Pendahuluan
Salah satu permasalahan pemboran yang terjadi pada sumur X-1 ini adalah pemboran pada zona total lost circulation. Zona ini terletak pada formasi Limestone B dan didominasi oleh
limestone yang keras serta banyak terdapat
gerowong dan rekahan. Metode pemboran yang digunakan untuk menembus zona total lost ini adalah metode non-konvensional yaitu drilling
without return atau blind drilling.
Pemboran ini dilakukan dengan terus mensirkulasikan fluida pemboran tanpa adanya sirkulasi yang kembali ke permukaan. Oleh karena itu fluida yang digunakan harus dalam jumlah yang banyak dan mudah diperoleh. Fluida pemboran yang digunakan adalah air laut mengingat lapangan ini terletak di laut.
Metode ini terus dilakukan sampai zona
total lost terlampaui. Indikasi dari terlampauinya
zona ini adalah dengan adanya sirkulasi balik (return) fluida kembali ke permukaan. Setelah zona total lost terlampaui, baru kemudian di pasang casing untuk mengisolasi zona ini.
Metode pemboran ini memiliki potensi bahaya yang cukup besar. Bahaya yang terjadi berkaitan erat dengan pressure control dan hole
problem. Contoh permasalahan yang terjadi
adalah well kick, drill string vibration, serta terjepitnya drill string sebagai akibat dari tidak bersihnya lubang bor dari cutting.
Untuk mengatasi masalah yang berkaitan dengan pressure control, maka fluida pemboran (air laut) tidak hanya dipompakan melalui
drillpipe tetapi juga dipompakan melalui annulus. Hal ini bertujuan untuk memberikan
tekanan hidrostatik untuk mengimbangi tekanan formasi serta untuk mendorong cutting masuk ke dalam zona total lost.
Biasanya, tidak semua cutting akan
terdorong masuk ke zona total lost. Hal ini akan menyebabkan penumpukkan cutting yang akan berakibat kepada terjepitnya drill string. Untuk mengatasi penumpukkan cutting ini, maka diinjeksikan fluida yang lebih viscous untuk menyapu cutting tersebut.
Sifat limestone yang keras dan banyak gerowong serta rekahan pada zona total lost ini menyebabkan terjadinya vibrasi pada drill string. Vibrasi yang terjadi dapat bersifat axial, lateral maupun torsional. Vibrasi dapat mengakibatkan kerusakan pada drill pipe, BHA, serta bit. Untuk mencegah terjadinya vibrasi dapat dilakukan dengan mengoptimalkan jenis BHA dan bit yang
digunakan. Selain itu, vibrasi dapat dikurangi dengan mengatur drilling parameter.
Kondisi Geologi
Lapangan X merupakan lapangan gas raksasa yang ditemukan pada akhir tahun 1996 dengan luas area sekitar 340 km2. Lapangan ini terletak di laut dangkal dengan kedalaman kurang dari 60 meter. Reservoir target merupakan lapisan sand stone Z dengan
kedalaman top 12719 feet. Lapangan ini
memiliki banyak patahan dengan satu patahan utama yang membagi lapangan ini menjadi dua segmen utama.
Zona total lost berada di atas lapisan sand
stone Z. Kedalaman top zona ini terletak pada
kedalaman 7331 feet. Zona ini berada pada formasi Limestone B dan didominasi oleh
massive limestone dan dolomite serta diselingi
oleh lapisan tipis coal dan clay. Zona ini memiliki banyak gerowong dan rekahan yang merupakan penyebab utama terjadinya total lost
circulation. Lost circulation yang terjadi pada
zona ini dapat mencapai laju 500 bph. Banyaknya gerowong dan rekahan juga mengakibatkan terjadinya vibrasi pada drill
string yang ditandai dengan tidak menentunya
nilai WOB dan torsi.
Tepat di atas formasi Limestone B terdapat formasi Limestone A dengan kedalaman top 6450 feet. Formasi ini juga didominasi oleh
massive limestone dan sedikit coal. Pada top
formasi ini terdapat cebakan gas dan memiliki potensi bahaya gas kick.
Tepat di bawah formasi Limestone B terdapat formasi Shale A dengan kedalaman top sekitar 11308 feet. Formasi ini didominasi oleh batuan shale dan diselingi oleh sandstone serta sedikit limestone. Pada formasi ini terdapat zona
overpressure.
Untuk lebih lengkapnya, lithologi dari formasi yang ditembus oleh sumur X-1 dapat dilihat pada gambar 1.
Gambar 1. Lithologi Sumur X-1
Formasi Limestone B merupakan zona subpressure dengan gradient tekanan sekitar 8,4 ppg EMW. Sementara itu formasi yang berada tepat di bawahnya (Shale A) merupakan formasi overpressure dengan gradient tekanan mencapai 14,3 ppg. Oleh karena itu diperlukan pemasangan casing yang tepat pada bottom dari zona total lost untuk mengisolasi zona tersebut sehingga pemboran pada zona overpressure
dapat dilakukan dengan aman menggunakan berat lumpur yang sesuai.
Untuk lebih jelasnya, profil tekanan formasi dan tekanan fracture terhadap kedalaman dapat dilihat pada gambar 2.
Gambar 2. Profil Tekanan Pori dan Tekanan Fracture Terhadap Kedalaman
Profil Sumur
Sumur X-1 memiliki kedalaman total sebesar 13496’ MD. Sumur X-1 merupakan sumur directional tipe S curve dengan sudut di bagian tangen sekitar 150 dan build up rate sebesar 1,5 0/100 ft serta drop off rate sebesar 0,50/100 ft.. Besarnya displacement pada Target Depth adalah 585’. Gambar dari desain trajektori sumur ini dapat dilihat pada gambar 4.
Zona total lost berada di bagian vertikal setelah bagian tangen dari sumur ini. Konduktor dengan ukuran 30“ dipasang hingga kedalaman 452’. Setelah itu pemboran dilakukan dengan diameter lubang 24”. Lubang ini dipasang casing 18-5/8“ hingga kedalaman 1995’. Pemboran secara directional dengan sudut tangen 15 0 dilakukan pada lubang selanjutnya dengan diameter lubang 17-1/2” dan ukuran casing 13-3/8” hingga kedalaman 6549’. Pada bagian selanjutnya, pemboran kembali ke vertikal dengan diameter lubang 12-1/4” dan ukuran casing tapered 10-3/4” x 9-7/8”. Bagian lubang 12-1/4” ini menembus bagian bawah formasi Limestone A, formasi Limestone B, serta bagian atas formasi Shale A. Lubang ini dipasang casing hingga kedalaman 11360’. Dan terakhir pemboran dilakukan menembus zona produktif dengan diameter lubang 8-1/2” dan diameter liner 7”. Profil sumur dapat dilihat pada gambar berikut
Gambar 3. Profil Sumur X-1
Bagian lubang 12-1/4” dipasang casing 10-3/4” x 9-7/8” secara tapered dengan pertemuan kedua ukuran casing terletak pada kedalaman 2500’. Hal ini dilakukan karena di atas kedalaman 2500’ dipasang Sub Surface Safety
Valve pada tubing sehingga diperlukan ruang
kosong yang cukup besar pada annulus antara tubing dengan casing. Oleh karena itu pada kedalaman di atas 2500’ dipasang casing dengan ukuran 10-3/4”.
Zona total lost ini dimanfaatkan sebagai tempat pembuangan cutting (Drill Cutting Re-Injection) untuk bagian lubang selanjutnya (8-1/2”). Untuk mengoptimalkan reinjeksi cutting ke dalam zona total lost ini maka diperlukan ruang kosong yang cukup besar pada annulus antara lubang 12-1/4” dengan casing. Oleh karena itu pada kedalaman dibawah 2500’ digunakan casing dengan ukuran 9-7/8”.
Selain itu, untuk mendukung upaya reinjeksi
cutting ini maka dipasang casing dengan collapse strength yang cukup besar sehingga
casing bisa mengatasi tekanan pada saat reinjeksi
cutting ke dalam zona total lost. Pipe Sticking
Salah satu masalah yang timbul ketika melakukan blind drilling adalah terjadinya pipe
sticking. Penyebab utama terjadinya pipe sticking
adalah bertumpuknya cutting pada lubang
pemboran. Oleh karena itu diperlukan pembersihan lubang bor dari cutting secara efisien. Laju sirkulasi fluida pemboran baik dari
drill string maupun dari annulus harus
disesuaikan dengan laju penetrasi. Injeksi dengan fluida yang lebih viscous dilakukan ketika pembersihan cutting dengan air laut tidak maksimal. Injeksi fluida yang lebih viscous (Hi Vis Sweeps) dilakukan secara bertahap setiap selang kedalaman tertentu atau pada setiap sambungan drill string. Selain itu, injeksi Hi Vis Sweeps dapat juga dilakukan berdasarkan indikasi dari perubahan nilai drag atau torsi. Adanya penumpukkan cutting akan memberikan gaya gesek kepada drill string, sehingga akan membuat nilai drag atau torsi menjadi lebih besar. Ketika harga drag atau torsi sudah melewati harga normalnya, maka dilakukan injeksi Hi Vis Sweeps untuk membersihkan cutting.
Selain itu gerowong-gerowong dan rekahan juga dapat menyebabkan terjadinya pipe sticking. Celah-celah yang besar tersebut dapat menyebabkan bit atau BHA tersangkut. Untuk
menarik drill string yang terjepit ini dapat dilakukan jarring ataupun back reaming.
Dogleg tidak menjadi fokus utama penyebab pipe sticking karena zona total lost ini berada
pada bagian vertikal.
Vibrasi Drill String
Vibrasi pada drill string dapat diketahui secara langsung melalui getaran yang terjadi pada drill string di permukaan baik secara axial maupun lateral. Selain itu indikasi terjadinya vibrasi pada drill string juga dapat dilihat pada perubahan harga yang terjadi pada drilling parameter. Adanya getaran akibat gesekan antara drill string dengan dinding sumur dapat diketahui dari perubahan harga torsi yang tidak menentu.
Bit bouncing merupakan contoh dari vibrasi axial
dan dapat diindikasikan melalui fluktuasi harga WOB.
Vibrasi dapat terjadi karena adanya gesekan yang tinggi dan fluktuatif antara drill string dengan dinding lubang bor. Selain itu banyaknya gerowong mengakibatkan bit dapat “terjatuh” sehingga terjadilah bit bouncing atau axial
vibration..
Penumpukkan cutting dapat menyebabkan terjadinya torsional vibration atau bit-whirl.
Cutting yang menumpuk di dasar sumur
menyebabkan tertahannya putaran drill string di dasar sumur sehingga kecepatan putaran drill
string di dasar sumur (BHA atau bit) jauh lebih
lambat dibandingkan dengan kecepatan putaran
drill string di permukaan. Keadaan ini
mengakibatkan BHA atau bit menyimpan energi putar dalam jumlah besar yang kemudian akan lepas pada suatu tingkat energi tertentu dan menghasilkan kecepatan putaran yang lebih tinggi dari sebelumnya. Kenaikan kecepatan putaran yang tidak terduga ini akan mengakibatkan getaran secara torsional.
Jenis bit yang digunakan juga berpengaruh pada terjadinya vibrasi. Pada umumnya torsional
vibration sering terjadi pada bit jenis PDC. Hal
ini dikarenakan bit PDC menghancurkan batuan berdasarkan mekanisme shearing. Adanya
mekanisme shearing ini akan menghambat putaran bit di dasar sumur akibat gesekan antara
bit dengan batuan. Perbedaan kecepatan putaran drill string di permukaan dengan kecepatan
putaran bit di dasar sumur mengakibatkan terjadinya bit whirl. Torsional vibration dapat dikurangi ketika bit yang digunakan adalah bit jenis tri-cone bit. Tri-cone bit bekerja tidak berdasarkan mekanisme shearing, tetapi
berdasarkan mekanisme compressing. Namun,
tri-cone bit yang digunakan harus memiliki
kekuatan bearing yang cukup besar untuk menghindari patahnya cone mengingat formasi yang ditembus adalah massive limestone yang memiliki banyak gerowong dan patahan.
Vibrasi pada drill string dapat menyebabkan terjadinya kerusakan pada drill pipe, BHA, serta
bit. Selain itu vibrasi juga dapat menyebabkan hole enlargement serta perubahan arah pada
pemboran.
Untuk mencegah terjadinya vibrasi maka diperlukan desain yang tepat pada BHA serta bit. Penggunaan bit sub dapat mengurangi kerusakan pada bit sebagai akibat terjadinya axial vibration.
Bit sub merupakan peralatan seperti bantalan
yang diletakkan di atas bit dan berfungsi untuk meredam terjadinya axial vibration.
Untuk jenis BHA dan profil lubang bor tertentu, vibrasi dapat diatasi dengan mengatur harga drilling parameter terutama WOB dan RPM. Vibrasi dapat dikurangi dengan meningkatkan harga WOB dan menurunkan harga RPM. Akan tetapi hal ini akan menurunkan laju penembusan (ROP).
Proses Pemboran
Bagian lubang 12-1/4” mulai dibor dari kedalaman 6551’ dengan menggunakan PDC bit. Pada kedalaman ini, zona yang ditembus merupakan formasi Limestone A bagian bawah. Formasi Limestone A merupakan massive limestone sehingga pada interval ini sering
terjadi vibrasi pada drill string. Vibrasi axial mengakibatkan terjadinya bit bouncing yang berdampak pada fluktuasi nilai WOB (20000-40000 lb). Selain itu terjadi juga vibrasi secara lateral dan torsional yang mengakibatkan terjadinya whirl vibration (putaran drill string di permukaan tidak sama dengan putaran drill
string di dasar sumur). Untuk mengatasi masalah
ini maka kecepatan putaran drill string
diturunkan dari 80 menjadi 60 RPM. Pada kedalaman 7957’ terjadi pergantian bit. Namun,
bit yang digunakan masih berjenis PDC.
Lost circulation mulai terjadi pada bagian
atas dari formasi Limestone B, tepatnya pada kedalaman 8015’. Pada interval kedalaman 8015’-8092’ terjadi lost circulation dengan laju 50-80 bph. Pada interval kedalaman ini fluida pemboran yang masih digunakan adalah WBM. Vibrasi drill string kembali terjadi dan terjadi perubahan harga torsi yang tidak menentu. Hal ini menandakan pemboran mulai menembus zona total lost.
Total lost circulation mulai terjadi pada
kedalaman 8092’ dengan laju lost circulation mencapai 500 bph. Indikasi lainnya yang menunjukkan zona total lost sudah tercapai adalah naiknya ROP dari 26 ft/hr menjadi 34 ft/hr, harga torsi yang mengalami fluktuasi (6000-17000 ft-lbs) serta harga WOB yang berubah-ubah dari 30000 sampai 40000lb. Pada kedalaman ini diputuskan untuk mengganti WBM dengan air laut sebagai fluida pemboran.
Pada kedalaman 8276’ terjadi pipe sticking. Upaya penarikan drill string dilakukan hingga mencapai batas maksimum overpull sebesar 350000 lbs pada hook load. Selain itu, jar juga diaktifkan sebanyak 45-50 blow/jam dengan 300000-350000 lbs overpull. Kemudian drill
string diputar untuk mengatasi pipe sticking,
namun tidak berhasil. Setelah itu diinjeksikan Hi Vis Sweeps sebanyak 250 bbl dan jar diaktifkan kembali. Upaya penarikan dilakukan kembali dan setelah adanya penurunan beban pada hook
load, drill string kemudian diputar dan akhirnya drill string bisa ditarik. Untuk memastikan tidak
terjadi pipe sticking lagi di kedalaman tersebut, maka dilakukan pembersihan lubang dengan cara memompakan 100 bbl Hi Vis Sweeps sambil memutar drill string (reaming) dengan kecepatan 80 RPM. Annulus tetap disirkulasikan air laut sebanyak 6 bpm.
Setelah itu, pemboran di zona total lost kembali dilanjutkan hingga kedalaman 9012’ dengan laju sirkulasi air laut sebesar 950 gpm. Sementara itu annulus disirkulasikan juga air laut sebanyak 6 bpm atau 252 gpm. Untuk mengoptimalkan pembersihan lubang bor dari cutting maka diinjeksikan 40 bbl Hi Vis Sweeps setiap 25’ dan 75 bbl Hi Vis Sweeps setiap akan melakukan koneksi antara satu stand drill pipe. Pada kedalaman ini ROP mencapai 35 ft/hr dan vibrasi terjadi dalam batas wajar.
Vibrasi meningkat kembali pada kedalaman 9012’. Untuk menghindari kerusakan drill string, maka kecepatan putaran dikurangi dari 80 RPM menjadi 40 RPM. Tingginya tingkat vibrasi menyebabkan terjadinya kerusakan bit dan
akhirnya bit diganti pada kedalaman 9187’. Pada kedalaman ini, bit yang digunakan adalah jenis
tri-cone bit.
Selain mengganti PDC bit menjadi tri-cone
bit, untuk mengurangi tingkat vibrasi maka
dilakukan perubahan pada beberapa drilling
parameter. Pada kedalaman 9259’ kecepatan
putaran drill string diturunkan menjadi 15 RPM dan WOB dinaikkan menjadi 40000-45000 lbs. Hal ini berakibat berkurangnya ROP menjadi 26-30 ft/hr. Akibat berkurangnya ROP maka laju
sirkulasi diturunkan dari 950 gpm menjadi 800 gpm. Kondisi seperti ini dipertahankan hingga pemboran mencapai bottom dari formasi
Limestone B pada kedalaman 11308’. Upaya pemboran dilanjutkan hingga kedalaman 11308’ dengan laju sirkulasi air laut sebanyak 800 gpm dari drill string dan 6 bpm dari annulus. Pengoptimalan hole cleaning dilakukan dengan menginjeksikan 40 bbl Hi Vis Sweeps setiap 25’ dan 75 bbl Hi Vis Sweeps setiap akan melakukan koneksi antara satu stand drill pipe. Selain itu, setiap setengah stand drill pipe laju sirkulasi air laut dari drill string dinaikkan menjadi 950 gpm.
Total lost circulation masih tetap terjadi
ketika pemboran sudah menembus bagian atas dari formasi Shale A. Pemboran terus dilakukan hingga kedalaman 11375’ dengan prosedur yang hampir sama dengan sebelumnya. Hanya saja pada formasi ini diinjeksikan corrosion inhibitor. Setelah mencapai kedalaman 11375’ kemudian dipasang casing tapered 10-3/4” x 9-7/8” dengan posisi casing shoe 9-7/8” berada pada kedalaman 11360’.
Fluida Pemboran
Pada kedalaman awal dari lubang 12-1/4” hingga kedalaman sekitar 8000’ fluida pemboran yang digunakan masih sama dengan bagian lubang sebelumnya (17-1/2”), yaitu WBM. Nilai-nilai rheologi dari lumpur ini dapat dilihat pada tabel 1.
Tabel 1. Nilai Rheologi WBM
Rheologi Nilai Densitas (ppg) 9,5 - 9,7 PV (cp) 10 - 16 YP (lb/100 ft2) 17 22 pH 9 - 9,7 10 GS (lb/100 ft2) 9 - 26 10" GS (lb/100 ft2) 5 7 Fluid loss (cc/30') 7,8 - 9,6
Berdasarkan ukuran annulus, kecepatan & tekanan sirkulasi serta berat cutting maka WBM tersebut memiliki ECD sampai 10 ppg. Nilai ini cukup untuk mengatasi tekanan formasi yang memiliki gradient tekanan 8,4 ppg EMW.
Ketika pemboran mulai menembus zona
total lost pada kedalaman 8092’ WBM kemudian
diganti dengan air laut. Air laut ini memiliki densitas sekitar 8,6 ppg dan viskositas marsh funnel sebesar 28 sec/qt. Nilai ini jauh lebih kecil jika dibandingkan dengan harga viskositas marsh funnel dari WBM yang mempunyai nilai sampai
52 sec/qt. Selain itu, air laut ini memiliki pH sebesar 8.
Untuk membersihkan lubang bor dari cutting, digunakan fluida lain yang memiliki viskositas jauh lebih tinggi (Hi Vis Sweeps) dari air laut. Viskositas marsh funnel fluida ini bisa mencapai lebih dari 90 sec/qt.
Volume dan Sumber Fluida Pemboran
Pemboran dengan metode drilling without
return membutuhkan volume fluida pemboran
yang besar. Fluida dalam jumlah besar ini terutama digunakan untuk membersihkan cutting sehingga bisa masuk ke dalam zona total lost, mendinginkan bit serta memutar DHM. Oleh karena itu air laut dipilih sebagai fluida pemboran karena jumlahnya yang melimpah dan mudah diperoleh. Selain itu berat air laut cukup untuk mengatasi tekanan formasi dari zona total
lost.
Sumur X-1 membutuhkan sekitar 1100 gpm air laut ketika melakukan drilling without return dengan rincian 900 gpm diperlukan untuk injeksi melalui drill string dan 200 gpm melalui annulus. Dengan waktu pengeboran 24 jam, maka setidaknya diperlukan air laut sebesar 38000 bpd. Jumlah yang banyak ini berasal sepenuhnya dari air laut di sekitar platform.
Prosedur Tripping
Pada saat melakukan penarikan drill string dari lubang bor, perlu dipastikan tidak adanya tumpukkan cutting yang menghambat penarikan drill string. Jika cutting masih bertumpuk pada saat proses penarikan, maka drill string sangat mungkin untuk mengalami stuck. Hal ini akan memakan biaya banyak karena bertambahnya NPT dan rusaknya alat.
Oleh karena itu, sebelum proses penarikan dimulai terlebih dahulu diinjeksikan 200 bbl Hi Vis Sweeps untuk membersihkan cutting di dasar sumur. Setelah itu dilakukan penarikan drill
string secara perlahan supaya drill string tidak
tersangkut pada dinding lubang bor. Untuk mengatasi tekanan formasi, maka diinjeksikan air laut sebanyak 6 bpm melalui annulus.
Diskusi
Formasi Limestone B merupakan formasi yang memiliki banyak gerowong, rekahan, serta merupakan zona subpressure. Indikasi zona
subpressure dapat dilihat dari profil d-eksponen
untuk setiap kedalaman. Profil tersebut dapat dilihat pada gambar 5 berikut.
Gambar 5. Profil d-eksponen Dari gambar tersebut dapat dilihat terjadinya penyimpangan nilai d-eksponen dari trend line ke sebelah kanan. Penyimpangan ini mengindikasikan bahwa formasi Limestone B merupakan zona subpressure.
Seperti telah dijelaskan sebelumnya, formasi yang memiliki banyak gerowong dan rekahan alami dapat mengakibatkan terjadinya vibrasi pada drill string. Terjadinya vibrasi dapat diperkirakan dari beberapa parameter pemboran
seperti WOB, torsi dan putaran drill string (RPM). Pada bagian diskusi ini akan membahas analisa kualitatif dari perubahan parameter pemboran untuk memperkirakan terjadinya vibrasi pada beberapa kedalaman tertentu.
Vibrasi drill string sudah terjadi ketika pemboran masih berada pada formasi di atas formasi total lost, yaitu pada formasi Limestone A. Sebagai contoh, pada kedalaman 6625’ – 6725’ diperkirakan terjadi vibrasi axial. Hal ini dapat dilihat dari fluktuasi nilai WOB (20000 – 40000 lbs). Sementara itu, nilai torsi tidak terlalu mengalami fluktuasi yang cukup tinggi sehingga vibrasi torsional diperkirakan terjadi sangat kecil. Pada selang kedalaman ini terjadi juga peningkatan ROP. Fluktuasi nilai WOB dan naiknya harga ROP dapat mengindikasikan pemboran sedang menembus zona yang memiliki banyak gerowong. Harga dari beberapa parameter pemboran untuk selang kedalaman ini dapat dilihat pada gambar 6.
Gambar 6. Harga Parameter Pemboran Untuk Selang Kedalaman 6625’-6725’
Selain vibrasi axial, pemboran pada zona
total lost circulation juga mengakibatkan
terjadinya vibrasi torsional. Seperti telah dijelaskan sebelumnya, vibrasi torsional merupakan efek dari fenomena bit-whirl.
Fluktuasi nilai torsi pada kecepatan putar drill
string tertentu dapat dijadikan sebagai indikator
terjadinya vibrasi torsional. Pada kondisi pemboran normal, untuk pemboran dengan kecepatan putar tertentu akan dibutuhkan gaya putar atau torsi dengan nilai tertentu pula. Semakin tinggi kecepatan putar maka semakin besar pula torsi yang dibutuhkan.
Pada pemboran normal tanpa adanya vibrasi torsional, profil harga torsi dan kecepatan putar dapat dilihat pada gambar 7.
Gambar 7. Profil Parameter Pemboran Tanpa Vibrasi Torsional
Dari gambar diatas, dapat dilihat pada selang kedalaman 5325’ sampai 5350’ harga parameter pemboran seperti WOB, RPM, dan torsi memiliki harga yang relatif konstan. Hal ini menunjukkan tidak terjadinya vibrasi pada drill
string baik vibrasi torsional maupun vibrasi
axial. Namun, pada kedalaman sekitar 5325’ terjadi kenaikan WOB dan setelah itu harga WOB menjadi konstan kembali. Kemungkinan pada kedalaman tersebut batuan yang dibor
merupakan batuan yang lebih keras dan padat dari batuan pada kedalaman sebelumnya.
Untuk pemboran dimana terjadi vibrasi torsional, profil harga parameter pemboran dapat dilihat pada gambar 8.
Gambar 8. Profil Parameter Pemboran Ketika Terjadi Vibrasi Torsional
Pada selang kedalaman 8900’ sampai 8925’, untuk harga kecepatan putar tertentu terjadi fluktuasi pada harga torsi. Hal ini mengindikasikan terjadinya vibrasi torsional. Pada pemboran normal, untuk kecepatan putar tertentu dibutuhkan harga torsi tertentu pula. Namun, ketika terjadi penumpukkan cutting pada
bit maka gaya gesek yang dialami bit akan
bertambah dan dapat mengakibatkan kecepatan putar bit menurun. Oleh karena itu dibutuhkan gaya putar atau torsi yang lebih besar pada bit. Pada penjelasan fenomena bit-whirl, bit akan menyimpan energi putar sebagai akibat kecepatan putar bit yang lebih rendah daripada kecepatan putar di permukaan. Ketika sudah melewati tingkat energi putar tertentu, bit kemudian akan berputar secara tiba-tiba dengan kecepatan yang lebih tinggi dari sebelumnya. Hal ini akan memberikan gaya putar tambahan kepada bit sehingga menurunkan harga torsi. Hal ini terjadi secara berulang sehingga mengakibatkan fluktuasi pada harga torsi.
Dari gambar 8 dapat disimpulkan tidak adanya fenomena vibrasi axial. Hal ini dapat dilihat dari harga WOB yang cukup konstan. Berdasarkan hal tersebut, dapat disimpulkan bahwa vibrasi torsional terjadi bukan karena adanya gerowong-gerowong melainkan karena adanya penumpukkan cutting.
Laju sirkulasi fluida pemboran merupakan salah satu parameter penting dalam proses pemboran di zona total lost circulation ini. Selain untuk mengimbangi tekanan formasi, laju sirkulasi juga sangat penting untuk mendorong
cutting masuk ke zona total lost. Laju lost circulation yang terjadi dperkirakan mencapai
500 bph atau 350 gpm. Untuk mengimbangi laju
lost circulation ini maka setidaknya diperlukan
laju sirkulasi fluida pemboran sebesar 350 gpm. Namun, untuk memastikan agar pemboran berlangsung dengan aman maka fluida pemboran disirkulasikan dengan laju 800 – 950 gpm dari
drill string dan 250 gpm dari annulus. Kesimpulan
Dari hasil studi kasus pemboran di zona
total lost circulation pada sumur X-1, diperoleh
beberapa poin pembelajaran, diantaranya :
• Pemboran di zona total lost circulation memerlukan metode non-konvensional dan salah satu metode itu adalah drilling without
return.
• Dibutuhkan fluida pemboran yang melimpah untuk metode pemboran ini. Oleh karena itu, fluida pemboran yang digunakan adalah air laut.
• Laju fluida pemboran harus bisa mengatasi laju lost circulation dan bisa mendorong
cutting ke dalam zona total lost.
• Masalah yang timbul pada pemboran pada zona total lost adalah pipe sticking dan vibrasi drill string.
• Untuk mengoptimalkan pembersihan cutting, maka diinjeksikan Hi Vis Sweeps pada setiap kedalaman tertentu.
• Pipe sticking dapat diatasi dengan
menggunakan jar dan melakukan back
reaming.
• Vibrasi pada drill string dapat dikurangi dengan mengatur drilling parameter serta meningkatkan hole cleaning efficiency.
Daftar Pustaka
1. Rudi Rubiandini, ”Teknik Operasi Pemboran”, Penerbit ITB, 2004.
2. Rudi Rubiandini, ”Perancangan Pemboran”, Penerbit ITB, 2004.
3. Jerome J. Rajnauth, Dr. Tensión Jagai, “ Reduce Torsional Vibration and Improve Drilling Operations”, SPE 81174, 2003. 4. John W. Colbert, George Medley, “Light
Annular MudCap Drilling-A Well Control Technique for Naturally Fractured Formations”, SPE 77352, 2002.
5. R, Urselmann, J. Cummins, R.N. Worral, “Pressured Mud Cap Drilling : Efficient Drilling of High-Pressure Fractured Reservoirs”, SPE/IADC 52828, 1999. 6. Erick Reyna, “Case History of Floating Mud
Cap Drilling Techniques-Ardalin Field, Timan Pechora Basin, Russia”, SPE/IADC 29423, 1995.
7. M.N. Sweep, J.M. Bailey, C.R. Stone, “Closed Hole Circulating Drilling: Case Study of Drilling a High-Pressure Fractured Reservoir-Tengiz Field, Republic of Kazakhstan”, SPE/IADC 79850, 2003. 8. Gabriel P.G. Sotomayor, Joao Carlos
Placido, J.C. Cunha, “Drill String Vibration: How to Identify and Suppress”, SPE 39002, 1997.
LAMPIRAN
