MODUL PRAKTIKUM PRAKTIKUM TEKNIK OPERASI PEMBORAN II TM-3202 TEKNIK OPERASI PEMBORAN II + PRAKTIKUM SEMESTER II 2016/2017

Transkripsi

1 MODUL PRAKTIKUM PRAKTIKUM TEKNIK OPERASI PEMBORAN II TM-3202 TEKNIK OPERASI PEMBORAN II + PRAKTIKUM SEMESTER II 2016/2017 NAMA :... NIM :... KELOMPOK :... Dosen Pengampu: Dr.-Ing. Bonar Tua Halomoan Marbun LABORATORIUM TEKNIK OPERASI PEMBORAN PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2017

2 TATA TERTIB UMUM Modul Praktikum PRAKTIKUM TEKNIK OPERASI PEMBORAN II 1. Praktikan wajib mengambil mata kuliah TM 3202 (Teknik Operasi Pemboran II + Praktikum) dan terdaftar resmi sebagai peserta praktikum Teknik Operasi Pemboran II pada semester II 2016/ Praktikan diwajibkan mengikuti seluruh kegiatan praktikum sesuai dengan jadwal resmi. Perubahan jadwal kegiatan harus seizin koordinator asisten. 3. Terdapat 5 modul praktikum yaitu : i. Modul I = Casing Design ii. Modul II = Cementing iii. Modul III = Well Control iv. Modul IV = Directional Drilling v. Modul V = Cement (LAB) 4. Praktikan wajib: Menggunakan jas laboratorium lengan panjang; Membawa kartu praktikum; Menggunakan sepatu tertutup; Datang tepat waktu; Praktikan wajib membawa dan mempelajari modul praktikum yang akan dilaksanakan. Bagi yang melanggar ketentuan-ketentuan di atas, maka tidak diperbolehkan untuk mengikuti praktikum laboratorium pada hari tersebut. 5. Praktikan hanya diizinkan masuk ke laboratorium pada jam yang telah ditentukan, sebelum atau setelah jam tersebut dilarang masuk. 6. Praktikan bertanggung jawab penuh terhadap peralatan yang digunakan selama percobaan berlangsung. Bila terjadi kerusakan alat akibat kelalaian praktikan, maka praktikan tersebut bersama kelompoknya wajib mengganti alat tersebut, dan indeks nilai kelompok tersebut tidak akan dikeluarkan sebelum masalah tersebut diselesaikan. 7. Tes awal dan tes alat dapat dilaksanakan lisan maupun tertulis sesuai dengan asisten modul yang bertugas. Komponen penilaian praktikum meliputi 25% dari Tes Awal / Akhir dan 75% dari laporan. i

3 8. Laporan praktikum harus dikumpulkan 2 hari setelah praktikum. Laporan praktikum harus diketik dan dikumpulkan dalam bentuk softcopy (dalam format pdf) melalui praktikumbor.tmitb@gmail.com. Keterlambatan pengumpulan tidak ditoleransi dan otomatis nilai Laporan diberi nilai nol. Laporan dikumpulkan melalui website dengan format Modul XX_Kelompok XX_NIM 122XXXXX. 9. Laporan diketik rapi dan menggunakan komputer. Format Laporan adalah sebagai berikut: kertas ukuran A4, diketik dengan format 1,5 spasi. 10. Tidak ada praktikum susulan / perbaikan. 11. Praktikum Teknik Operasi Pemboran merupakan praktikum yang mendukung pembelajaran peserta praktikum dalam mata kuliah TM Sehingga, praktikum ini akan mempengaruhi nilai mata kuliah TM-3202 (Teknik Operasi Pemboran II + Praktikum). 12. Hal hal yang belum tercantum pada poin poin di atas, akan diatur dan ditentukan kemudian. Bandung, Februari 2017 Koordinator Praktikum Edis Abdul Jabbar ii

4 DAFTAR ISI MODUL PRAKTIKUM TEKNIK OPERASI PEMBORAN II SEMESTER II 2015/2016 Tata Tertib Umum... i Daftar Isi... iii Daftar Asisten... iii Modul I Modul II Modul III Modul IV Modul V DAFTAR ASISTEN LABORATORIUM TEKNIK OPERASI PEMBORAN II SEMESTER II /2017 Modul Nama NIM No HP I Edis Abdul Jabbar II Jalu Waskito Aji Nugroho III Dodi Romanus Duha IV Muhammad Choirul Aziz V Rahmat Ardiansyah VI Hangga Yuda W iii

5 MODUL I Casing Design I. TUJUAN PERCOBAAN 1. Menentukan perencanaan geometri lubang pemboran dan mampu menentukan posisi casing, mengenal tipe casing dan paramaternya. 2. Menentukan tekanan burst, colapse, tension dengan metoda maximum load. 3. Menentukan perhitungan tekanan burst, colapse, tension dengan metoda minimum set. II. TEORI DASAR (Rubiandini 2010) Setelah suatu pemboran sumur minyak dan gas bumi mencapai kedalaman tertentu, maka ke dalam sumur tersebut perlu dipasang casing yang kemudian disusul dengan proses penyemenan. Casing merupakan suatu pipa baja, berfungsi antara lain untuk : mencegah gugurnya dinding sumur, menutup zona bertekanan abnormal, zona lost dan sebagainya. Faktor yang sangat berpengaruh dalam desain casing adalah : i. Diameter, dimana diameter ini sangat berhubungan dengan parameter operasi pemboran yang lain, seperti yang dijelaskan pada bab "Hole Geometry Selection". ii. Length, yaitu berapa panjang masing-masing casing harus dipasang, seperti dijelaskan lebih detail pada bab Casing Setting Depth Selection". iii. Pressure Resistance, yaitu berapa tebal dan berat casing harus dipasang, juga termasuk kualitas bahan casing yang dinyatakan dalam "Grade" agar mampu menahan tekanan dari dalam "Burst" dan tekanan dari luar "Collapse". iv. Berapa besar "Tension" dan "Compression" yang akan membebani casing, serta efeknya terhadap ketahanan "Collapse" atau "Burst" casing yang berubah akibat "Tension atau Compression". v. Dapatkah menurunkan biaya casing tanpa mengakibatkan kenaikan biaya di tempat lain 2.1. Tipe Casing Jenis Casing adalah (lihat Gambar 1.1.) : a) Conductor casing b) Surface casing c) Protective /intermediate casing d) Production casing e) Liner 1-1

6 Gambar 1. 1 Jenis Casing 11 Conductor casing, pada umumnya casing ini berdiameter besar, yaitu 16 inch sampai 30 inch dan dipasang dengan cara dipancangkan biasa oleh vibrating hammer. Letak kedalaman pemasangan umumnya antara 90 sampai 150 feet. Fungsinya : 1. Khusus di offshore adalah untuk melindungi drillstring dari air laut, dipasang dari platform hingga dasar laut 2. Di onshore sebagai pelindung apabila tanah dekat permukaan tidak cukup kuat atau mudah gugur, seperti rawa-rawa, gambut dan sebagainya Surface Casing, letak kedalaman pemasangan casing ini ditentukan oleh peraturan setempat yang menentukan pada kedalaman berapa casing tersebut harus dipasang. Casing ini disemen hingga ke permukaan. Fungsinya : 1. Melindungi air tanah dari kontaminasi oleh lumpur pemboran 2. Tempat kedudukan BOP dan well head 3. Menyangga seluruh berat rangkaian casing berikutnya yang telah dimasukkan ke dalam sumur. Fungsi intermediate casing ialah menutup formasi-formasi yang dapat menimbulkan kesulitan selama operasi pemboran berlangsung, seperti sloughing shale, lost circulation, tekanan abnormal, kontaminasi lumpur dan sebagainya. Suatu sumur dapat mempunyai 1-2

7 lebih dari satu intermediate casing, hal ini tergantung pada kondisi yang dihadapi selama pemboran. Production Casing, casing ini juga disebut dengan oil string. Apabila dipasang sampai tepat di atas formasi produktif maka hal ini disebut openhole completion, sedangkan apabila dipasang sampai ke dasar formasi produktif maka ini dinamakan perforated casing completion. Fungsinya : 1. Memisahkan lapisan yang mengandung minyak dari lapisanlapisan lainnya 2. Melindungi alat-alat produksi yang terdapat di bawah permukaan seperti pompa dan sebagainya Liner pada pokoknya mempunyai fungsi yang sama dengan production casing, tetapi tidak dipasang hingga ke permukaan. Salah satu alasan mengapa dipergunakan liner adalah alasan biaya, karena lebih pendek maka harganya lebih murah. Apabila pada akhir pemboran diperoleh ukuran lubang yang sangat kecil sementara itu sumur tidak terlalu dalam maka diperlukan ukuran casing dengan toleransi yang sangat kecil. Untuk persoalan semacam ini dapat dipergunakan liner Kriteria Perencanaan Setting Depth Casing Sebelum memulai prosedur perencanaan setting depth point, ada beberapa kriteria perencanaan yang harus diikuti. Kriteria-kriteria tersebut mengandung faktor-faktor keselamatan yang harus dimasukkan dalam perencanaan setting depth casing. Ada 6 kriteria yang harus diperhatikan, yaitu sebagai berikut: i. Swab factor (atau dikenal sebagai trip margin), dinyatakan dalam ppg ekivalen berat lumpur (EMW), menunjukkan sejumlah berat lumpur yang harus ditambahkan agar melebihi besarnya tekanan formasi untuk meng-hindari terjadinya efek swabbing pada saat pencabutan string. ii. Surge factor, dinyatakan dalam ppg EMW, merupakan sejumlah minimum berat yang perlu ditambahkan pada gradien rekah di bawah kaki casing, mengimbangi berat lumpur di sumur, untuk menghindari pecahnya formasi pada saat casing dimasukkan. iii. Safety Factor, dinyatakan dalam ppg EMW, merupakan tambahan jumlah pada gradien rekah minimum pada kriteria 2, untuk memberikan harga yang memadai pada saat prosedur operasional dilakukan. iv. Kick load, dinyatakan dalam ppg EMW, menunjukkan sejumlah tambahan berat lumpur yang diperlukan untuk mengimbangi dan menanggulangi densitas kick di formasi. v. Allowable differential pressure pada zona tekanan normal atau subnormal, dinyatakan dalam psi, menunjukkan maksimum DP yang diperbolehkan di interval open hole dan selalu dibandingkan dengan kondisi DP aktual maksimum yang dihadapi. vi. Allowable differential pressure pada zona tekanan abnormal atau high formation pressure, dinyatakan dalam psi, menunjukkan maksimum DP yang diperbolehkan pada interval open hole yang berada dalam zona tekanan abnormal. 1-3

8 III. PROSEDUR PENGGUNAAN SOFTWARE 1. Diberikan data perencanaan surface casing sebagai berikut : Diameter Casing (OD) : 13,375 inch Panjang Casing : 3000 ft Panjang minimum tiap seksi : 1000 ft Gradien tekanan rekah pada kaki casing : 14,0 ppg Semen, ft : 11,7 ppg : 15,6 ppg Minimum drift diameter : 12,25 inch Densitas lumpur saat casing dipasang : 11,0 ppg Design factor burst/collapse : 1,1 tension : 1,6 2. Klik button surface casing, karena akan mendesain surface casing. 3. Klik button two stage, karena terdapat 2 densitas semen yang akan digunakan pada interval kedalaman tertentu. 4. Klik button maximum load untuk melihat perhitungan berdasarkan beban maksimum. 5. Lalu isikan data pada nomor 1, di software : Gambar 1. 2 Tampilan Input Software 1-4

9 6. Klik tombol D.E.S.I.G.N untuk melihat kurva burst, collapse, tension, biaxial dan biaya yang diperlukan. Software akan memilih casing yang tepat untuk digunakan berdasarkan spesifikasi yang sudah dimasukkan. Gambar 1. 3 Grafik Burst Gambar 1. 4 Grafik Collapse 1-5

10 Gambar 1. 5 Grafik Tension Gambar 1. 6 Estimasi Harga 7. Praktikan diwajibkan untuk menghitung untuk casing casing selanjutnya dan harus mencoba menggunakan metode minimum set untuk kemudian dianalisa perbedaannya dengan metode maximum load. 1-6

11 DAFTAR PUSTAKA 1. nn., "Pipe Characteristics Handbook", Williams Natural Gas Company Engineering Group, PennWell Publishing Company, Tulsa-Oklahoma, Rabia. H., "Oilwell Drilling Engineering: Principles & Practices", Graham & Trotman, Oxford, UK, Rubiandini, R. Casing Design, Penerbit ITB, Bandung, Paxson J., "Casing and cementing", Second Edition, Petroleum Extension Service, Texas, Azar J.J., "Drilling in Petroleum Engineering", Magcobar Drilling Fluid Manual. 6. Bourgoyne A.T. et.al., "Applied Drilling Engineering", First Printing Society of Petroleum Engineers, Richardson TX, Moore P.L., "Drilling Practices Manual", Penn Well Publishing Company, Tulsa- Oklahoma, Bill-Mitchel, "Tubular Goods Design ", Mobil Oil Company, Kumoro, Arianto, "Metoda Maksimum Casing Load", Kolokium, Jurusan Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung, Prentice, C.M., "Maximum Load Casing Design", Journal of Petroleum Technology, Juli Moore, P.L., "Drilling Practices Manual", PenWell Publishing Co., Tulsa, Pattilo, P.D, Huang N.C., "The Effect of Axial Load on Casing Collapse", Journal of Petroleum Technology, Januari DeLuish, K.R, Jayne, L.E., "Deep Casing Design Simplified", Oil and Gas journal, Juli 18, Hills, J.O., "A Review of Casing-string Design Principles and Practice", Drilling and Production Practice, API, Woodlan, B. Powell, G. E., "Graphical Method Speeds Deviated Well Casing Design", World Oil, Februar 1, Casing and Tubing Technical Data, Lone Star Stell Company, Performance Properties of Casing and Tubing, API Bulletin 5C2, Dallas, Texas, Greenip, Jr, J.E., "Optimum Casing Program Design Stresses Economy", Oil and Gas Journal, Oktober 16, Kastor, R.L., "Casing Burst Design Criteria for Kick Pressure Control", SPE AIME series no. 6A, Dallas, texas,

12 MODUL II Cementing Operation Modul Praktikum I. TUJUAN PERCOBAAN 1. Menentukan densitas semen berdasarkan komposisi additive yang digunakan. 2. Menentukan desain operasi primary cementing pada setiap bagian casing. 3. Menentukan desain operasi plug balancing. 4. Menentukan desain operasi squeeze cementing. 5. Menentukan desain operasi flow calculation. 6. Menentukan desain operasi foamed cementing. II. TEORI DASAR (Rubiandini 2010) Pada umumnya operasi penyemenan bertujuan untuk melekatkan casing pada dinding lubang sumur, melindungi casing dari masalah-masalah mekanis sewaktu operasi pemboran (seperti getaran), melindungi casing dari fluida formasi yang bersifat korosi dan untuk memisahkan zona yang satu terhadap zona yang lain di belakang casing. Menurut alasan dan tujuannya, penyemenan dapat dibagi dua, yaitu Primary Cementing (Penyemenan Utama) dan Secondary atau Remedial Cementing (Penyemenan Kedua atau Penyemenan perbaikan). 1. Primary Cementing Primary Cementing adalah penyemenan pertama kali yang dilakukan setelah casing diturunkan ke dalam sumur. Pada primary cementing, penyemenan casing pada dinding lubang sumur dipengaruhi oleh jenis casing yang akan disemen: - Penyemenan surface casing bertujuan untuk melindungi air tanah agar tidak tercemar dari fluida pemboran, memperkuat kedudukan surface casing sebagai tempat dipasangnya alat BOP (Blow Out Preventer), untuk menahan beban casing yang terdapat di bawahnya dan untuk mencegah terjadinya aliran fluida pemboran atau fluida formasi yang akan melalui surface casing. - Penyemenan intermediate casing bertujuan untuk menutup tekanan formasi abnormal atau untuk mengisolasi daerah lost circulation. - Penyemenan production casing bertujuan untuk mencegah terjadinya aliran antar formasi ataupun aliran fluida formasi yang tidak diinginkan, yang akan memasuki sumur. Selain itu untuk mengisolasi zona produktif yang akan diproduksikan fluida formasi (perforated completion), dan juga untuk mencegah terjadinya korosi pada casing yang disebabkan oleh materialmaterial korosif. 2. Secondary / Remedial Cementing Secondary cementing adalah penyemenan ulang untuk menyempurnakan primary cementing atau memperbaiki penyemenan yang rusak. Setelah operasi khusus semen dilakukan, seperti Cement Bond Logging (CBL) dan Variable Density Logging (VDL), kemudian didapati kurang sempurnanya atau ada kerusakan pada primary cementing, maka dilakukanlah secondary cementing. 2-1

13 Secondary cementing dilakukan juga apabila pengeboran gagal mendapatkan minyak dan menutup kembali zona produksi yang diperforasi. Secondary cementing dapat dibagi menjadi tiga bagian: - Squeeze Cementing, yang bertujuan untuk: a) Mengurangi water-oil ratio, water gas ratio atau gas-oil ratio. b) Menutup formasi yang sudah tidak lagi produktif. c) Menutup zona lost circulation. d) Memperbaiki kebocoran yang terjadi di casing e) Memperbaiki primary cementing yang kurang memuaskan. f) Operasi squeeze dilakukan selama operasi pemboran berlangsung, komplesi maupun pada saat workover. - Re-cementing. Dilakukan untuk menyempurnakan primary cementing yang gagal dan untuk memperluas perlindungan casing di atas top semen. - Plug-back cementing dilakukan untuk: a) Menutup atau meninggalkan sumur (abandonment well) b) Melakukan directional drilling sebagai landasan whipstock, yang dikarenakan adanya perbedaan compressive stregth antara semen dan formasi maka akan mengakibatkan bit berubah arahnya. c) Menutup zona air di bawah zona minyak agar water-oil ratio berkurang pada open hole completion. Komposisi Semen Semen yang biasa digunakan dalam industri perminyakan adalah Semen Portland, dikembangkan oleh Joseph Aspdin, Tahun Disebut Portland karena mula-mula bahannya didapat dari pulau Portland Inggris. Semen Portland ini termasuk semen hidrolis dalam arti akan mengeras bila bertemu atau bercampur dengan air. Semen Portland mempunyai 4 komponen (Gambar 1) mineral utama, yaitu : 1. Tricalcium Silicate 2. Dicalcium Silicate 3. Tricalcium Aluminate 4. Tetracalcium Aluminoferrite Sifat-sifat Semen 1. Densitas 2. Thickening Time & Viskositas 3. Filtration Loss 4. Water Cement Ratio 5. Waiting on Cement 6. Permeabilitas 7. Compressive Strength & Shear Strength 8. Pengendapan Partikel & Air Bebas 9. Sulfat Resistance 2-2

14 III. PROSEDUR PENGGUNAAN SOFTWARE 1. Tampilan awal software semen: Gambar 2. 1 Tampilan Awal Software Cementing 2. Perhitungan Densitas Semen. Klik Tab Cement Calculation lalu klik Cement Density. Gambar 2. 2 Tampilan Input Perhitungan Densitas Semen 2-1

15 Gambar 2. 3 Tampilan Output Perhitungan Densitas Semen 3. Perhitungan pada primary cementing, software ini menyediakan tingkat keberhasilan dari design semen yang kita gunakan. Gambar 2. 4 Contoh Input Operasi Primary Cementing Pada Production Casing 2-2

16 Gambar 2. 5 Contoh Output Program Primary Cementing Jika Design Sudah Sesuai Gambar 2. 6 Contoh Output Program Primary Cementing Jika Design Tidak Sesuai 2-3

17 4. Perhitungan pada program plug balancing Gambar 2. 7 Contoh Perhitungan Program Plug Balancing 5. Perhitungan pada squeeze cementing Gambar 2. 8 Contoh Perhitungan Program Squeeze Cementing 2-4

18 6. Perhitungan flow calculation Gambar 2. 9 Input Flow Calculation Gambar Output Flow Calculation 2-5

19 7. Penggunaan Foamed Cement. Dengan menggunakan foamed cement kita dapat membuat slurry dengan densitas yang cukup lebar rangenya, dari 4 sampai 18 lbm/gal sesuai dengan kebutuhan. Foamed cement merupakan campuran dari slurry cement, foaming agents dan gas. Gambar Input Foamed Cementing 8. Gas nitrogen dapat digunakan dengan alasan merupakan gas inert, yang tidak bereaksi dengan hasil hidrasi semen. Dalam kondisi khusus, udara yang telah dikompress pun dapat digunakan sebagai pengganti nitrogen sebagai bahan pembuat foamed cement. 2-6

20 Gambar Input Nitrogen Volume Factor Data Gambar Output Foamed Cement 2-7

21 DAFTAR PUSTAKA 1. nn., "Pipe Characteristics Handbook", Williams Natural Gas Company Engineering Group, PennWell Publishing Company, Tulsa-Oklahoma, Rabia. H., "Oilwell Drilling Engineering: Principles & Practices", Graham & Trotman, Oxford, UK, Rubiandini, R. Casing Design, Penerbit ITB, Bandung, Paxson J., "Casing and cementing", Second Edition, Petroleum Extension Service, Texas, Azar J.J., "Drilling in Petroleum Engineering", Magcobar Drilling Fluid Manual. 6. Bourgoyne A.T. et.al., "Applied Drilling Engineering", First Printing Society of Petroleum Engineers, Richardson TX, Moore P.L., "Drilling Practices Manual", Penn Well Publishing Company, Tulsa- Oklahoma, Bill-Mitchel, "Tubular Goods Design ", Mobil Oil Company, Kumoro, Arianto, "Metoda Maksimum Casing Load", Kolokium, Jurusan Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung, Prentice, C.M., "Maximum Load Casing Design", Journal of Petroleum Technology, Juli Moore, P.L., "Drilling Practices Manual", PenWell Publishing Co., Tulsa, Pattilo, P.D, Huang N.C., "The Effect of Axial Load on Casing Collapse", Journal of Petroleum Technology, Januari DeLuish, K.R, Jayne, L.E., "Deep Casing Design Simplified", Oil and Gas journal, Juli 18, Hills, J.O., "A Review of Casing-string Design Principles and Practice", Drilling and Production Practice, API, Woodlan, B. Powell, G. E., "Graphical Method Speeds Deviated Well Casing Design", World Oil, Februar 1, Casing and Tubing Technical Data, Lone Star Stell Company, Performance Properties of Casing and Tubing, API Bulletin 5C2, Dallas, Texas, Greenip, Jr, J.E., "Optimum Casing Program Design Stresses Economy", Oil and Gas Journal, Oktober 16, Kastor, R.L., "Casing Burst Design Criteria for Kick Pressure Control", SPE AIME series no. 6A, Dallas, texas,

22 MODUL III Well Control Operation and Software I. TUJUAN PERCOBAAN 1. Menentukan pengertian kick, indikator kick, penyebab, dan prosedur penanganan kick. 2. Mengaplikasikan dasar-dasar perhitungan yang digunakan pada operasi well control. 3. Menggunakan dan memecahkan permasalahan well control dengan berbagai macam metode well control seperti metode driller, volumetric, batch dengan menggunakan perhitungan pada dasar-dasar perhtiungan operasi well control dan dengan menggunakan software well control. II. TEORI DASAR Well control adalah salah satu bagian dari operasi pengeboran yang pada dasarnya menjadi bagian terpenting dari proses pengeboran. Well control ini menjadi jiwa yang penting dari seorang drilling engineer, dikarenakan well control adalah kemampuan seorang drilling engineer untuk mengantisipasi, menangani sumur yang mengalami kick supaya tidak terjadi semburan liar atau blowout yang bisa terjadi dikarenakan kick yang tidak dapat dikendalikan. Pada bab ini, akan dijelaskan secara lengkap pembahasan mengenai well control dari fundamental kick sampai kepada metode well control yang umumnya digunakan pada kegiatan operasi pengeboran migas. Pengertian Kick dan Indikator Kick Kick adalah aliran fluida formasi yang tidak diinginkan saat masuk ke dalam wellbore selama operasi pengeboran. Dampak dari kick adalah kehilangan waktu operasi pengeboran, operasi yang berbahaya dengan tekanan tinggi dan gas, dan kemungkinan kehilangan peralatan selama mengontrol kembali sumur. Jika kick terus terjadi, maka makin lama akan tidak dapat dikendalikan. Hal inilah yang dikenal dengan blowout atau uncontrolled kick. Karena kick dapat terjadi kapan saja, maka kick harus dapat dikenali, diidentifikasi, dan ditandai. Berikut ini adalah tanda kick dapat dikenali, diidentifikasi, dan ditandai. a. Predicting Formation Pressure d. Geological Data b. Historical Data e. Pressure Indicators Drilling c. Seismic Interpretations 3-1

23 Penyebab Kick Kapanpun tekanan pori atau formasi lebih besar dari tekanan kolom fluida di dalam sumur, fluida formasi dapat mengalir ke dalam sumur. Hal ini berasal dari satu atau beberapa alasan. Berikut ini adalah alasan mengapa kick terjadi: a. Insufficient fluid density b. Poor tripping practices g. Obstructions in the wellbore h. Cementing operations c. Improper hole fill while tripping i. Special situations seperti d. Swabbing/surging e. Lost circulation f. Abnormal pressure excessive drilling rate through gas sand dan excessive water loss of drilling fluid. Prosedur Penanganan Kick Prosedur penanganan kick harus tertulis berdasarkan acuan untuk tiap sumur dan secara mendetail untuk tipe dari rig dan operasi pengeboran. Terdapat beberapa macam prosedur yang digunakan dalam penanganan kick. 1. Shutting the Well In 2. Flow Check Procedures 3. Shut-in Procedures with Pipe On Bottom 4. Diverter Procedure while Drilling Metode Well Control Pada kegiatan well control, terdapat beberapa metode yang umumnya digunakan saat operasi pengeboran. Berikut ini adalah metodenya. a. Driller s Method (Two Circulation Method) b. Wait and Weight Method (Batch Method) c. Concurrent Method d. Volumetric Method 3-2

24 III. PROSEDUR PENGGUNAAN SOFTWARE 1. Buka Software Well Control 2. Pilih Tab File Input Data Well Geometry, Pilih yang Casing Open Hole. 3. Isikan data-data yang diperlukan, BEBAS, lalu klik OK apabila seluruh data telah diisi. Untuk contoh, berikut tampilannya: Gambar Well Geometry Input 4. Pilih Tab File Input Data Drillstring. Isikan data-data yang diperlukan. (BEBAS, TETAPI HARUS SESUAI API 5C2 DAN API 5CT). Lalu klik close atau tanda X yang berwarna merah. Contoh: Gambar Drill String Input 5. Pilih Tab Method. Pilih metode yang akan digunakan. Berikut isi tampilan dari masing-masing metode: a. Batch: - Isikan Data-data Input. 3-2

25 Contoh: Gambar Batch Method - Klik Show Graphic dan Grafik untuk metode Batch akan muncul apabila diklik pada tab Batch Method. Contoh Hasil: Gambar Batch Method Graph b. Concurrent - Isikan Data-Data input. Contoh: 3-3

26 Gambar Concurrent Method - Klik Show Graphic dan Grafik untuk metode concurrent akan muncul apabila diklik pada tab Concurrent Method. Contoh: Gambar Concurrent Method Graph c. Driller - Isikan Data-Data Input Contoh 3-4

27 Gambar Driller Method - Klik Show Graphic dan Grafik untuk metode driller akan muncul apabila diklik pada tab Driller Method. Contoh: Gambar Driller Method Graph d. Volumetric - Isikan Data-Data Input Contoh: 3-5

28 Gambar Volumetric Method - Klik Show Graphic dan Grafik untuk metode volumetric akan muncul apabila diklik pada tab Volumetric Method. Contoh: Gambar Volumetric Method Graph 6. Pada Saat mengklik Show Grafik pada volumetric, bisa juga dilihat di tab MSICP Pressure, MSICP Bottom, Maximum Pit Gain, dan Reducing Time. Contoh: 3-6

29 Gambar MSICP Surface Gambar MSICP Bottom 3-7

30 Gambar Maximum Pit Gain 7. Analisislah data yang diperoleh! Gambar Reducing Time 3-8

31 DAFTAR PUSTAKA Modul Praktikum Aberdeen Drilling School & Well Control Training Centre. Well Control for the Rig-Site Drilling Team ENI. Well Control Policy Manual Grace, Robert D. Blowout and Well Control Handbook. Elsevier: Heriot Watt University. Drilling Engineering. Rubiandini, R. Teknik Operasi Pemboran II. Penerbit ITB. Bandung: Rabia, H Oilwell Drilling Engineering: Principles and Practice. Graham & Troatman limited, USA. Schlumberger. Well Control Manual Well Control School. Well Control Manual I 3-9

32 MODUL IV Directional Drilling I. TUJUAN PERCOBAAN 1. Menentukan perencanaan pemboran berarah dengan tipe build-hold, build-holddrop, dan build-hold-drop-hold. 2. Menentukan perencanaan desain Bottom Hole Assembly (BHA) pada pemboran berarah. 3. Menentukan Dogleg Severity pada pemboran berarah. II. TEORI DASAR (Rubiandini, 2011) Pemboran berarah adalah suatu seni membelokkan lubang sumur untuk kemudian diarahkan ke suatu sasaran tertentu di dalam formasi yang tidak terletak vertikal dibawah mulut sumur. Di dalam membor suatu formasi, sebenarnya selalu diinginkan lubang yang vertikal, karena dengan lubang yang vertikal, kecuali operasinya lebih mudah, juga umumnya biayanya lebih murah dari pada pemboran terarah. Jadi pemboran terarah hanya dilakukan karena alasan-alasan dan keadaan yang khusus saja Tipe Pemboran Berarah Pada dasarnya dikenal 3 macam pemboran berarah, dapat dilihat pada. a. Tipe belok di tempat dangkal (shallow deviation type) Disini titik belok (kick of point) terletak di kedalaman yang tidak begitu jauh dari permukaan tanah (dangkal) b. Tipe belok di tempat dalam (deep deviation Type) Di sini titik belok terletak jauh di dalam permukaan tanah c. Tipe kembali ke vertical (return to vertical type) Mula-mula sama seperti tipe belok di tempat dangkal, tetapi kemudian dikembalikan ke vertikal Build Up Assembly Pada rangkaian ini reamer harus selalu ditempatkan di dekat bit. Adanya beban pada bit menyebabkan bagian drill collar di atas reamer membelok dengan kemiringan tertentu. Rate build up ini sangat tergantung kepada WOB, posisi reamer dan ukuran drill collar. Rangkaian bottom hole assembly yang umumnya digunakan pada build up section ini dapat digambarkan sebagai berikut. Bit - Sub - Reamer - Monel DC - Stab - DC - Stab - 90 DC

33 Untuk perubahan sudut build up yang besar, dianjurkan : 1. WOB tinggi 2. Ukuran monel drill collar kecil 3. RPM dan rate pemompaan kecil apabila formasi lunak. Untuk perubahan sudut build up kecil, dianjurkan : 1. WOB kecil. 2. Ukuran monel drill collar besar. 3. Tempatkan stabilizer pada puncak monel drill collar. 4. Tambah jarak bit - reamer. 5. Tambah RPM dan rate pemompaan pada formasi lunak Drop off Assembly Dengan menambah jarak bit ke reamer, bagian bawah reamer mempunyai tendensi untuk mengarah ke bawah. Karena berat rangkaiannya, perlahanlahan akan menghasilkan penurunan sudut pada drop off section tergantung pada WOB, RPM dan posisi reamer serta stabilizer pada rangkaian. Umumnya drop off assemblies ini berbentuk : Bit - Monel DC - Reamer - DC - Stab - DC - Stab -90 DC- stab Untuk perubahan sudut drop off yang besar dianjurkan: 1. WOB kecil. 2. RPM dan rate pemompaan besar pada formasi lunak. 3. Ukuran monel besar. 4. Ukuran drill collar kecil diatas reamer. Untuk perubahan sudut drop off yang kecil, dianjurkan: 1. WOB besar. 2. RPM dan rate pemompaan kecil pada formasi lunak. 3. Gunakan monel drill collar yang besar. 4. Kurangi jarak bit-reamer. 4-2

34 III. PROSEDUR PENGGUNAAN SOFTWARE 1. Perencanaan pemboran berarah (Build Hold Trajectory) Modul Praktikum Gambar 4.1 Build - Hold Directional Drilling Input parameter yang diperlukan adalah a. Build Up Rate (BUR) b. Kick Off Point (KOP) c. Total Vertical Depth (TVD) d. North e. East Sebagai contoh dapat dilihat pada gambar dibawah ini. 4-3

35 Gambar 4.2 Parameter masukan pada trajektori build-hold Tabel 4.1 Hasil Perhitungan build-hold trajectory Measured Total Inclination TVD Depth Departure Notes vert.drilling vert.drilling vert.drilling vert.drilling vert.drilling vert.drilling 4-4

36 vert.drilling Kick of Point build build build build build build build build build build build build build build build build build build End of Build hold hold hold hold hold hold hold hold hold hold hold hold hold hold hold hold hold hold hold hold hold hold target 4-5

37 2. Setelah hasil perhitungan di dapatkan, untuk melihat trajektori dari rencana sumur tersebut dapat dilakukan dengan menekan pilihan DRAW GRAPH, sehingga didapatkan hasil grafik seperti dibawah ini. Gambar 4.3 Grafik Trajektori Tipe Build-Hold 4-6

38 Prosedur yang sama dapat dilakukan untuk tipe-tipe trajektori sumur berarah, diantaranya a. Build, Hold, Partial Drop, dan Hold Gambar 4.4 Tampilan software pada perhitungan build, hold, partial drop dan hold b. Build, Hold dan Drop Gambar 4.5 Tampilan software pada perhitungan build, hold dan drop 4-7

39 c. BHA Design Gambar 4.6 Tampilan software pada perhitungan desain BHA d. Dog-Leg Severity Gambar 4.7 Tampilan software pada perhitungan dogleg severity DAFTAR PUSTAKA 1. Rubiandini, R. Teknik Pemboran 2, Penerbit ITB, Bandung, Bourgoyne A.T. et.al., "Applied Drilling Engineering", First Printing Society of Petroleum Engineers, Richardson TX,

40 MODUL V Pengukuran Thickening Time, SBS dan CS Semen Pemboran I. TUJUAN PERCOBAAN 1. Membuat slurry semen untuk operasi penyemenan casing. 2. Menentukan thickening time slurry semen dengan menggunakan consistometer. 3. Mengukur kekuatan semen untuk menahan tekanan formasi. 4. Mengukur kekuatan semen dalam menahan gesekan akibat berat casing. 5. Memahami prinsip kerja dari peralatan yang digunakan dalam modul ini. 6. Mengetahui pengaruh penambahan aditif pada slurry terhadap karakteristik semen. II. TEORI DASAR Operasi penyemenan merupakan hal yang tidak dapat dipisahkan dari kegiatan pengeboran.operasi penyemenan diharapkan dapat menghasilkan suatu kondisi dimana casing yang dipasang dapat melekat dan memberikan isolasi sempurna terhadap lubang wellbore. Penyekatan dalam operasi penyemenan dianggap baik bila casing mampu bertahan dengan baik selama selama proses pengembangan dan produksi dari suatu sumur. Dalam melakukan penyemenan tedapat dua bentuk fisik semen,yaitu cement slurry dan hard cement. Cement slurry adalah bentuk mixture atau campuran dari semen, air, dan aditif, sedangkan hard cement merupakan cement slurry yang telah mengeras. Sifat-sifat yang dimiliki cement slurry antara lain densitas, thickening time, viskositas, filtration loss dan water-cement ratio. Sifat-sifat hard cement antara lain adalah strength dan permeability. API memberikan klasifikasi semen untuk industry perminyakan mulai dari kelas A sampai dengan kelas H. Klasifikasi ini didasarkan pada kedalaman, tekanan, temperatur sumur, serta derajat sulfate-resistance-nya, yaitu ordinary (O), moderate sulfate resistance (MSR), dan high sulfate resistance (HSR). Berikut merupakan klasifikasi semen berdasarkan API standards 10, Specification for Oil-Well Cement and Cement Additives. Semen yang digunakan dalam praktikum pemboran di laboratorium pemboran Departemen Teknik Perminyakan ITB adalah semen API kelas G. Semen ini adalah semen standar yang paling banyak digunakan di lapangan dan lebih banyak tersedia di pasaran.semen kelas G digunakan untuk kedalaman hingga ft (2.438 m). Semen 5-1

41 kelas G tersedia dalam spesifikasi moderate sulfate resistant dan high sulfate resistant. Semen kelas G juga dapat dimodifikasi dengan penambahan aditif untuk penggunaan dalam rentang temperatur dan kedalaman sumur. Tabel 5.1 Klasifikasi Semen berdasarkan API Standards 10 API Classification Mixing Water (gal/sack) Slurry Weight (lbm/gal) Well Depth (ft) Static Temperature (F) Sulfate Resistance A (Portland) O B (Portland) MSR-HSR C (High Early) O-MSR-HSR D (Retarded) MSR-HSR E (Retarded) MSR-HSR F (Retarded) MSR-HSR G (Basic) MSR-HSR H (Basic) MSR-HSR Efek temperatur Dengan peningkatan temperature maka akan mempercepat hidrasi semen. Gambar 5.4 berikut menununjukkan efek temperature dan tekanan pada thickening time dari slurry semen. Reaksi antara semen dan air dimulai pada saat pertama kali dicampur (mixed). Ketika slurry semen telah mencapai 100 UC (unit of consistency) maka semen tidak dapat dipompakan lagi. Waktu yang dibutuhkan untuk mencapai kondisi ini disebut thickening time. Untuk mendapatkan hasil penyemenan yang baik dalam suatu operasi penyemenan, semen haruslah mempunyai sifat-sifat sebagai berikut: 1. Suspensi semen mempunyai yield dan densitas sesuai dengan yang diinginkan. 2. Mudah dalam penyampuran dan pemompaan. 3. Memerlukan sifat rheologi yang optimum untuk pembersihan lumpur (displacement). 4. Mempertahankan beda sifat fisik dan kimia selama pemindahan. 5. Membangun kekuatan secara cepat sejak berada di tempat. 6. Impermeabel terhadap gas annular. 5-2

42 7. Membangun kekuatan yang cukup dalam rentang temperature yang panjang dan jika ada kontaminasi lumpur dan elektrolit sekalipun. 8. Membentuk ikatan yang kuat antara casing dan formasi. Kekuatan Semen Shear strength: Kemampuan semen menahan gesekan akibat menahan berat casing. [ ( )] ( ) SBS = Shear Bond Strength, psi P = Tekanan yang dibutuhkan agar sampel bergeser, psi A = Luas penampang block bearing, in 2 D = Diameter sampel semen di dalam casing, in h = Tinggi sampel semen, in Compressive strength: Kemampuan semen menahan tekanan dari formasi. ( ) ( ) CS = Compressive Strength, psi k = Konstanta koreksi (fungsi dari perbandingan tinggi dengan diameter Tabel 5.2 Jumlah Air Terhadap Bentonite t/d Faktor koefisien 1,75 0,98 1,5 0,96 1,25 0,93 1 0,87 P = Pembebanan maksimum, psi A1 = Luas penampang block bearing hydraulic press, in 2 A2 = Luas permukaan sampel semen, in 2 5-3

43 Pada water bath, disimulasikan kondisi reservoir saat waiting on cement (WOC) selama 24 jam. Standar pelaksanaan WOC selama 24 jam dilakukan untuk mencapai compressive strength sebesar minimal 500 psi. Hydraulic press merupakan alat untuk melaksanakan pengukuran compressive strength dan shear bound strength. Prinsip alat sesuai dengan teori Bernoulli. Fluida yang digunakan adalah minyak diesel karena diesel akan mengalami friksi yang lebih sedikit dibandingkan air. Faktor-faktor yang Memengaruhi Desain Semen 1. Kedalaman sumur 2. Temperatur sumur 3. Tekanan kolom lumpur 4. Viskositas dan water content dari slurry cement 5. Thickening time 6. Kekuatan semen untuk menyokong pipa 7. Mixing water 8. Tipe fluida pemboran dan aditifnya 9. Densitas slurry cement 10. Heat of hydration 11. Permeabilitas dari set cement 12. Filtration control 13. Resistensi terhadap downhole brines Semen yang akan dipakai harus memenuhi syarat kekuatan penyemenan yang akan terbentuk, yaitu: 1. Mampu mendukung casing di dalam lubang. 2. Mampu menahan getaran akibat pemboran dan perforasi. 3. Menahan tekanan hidrolik yang tinggi tanpa rekah. 4. Menahan tekanan formasi. 5. Menyekat lubang dari formasi yang korosif. Aditif Terdapat beberapa kelompok aditif yang dicampurkan ke dalam campuran semen, diantaranya: 1. Accelerator adalah aditif yang digunakan untuk mempercepat proses pengerasan semen. Contoh aditif accelerator adalah : CaCl2 NaCl Alkohol NaOH Gypsum 5-4

44 2. Retarder adalah aditif untuk memperlambat proses pengerasan semen. Contoh retarder adalah: Lignosulfate CMHEC 3. Aditif fluid-loss control digunakan untuk mengurangi kelebihan kehilangan kandungan air ke formasi. Contoh aditif fluid-loss control adalah: PAC CMC Barazan 4. Aditif extender digunakan untuk mengurangi densitas semen dan menaikkan volume semen, biasanya digunakan pada formasi dengan tekanan rendah. Contohnya adalah: Bentonite Gilsonite Silica Flour 5. Aditif pengontrol free-water adalah aditif yang digunakan untuk mengurangi kadar air bebas (free water) dari kandungan air semen. Contoh aditif ini adalah Aquagel dan Aluminium chlorohydrate. 6. Dispersants mengurangi viskositas dari slurry semen. Contoh dirpersants adalah: Lignosulfonate Sodium Chloride Polymelanine 7. Weighting Agent digunakan untuk menaikkan densitas suspensi semen dan biasanya digunakan pada sumur dengan tekanan formasi tinggi. Contoh weighting agent adalah: Hematite Barite 5-2

45 III. PROSEDUR PERCOBAAN Percobaan I: Pengukuran Densitas 1. Kalibrasi peralatan mud balance sebagai berikut : a. Bersihkan peralatan mud balance. b. Isi cup dengan air sampai penuh kemudian tutup.bersihkan bagian luarnya dan keringkan dengan tissu. c. Letakkan mud balance pada kedudukannya. d. Tempatkan rider pada skala 8,33 ppg. e. Cek level glas. Bila tidak seimbang atur calibration screw hingga seimbang. 2. Ambil slurry semen yang telah disiapkan lalu tuangkan ke dalam cup mud balance. 3. Tutup cup. Bersihkan slurry semen yang melekat pada bagian luar dinding dan penutup cup. 4. Letakkan balance arm pada kedudukannya. Atur rider hingga seimbang kemudian baca densitas yang ditunjukkan skala. 5. Ulangi langkah 2-4 untuk komposisi slurry semen lainnya. Gambar 5.1 Mud Balance Apparatus. Percobaan II: Thickening Time Pembuatan Slurry Semen 1. Buat slurry semen dengan komposisi semen kelas G sebanyak 792 gram dan air sebanyak 349 ml. Usahakan semen tidak lama berada di udara terbuka. 2. Tambahkan additive ke dalam slurry semen. a. Bila additive berupa padatan, timbang berdasarkan persentase berat semen yang digunakan. b. Bila additive berupa cairan, ukur berdasarkan persentase volume air yang digunakan. 5-3

46 3. Buat slurry semen menggunakan mixer dengan kecepatan rendah 4000 RPM (posisi 1). 4. Masukkan air dan additive cair ke dalam mixing slurry container. 5. Masukkan semen dan additive padat selama tidak lebih dari 15 detik, lalu lanjutkan pengadukan pada kecepatan tinggi, RPM (posisi 5) selama 35 detik. (Proses pemindahan kecepatan dari posisi 1 ke posisi 5 jangan dilakukan sekaligus, namun bertahap). Gambar 5.2 Mixer Pengukuran thickening time dengan alat Consistometer 1. Bersihkan permukaan alat yang berhubungan langsung dengan semen menggunakan sikat semen yang dilapisi dengan pelumas. 2. Isilah bak dengan minyak khusus Consistometer sampai kira-kira seperempat dari ketinggian cermin pada consistometer. 3. Hubungkan alat dengan arus listrik 220 volt. 4. Lakukan kalibrasi dan set temperatur sesuai dengan petunjuk asisten. 5. Buat suspense semen secukupnya segera setelah suhu diset. 6. Masukkan slurries semen pada chamber sampai batas. Perhatikan bahwa interval waktu mulai semen selesai diaduk dalam mixer hingga langkah 6 tidak boleh lebih dari 1 menit. 7. Masukkan chamber yang telah terisi slurries semen ke bak pada Atmospheric Pressure Consistometer. 5-4

47 8. Hidupkan motor, pemanas, serta stopwatch secara bersamaan. 9. Nyalakan kipas untuk menjaga agar motor tidak terlalu panas. 10. Catat pembacaan dial terhadap waktu, serta temperatur saat pengukuran. Gambar 5.3 Consistometer Pengukuran Free Water Cement 1. Masukkan masing-masing 200 ml slurry semen ke dalam tempat plastic 500 ml. 2. Letakkan pada posisi vertical, kemiringan 15 o dan kemiringan 30 o. 3. Tunggu sampai semen mengeras (sampai tercapai setting time). 4. Ukur banyaknya air yang terbebas (free water) dengan menggunakan gelas ukur. Percobaan II: Compressive Strength & Shear Bond Strength Pembuatan sampel semen: 1. Nyalakan water bath dan set suhu hingga 90 p C 2. Siapkan cekatan core dan casing dengan mencari pasangan baut untuk menyatukan setiap bagian dari cetakan. Beri pelumas pada setiap bagian dari cetakan yang akan 5-5

48 bersentuhan langsung dengan semen (kecuali pada cetakan casing hanya diberikan pada penutup cetakan). 3. Masukkan semen yang sudah dibuat ke dalam cetakan core silinder dan casing silinder dan kencangkan semua baut yang ada agar semen tidak bocor. 4. Masukkan cetakan semen ke dalam water bath yang sudah mencapai 90 o C. Biarkan hingga 24 jam agar semen mencapai kondisi compressive strength minimal, yaitu 500 psi. 5. Keluarkan cetakan semen dari water bath lalu keluarkan sampel semen dari cetakannya. Untuk cetakan casing, hanya tutup saja yang dilepas. Gambar 5.4 Water Bath Gambar 5.5 Cetakan Semen 5-6

49 Pengujian compressive strength: 1. Ukur panjang, diameter, dan luas penampang dari sampel semen. 2. Ukur luas penampang dari block bearing hydraulic press. 3. Sampel core semen yang telah dibuat diletakkan di tengah hydraulic press. 4. Nyalakan hydraulic press dan angkat tuas ke atas. Tahan sampai semen retak. 5. Catat besar tekanan yang dibutuhkan untuk menghancurkan sampel semen (saat retakan pertama terjadi). Gambar 5.6 Hydraulic Press Pengujian shear bond strength: 1. Ukur diameter semen saja (tidak termasuk casing) dan tinggi. 2. Ukur luas penampang block bearing dan batang pendorong semen. 3. Letakkan wadah/holder silinder untuk menampung atau menahan casing pada hydraulic press dan letakkan sampel casing di atas wadah tersebut. 4. Tempatkan dan tahan batang pendorong di atas sampel casing dan nyalakan hydraulic press. 5. Catat besar tekanan yang dibutuhkan untuk pertama kalinya menggeser semen yang ada di dalam casing. Safety 1. Mata : Cucilah mata dengan air selama 15 menit. Bila terjadi iritasi, mintalah bantuan tenaga medik. 2. Kulit : Cucilah dengan air. 3. Pernapasan : Jangan hirup debu semen. Gunakan masker (pelindung) saat bersentuhan dengan semen. 5-7

50 DAFTAR PUSTAKA Nelson E.B., Well Cementing, Schlumberger Educational Series, Houston-Texas, 1990 Smith D.K., Cementing, SPE of AIME, New York, 1976 Smith D.K., Worldwide Cementing Practices, First Edition, American Petroleum Institute (API, Johnston Printing Company,