DOWNHOLE SCALE SQUEEZE TREATMENT

Masalah scale dapat menjadi salah satu penyebab menurunnya fluida produksi, hal ini karena scale yang terendapkan dapat memperkecil porositas dan permeabilitas batuan (formasi) produktif, disamping itu dapat juga mengganggu peralatan produksi dimana scale terendapkan dirangkaian itu.

Untuk alasan ini masalah scale harus dicegah dengan metode DSST. Apabila scale sudah terlanjur terbentuk, maka scale harus dibersihkan dulu dengan metode Acidizing.

Scale adalah endapan mineral yang terproduksi bersama air formasi yang karena reaksi kimia dan kondisi lingkungan yang mendukung, maka scale terendapkan. 

A. Tempat Pengendapan Scale

• Formasi produktif
• Zona perforasi
• Peralatan produksi bawah permukaan : gravel pack, screen liner, working barrel dan tubing produksi
• Pipa alir di permukaan
• Dan peralatan produksi lainnya

B. Kondisi Yang Mendukung Terjadinya Scale

• Perubahan tekanan dan temperatur
• Larutan lewat jenuh (supersaturated solution)
• Terjadinya perubahan komposisi air formasi
• Perubahan derajat keasaman (pH)
• Bercampurnya air formasi dari lapisan yang berbeda

C. Kerugian Akibat Masalah Scale

• Kerusakan formasi batuan disekitar lubang bor (kehilangan tekanan / potensi formasi)
• Penurunan produksi
• Kerusakan alat – alat produksi
• Meningkatnya biaya produksi

Dasar dari mekanisme scale inhibitor yakni usaha pencegahan sedini mungkin akan terjadinya scale dengan cara menginjeksikan bahan kimia ke dalam sumur untuk mencegah terjadinya reaksi kimia antara ion dan kation yang bisa mengendap. Jenis – jenis Scale Inhibitor yang memiliki kemampuan mencegah terjadinya Scale :

• Phospate ester
• Polymers (polyacramides)
• Phosphonates

D. Faktor yang sangat penting dalam pemilihan inhibitor, sbb ;

• Harga bahan kimianya
• Kestabilan inhibitor terhadap perubahan tekanan dan temperatur yang besar
• Keefektifannya
• Kompabilitas terhadap fluida produksi, fluida workover / routine service dan bahan kimia lain

KANDIDAT PEMILIHAN SUMUR

1. Indikator

• Penurunan jumlah cairan terproduksi secara drastis dapat menjadi indikator utama dalam mengidentifikasi terjadinya scaling di dalam suatu sumur produksi
• Terjadinya perubahan tekanan dan temperatur yang tidak stabil

Nilai Scaling Indeks / Saturation Indeks dari hari pertama pengukuran water analysis dengan menggunakan metode, sbb ;

• Diagram Stiff-Davis
• OKSCALE (Oddo-Thompson)
• Scalesoft

Urutan prioritas suatu sumur untuk di DSST, berdasarkan klasifikasi :

• Sumur baru vertikal expansion --> perlu WA
• Sumur setelah di acidizing (Acid Job) --> tidak perlu WA
• Sumur setelah “revise liner” --> tidak perlu WA
• Sumur commingle --> perlu WA
• Preventive --> perlu WA
• Re-DSST --> tidak perlu WA, pakai WA yang lama dan tidak perlu dilampirkan.

2. Pekerjaan Pendahuluan

• Uji pH, jika pH < 6.5 tunda pekerjaan DSST
• Uji Hardness (kandungan Ca dan Mg), jika Hardness > 300 ppm, tunda pekerjaan DSST
• Check sumur dan lokasi, jika lokasi jelek, informasikan ke pumper

3. Pekerjaan Utama

• Konfirmasi ke pumper area untuk memastikan seluruh fasilitas permukaan siap dijalankan
• Adakan pertemuan tentang keselamatan kerja dengan seluruh crew yang terlibat dalam pekerjaan
• Periksa seluruh hubungan antar valve, pasangan (connection) dan choke kepala sumur
• Set pompa, tanki dan lakukan running test
• Matikan sumur
• Buat larutan mula-mula dengan jalan mencampurkan air bersih dengan demulsifier untuk membersihkan formasi, injeksikan air tersebut melalui annulus tanpa melampaui tekanan rekah formasi (300 psi)
• Buat larutan scale inhibitor dengan mencampurkan scale inhibitor dengan air bersih. Injeksikan seluruh larutan scale inhibitor tersebut melalui annulus tanpa melampaui tekanan rekah formasinya (300 psi)
• Buat larutan spacer / pengatur jarak dan injeksikan seluruh spacer tadi secepat mungkin tanpa melampaui tekanan formasi
• Campurkan air bersih dengan demulsifier untuk melarutkan overflush (pembilas) yang berfungsi untuk mendesak larutan scale inhibitor sejauh 4 – 6 feet masuk secara mendatar ke dalam formasi
• Matikan sumur antara 18 – 24 jam. Test pH dan Hardness. Jika pH < 6.5 atau Hardness > 300 ppm, tunda dulu POP dan segera informasikan ke pumper atau team leader
• Kemudian jalankan kembali sumur produksinya (POP, Put well On Production)
• Monitor PRC dan lakukan analisa air secara periodik hingga nilai PRC mendekati harga 2.19 ppm (biasanya antara 12 – 16 bulan) dan lakukan DSST ulang untuk treatment berikutnya

STUDI PERANCANGAN CHEMICAL INJECTION DENGAN MENGGUNAKAN SIMULASI RESERVOIR

Alasan dilakukan EOR adalah dari hasil perkiraan-perkiraan reservoir tersebut masih mempunyai jumlah cadangan yang cukup besar, tetapi tekanannya sudah menurun sehingga apabila dilakukan produksi tahap lanjut maka hasilnya masih menguntungkan.

Sekarang makin banyak digunakan metode EOR pada awal kehidupan suatu reservoir atau sebelum produksi secara alamiah yang ekonomis berakhir. Pemakaian suatu metode EOR tentunya harus dipastikan lebih dahulu apakah penerapan metode EOR yang dipilih itu dapat dibayar oleh kelebihan perolehan minyak dibandingkan dengan perolehan secara alamiah.

Injeksi kimia adalah salah satu dari metode EOR. Prinsip dari metoda ini adalah menambahkan zat kimia kedalam reservoir dengan jalan injeksi dan bertujuan untuk mengubah sifat-sifat fisik/kimia fluida reservoir dengan fluida pendesak. Sasaran utamanya adalah untuk mengurangi tekanan kapiler atau menaikkan viscositas fluida pendesak agar dapat memperbaiki efisiensi pendesakan (Ed) dan effisiensi penyapuan (Es).

Kondisi reservoir yang perlu diperhatikan pada proses kimia ini adalah temperatur, jenis reservoir dan mekanisme pendorong reservoir. Jenis reservoir disini menyangkut ada tidaknya tudung gas, sebab adanya tudung gas dapat menyebabkan masuknya sebagian minyak yang terdesak kedaerah yang mempunyai saturasi gas 100 % sehingga minyak terperangkap. Jenis mekanisme water drive pada reservoir mengakibatkan konsentrasi zat kimia yang diperlukan untuk menurunkan tegangan permukaan minyak-air menjadi bertambah banyak.

Permeabilitas reservoir juga merupakan faktor yang harus dipertimbangkan dalam proses kimia karena menyangkut kemampuan batuan dalam mengalirkan fluida. Permeabilitas yang sesuai untuk proses kimia dapat berkisar antara 20-2500 md.

Pada prinsipnya metoda pendesakan fluida kimia dibedakan atas dua tujuan, tergantung fluida yang digunakan yaitu :

1. Memperbaiki mobilitas ratio antara fluida pendesak dengan fluida reservoir (minyak), sehingga effisiensi penyapuan (Es) menjadi besar.
2. Memperkecil dan mengurangi gaya-gaya antar permukaan dari sistem batuan-fluida reservoir, sehingga effisiensi pendesakan (Ed) meningkat.

Umumnya pendesakan kimia tidak dilakukan secara terpisah tetapi merupakan suatu kombinasi pendesakan tertentu untuk mendapatkan kondisi yang optimum. Menurut jenisnya pendesakan kimia dapat dibagi menjadi :

• Injeksi Polimer (Polymer Flooding)
• Injeksi Surfactant (Surfactant Flooding)
• Injeksi Alkaline (Alkaline Flooding)

Sebelum dilakukan proses Chemical flooding maka diperlukan studi pendahuluan yang meliputi :

1.  Perolehan data-data

A.  Sifat fisik batuan reservoir :

Permeabilitas rata-rata dalam berbagai luasan reservoir.

Data porositas dalam berbagai luasan reservoir.

Heterogenitas reservoir mengenai perubahan permeabilitas dalam setiap ketebalan.

B.   Sifat fisik fluida.

      Meliputi : gravitasi, faktor volume formasi dan viscositas sebagai fungsi saturasi fluida.

C.   Distribusi saturasi air.

      Distribusi saturasi sesudah dan sebelum injeksi.

D.  Model Geologi.

      Diperlukan pengetahuan tentang model geologi yang dapat diterapkannya waterflooding dengan tepat, pengetahuan meliputi stratigrafi dan struktur.

E.   Sejarah produksi dan tekanan.

      Identifikasi mengenai mekanisme pendorong selama produksi tahap awal seperti : water drive, gas cap drive, solution gas drive, segregation drive atau combination drive. Perkiraan minyak yang tersisa setelah produksi awal serta distribusi tekanan dalam reservoir.

F.  Air untuk injeksi.

Air untuk injeksi harus mempunyai syarat-syarat :

• Tersedia dalam jumlah yang cukup selama masa injeksi.
• Tidak mengandung padatan-padatan yang tidak dapat larut.
• Secara kimiawi stabil dan tidak mudah bereaksi dengan elemen-elemen yang terdapat dalam sistem injeksi dan reservoir.

2.  Simulasi reservoir.

    Simulasi dibuat berdasarkan data-data diatas, simulasi dapat dibuat dalam sistem 1 dimensi, 2 dimensi dan 3 dimensi dengan teknik numeric.

3.  Laboratorium.

  Diadakan penelitian laboratorium untuk mencari kecocokan antara proses Chemicalflooding dengan sifat batuan dan fluidanya.

4.  Pilot project.

    Mencoba mengaplikasikan ke dalam permasalahan di lapangan. Ada dua jenis pola injeksi yang umum digunakan, yaitu pola five-spot dan single injeksion. Kedua pola ini dapat memaksimalkan jumlah migrasi minyak.

5.  Monitoring.

     Melihat dan mengevaluasi hasil yang diperoleh dari lapangan. Untuk mengamati apakah tidak tejadi aliran minyak yang keluar dari pilot area.

6.  Resimulasi.

    Hasil yang diperoleh dari lapangan dibandingkan dengan simulasi reservoir yang dibuat, kemudian mengadakan penyesuaian antara kondisi lapangan dengan simulasi reservoir.

7.  Evaluasi ekonomi.

     Meliputi : Perkiraan biaya yang dibutuhkan, perhitungan-perhitungan dan presentasi.

Penentuan Lokasi Sumur Injeksi-Produksi

Pada umumnya sumur-sumur yang sudah ada sebelum injeksi dipergunakan secara maksimal pada waktu berlangsungnya injeksi nanti. Jika masih dibutuhkan sumur-sumur baru maka perlu ditentukan lokasinya. Untuk memilih lokasi sebaiknya digunakan peta distribusi cadangan minyak tersisa. Di daerah yang sisa minyaknya masih besar mingkin diperlukan lebih banyak sumur produksi daripada daerah yang cadangan minyaknya sedikit. Peta isopermeabilitas juga membantu dalam memilih arah aliran supaya penembusan fluida injeksi (breakthrough) tidak terjadi terlalu dini.

Penentuan Pola Sumur Injeksi-Produksi

Salah satu cara untuk meningkatkan faktor perolehan minyak adalah dengan membuat pola sumur injeksi-produksi. Tetapi harus tetap memegang prinsip bahwa sumur yang sudah ada harus dapat dipergunakan semaksimal mungkin pada waktu berlangsungnya injeksi nanti.

Pertimbangan-pertimbangan dalam penentuan pola sumur injeksi produksi tergantung pada :

1. Tingkat keseragaman formasi, yaitu penyebaran permeabilitas kearah lateral maupun kearah vertikal.
2. Struktur batuan reservoir meliputi patahan, kemiringan dan ukuran.
3. Sumur-sumur yang sudah (lokasi dan penyebaran)
4. Topografi
5. Ekonomi

Pada operasi Chemicalflooding atupun waterflooding sumur-sumur injeksi dan produksi umumnya dibentuk dalam suatu pola tertentu yang beraturan, misalnyqa pola tiga titik, lima titik, tujuh titik, dan sebagainya. Pola sumur dimana sumur produksi dikelilingi oleh sumur-sumur injeksi disebut dengan pola normal. Sedangkan bila sebaliknya sumur-sumur produksi mengelilingi sumur injeksi disebut pola inverted. Masing-masing pola mempunyai jalur arus berbeda-beda sehingga memberikan luas daerah penyapuan yang berbeda-beda. Pola-pola yang paling umum digunakan :

1. Direct line drive : sumur injeksi dan produksi membentuk garis tertentu dan saling berlawanan. Dua hal penting yang perlu diperhatikan dalam sistem, ini adalah jarak antara sumur-sumur sejenis (a) dan jarak antara sumur-sumur tak sejenis (b).
2. Staggered line drive : sumur-sumur yang membentuk garis tertentu dimana sumur injeksi dan produksinya saling berlawanan dengan jarak yang sama panjang, umumnya adalah a/2 yang ditarik secara lateral dengan ukuran tertentu.
3. Four spot : terdiri dari tiga jenis sumur injeksi yang membentuk segitiga dan sumur produksi terletak ditengah-tengahnya.
4. Five spot : pola yang paling dikenal dalam waterflooding dimana sumur injeksi membentuk segi empat dengan sumur produksi terletak ditengah-tengahnya.
5. Seven spot       : sumur-sumur injeksi ditempatkan pada sudut-sudut dari bentuk hexagonal dan sumur produksinya terletak ditengh-tengahnya.

Usaha pemecahan masalah dalam melakukan pengembangan lapangan dapat dilakukan dengan menggunakan simulator CMG (Computer Modeling Group). Adapun langkah-langkah pengerjaan dalam simulator, yaitu :

1. Persiapan Data

Untuk dapat melakukan simulasi reservoar, diperlukan data-data input untuk dapat mempresentasikan kondisi reservoar sebaik mungkin dan mendiskripsikan struktur geologi lapangan yang akan dimodelkan. Data yang diperlukan untuk simulasi reservoir antara lain adalah  data geologi, data batuan, data fluida data sumur dan data equilibrium. Data geologi  meliputi peta top struktur, peta bottom struktur dan peta isopach. Data batuan meliputi porositas, permeabilitas, kompresibilitas batuan, saturasi dan tekanan kapiler. Data fluida meliputi viskositas, kompressibilitas fluida dan faktor volume formasi. Data sumur meliputi kedalaman perforasi, diameter tubing dan tekanan alir dasar sumur. Data equilibrium meliputi kedalaman datum, tekanan reservoir dan temperatur reservoir.

2. Inisialisasi

Inisialisasi merupakan proses pengkajian ulang data yang dimasukkan ke dalam simulator apakah sudah lengkap atau belum dan proses menghitung cadangan dihitung berdasarkan model yang telah dibuat. Cadangan yang dihasilkan kemudian dibandingkan dengan cadangan yang dihitung  dengan Metode Volumetris.

3. History Matching

Sebelum memutuskan suatu model digunakan untuk prediksi harus dilakukan penyelarasan (matching) antara data produksi model simulasi dengan data produksi aktual agar kondisi dan kinerja model reservoir hasil simulasi mirip atau sama dengan kondisi dan kinerja reservoir aslinya.

4. Prediksi

Prediksi merupakan tahap akhir dalam simulasi reservoir setelah proses history matching selesai. Tahapan ini bertujuan untuk mengetahui perilaku reservoir pada proses simulasi untuk masa yang akan datang. Ketepatan hasil peramalan melalui model reservoir dipengaruhi oleh kualitas hasil dari penyelarasan.

Peramalan yang  dapat dilakukan melalui model dengan menggunakan simulator yaitu :

• Hubungan tekanan reservoir dengan produksi kumulatif fluida
• Hubungan laju produksi dengan waktu
• Peningkatan recovery factor untuk berbagai skenario
• Jumlah dan penyebaran titik injeksi yang optimum

HASIL YANG DIHARAPKAN

Dalam melakukan simulasi diharapkan dapat mengetahui kemampuan reservoir tersebut di waktu yang akan datang dengan melakukan berbagai skenario. Hasil yang diharapkan dalam simulasi antara lain :

• Mengetahui performance reservoir pada waktu tertentu
• Memberikan berbagai usulan skenario untuk meningkatkan recovery factor dari reservoir yang bersangkutan
• Memilih skenario yang sesuai untuk meningkatkan recovery factor dari reservoir tersebut.
• Merencanakan tahap lanjut untuk dilakukannya injeksi kimia dari hasil simulasi reservoir yang bersangkutan.

LUMPUR PEMBORAN

 

Tujuan utama dari sistem sirkulasi pada suatu operasi pemboran adalah untuk mensirkulasikan fluida pemboran (lumpur bor) ke seluruh sistem pemboran, sehingga lumpur bor mampu mengoptimalkan fungsinya. Sistem sirkulasi pada dasarnya terdiri dari empat komponen, yaitu :

1. Fluida pemboran (lumpur bor)

2. Tempat persiapkan

3. Peralatan sirkulasi

4. Conditioning area

LUMPUR PEMBORAN (DRILLING FLUID, MUD)

Fluida pemboran merupakan suatu campuran cairan dari beberapa komponen yang dapat terdiri dari : air (tawar atau asin), minyak, tanah liat (clay), bahan-bahan kimia, gas, udara, busa maupun detergent. Di lapangan fluida dikenal sebagai "lumpur" (mud). Lumpur pemboran merupakan faktor yang penting serta sangat menentukan dalam mendukung kesuksesan suatu operasi pemboran. Kecepatan pemboran, efisiensi, keselamatan dan biaya pemboran sangat tergantung pada kinerja lumpur pemboran. Fungsi lumpur dalam suatu operasi pemboran antara lain adalah sebagai berikut :

1.    Mengangkat cutting ke permukaan.

2.    Mendinginkan dan melumasi bit dan drill string.

3.    Memberi dinding lubang bor dengan mud cake.

4.    Mengontrol tekanan formasi.

5.    Membawa cutting dan material-material pemberat pada suspensi bila sirkulasi lumpur dihentikan sementara.

6.    Melepaskan pasir dan cutting dipermukaan.

7.    Menahan sebagian berat drill pipe dan cutting (bouyancy efect).

8.    Mengurangi effek negatif pada formasi.

9.    Mendapatkan informasi (mud log, sampel log).

10. Media logging.

Komposisi lumpur pemboran. 

Komposisi lumpur pemboran ditentukan oleh kondisi lubang bor dan jenis formasi yang ditembus oleh mata bor. Ada dua hal penting dalam penentuan komposisi lumpur pemboran, yaitu :

·      Semakin ringan dan encer suatu lumpur pemboran, semakin besar laju penembusannya.

·      Semakin berat dan kental suatu lumpur pemboran, semakin mudah untuk mengontrol kondisi dibawah permukaan separti masuknnya fluida formasi bertekanan tinggi (dikenal sebagai "kick"). Bila keadaan ini tidak dapat diatasi maka akan menyebabkan semburan liar (blowout).

Lumpur umumnya campuran dari tanah liat (clay), biasanya bentonite, dan air yang digunakan untuk membawa cutting ke atas permukaan. Lumpur berfungsi sebagai lubrikasi dan medium pendingin untuk pipa pemboran dan mata bor. Lumpur merupakan komponen penting dalam pengendalian sumur (well-control), karena tekanan hidrostatisnya dipakai untuk mencegah fluida formasi masuk ke dalam sumur. Lumpur juga digunakan untuk membentuk lapisan solid sepanjang dinding sumur (filter-cake) yang berguna untuk mengontrol fluida yang hilang ke dalam formasi (fluid-loss).

Sistem yang paling penting di rig adalah sistem sirkulasi lumpur pemboran. lumpur pemboran dipompakan ke dalam pipa bor yang akan disemprotkan keluar melalui nozzle pada pahat dan kembali ke permukaan melalui ruang antara pipa dan lubang. Lumpur pemboran akan mengangkat potongan-potongan batu yang dibuat oleh pahat (disebut cuttings) ke permukaan. Hal ini mencegah penumpukan serbuk bor di dasar lubang. selama pemboran, lubang sumur selalu penuh terisi lumpur pemboran untuk mencegah mengalirnya fluida seperti air, gas atau minyak dari batuan bawah tanah ke lubang sumur.

Jika minyak atau gas dapat mengalir ke permukaan saat pemboran, akan menyebabkan kebakaran. Bahkan jika hanya air yang mengalir saja dapat menggugurkan lubang dan membuat kita kehilangan sumur. dengan adanya lumpur pemboran, fluida ini tertahan berada di dalam batuan. pemboran sumur di lepas pantai hampir sama dengan pemboran di daratan. Untuk sumur wildcat di lepas pantai, rig dinaikkan di atas barge, anjungan (platform) terapung, atau kapal yang dapat berpindah. apabila lapangan lepas pantai sudah ditentukan, anjungan (platform) produksi akan dipasang untuk membor sumur-sumur lainnya dan memproduksi migas.

Karena lumpur pemboran menjaga agar migas tetap berada di dalam batuan, cadangan migas bawah tanah pun dapat dibor tanpa mengindikasikan adanya migas, sehingga diperlukan evaluasi sumur dengan cara menurunkan peralatan rekam wireline. Truk alat rekam dipanggil, menurunkan tabung berisi instrumen yang disebut sonde ke dalam lubang sumur. ketika sonde diangkat keluar lubang, instrumen akan merekam secara elektrik, suara dan radioaktif sifat-sifat batuan dan fluida yang dilaluinya. Pengukuran ini direkam pada kertas panjang bergaris yang disebut well log. well log ini memberi informasi tentang komposisi lapisan batuan, pori-pori, dan fluida yang mungkin ada di dalamnya.

Dari hasil pembacaan well log, sumur dapat saja ditutup dan ditinggalkan sebagai sumur kering atau diselesaikan untuk diproduksikan. pemasangan pipa produksi adalah cara awal menyelesaikan sumur. untuk memasang pipa, pipa baja panjang yang bergaris tengah besar (disebut selubung atau casing) dimasukkan ke dalam sumur. Semen basah dipompakan ke dalam ruang antara casing dan dinding sumur hingga mengeras untuk menjaga lubang sumur. pada kebanyakan sumur, pemasangan casing bertahap yang disebut casing program dilakukan sebagai berikut: bor sumur, pasang casing, bor lebih dalam, pasang casing lagi, bor lebih dalam lagi, dan pasang casing lagi.

Fungsi Lumpur Pemboran

Menurut Preston L. Moore (1974), lumpur pemboran mulai dikenal pada sekitar tahun 1900-an bersamaan dengan dikenalnya pemboran rotari. Pada mulanya tujuan utama dari lumpur pemboran adalah untuk mengangkat serbuk bor secara kontinyu. Dengan berkembangnya zaman, banyak fungsi-fungsi tambahan yang diharapkan dari lumpur pemboran. Banyak additif dengan berbagai fungsi yang ditambahkan kedalamnya, menjadikan lumpur pemboran yang semula hanya berupa fluida sederhana menjadi campuran yang kompleks antara fluida, padatan dan bahan kimia.

Dari adanya perkembangan dalam penggunaan lumpur hingga saat ini, fungsi-fungsi utama dari lumpur pemboran yang diharapkan adalah sebagai berikut:

1)   Mengendalikan tekanan formasi.

2)   Mengangkat serbuk bor kepermukaan dan membersihkan dasar lubang bor.

3)   Memberi dinding pada lubang bor dengan mud-cake.

4)   Melumasi dan mendinginkan rangkaian pipa pemboran.

5)   Menahan padatan dari formasi dan melepaskannya dipermukaan.

Masing-masing fungsi akan dijelaskan satu persatu. Dan dalam penulisan ini yang berkaitan erat dengan judul penulisan adalah fungsi yang nomor kedua dari kelima fungsi utama dari lumpur pemboran tersebut.

1. Mengendalikan Tekanan Formasi

Tekanan formasi umumnya adalah sekitar 0,465 psi/ft. Pada tekanan yang normal, air dan padatan pada pemboran telah dapat untuk menahan tekanan formasi ini. Untuk tekanan yang lebih kecil dari normal (sub-normal) densitas lumpur harus diperkecil supaya perolehan hilang lumpur atau loss circulation tidak terjadi. Tetapi sebaliknya untuk tekanan yang lebih besar dari tekanan normal maka penambahan barite sebagai pemberat perlu dilakukan.

2. Mengangkat Serbuk Bor ke Permukaan dan Membersihkan Dasar Lubang Bor.

Pembersihan lubang bor adalah fungsi pokok dari lumpur pemboran. Fungsi ini juga paling sering dilalaikan dan salah dinterpretasikan. Serbuk bor biasanya mempunyai SG sekitar 2,3 samapai 3,0 dan rata-rata adalah 2,5. Jika serbuk bor lebih berat dari lumpur, maka serbuk bor akan jatuh dengan kecepatan yang disebut dengan kecepatan slip.

Kecepatan slip dari serbuk bor dalam aliran fluida, dipengaruhi secara langsung oleh sifat fisik lumpur antara lain kekentalan fluida. Jadi jika kecepatan lumpur di annulus dibatasi oleh kemampuan pompa atau pembesaran lubang, maka lumpur perlu dikentalkan untuk mengurangi kecepatan slip serbuk bor agar lubang bor tetap bersih. Keberhasilan pengangkatan juga dipengaruhi oleh luasan permukaan atau bentuk daripada partikel serbuk bor, semakin besar luasan dari partikel, maka gaya angkat fluida meneruskan tenaga dorong dari pompa akan semakin bagus sehingga kecepatan slip serbuk bor juga bisa dikurangi dengan memperbaiki sifat-sifat fisik lumpur, disamping itu juga mengoptimalkan tekanan pemompaan. Bentuk fisik daripada partikel serbuk bor tergantung juga kepada jenis formasi yang ditembus.

 Pada aliran laminer kecepatan fluida pada sisi dinding lubang bor sangatlah kecil sehingga efek torsi mudah terjadi karena ujung alirannya yang parabolik, hal ini akan menyebabkan serbuk bor mudah jatuh lagi ke dasar lubang bor, ini akan dapat menghambat berhasilnya pengangkatan serbuk bor. Pengangkatan serbuk bor akan mendapatkan hasil yang lebih bagus dengan menggunakan aliran turbulen, karena distribusi kecepatannya datar bukan parabolik seperti pada aliran laminer.

 Kekurangannya adalah mudah terjadi pengikisan lubang bor bila formasi yang ditembus tidak kompak, hal ini akan mengakibatkan runtuhnya dinding lubang bor yang menyebabkan semakin mengendapnya serbuk bor dan tidak terangkatnya serbuk bor dengan baik.

 Lumpur dasar air dapat dikentalkan dengan menambahkan bentonite, dengan menambahkan banyak padatan, dengan flokulasi padatan atau dengan additif khusus. Jadi ada beberapa pilihan, dan penentuan pilihan tergantung dari tujuan lain yang ingin dicapai. Bentonite adalah pilihan yang murah, tetapi jika ada masalah hilang air, maka harus ditambah pengencer untuk mencegah flokulasi.

Hasil yang didapat mungkin hanyalah sedikit penambahan pada kapasitas pengangkatan dan masalah dalam lubang tetap terjadi. Penambahan banyak padatan akan menaikkan densitas, pilihan ini tidak dianjurkan jika tidak digunakan untuk tujuan mengontrol tekanan. Penerapan flokulasi lumpur adalah pilihan yang mudah dan murah, tetapi juga dibatasi oleh masalah hilang air. Additif khusus mungkin merupakan pilihan yang paling tepat, tetapi hal ini akan menaikkan biaya lumpur.

Lumpur pemboran yang baik untuk pembersihan dasar sumur apabila memiliki karakteristik mengencer akibat gesekan (shear thining) yang baik, karena semakin bersih lubang bor berarti semakin bagus pula pengangkatan serbuk bornya sampai kepermukaan.

3. Memberi dinding Pada Lubang Bor Dengan Mud Cake.

Lumpur akan membuat mud cake atau lapisan zat padat tipis didinding formasi permeabel (lulus air), pembentukan mud cake ini akan menyebabkan tertahannya aliran fluida masuk ke formasi (adanya aliran yang masuk yaitu cairan plus padatan menyebabkan padatan tertinggal/tersaring). Mud Cake yang dikehendaki adalah mud cake yang tipis karena dengan demikian lubang bor tidak dipersempit dan cairan tidak banyak yang hilang. Sifat wall building ini dapat diperbaiki dengan penambahan :

a.    Sifat koloid drilling mud dengan bentonite.

b.    Memberi zat kimia untuk memperbaiki distribusi zat padat dalam lumpur dan memperkuat mud cake.

4. Melumasi dan Mendinginkan Pahat.

Panas yang ditimbulkan terjadi karena gesekan pahat serta drillstring dengan formasi. Konduksi formasi umumnya kecil, sehingga sukar sekali menghilangkan panas dalam waktu cepat, tetapi umumnya dengan adanya aliran lumpur telah cukup untuk mendinginkan sistem serta melumasi pahat. Umur pahat bisa lebih lama sehingga biaya pergantian pahat bisa ditekan, karena dengan tertembusnya formasi yang cukup keras, kalau tidak terlumasi dengan baik, bit akan cepat tumpul sehingga daya tembusnya menjadi lambat dan memperlambat proses pemboran.

5. Menahan Padatan Dari Formasi dan Melepaskannya di Permukaan.

Lumpur pemboran yang baik mempunyai sifat tixotropi yang menyebabkan partikel-partikel padatan dapat dibawa sampai kepermukaan, dan menahannya didalam lumpur selama sirkulasi berhenti. Kemampuan lumpur untuk menahan serbuk bor selama sirkulasi dihentikan terutama tergantung terhadap gel strength, dengan cairan menjadi gel tekanan terhadap gerakan serbuk bor kebawah dapat dipertinggi. Serbuk bor dapat ditahan agar tidak turun kebawah, karena bila ia mengendap dibawah bisa menyebabkan akumulasi serbuk bor dan pipa akan terjepit. Selain itu ini akan memperberat kerja pompa untuk memulai sirkulasi kembali. Tetapi gel yang terlalu besar akan berakibat buruk juga, karena akan menahan permbuangan serbuk bor dipermukaan (selain pasir). Penggunaan alat seperti desander dan shale shaker dapat membantu pengambilan serbuk bor dari lumpur dipermukaan. Patut ditambahkan bahwa pasir harus dibuang dari lumpur karena sifatnya yang abrassive pada pompa, sambungan-sambungan

Pemeliharaan Pompa-pompa di Rig Pemboran

 Pompa lumpur adalah suatu alat untuk memompakan cairan dengan mengubahtenaga mekanis menjadi tenaga hidrolis. Fungsinya untuk memberikan dayahidrolis berupa tekanan dan volume aliran/debit lumpur, dengan mengalirkanlumpur dari tangki melalui manifold stand pipe masuk ke drill string, menuju ke nozzle pahat dengan mengefektifkan jet velosity-nya. Kemudian dengan tekananyang dihasilkan oleh pompa lumpur, cairan pemboran akan membawa serbuk bordari dasar lubang menuju permukaan melalui annulus.

Sedangkan prinsip kerja pompa triplex single acting itu sendiri adalahdengan satu kali gerakan bolak-balik akan menghasilkan satu kali kerja. Dimana pada saat piston bergerak ke belakang terjadi langkah pengisapan sehingga liner terisi oleh cairan. Karena pompa triplex bekerja cepat maka pengisian liner dilakukan oleh pompa centrifugal sebagai super charging-nya. Sedangkan pada saat piston bergerak ke depan, maka terjadi langkah penekanan (discharge) sehingga volume cairan yang ada di salam liner terdorong keluar menuju discharge manifold.

Tipe Lumpur Pemboran

Sesuai dengan  lithologi dan stratigrafi yang berbeda-beda untuk setiap lapangan, serta tujuan pemboran yang berbeda-beda (eksplorasi, pengembangan, kerja ulang) kita mengenal type/ sistim lumput yang berbeda-beda pula, seperti :

1)      Sistim Lumpur Tak Terdispersi (Non Dispersed). Termasuk diantaranya lumpur tajak untuk permukaan dan sumur dangkal dengan treatment yang sangat terbatas.

2)      Sistim Lumpur Terdispersi untuk sumur yang lebih dalam yang membutuhkan berat jenis yang lebih tinggi atau kondisi lubanh yang problematis. Lumpur perlu didispersikan menggunakan dispersant seperti senyawa Lignosulfonat, Lignite serta Tannin

3)      Lime Mud (Calcium Treated Mud), sistim Lumpur yang mengandalkan ion-ion Calcium untuk melindungi lapisan formasi shale yang mudah runtuh karena me-nyerap air.

4)      Sistim Lumpur Air Garam yang mengandalkan larutan garam (NaCl, KCl)) untuk mengurangi pembasahan formasi oleh air.

5)      Sistim Lumpur Polymer yang mengandalkan polymer-polymer seperti Poly Acrylate, Xanthan Gum, Cellulosa untuk melindungi formasi dan mencegah terlarutnya cuttings kedalam lumpur bor. Sistim ini dapat ditingkatkan kemam-puannya dengan menambahkan daram KCl atau NaCl, sehingga sistim ini disebut Salt Polymer System.

6)      Oil Base Mud. Untuk membor lapisan formasi yang sangat peka terhadap air, digunakan sistim lumpur yang menggunakan minyak sebagai medium pelarut. Bahan-bahan kimia yang dipakai haruslah dapat larut atau  kompatibel dengan minyak., berbeda dengan bahan kimia yang larut dalam air. Sistim Lumpur ini  Sistim Lumpur ini sangat handal melindungi desintefrasi formasi, tahan suhu tinggi, akan tetapi kecuali mahal juga kurang ramah lingkungan

7)      Sistim Lumpur Synthetis menggunakan fluida sintetis dar jenis ester, ether, dan poly alha olefin, untuk menggantikan minyak sebagai medium pelarut. Lumpur ini sekwaalitas dengan Oil Based Mud, ramah lingkungan, akan tetapi dianggap teralu mahal.

Bahan Kimia Lumpur

Seperti  kita ketahui, berbagai aditif berupa bahan kimia (baik yang diproduksi khusus untuk keperluan lumpur pemboran maupun bahan kimia umum) dan mineral dibutuhkan untuk memberikan karakeristik pada lumpur pemboran. Bahan-bahan tesebut dapat diklasifikasi sebagai berikut:

1)      Viscosifiers (bahan pengental) seperti Bentonite, CMC, Attapulgite dan polymer

2)      Weighting Materials (Pemberat): Barite, Calcium Carbonate, Garam2 terlarut.

3)      Thinners (Pengencer): Phosphates, Lignosulfonate, Lignite, Poly Acrylate

4)      Filtrat Reducers : Starch, CMC, PAC, Acrylate, Bentonite, Dispersant

5)      Lost Circulation Materials : Granular, Flake, Fibrous, Slurries

6)      Aditif Khusus: Flocculant, Corrosion Control, Defoamer, pH  Control, Lubricant

sumber : beberapa artikel

COILED TUBING

 

 

Coiled tubing merupakan salah satu penemuan teknologi baru dan sedang mengalami perkembangana sekarang ini di industri perminyakan. Sedangkan pengertian coiled tubing adalah suatu tubing yang dapat digulung dan bersifat plastis, terbuat dari bahan baja yang continue (tidak bersambung). Peralatan dipermukaan coiled tubing tidak tidak memerlukan lahan yang luas untuk operasinya. Kelebihan-kelebihan dari coiled tubing tersebut dapat menjadi pilihan teknologi yang diharapkan dalam aplikasi terhadap operasi dilapangan. Coiled tubing dapat diapakai dalam operasi produksi, operasi pengeboran dan operasi kerja ulang.

Pada tahun 1988 Dowel schlumberger mengidentifikasikan bahwa coiled tubing berfungsi sebagai :

1. Penggunaan konvensional :

• Pembersihan sumur dan kickoff
• Drill Stem Test
• Media untuk injeksi fluida untuk stimulasi
• Untuk memisahkan zona produksi pada squeeze cementing

2. Penggunaan Unconvensional :

• Menurunkan packer dan penataan bridge plugs
• Coiled tubing Conveyed perforating(CTCP)
• Survei tekanan dan temperatur
• Pemasangan gravel pack
• Fishing

3.Penggunaan sebagai wireline :

• Keperluan logging (pada kondisi open hole dan cased hole)
• Perforasi
• Penggambaran metoda produksi
• Test In-situ stress

4. Pengunaan dan keperluan masa depan :

• Untuk keperluan multi zone completion system
• Keperluan survey radioaktif
• Melewatkan tubing
• Down hole traetment dan monitoringnya

Komponen- komponen Coiled tubing

A. Peralatan diatas Permukaan

Peralatan di atas permukaan yang harus tersedia dalam operasi coiled tubing , meliputi :

1. Tubing Injector Heads

Tubing  heads didesain untuk tiga fungsi dasar, yaitu :

a)       Menyediakan/memberikan daya dorong yang dibutuhkan untuk mendorong tubing masuk ke dalam sumur.

b)      Menanggulangi/mengatasi gesekan dari dinding lubang sumur.

c)       digunakan untuk mengontrol kecepatan masuknya tubing ke dalam sumur dan kecepatan pada waktu menarik tubing keluar dari sumur serta menahan seluruh berat rangkain coiled tubing.

Tubing dapat diangkat atau dapat digunakan untuk mengetahui peralatan downhole maupun keadaan dasar tubing. Tubing injector head digerakkan rantai menggunakan tenaga kontra rotating hydraulic motor.

Tubing injector heads terdiri dari beberapa komponen yaitu:

a)      Hydroulic motors

Hydraulic motor bertugas memberikan daya tarik yang diperlukan untuk menggerakkan tubing keluar maupun masuk ke dalam sumur. Dengan cara mengontrol tekanan dan flowrate dari fluida hidrolik dihubungkan untuk mengontrol motor, kecepatan dan yang lebih penting lagi energi potensial yang dapat digunakan oleh injektor head.

b)     Drive chains (rantai)

Rantai terdiri dari mata rantai, block pegangan (gripper blocks) dan pada rantai konvensional digunakan roller bearings. Pada waktu terjadi beban pada rangkaian tubing yang disebabkan oleh adanya gesekan pada material penyusun blok sangata penting untuk menjamin effisiensi operasi dari tubing  injektor head dan menjaga keruskan mekanik pada tubing.

c)      Chain tensioners

Pada waktu tubing dimasukkan ke dalam sumur, beban pada Inctor chain bertambah sehingga diperlukan tenaga pada gripper blok untuk mempertahankan daya tarik efisien. Untuk mengatasi hal ini digunakan tekanan hidrolik pada bagian samping dari sistem chain tensioner.

d)     Gooseneck

Gooseneck berbentuk lengkungan yang mempunyai sudut tertentu berfungsi untuk menggerakkan tubing masuk injektor head melalui bagian atas dari injektor head chains.

e)      Weight indicator

Weight indicator berfungsi untuk menunjukkan besarnya tegangan yang terjadi pada tubing yang tergantung dalam sumur mulai dari injector head chains, 0termasuk efek yang terjadi karena tekanan di kepala sumur maupun efeak bouyancy. Weight indicator daspat di jalankan dengan cara hydrolic, elektronik maupun kombinasi diantara keduanya.

2. Coiled Tubing Reel

Coiled tubing reel berfungsi sebagai tempat (wadah) bagi coiled tubing . Coiled  tubing reel terbuat dari baja yang mempunyai diameter tertentu sesuai dengan ukuran dari coiled tubing. Reel dikendalikan oleh hydraulic motor yang dilengkapi dengan peralatan untuk menjaga reel dari sistem hydraulic bilamana terjadi kesalahan mekanik ataupun kesalahan operator. Motor menggerakkan rangkaian reel dengan cara memutar rantai yang dihubngkan dengan gigi-gigi yang terdapat pada reel. Pada beberapa desain reel terbaru antara motor dan gearbox  dibentuk pada satu rangkaian reel.

Coiled tubing reel juga dilengkapi dengan breaking system untuk menjaga putaran reel (menahan dan melambatkan putaran reel) dan selama control valve dari injector heads pada posisi netral.

Tubing digulung kedalam reel melaui mekanisme yang disebut levelwind assembly agar tubing dapat teratur terbungkus di reel. Levelwind assembly memebentuk gulungan lebar dan dapat diangkat untuk ketinggian yang diinginkan pada jalur antara injector tubing guide dan reel. Levelwind dilengkapi dengan tubing integrity monitor untuk menilai dan memperhatikan luar coiled tubing.

3. Power Pack

Power pack berfungsi untuk memberikan tenaga hidrolik untuk mengoperasikan dan mengontrol unit coiled tubing dengan peralatan pengontrol tekanan. Umumnya power pack terdiri dari diesel engine sebagai penggerak untuk mengatur system dan sirkulasi suplai pompa hydraulic dengan tekanan dan laju aliran yang dikehendaki. Diesel engine dilengkapi dengan sitem protection untuk menjaga kebisingan dalam pengoperasian. Pressure control valve berfungsi untuk membatasi pengaturan dan sistem tekanan maksimum pada bagian sirkulasi. Fluida dalam sistem hidroluk dijaga agar tetap bersih dengan menggunakan filter disetiap bagian.

4. Control Cabin

Adalah suatau ruangan yang merupakan tempat  dari control console yang berfungsi untuk mengontrol pengoperasian dan memonitor component coiled tubing unit.

5.  Stripper

Berfungsi untuk memberikan tekanan kecil untuk menutup dan mengerakkan coiled tubing masuk atau keluar dari sumur sehingga tidak terjadi hubungan antara tekanan sumur dengan tekanan permukaan. Tekanan pada stripper dapat diatur oleh operator didalam kontrol kabin.

6.  BOP (Blow Out Preventer) Stack

Suatu alat yang melindungi coiled tubing dan mengisolasi tekanan dalam lubang sumur, melindungi pada saat terjadi situasi darurat (blow out). Terdapat beberapa tipe BOP Stack :

1.       Shear/seal BOP

2.       Combi BOP

3.       Quad BOP

B. Peralatan  di Bawah Permukaan

Peralatan di bawah permukaan yang harus tersedia dalam operasi coiled tubing adalah :

1.  Connector

Berfungsi untuk menghubungkan bermacam-macam peralatan bawah permukaan dengan ujung dari coiled tubing.

2. Check Valve

Dihubngkan dengan connector yang berada pada ujung dari coiled tubing yang berfungsi untuk mencegah masuknya aliran balik fluida sumur ke dalam coiled tubing.

3.  Swivel Joint

Digunakan untuk menyusun agar peralatan peralatan bawah permukaan dapat dirangkaikan secara berurutan dan dapat digerakkan atau diputar. Dapat dilihat pada.

4. Release Joint

Berfungsi untuk melepas string kerja coiled tubing string, metoda yang digunakan adalah :

a)      Tension-Active Release Joint

Dengan menganggap sebagian sebuah titik lemah di dalam tool string sebelum mengakibatkan beberapa kerusakan dalam tool string retrieve atau coiled tubing, menggunakan shear pin atau screw.

b)     Pressure-Active Release Joint

Digerakkan dengan menggunakan tekanan yang melewati coiled tubing, kemudian berbalik dengan menggunakan perbedaan tekanan didalam dan diluar coiled tubing, ini menggunakan semacam bola didalamnya.

5. Debris filter

Digunakan bersama dengan peralatan – peralatan Coiled Tubing di bawah permukaan yang lain dan sangat peka sebagai penyaring material-material tertentu yang berukuran kecil.

6 . Nozzle dan Jetting Subs

Salah satu bagian sirkulasi yang pada ujungnya memiliki ukuran yang relatif kecil dibanding pada bagian lain. Dengan demikian pada bagian yang lebih kecil pancaran fluidanya akan lebih keras. Biasanya digunakan untuk membersihkan scale yang lunak.

7 .Centralizer

Adalah suatu peralatan bawah permukaan yang berfungsi untuk :

a)      Menjaga agar peralatan coiled tubing tetap ditengah-tengah lubang bor.

b)     Mencegah rintangan dalam lubang bor.

c)      Meminimalkan distorsi

d)     Memeberikan stabilitas ketika operasi pemboran

e)      Memeberikan tempat untuk aliran fluida.

8 . Jars

Suatu alat yang menghasilkan sebuah efek kejut (sentakan) ke atas terhadap pipa di bawah jars bila terjadi stuck (jepitan), dapat dilihat pada.

Tipe Jars :

a)      Tenaga mekanik

b)     Tenaga hidrolik

c)      Fluida (imopact drill)

9. Accelerator

Alat ini digunakan bersama-sama dengan jars dalam operasi pemancingan.