer Tank
Settling tank biasanya digunakan untuk mengendapkan fluida pemboran yang
berasal dari dalam sumur, dengan demikian diharapkan padatan atau cutting yang terbawa pada fluida dapat terendapkan.
Skimming system merupakan suatu sistem pemisahan fluida pemboran lanjutan,
berupa tangki tempat fluida pemboran yang berasal dari settling tank. Di tangki penampungan ini produksi minyak atau kondensat selama UBD memiliki waktu yang cukup untuk terpisah dengan sendirinya melalui hukum gravitasi. Crude oil yang sudah dianggap bersih dari cutting kemudian dialirkan ke fasilitas produksi berikutnya.
d. Flare Stack
Flare stack harus berkapasitas cukup untuk menanggulangi aliran gas (bisa gas yang berasal dari produksi atau plus gas injeksi). Flare tersebut harus dilengkapi dengan pemantik otomatis atau pilot flame untuk meyakinkan bahwa gas yang keluar akan terbakar habis. Ada juga gas yang jika merupakan gas alam, maka akan dikirim melalui pipa untuk kemudian dijual.
e. Control Unit
Unit ini terletak di lantai bor di samping Driller’s console dan berfungsi sebagai pengatur tekanan yang akan dipakai untuk menutup atau membuka RBOP.
3.3.2. Modifikasi Peralatan yang digunakan dalam Underbalanced Drilling 3.3.2.1. Modifikasi Wellhead Pada Underbalanced Drilling
Wellhead pada UBD bermacam-macam tergantung pada tekanan kerjanya. Untuk tekanan relatif rendah sekali selama pemboran bisa menggunakan annular preventer untuk menahan tekanan sumur. Tetapi sebaiknya digunakan rotating head diatas, dua set ram BOP manual, masing-masing dengan pipe ram dan blind ram. Lalu bisa BOP lagi diatasnya yang bekerja dengan sistem hydraulic.
Suatu Rotating head (RH) dapat bekerja dengan baik pada kebanyakan “dry air, gas dan mist drilling”, asalkan tekanan formasinya tidak terlalu besar. RH hanya menahan tekanan sedikit dan terutama berfungsi sebagai diverter. Jika tekanan sumur relatif besar, jangan gunakan RH, tetapi RBOP yang pada saat bekerja (pipa diputar) dapat menahan tekanan sebesar 2500 psi, tetapi jika sedang dalam keadaan statis maka dapat menahan tekanan hingga 5000 psi. RBOP jauh lebih mahal dari RH. Jika dengan RH sering selama connection terpaksa harus mengganti fluida dengan larutan NaCl sementara. Kelly yang digunakan harus heksagonal dan bukan segi empat.
Untuk membor lebih dalam, dua set BOP untuk pipe rams diperlukan agar bisa melakukan snub drilling atau stripping (bila diperlukan). Dan pada sumur yang mengandung H2S dengan tekanan yang tinggi sering dipakai coiled tubing drilling atau snub drilling operations.
3.3.2.2. Modifikasi Drill String Pada Underbalanced Drilling
Untuk Drill string hampir sama seperti pemboran biasa, drill string terdiri dari drill pipe dan drill collar, mungkin juga perlu heavy weight drill pipe dan stabilizer serta BHA lainnya. Stabilizer, reamer, jars dan shock subs tetap bisa digunakan pada dry air drilling. Hanya ada beberapa perbedaan atau modifikasi yang akan dibahas dibawah ini.
Modifikasi pada Float Valve
Modifikasi pada Downhole tools
Float Valve
Untuk pemboran biasa tidak dibutuhkan adanya float valve ini. Udara membawa serpih bor di anulus dan akan lebih berat dari pada udara di drill string. Jika udara dilepaskan (vented) di drill string selama connection, maka terjadi efek tabung U di drill string tanpa float. Ini juga berakibat kalau udara berhenti mengalir maka serpih bor akan jatuh ke dasar sumur. Di dalam drill string, serpih bor bisa berhenti diatas bit dan menyebabkan sumbatan di dekat bit didalam string. Jadi kesimpulannya adalah memasang float valve diatas bit adalah suatu keharusan pada dry air drilling atau setelah BHA seperti motor, hammer tool atau stabilizer.
Selain itu alasan keamanan adalah alasan pemasangan float valve agar jika dijumpai gas dari formasi selama pengeboran tidak akan masuk ke dalam drill string. Selama tripping atau connection, gas formasi akan tetap masuk ke sumur. Walaupun kebanyakan gas ini akan lewat blooie line dan akan di bakar dipermukaan, tapi sebagian gas akan masuk ke dalam drill string tanpa float. Gas yang terpaksa dilepaskan di drill string bisa menimbulkan bahaya kebakaran apalagi jika jumlahnya relatif banyak.
Macam float valves yang umum dipakai pada dry air, mist dan foam drilling. Flapper style valve mempunyai “per” yang akan terbuka jika ada tekanan gas diatasnya. Bila aliran dari atas berhenti, maka flapper velve tertutup. Tekanan yang datang dari bawah flapper valve malah akan menutup lebih keras. Demikian pula prinsip dart (piston) dimana valve bekerja dengan “per”. Kedua macam valve ini telah terbukti bekerja dengan baik pada pemboran UBD.
Selain diatas bit, float valve sering dipasang didekat permukaan untuk mempercepat pelepasan connection/round trip. Float valve di drill string ini disebut string floats. Dengan makin dalamnya lubang, maka waktu yang dibutuhkan untuk melepaskan seluruh tekanan akan lama.
Downhole tools seperti jar, shock subs, stabilizer dan sebagainya bisa dipakai pada dry air, mist dan foam drilling. Sebaiknya digunakan mechanical jar dan jangan yang hydraulic. Jika drill string terjepit dan sumur tak bisa disirkulasi, maka panas di hydraulic jars bisa merusakannya. Udara tidak bisa melepaskan panas dari alatnya yang bisa dilepaskan oleh lumpur biasa. Tetapi sering sudutnya termakan dan aus. Karena akan memakan biaya yang relatif mahal maka tidak selalu akan dipasang.
Pada bagian tengah menggunakan reamer dan stabilizer untuk membuat lubang dalam keadaan lurus, reamer digunakan untuk mempertahankan hole diameternya. Pada formasi yang sangat keras, sering hanya reamernya saja yang dipakai dan stabilizernya tidak dipakai.
Yang paling atas adalah pendulum assembly, terdiri dari bit, shock subs, float subs, short drill collar, stabilizer dan beberapa drill collar. BHA ini kurang kekar dan tidak bisa mencegah terjadinya dog leg. Shock sub dan short drill collar boleh diganti dengan drill collar saja. Stabilizer dapat diganti dengan reamer. Posisi float sub sebaiknya dibawah shock subs, agar float subnya tidak mengalami pengaruh dari tekanan fluida balik pemboran di dalam drill string.
Downhole Motor
Penggunaan motor bagi dry air, mist dan foam drilling masih mungkin, tetapi untuk motor biasa sering mogok dan sukar untuk dihidupkan kembali. Ini disebabkan karena laju udara terlalu cepat. Selain itu sering rusak waktu diangkat karena kalau BHA diangkat, motor dapat berputar terlampau cepat. Pada saat ini ada downhole motor khusus untuk fluida kompresibel. Motor ini dirancang agar bekerja pada laju aliran tinggi dan penurunan tekanan relatif kecil, sehingga akan menguntungkan dalam hal :
- Tidak perlu booster
- Effisiensi meningkat
- Overspeed tidak terjadi
- Bisa untuk dry air, mist dan foam drilling serta gasified liquid atau liquid saja.
3.3.2.3. Modifikasi Casing Pada Underbalanced Drilling
Casing pada UBD tidak banyak bedanya dengan pemboran biasa. Biasanya casing dirancang untuk tension, internal yield (burst) dan collapse (biaxial casing disain). Faktor keamanan untuk disain diberikan berdasarkan API Standard 5A atau terserah daerah atau perusahaannya. Untuk tension, beberapa operator akan menggunakan berat casing diudara dikurangi bouyancy (gaya Archimides) yang akan membantu meringankan tarikan kebawah karena berat. Pada UBD, jika digunakan udara, maka bouyancy ini akan kecil sekali jadi dasar perancangan casing menggunakan berat diudara. Dan disain faktornya bisa tetap. Untuk burst (internal yield) harus didasarkan pada shut-in pressure yang maksimal. Maksimum tekanan ini bisa BHP- gas gradient atau gradient rekah didasar lubang dikurangi gradient gas tersebut, diambil mana yang lebih kecil. Untuk disain collapse, maka dianggap bahwa tekanan didalam casing adalah “nol” dan diluarnya adalah kolom lumpur penuh.
Untuk gasified liquid system, intermediate casing perlu dilekatkan dengan tubing berdiameter 1”-2” dengan cara dilas atau disambung dengan sistem ulir.
3.3.3. Pemilihan Bit Pada Underbalanced Drilling
Pemilihan bit hampir sama dengan pemilihan bit pada pemboran biasa, walaupun ada beberapa perbedaan yang disesuaikan dengan drilling fluid yang digunakan pada pengeboran UBD tersebut.
Pada dry air, mist dan foam drilling sedikit lain dengan bit untuk pemboran biasa. Batuan tidak mengalami tekanan dari sumur tetapi dari batuan itu sendiri. Dengan ini bit untuk formasi lunak sering lebih cocok. Jika membor dengan lumpur, diinginkan agar gigi bit menyentuh batuan sebanyak mungkin. Ini agar tak tersisa batuan yang tak terbor. Pada dry air, mist dan foam drilling, menyebabkan batuan
lebih mudah pecah dan terlepas (brittle). Dasar lubang lebih merata sehingga bit tidak perlu banyak giginya atau lebih panjang. Jenis ini yang akan membor lebih cepat. Tetapi dalam praktek roller cutter bit ternyata kurang cocok untuk keadaan tersebut diatas. Keausan karena abrasive lebih berat bila membor dengan dry air, mist dan foam drilling ini bila dibandingkan dengan lumpur biasa. Hal ini disebabkan karena kurangnya pendinginan dan lubrikasi.
