Kolok Ct Full 200106

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 LATAR BELAKANG

Inovasi teknologi dalam Industri perminyakan selalu berkembang

pesat seiring dengan peningkatan iptek, penelitian terus dilakukan dengan

tujuan agar diperoleh teknologi baru yang mendukung operasi dilapangan

yang layak secara teknis, ekonomis dan ramah lingkungan.

Pada umumnya, harapan dari mayoritas drilling engineer terhadap

perkembangan teknologi pemboran adalah tersedianya berbagai macam

alat dan service yang dapat mendukung teknologi rotary drilling

conventional, tetapi perkembangan peralatan tersebut harus dalam bentuk

yang lebih kecil dan kuat. Namun realitanya, akan lebih mudah membuat

alat-alat yang lebih kuat tapi berukuran besar dibandingkan dengan

membangun suatu alat yang kuat tapi dengan ukuran lebih kecil.

Perkembangan teknologi pemboran terus dilakukan untuk

memaksimalkan perolehan minyak dan gas dari suatu sumur. Untuk itu

program pemboran yang efisien dan efektif harus dirancang sebaik

mungkin, hingga diharapkan bisa memenuhi kriteria:

(Low Cost & Low Risk) + High Tech SUCCESS

Salah satu metode baru dalam bidang pemboran yang relatif

mampu memenuhi kriteria tersebut adalah teknologi Coiled Tubing (CT),

yaitu suatu teknologi pemboran yang tidak lagi memerlukan rig dan

rangkaian drillpipe, kemampuan mobilisasi lebih cepat, kebutuhan crew

dan peralatan lebih sedikit, area kerja yang lebih kecil, efektif pada

slimhole & re-entry drilling, serta memberikan kemampuan continuous

telemetry jika dibandingkan pada operasi pemboran rotary konvensional.

Dan teknologi ini secara efisien dapat mengurangi waktu kerja dan biaya,

hal yang sangat vital dalam pemboran.

Dorongan untuk melakukan operasi pemboran dengan

menggunakan coiled tubing diantaranya adalah:

1. Pressure integrity pada coiled tubing menyebabkan bisa

dilakukannya entry ke sumur yang masih berproduksi, dan

efektif untuk underbalanced drilling.

2. Slimhole capability pada coiled tubing yang memungkinkan

untuk melakukan pemboran re-entry pada sumur dengan

diameter kecil < 7 inch.

3. Continuous telemetry, hal ini memungkinkan dilakukannya

MWD, LWD serta monitoring tekanan dan temperatur secara

kontinu dan realtime karena didalam coiled tubing terdapat

jaringan electric wireline yang terhubung langsung dari

peralatan permukaan ke BHA

Dalam pengoperasiannya coiled tubing juga mempunyai limitasi

atau batasan sebagai akibat dari gaya-gaya yang bekerja padanya.

Batasan tersebut meliputi batasan tekanan dan tension, diameter dan

keovalan, kelelahan dan korosi serta batasan lifetime (masa pakai).

1.2 TUJUAN PENULISAN

Tujuan penulisan studi literatur ini untuk mengetahui gambaran

terhadap teknologi pemboran di darat menggunakan teknologi coiled

tubing dan aspek-aspek yang perlu diperhatikan pada proses pengeboran

eksplorasi suatu reservoir menggunakan teknologi coiled tubing tersebut.

Dan untuk memenuhi syarat kelulusan mata kuliah Studi Literatur

dalam rangka mendapatkan gelar sarjana Teknik Perminyakan dari

Jurusan Teknik Perminyakan Universitas Islam Riau – Pekanbaru.

1.3 BATASAN MASALAH

Pembahasan materi pada tulisan ini dibatasi pada bahasan operasi

dan penerapan coiled tubing pada pemboran, yang meliputi:

1. Dasar teknologi coiled tubing

Latar belakang, komponen, batasan teknis dan mekanis, serta

gaya yang bekerja pada coiled tubing.

2. Aplikasi coiled tubing pada pemboran

2

Peralatan, batasan operasi, persiapan dan penerapan coiled

tubing drilling

1.4 SISTEMATIKA PENULISAN

Tulisan ini terdiri dari 5 bab yang membahas hal-hal berikut:

BAB I PENDAHULUAN

Merupakan bab pendahuluan yang berisi latar belakang,

tujuan, batasan dan sistematika penulisan studi literatur ini.

BAB II TEKNOLOGI COILED TUBING

Di bab ini akan dijelaskan dasar-dasar coiled tubing meliputi:

latar belakang, komponen, batasan operasi dan kelelahan

serta gaya-gaya yang bekerja pada sistem coiled tubing ini.

BAB III APLIKASI COILED TUBING PADA PEMBORAN

Disini antara lain akan dijelaskan tentang: peralatan, batasan

yang perlu diperhatikan, persiapan yang dilakukan sebelum

melakukan pemboran dan penerapan teknologi coiled tubing

pada pemboran.

BAB IV PEMBAHASAN

Berisi pembahasan terhadap hal-hal penting yang perlu

diperhatikan ketika menerapkan teknologi coiled tubing pada

suatu operasi pemboran.

BAB V KESIMPULAN

Bab ini berisi kesimpulan penting yang dapat ditarik dari

studi literatur yang disusun oleh penulis.

3

BAB II

TEKNOLOGI COILED TUBING

Berikut akan dijelaskan dasar-dasar coiled tubing yang meliputi:

latar belakang, komponen, batasan operasi dan kelelahan serta gaya-

gaya yang bekerja pada sistem coiled tubing ini.

2.1. LATAR BELAKANG PENGGUNAAN COILED TUBING

Teknologi di dunia industri perminyakan selalu berkembang pesat

dengan berjalannya waktu. Penelitian-penelitian untuk mendapatkan

teknologi baru terus dilakukan, sehingga pada akhirnya akan diperoleh

suatu metode dan teknologi baru yang dapat meningkatkan dukungan

terhadap operasi dilapangan. Hal ini diharapkan mampu memenuhi

kriteria low cost karena industri perminyakan tidak lepas dari kegiatan

yang memerlukan investasi dan biaya yang sangat besar, serta kriteria

low risk yang aman dan bersahabat dengan lingkungan.

Coiled tubing merupakan salah satu penemuan baru dan terus

mengalami perkembangan. Pengertian coiled tubing itu sendiri adalah:

suatu tubing yang dapat digulung dan bersifat plastis, terbuat dari bahan

baja yang kontinu (tidak bersambung). Dan teknologi ini sendiri tidak lagi

memerlukan rig dan rangkaian drillpipe, bisa dimobilisasi lebih cepat,

membutuhkan crew dan peralatan lebih sedikit, area kerja yang lebih kecil,

sangat efektif pada slimhole & through tubing re-entry drilling, serta

memberikan kemampuan continuous telemetry jika dibandingkan pada

operasi pemboran rotary konvensional. Kelebihan-kelebihan dari coiled

tubing tersebut dapat menjadi pilihan teknologi yang diharapkan dalam

aplikasi terhadap operasi pemboran dilapangan.

Walaupun sebenarnya teknologi coiled tubing drilling ini belum

mampu sepenuhnya menggantikan keberadaan teknologi conventional

rotary drilling namun dalam beberapa hal terbukti penggunaan coiled

tubing drilling lebih efektif untuk digunakan.

4

Gambar 2.1Perbandingan Coiled Tubing Drilling Unit (kiri) dan Conventional Rotary Drilling Unit (kanan)

2.1.1. SEJARAH COILED TUBING

Coiled Tubing pertama kali di pergunakan dalam perang dunia ke II

didalam operasi PLUTO (Pipe Lines Under The Ocean) sebelum invasi

sekutu ke Normandy pada bulan Juni 1944. Beberapa pipa dengan ID 3”

disiapkan untuk menyeberangi Selat Inggris yang dibuat dari 4000 ft

bagian. Pipa tersebut kemudian dihubungkan satu sama lain dan digulung

menjadi gulungan dengan diameter 40 ft. Gulungan ini kemudian

diapungkan diair dan ditarik dibelakang kabel kapal-kapal. Dengan

menggunakan drum-drum yang mengapung diair sebagai pendukung, 23

pipa menghubungkan selat dan digunakan untuk mensuplai minyak pada

serangan sekutu untuk membebaskan Eropa. Dari 23 pipa yang

digunakan, 17 pipa dengan panjang kira-kira 30 mil, dan 6 pipa yang

panjangnya kira-kira 70 mil. Selama 20 tahun kemudian beberapa

penemuan yang dirancang khusus untuk menginjeksikan tubing dengan

diameter kecil kedalam sumur. Injector Head pertama kali dirancang

diawal tahun 1960 dengan unit workover yang pertama kali menggunakan

“continuous-string light”. Injector Head yang pertama dirancang untuk

memasukkan coiled kedalam sumur dan menariknya setelah operasi

selesai. Injector Head ini terdiri dari sistim rantai yang menjalankan

rangkaian Tubing dengan ID 1,315” dan beban permukaan 30.000 lbs.

5

Coiled tubing injector head dengan sistim baru pertama kali

diperkenalkan pada tahun 1964 yang mempunyai kemampuan

menjalankan coiled yang dapat berlekuk-lekuk. Unit ini dibuat dengan

diameter ¾”. Unit ini dipergunakan untuk pembersihan lubang bor baik

didarat maupun dilaut. Pada tahun 1967 sebuah versi yang lebih kecil

injector head dengan diameter ½” dikeluarkan oleh NOWSCO. Pada

tahun 1968 coiled tubing sistim dengan diameter ¾” dan 8000 lbs

dikeluarkan. Dari tahun 1968-1975 ukuran coiled tubing meningkat jadi 1”

dan dengan menggunakan sistim hidrolik. Dari tahun 1975-1979 banyak

peralatan coiled tubing diperkenalkan dalam industri perminyakan

termasuk Uni-Flex, Hydra Rig dan Otis. Yang mempunyai kualitas dan

kemampuan yang lebih baik. Pengembangan coiled tubing injector head

yang mampu mencapai kedalaman 8.500 ft dengan diameter ¾” dibuat

pada tahun 1985, dan pada tahun ini juga ditemukan aplikasi coiled tubing

untuk logging. Dan sekarang ini, perkembangan coiled tubing telah

mempunyai variasi diameter antara 1 “ - 7 “.

2.1.2. PENGANTAR COILED TUBING

Banyak variasi tipe coiled tubing unit telah dioperasikan di industri

migas sejak tahun 1963. Karena banyaknya kelelahan mekanik pada

peralatan ini menyebabkan teknologi ini tidak populer. Tapi belakangan ini

ledakan pengembangan dan teknologi baru terus dilakukan pada setiap

area lapangan minyak, dan itu menjadi awal dari sebuah pengembangan.

Industri coiled tubing terus berkembang seiring investasi dan

inovasi yang terus dilakukan untuk memahami kelakuan coiled tubing.

Hasilnya teknologi coiled tubing telah mengalami kemajuan di beberapa

bidang, meliputi kemampuan motor, peralatan pada BHA, pengembangan

drilling fluid serta peralatan pendukung di permukaan. Coiled tubing

drilling sendiri mulai populer digunakan sejak tahun 1991, diawali dengan

project di area Paris Basin, dan Alaska North Slope yang terbukti berhasil.

Konsep operasi dari coiled tubing sistem adalah suatu sistem

continous string dengan diameter kecil yang dimasukkan kedalam sumur.

Pada proses trip out (dimana kecepatan trip coiled tubing mencapai 70 –

6

120 ft/mnt), diameter tubing yang kecil dan tanpa sambungan ini dapat

diangkat dari sumur dan digulung dalam reel dengan cepat, kemudian

bisa dipindahkan ke lokasi lain dalam waktu yang relatif singkat pula.

Coiled tubing menawarkan beberapa keuntungan lebih daripada

conventional jointed tubing, diantaranya penghematan waktu dan biaya,

pressure integrity yang lebih baik pada sumur yang masih berproduksi,

slimhole capability, continuous telemetry, meminimalkan kerusakan

formasi dan aman terhadap lingkungan disekitar.

2.1. PERALATAN COILED TUBING

Komponen pada sistem coiled tubing meliputi surface equipments

dan subsurface equipments. Berikut akan dibahas lebih lanjut mengenai

peralatan diatas permukaan dan peralatan dibawah permukaan yang

digunakan pada operasi coiled tubing.

2.2.1. PERALATAN DIATAS PERMUKAAN

Gambar 2.2Peralatan Coiled Tubing di Atas Permukaan

7

Peralatan di atas permukaan yang terdapat dalam operasi

pemboran menggunakan teknologi coiled tubing, meliputi :

a. Tubing Injector Heads

Tubing injector heads didesain untuk tiga fungsi dasar, yaitu :

1. Memberikan daya dorong dan tarikan untuk memasukkan dan

mengeluarkan tubing dari dan kedalam sumur.

2. Menanggulangi gesekan coiled tubing dengan dinding sumur.

3. Untuk mengontrol kecepatan masuk dan keluar coiled tubing,

serta menahan seluruh berat rangkaian coiled tubing.

Tubing dapat diangkat untuk mengetahui kondisi BHA dan keadaan

dasar sumur. Tubing injector head digerakkan rantai menggunakan

tenaga contra rotating hydraulic motor.

Gambar 2.3Tubing Injector Head

Tubing injector heads terdiri dari beberapa komponen, yaitu:

1. Hydraulic motors

Memberikan daya tarik yang diperlukan untuk menggerakkan

tubing keluar maupun masuk ke dalam sumur. Dengan cara

mengontrol tekanan dan flowrate dari fluida hidrolik untuk

mengontrol motor, kecepatan dan energi potensial yang

digunakan oleh injector head.

2. Drive chains (rantai)

Terdiri dari mata rantai, gripper blocks dan roller bearings. Pada

waktu terjadi beban pada rangkaian tubing yang disebabkan

oleh adanya gesekan, maka kinerja block ini sangat penting

untuk menjamin effisiensi operasi dari tubing injector head dan

menghindari terjadinya kerusakan mekanik pada tubing.

8

3. Chain tensioners

Pada waktu tubing dimasukkan ke dalam sumur, beban pada

injector chain bertambah sehingga diperlukan tenaga pada

gripper block untuk mempertahankan daya tarik. Untuk

mengatasi hal ini digunakan tekanan hidrolik pada bagian

samping dari sistem chain tensioner.

4. Gooseneck

Gooseneck berbentuk lengkungan yang mempunyai radius

kelengkungan tertentu berfungsi untuk mengarahkan CT string

yang berasal dari reel masuk ke injector head melalui bagian

atas dari injector head chains.

5. Weight indicator

Berfungsi untuk menunjukkan besarnya tegangan yang terjadi

pada tubing yang tergantung dalam sumur, termasuk efek yang

terjadi karena tekanan di kepala sumur maupun efek buoyancy.

Weight indicator dapat dijalankan dengan cara hidrolik,

elektronik maupun kombinasi diantara keduanya.

Tabel II. 1Spesifikasi Injector Head

b. Stripper

Terletak diantara injector dan BOP, 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. Ketika

melakukan pemboran ataupun trip proses, stripper akan menyegel

anulus. Tekanan pada stripper dapat diatur oleh operator didalam

kontrol kabin, dengan minimum working pressure 5000 psi.

9

c. Coiled Tubing Reel

Coiled tubing reel berfungsi sebagai tempat (wadah) bagi coiled

tubing. Reel terbuat dari baja yang mempunyai diameter tertentu

sesuai dengan ukuran dari coiled tubing. Reel dikendalikan oleh

sistem hidrolik yang dilengkapi dengan peralatan untuk menjaga

reel bilamana terjadi kesalahan mekanik ataupun kesalahan

operator. Motor hidrolik menggerakkan rangkaian reel dengan cara

memutar rantai yang dihubungkan 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 dan control valve dari injector head ketika

berada pada posisi netral. Agar tubing dapat tersusun rapi di reel,

maka digunakan mekanisme levelwind assembly yang membentuk

gulungan lebar dan dapat diangkat untuk ketinggian yang

diinginkan pada jalur antara injector tubing guide dan reel.

Levelwind dilengkapi dengan tubing integrity monitor untuk

mengamati kondisi luar coiled tubing.

Gambar 2.4CT Reel

d. Power Pack

Berfungsi memberikan tenaga untuk operasi dan mengontrol unit

coiled tubing. Umumnya power pack terdiri dari diesel engine

sebagai penggerak untuk mengatur system dan sirkulasi suplai

pompa hydraulic dengan tekanan dan laju aliran yang dikehendaki.

10

Diesel engine dilengkapi dengan sistem protection untuk menjaga

tingkat kebisingan dalam operasi. Pressure control valve berfungsi

untuk membatasi pengaturan dan sistem tekanan maksimum pada

bagian sirkulasi. Fluida dalam sistem hidrolik harus dijaga agar

tetap bersih dengan menggunakan filter disetiap bagian.

e. Control Cabin

Ruangan control console yang berfungsi untuk mengontrol

pengoperasian dan memonitor komponen coiled tubing unit.

f. BOP (Blow Out Preventer)

Adalah alat yang mengisolasi tekanan dalam lubang sumur,

melindungi coiled tubing serta mengatasi pada saat terjadi situasi

darurat (blow out). Pemilihan BOP yang digunakan pada sistem

coiled tubing ini mempertimbangkan faktor diameter lubang sumur,

biasanya digunakan Quad BOP ataupun Dual BOP. Berikut

beberapa contoh BOP yang digunakan pada coiled tubing drilling.

Gambar 2.5Dual BOP 5000 psi untuk sumur dengan diameter > 4” (kiri),

dan Quad BOP 10000 psi untuk sumur dengan diameter < 4” (kanan)

Untuk melakukan pengontrolan sumur pada operasi coiled tubing,

dibutuhkan komponen berikut untuk menghubungkan, memonitor, dan

mengoperasikan pressure-controlled equipments, yaitu:

Kill line, untuk jalur memasukkan killing fluid ke annulus

Choke line, menyalurkan tekanan ke choke manifold

11

Choke manifold, mengontrol tekanan sumur selama fasa kritis

pemboran (sep: menjaga tekanan pemboran ketika underbalance)

Mud return line, jalur keluarnya fluida pemboran

Mud spool/ riser, penghubung/ penyambung antara BOP dengan

injector head dan menyediakan jalur outlet lumpur ke pit.

Gambar 2.6CT Unit dengan Injector Head (kiri atas), dan BOP (bawah)

2.2.2. PERALATAN DIBAWAH PERMUKAAN

Gambar 2.7Wireline BHA dan MWD BHA

Spesifikasi peralatan di bawah permukaan yang digunakan dalam

suatu operasi coiled tubing memiliki perbedaan khusus tergantung dengan

jenis pekerjaan atau aplikasi yang dilakukan menggunakan coiled tubing

12

tersebut. Sebagai gambaran berikut dapat dilihat beberapa jenis aplikasi

coiled tubing yang dilakukan oleh Baker Hughes:

a) Well Cleaning

Sandtrap system

Debris Catching

Underreaming

Impact Drilling

Mechanical Scale Removal

High Pressure Jet Washing

Vortech Pulsating Jetting Tool

b) Fishing dan Milling

Recovering Tools with Downhole Vibration Technology

Recovering Tools with Hydraulically Activated Fishing Tools

Recovering Coiled Tubing

Removing and Recovering Obstructions

Cutting Pipe

Milling

METAL MUNCHER® Milling Assembly with Magnetic Chip

Catcher

OPTICUT™ Mills

Vortech Pulsating Bit Sub

c) Zone Isolation

Through Tubing

Retrievable Bridge Plug

Retrievable Packer

Straddle Systems

Monobore

d) Stimulation dan Fracturing

Through Tubing ISAP

QUIK Drill™ Composite Products

Retrievable Bridge Plug

e) Sand Control Completions

13

Vent Screen System

Squeeze-Pack System

Wash-Down System

Circulating Gravel Pack System

Sand Control Screens

FRAQ PAQSM Fluid Systems

f) Flow Management

Increasing Gas Velocity While Reducing Water Production

Velocity and Straddle Systems

CT™ Tension Packer

Inflatable Straddle System

Scale Inhibition

Production/Injection Logging

Selective-Zone Completion

Shifting Sliding Sleeves

Nipple-Less Completion Technology

g) Plug dan Abandonment

Inflatable Permanent Bridge Plug

Permanent Cement Retainer

Monobore

h) Sidetracking dan Re-entry

Slimhole Casing Exit Technology

Restricted-Bore Whipstock System

Slimhole Milling Assemblies

Open-Hole Completions

Open-Hole Liner Systems

Coiled Tubing Drilling

Masing-masing aplikasi diatas memiliki susunan BHA yang sangat

spesifik disesuaikan dengan jenis dan objektif dari pekerjaan yang

dilakukan tersebut. Untuk rangkaian BHA yang digunakan pada operasi

coiled tubing drilling, akan dibahas lebih lanjut pada bab III sedangkan

rangkaian BHA aplikasi lainnya tidak dibahas pada studi literatur ini.

14

2.3. FAKTOR – FAKTOR PENTING PADA COILED TUBING

Pada sumur vertikal, berat coiled tubing yang dimasukkan atau

dikeluarkan dari sumur dapat ditentukan dengan mengetahui berat coiled

tubing persatuan panjang untuk selanjutnya dihitung berat coiled tubing

yang menggantung didalam sumur, kemudian dilakukan koreksi dari berat

terapung (buoyancy effect) yang dialami coiled tubing string terhadap

berat string yang tergantung. Dan berat coiled tubing string ini dapat

diamati pada weight indicator, dengan menganalisa berat string dapat

diketahui indikasi gaya yang bekerja pada string tersebut.

Pada sumur miring atau horizontal, gaya yang diperlukan untuk

mendorong coiled tubing sepanjang lubang bor tidak dapat ditentukan

secara akurat jika hanya menggunakan weight indicator, dimana mesti

diperhitungkan sudut kemiringan rata-rata dari lubang yang dibor untuk

mengetahui berat string pada sudut inklinasi tertentu. Sejumlah gaya lain

yang bekerja pada coiled tubing juga harus diperhatikan dalam

menentukan beban.

2.3.1. BERAT TERAPUNG (BUOYANCY)

Berat terapung adalah berat coiled tubing dengan mengkalkulasi

efek dari fluida internal dan eksternal, serta densitas fluida pemboran

(lumpur) yang digunakan pada pemboran dengan coiled tubing tersebut.

Berat terapung untuk suatu elemen string mempunyai efek perubahan

tensile terhadap elemen yang lain.

Berat terapung coiled tubing string mempunyai hubungan dengan

berat string di permukaan, hal itu dapat dilihat pada persamaat berikut:

Dw = 2.67 /(OD2 – ID2) .......................................... (2.1)

Bw = Dw (1 – (Mw/65450) ..................................... (2.2)

2.3.2. RESIDUAL BEND

Residual bend adalah kelengkungan yang dihasilkan saat coiled

tubing dimasukkan sampai ke stripper, sehingga melengkung dengan jari-

jari sekitar 24 ft. Saat tension yang dialami coiled tubing meningkat, coiled

tubing akan berada dalam keadaan lurus. Jika tensionnya berkurang,

tubing akan membentuk lengkungan (residual bend) kembali.

15

Gambar 2.8Pelengkungan yang Terjadi Pada Reel dan Gooseneck

2.3.3. BENTUK SUMUR

Bentuk sumur dapat mempengaruhi beban atau gaya yang

diberikan pada coiled tubing string. Berat terapung tubing string akan

bervariasi dengan kemiringan sumur. Jika kemiringan sumur berubah,

jumlah gesekan yang disebabkan oleh berat terapung juga akan berubah.

Saat coiled tubing berada dalam keadaan tension dalam lubang

yang melengkung maka coiled tubing akan mengalami gaya terhadap sisi

dalam kurva. Hal ini menyebabkan penambahan gesekan. Hal ini disebut

dengan efek sabuk (belt effect) yang dapat disebabkan oleh perubahan

kemiringan dan azzimuth.

2.3.4. TEKUKAN (BUCKLING)

Gaya kompresif yang bekerja pada coiled tubing dapat

mengakibatkan tertekuknya tubing (buckling). Saat gaya ini melebihi

sinusoidal buckling load, coiled tubing akan tertekuk dengan pola

sinusoidal. Jika gaya ini bertambah, suatu saat akan melebihi helical

buckling load yang mengakibatkan tubing tertekuk dengan pola helical.

Pola ini mengakibatkan bertambahnya gaya akibat banyaknya kontak

antara tubing dengan dinding lubang bor.

2.3.5. TURBULENSI FLUIDA

Pada waktu fluida mengalir dengan kecepatan yang tinggi melalui

coiled tubing atau melalui annulus sekitar coiled tubing akan

menyebabkan coiled tubing bergetar. Getaran ini akan meningkatkan

gesekan antara coiled tubing dengan dinding lubang bor.

16

2.3.6. GESEKAN PADA STRIPPER

Saat tekanan operasi stripper atau tekanan wellhead meningkat,

maka gaya gesekan pada daerah yang disekat stripper juga meningkat.

Gaya gesek menjadi faktor penting saat beroperasi pada tekanan kepala

sumur yang tinggi. Untuk kasus ekstrim, gesekan yang ditimbulkan dapat

mempersulit penginjeksian coiled tubing melalui stripper.

Gesekan yang terjadi pada stripper diakibatkan oleh adanya

buckling load yang terjadi ketika dua gaya yang berlawanan digunakan

secara longitudinal pada ujung pipa yang tidak bersandar, beban

compressive strength yang dihasilkan dapat menyebabkan tubing string

gagal masuk dan mengalami buckling. Ada dua tipe gaya buckling yang

dihubungkan dengan beban compressive yang dialami coiled tubing pada

saat operasi hidrolika pada kerja ulang yaitu major axis buckling dan local

buckling. Lokasi yang memungkinkan untuk terjadinya buckling ini adalah

pada stripper rubber dan rantai block yang menggerakkan pipa pada

injector head. Jika beban dorongan yang tinggi diberikan pada coiled

tubing pada saat memasukkannya ke dalam sumur ditambah dengan

tekanan permukaan yang tinggi maka pada daerah atau kolom yang tidak

bersandar pada stripper rubber akan mengalami buckling loads.

Penyebab gaya pada dua tipe buckling tersebut adalah: mayor axis

buckling terjadi akibat gaya yang diberikan pada saat pipa tidak bersandar

(kerusakan lebih panjang dan buckling bersifat elastis) sedangkan local

buckling terjadi akibat gaya compressive load yang tinggi yang diberikan

pada pipa dan (bucklingnya tidak elastis).

Besarnya buckling yang terjadi dapat ditentukan secara matematis,

jika nilai yang dihitung dari effective slenderness ratio (SR) lebih besar

dari column slinderness ratio (Cc) maka buckling yang terjadi adalah

mayor axis buckling dan dihitung dengan persamaan:

Buckling load = As (286 x 106 SR2) …………………………. (2-3)

Dimana:

As = ; SR =

17

r = ; I =

Sedangkan jika effective slenderness ratio lebih kecil dari column

slenderness ratio maka buckling yang terjadi adalah local buckling dan

besarnya buckling ditentukan dengan persamaan :

Buckling load = …………………………… (2-4)

Cc =

2.3.7. TEKANAN KEPALA SUMUR

Tekanan kepala sumur memberikan gaya keatas pada coiled tubing

dimana daya dorong dari dalam sumur ini mengakibatkan terjadinya

tendensi tubing untuk keluar dari sumur.

2.3.8. TENSION DI REEL

Tension yang terjadi antara reel dan injector akan mempengaruhi

nilai yang ditunjukkan pada weight indicator. Hal ini disebabkan karena

desain dari injektor head dan tempat load cell. Meskipun tension dari reel

tidak mempengaruhi tegangan pada tubing dibawah injector, namun perlu

diperhitungkan untuk memprediksikan pembacaan weight indicator.

Gambar 2.9Gooseneck dan personel yang bekerja

18

2.4. BATASAN-BATASAN OPERASI COILED TUBING

Coiled tubing mempunyai batasan-batasan yang harus diperhatikan

dalam pengoperasiannya. Dalam hal ini, batasan itu antara lain :

2.4.1. TEKANAN, TEGANGAN DAN REGANGAN

Faktor-faktor yang mempengaruhi batasan operasional coiled

tubing string seringkali saling berhubungan. Kapasitas tekanan coiled

tubing string dipengaruhi oleh tension ditentukan dengan menggunakan

Von Mises Incipent Yield. Hal-hal yang diperhitungkan adalah: pengaruh

keovalan dalam perhitungan tekanan collapse, pengaruh helical buckling

dalam lubang bor. Namun Kriteria diatas tidak berlaku jika coiled tubing

digunakan untuk memompakan asam atau fluida korosif hingga terjadi

korosi yang hebat di coiled tubing.

Tegangan adalah reaksi internal suatu benda terhadap gaya luar.

Seringkali tegangan didefinisikan sebagai gaya internal yang bekerja

sepanjang luas daerah material padat untuk menahan gaya luar. Satuan

tegangan dinyatakan sebagai gaya tiap satuan luas.

Saat diberikan tegangan, akan terjadi perubahan dimensi material.

Perubahan ini dikenal sebagai regangan (strain). Strain didefinisikan

sebagai perubahan dimensi material terhadap dimensi asalnya. Satuan

regangan dinyatakan dalam persen. Setiap tegangan pada material akan

selalu menyebabkan regangan.

Pada coiled tubing dikenal beberapa macam tegangan, antara lain:

hoop stress yang merupakan tegangan yang disebabkan oleh tekanan

internal yang bekerja sepanjang tubing, bending stress yaitu tegangan

yang dihasilkan saat coiled tubing dibengkokkan melalui geooseneck atau

digulung dalam reel, dan radial stress sebagai tegangan yang dipengaruhi

oleh ketebalan dinding coiled tubing yang berkurang sebagai akibat

kombinasi dari regangan hoop dan regangan bending. Tensile stress pada

coiled tubing yang berada di bawah lubang mengakibatkan adanya

tension yang berakhir pada blok rantai di injector head. Tension yang

terjadi di permukaan biasanya diabaikan pada kondisi operasi normal.

19

Hubungan antara tegangan dengan regangan yaitu ketika

regangan yang dihasilkan masih proporsional terhadap tegangan yang

diberikan, material akan selalu kembali ke dimensi asalnya. Hal ini

berlangsung sampai yield point. Dan tegangan yang diberikan pada yield

point disebut yield strength.

Perubahan sedikit tegangan menyebabkan perubahan besar pada

regangan. Hal ini terjadi jika material ditarik melebihi yield pointnya dan

jika terus berlangsung maka material akan putus. Tegangan yang terjadi

pada titik putusnya disebut ultimate strength. Dan regangan yang

dihasilkan disebut ultimate strain.

Perbedaan kelakukan material pada daerah elastik dan plastik.

Deformasi elastik menunjukkan perubahan jarak antar atom pada material

saat diberikan tegangan dan struktur atom kembali kebentuk asalnya jika

tegangan dihilangkan. Dalam range ini tidak terjadi kerusakan yang

permanen pada material.

Deformasi plastik menunjukkan perubahan permanen pada struktur

atom suatu material saat tegangan dihilangkan. Setiap kali diberikan

tegangan pada material melebihi yield pointnya, maka akan terjadi

kerusakan permanen.

Hal yang harus diperhatikan adalah, pada coiled tubing teori

tegangan dan regangan berlaku untuk setiap jenis tegangan (bending

stress, hoop stress, dan radial stress). Tegangan-tegangan ini terdapat

saat coiled tubing berada di dalam lubang dan saat berada dipermukaan.

Tegangan pada coiled tubing didalam lubang adalah tension karena coiled

tubing diluruskan melalui injector head. Faktor yang mempengaruhi

tension adalah bouyancy, geometri lubang dan tubing yang tersangkut

(stuck). Jika tubing stuck dan terus ditarik, maka tension akan meningkat.

Jika peningkatan ini melebihi yield strength, maka coiled tubing akan

mengalami deformasi plastik. Jika penarikan ini diteruskan maka akan

melebihi ultimate strength dan tubing akan putus di bawah injector head.

Dengan menggunakan teori tegangan atau regangan, maka pada

coiled tubing biasanya digunakan material dengan spesifikasi: 70000 psi

20

minimum yield strength, 75000 psi minimum ultimate strength (tensile

strength), dan 30 % ultimate strain. Nilai ini hanya tergantung pada

keadaan campuran material, dan tidak berhubungan dengan ukuran pipa

atau ketebalan dinding.

2.4.2. DIAMETER DAN KEOVALAN

Batasan diameter dan keovalan didasarkan pada kemampuan

peralatan kontrol tekanan yang digunakan untuk mengoperasikan tubing

yang tidak bulat secara efisien. Tubing oval menyebabkan penurunan

ketahanan terhadap collapse. Presentase keovalan diperoleh dengan

membagi diameter sumbu terbesar dengan diameter sumbu terkecil.

Disamping keovalan, ballooning (penggelembungan) dan necking

(penciutan) dari CT string juga perlu diperhatikan.

Gambar 2.10Kondisi Coiled Tubing

2.4.3. KELELAHAN COILED TUBING (FATIGUE)

Kelelahan coiled tubing disebabkan oleh kombinasi tekanan dan

siklus pelengkungan yang terjadi pada coiled tubing serta komposisi kimia

fluida pemboran yang melewati coiled tubing. Hal ini sulit untuk diukur

karena berhubungan dengan karakteristik material yang khusus.

Berdasarkan program pengujian yang ekstensif barulah dapat ditentukan

model matematika yang kompleks. Model ini menghitung kerusakan yang

terjadi pada coiled tubing yang disebabkan oleh pemberian tekanan dan

pelengkungan yang berulang-ulang. Hal-hal yang perlu diperhatikan

adalah diameter coiled tubing dan lingkungan kimia disekitarnya. Dengan

21

parameter masukan dari model dapat dibuat plot untuk menunjukkan

presentasi umur coiled tubing berdasarkan panjang coiled tubing.

Gambar 2.11Coiled Tubing Fatigue Model

Dalam penggunaan coiled tubing harus benar-benar terjamin agar

tidak lebih dari tekanan maksimum (Pmax) dan tegangan maksimum

(Tmax) yang direkomendasikan melalui uji yang sebelumnya

diperhitungkan. Uji ini ditampilkan pada reel dengan parameter aksial

force (positif pada tension dan negatif pada compression) dan tekanan

luar coiled tubing yang bernilai mula-mula nol pada keduanya. Dengan

makin besarnya diameter maka makin rendah pula yield pressurenya.

Ketebalan minimum coiled tubing untuk setiap bagian adalah

ketebalan spesifik dikurangi 0.005 in untuk semua ukuran dan ketebalan

tmin = t – 0.005 …………………………………………………... (2-5)

Diameter dalam (ID) coiled tubing sama dengan diameter luar

dikurangi dua kali ketebalan spesifikasi tubing

ID = OD – (2 x t) …………………………………………………. (2-6)

Dari data diameter tersebut maka maka besarnya pipe metal cross

section (Aw) dalam in2 dihitung dengan persamaan :

22

Aw = x t x (ID-t) …………………………………………….. (2-7)

Untuk berat akhir (w) secara teoritis didasarkan pada dimensi

coiled tubing dan dihitung dengan persamaan berikut :

w = 10.68 (OD – t) x t ………………………………..…………. (2-8)

Pipe body yield load (Ly) merupakan gaya axial tension load yang

mana menghasilkan stress pada tubing ditentukan berdasarkan batas

minimum yield strength (SMYS) dalam tension .

Ly = x (OD-t) x SMYS …………………………………………. (2-9)

Internal yield pressure (psi), yang terjadi pada coiled tubing dapat

ditentukan berdasarkan harga minimum yield strength coiled tubing.

……………………………………………. (2-10)

Tekanan tes pada coiled tubing ditentukan berdasarkan tekanan

fluida yang terjadi dalam coiled tubing dan perlu diperhitungkan

berdasarkan safety factor yang diizinkan.

Pt = 0.8 x Pg …........…………………………………….…… (2-11)

Batasan tension maksimum pada coiled tubing digunakan besaran

safety factor 20% untuk persamaan :

Tmax = 80% A (y + Po) ………………………………….……… (2-12)

Sedangkan tekanan collapse yang terjadi akibat dari tekanan

external fluida dan dapat dites sebelum coiled tubing dimasukkan ke

sumur dengan safety faktor sebesar 50 %.

................………………………………….. (2-13)

Internal Capacity merupakan unit volume yang dikandung fluida

dalam coiled tubing sedangkan External Displacement sama dengan unit

volume fluida yang ditempatkan pada luas bagian coiled tubing atau

secara persamaan :

Untuk Internal Capacity

Vi = 40.8 x ID2 ……………………………………………… (2-14)

Dan External Displacement

Vd = 40.8 x OD2 ……………………………………………….. (2-15)

23

Umur atau masa kerja coiled tubing dipengaruhi oleh beban dan

tegangan-tegangan yang bekerja pada coiled tubing itu sendiri. Standard

industri untuk mengukur umur coiled tubing adalah running feet atau

tubing movement, yang merupakan cerminan dari apa yang terjadi pada

coiled tubing disumur. Umur coiled tubing hampir seluruhnya ditentukan

oleh fatigue yang disebabkan oleh metoda penanganan coiled tubing

diluar lubang bor.

Kelelahan coiled tubing disebabkan oleh pelengkungan dan

pelurusan berulang yang terjadi pada gooseneck dan reel. Pelengkungan

yang berulang menyebabkan kerusakan struktur kristal dari material

pembentuk coiled tubing. Kelelahan ini akan semakin bertambah jika

pelengkungan dilakukan sambil memberikan tekanan di dalam coiled

tubing (internal pressure).

Sifat fisik dan metalurgi coiled tubing string terus meningkat seiring

peningkatan teknik pembuatan dan prosedur kontrol kualitas.

Proses pembuatan coiled tubing pertama kali dilakukan dengan

menggabungkan beberapa tubing string yang pendek dengan pengelasan

sistem butt welding. Hal ini akan mengakibatkan kelemahan pada bagian

material yang dekat dengan pengelasan. Kegagalan hampir selalu terjadi

pada daerah dipengaruhi panas (heat-affected zone).

Coiled tubing pada saat ini kebanyakan dibuat dari material

lempengan panjang dan kontinyu yang dilas dengan sistem bias welding.

Pada sistem bias welding dilakukan pemotongan secara diagonal pada

akhir lempengan baja dan merapatkannya sebelum dilas. Bias welding

meningkatkan kekuatan coiled tubing dengan menyebarkan zona yang

dipengaruhi panas secara spiral disekeliling tubing.

2.4.4. PEMOMPAAN

Pemompaan gas hidrokarbon atau kondensat sangat dilarang

karena belum ada metoda yang dapat memprediksikan akibat adanya

lubang di coiled tubing (pinhole). Pemompaan minyak mentah (crude oil)

melalui coiled tubing diperbolehkan, asalkan tidak mengandung gas.

Sirkulasi balik (reverse circulation) melalui coiled tubing dapat dilakukan

24

jika ukuran coiled tubing 1- ½” in atau lebih dan sumur dalam keadaan

mati atau penuh dengan fluida untuk mematikan sumur. Jika hanya

menggunakan peralatan kontrol tekanan, produksi fluida reservoir melalui

coiled tubing dilarang. Fluida reservoir dapat diproduksikan dengan

menggunakan teknik komplesi coiled tubing dengan peralatan yang

didesain khusus.

Gambar 2.12Susunan Power Pack (kiri bawah), Control Cabin (kiri atas),

Reel (tengah), dan Gooseneck (kanan)

25

BAB III

APLIKASI COILED TUBING PADA PEMBORAN

Eksploitasi suatu reservoir minyak dan gas bumi mencakup

kegiatan-kegiatan pemboran, komplesi dan work over. Inovasi teknologi

untuk terus meningkatkan efisiensi dan efektifitas kegiatan tersebut terus

dilakukan untuk mencapai suatu sistem efisien yang low cost dan low risk.

Teknik dan peralatan pemboran menggunakan coiled tubing mulai

mengalami perkembangan yang pesat sejak tahun 1991. Dasar yang

mendorong hal ini adalah karena tersedianya ukuran tubing yang lebih

bervariasi, terutama sekali kemampuan coiled tubing untuk melakukan

slimhole drilling. Disamping itu, berkembangnya kemampuan coiled tubing

untuk meneruskan hydraulic horse power ke downhole motor untuk

memutar bit dan sekaligus membersihkan sumur bor. Serta inovasi

dimensi ukuran dan berat serta kekuatan terhadap gaya-gaya yang

bekerja padanya juga semakin besar hingga coiled tubing mampu menjadi

solusi dan salah satu pilihan utama dalam operasi pemboran.

Pada bab ini, akan dibahas peralatan pemboran, batasan yang

harus diperhatikan, dan penerapan teknologi coiled tubing didalam operasi

pemboran, terlepas dari segala kelebihan dan kekurangan yang dimiliki

oleh teknologi ini.

Gambar 3.1Data Jumlah CT Drilling Jobs 1991 - 1997

26

3.1. PERALATAN PEMBORAN

Peralatan pemboran yang digunakan pada sistem pemboran coiled

tubing dikelompokkan menjadi dua, yaitu peralatan pemboran diatas

permukaan dan peralatan pemboran dibawah permukaan.

Gambar 3.2Peralatan Pemboran Coiled Tubing

3.1.1. PERALATAN PEMBORAN DI ATAS PERMUKAAN

Peralatan di atas permukaan pada operasi pemboran coiled tubing

meliputi coiled tubing unit, peralatan sirkulasi, sistem control sumur dan

peralatan pengangkatan. Tata letak peralatan yang digunakan pada

operasi coiled tubing drilling merupakan komposisi dari berbagai peralatan

penunjang operasional pemboran selain coiled tubing unit itu sendiri.

Pengaturan tata letak dalam operasi pemboran dengan menggunakan

coiled tubing, dapat dilihat pada gambar berikut.

27

Gambar 3.3Lay Out CT Drill Site

a. Coiled Tubing Unit

Peralatan-peralatan yang harus tersedia dalam operasi coiled

tubing telah dibicarakan sebelumnya pada sub-bab 2.2. Coiled Tubing

Unit merupakan satu kesatuan yang mencakup tersedianya: coiled

tubing equipment (string, injector, reel, power pack, control console,

crane dan substructure), well control equipment, ancillary surface

equipment, dan safety and emergency equipment.

Power system diperoleh dari power pack yang menyediakan

seluruh kebutuhan tenaga selama operasi berlangsung. Sedangkan

untuk sistem kontrol tekanan dipergunakan BOP, yang dikendalikan

dari control console di kontrol kabin.

Gambar 3.4 dibawah ini memperlihatkan salah satu variasi

bentuk dari coiled tubing unit (Baker Hughes CTU), dimana mast dari

CTU ini tidak ditopang oleh crane .

28

Gambar 3.4Jacking Framed Coiled Tubing Unit

Control console pada coiled tubing unit mencakup monitor

terhadap BOP sistem, power pack, reel, stripper dan injector head.

Gambar 3.5CT Driller Console

b. Peralatan Sirkulasi

Sistem sirkulasi relatif sama dengan pada pemboran

konvensional. Sistem ini terdiri dari beberapa tangki-tangki air, mixing

hopper dan chemical, reserve pit, mud pit, mud pump, mud-gas

separator, shale shaker, degaser dan desilter.

Pompa Lumpur pada pemboran dengan coiled tubing harus

memiliki kapasitas tekanan dan laju alir yang sesuai dengan

persyaratan dalam pemboran. Umumnya persyaratan tekanan berkisar

29

antara 4000-5000 psia, laju alir maksimum yang diijinkan ± 170 gpm,

tergantung pada ukuran motor, jet nozzle, kedalaman pemboran,

ukuran coiled tubing, ukuran lubang bor dan rheologi fluida pemboran.

Biasanya dapat dipakai pompa triplex dengan 500 hp, seperti yang

digunakan untuk program cementing dan acidizing.

Yang perlu diperhatikan adalah bahwa sistem lumpur pada

pemboran dengan coiled tubing mempunyai kapasitas yang lebih

sedikit dibandingkan pada pemboran konvensional karena

berkurangnya ukuran lubang bor. Fluida pemboran harus mampu

mengimbangi tekanan dasar lubang bor dan mampu mengangkat

padatan keluar dari lubang bor serta melepaskannya dipermukaan.

Sifat-sifat fisik lumpur yang diperlukan relatif sama dengan pemboran

konvensional dengan drill pipe.

c. Sistem Kontrol Sumur

Pada pemboran konvensional, tujuan utama kontrol sumur

adalah mempertahankan tekanan hidrostatik agar sedikit lebih besar

dari tekanan formasi, dan BOP akan ditutup jika terjadi kick.

Sedangkan pada operasi dengan coiled tubing, BOP adalah peralatan

utama dalam control sumur.

Gambar 3.6Konfigurasi BOP Stack Pemboran Coiled Tubing

30

BOP untuk coiled tubing terdiri dari stripper head, blind ram,

cutter ram, kill line spool dengan isolasi, slip ram dan tubing ram.

Sedang BOP untuk BHA terdiri dari annular preventer, blind ram, pipe

ram dan drilling spool dengan katup isolasi. Return line hanya

digunakan untuk mensirkulasi fluida kick keluar, atau saat membor

dengan kondisi underbalance. Return line ini akan menuju ke dual

choke manifold dan drilling choke yang digunakan untuk mengontrol

laju aliran fluida dari lubang bor. Antara BOP coiled tubing dan BHA

dihubungkan dengan flange tee.

Pressure rate pada BOP stack harus lebih besar dari Maximum

Anticipated Surface Pressure (MASP), yaitu suatu harga tekanan

tertinggi yang mungkin terjadi di permukaan pada saat operasi

pemboran dilakukan. MASP merupakan fungsi dari tekanan hidrostatik

dan tekanan statik di dasar sumur.

d. Peralatan Pengangkatan

Pekerjaan pengangkatan (hoisting system) dilakukan oleh trailer

dan crane. Trailer digunakan untuk mengangkut dan menyediakan

dasar/ landasan untuk peralatan-peralatan operasi. Trailer merupakan

deck float yang dilengkapi dengan telescopic crane, dengan integral

dari crane merupakan system hydraulic yang menstabilkan/

memantapkan trailer ketika operasi. Seluruh unit reeled tubing

dipasang pada trailer dan disambungkan untuk operasinya. Pada

lokasi pemboran, pengangkatan dan penempatan coiled tubing dan

BOP ke well head dilakukan oleh crane.

Namun saat ini penggunaan crane telah dapat digantikan oleh

suatu unit trailer (CT Express Schlumberger) yang dirancang khusus

dengan reel, gooseneck, injector, stripper dan BOP yang telah

terintegrasi permanen didalamnya. Dimana unit ini hanya

membutuhkan waktu ± 30 menit untuk rig-up dan cukup dikendalikan

oleh 3 orang personel (bandingkan dengan rig konvensional yang

membutuhkan lebih banyak personel).

31

Gambar 3.7Landasan Alat Operasi Pemboran CT

3.1.2. PERALATAN PEMBORAN DI BAWAH PERMUKAAN

Peralatan dibawah permukaan mencakup drill bit, down hole motor,

down hole coiled tubing equipment dan bottom hole assembly lainnya.

a. Drilling Bit

Bit harus sanggup mencapai laju penetrasi yang diinginkan dengan

beban (WOB) yang kecil dan rotasi (rpm) yang tinggi. Untuk pemboran

berarah, harus dipilih bit dengan torsi yang kecil untuk meminimalkan

komplikasi torsi reaktif, umumnya dipakai PDC bit dan Thermal Stable

Diamond (TSD) bit. Dan untuk membor bagian yang lurus pada sumur

vertikal atau lateral sering digunakan Polycrystaline Diamond Compact

(PDC) bit, karena kebutuhan torsi yang rendah.

Gambar 3.8Berbagai bentuk bit untuk coiled tubing drilling;

(berurutan searah jarum jam): TSD bit, polycrystaline diamond bit, star tricone bit, genesis slimhole bit, impregnated bit dan eccentric drill bit

32

TSD digunakan untuk membor bagian pertambahan sudut (build

curve) karena bit dengan gauge pendek dan fixed cutter akan membentuk

sudut lebih mudah daripada gauge panjang, tapi bit dengan gauge

panjang akan menahan sudut lebih baik. Roller cutter bit dapat juga

dipergunakan, tetapi dengan laju penetrasi yang rendah, penggunaan

roller cutter ini harus dilengkapi dengan seal dan bearing yang cocok

untuk formasi lunak sampai sedang. Untuk formasi keras, penggunaan

TSD atau Natural Diamond Bit sangat baik digunakan.

Secara umum, bit yang digunakan dalam pemboran dengan coiled

tubing dapat digolongkan menjadi dua, yaitu Fixed Cutter dan Roller Cone

Bit. Fixed Cutter meliputi PDC, Natural Diamond, TSP (Thermally Stable

Polycrystaline) atau TSD, serta kombinasi dari Natural Diamond dan TSP.

Tabel berikut akan menunjukan spesifikasi beberapa pahat pemboran.

Tabel III-1Kelebihan dan Kekurangan Penggunaan Bit

BIT KELEBIHAN KEKURANGAN

Roller Cone - Torsi paling rendah

- Membor seluruh formasi

- Bisa men-drill out shoes

- Hidrolik bisa diatur

- Bagian bit yang bergerak (roller) cepat rusak

- WOB tinggi

- Ukuran terbatas

Natural Diamond (ND)

- Torsi rendah dan umur panjang

- Fleksibel pada berbagai ukuran

- Membor formasi keras & abrasive

- Mudah mengalami ball in pada formasi lunak

- ROP rendah & WOB tinggi

TSP - Umumnya ROP lebih tinggi dibanding ND

- Butuh WOB lebih rendah dibanding ND

- Fleksibel pada berbagai ukuran

- Umur pakai bit lebih singkat dibanding ND

- Umur pakai lebih singkat jika kurang pendinginan

- Potensial mengalami bailing

Combination

ND and TSP

- Lebih tahan daripada ND

- Mampu membor formasi yang lebih keras dibanding TSP

- Fleksibel pada berbagai ukuran

- ROP lebih rendah dibanding bit PDC

- Potensial mengalami bailing

PDC - ROP tinggi

- Butuh WOB lebih rendah

- Hidrolik bisa diatur

- Lebih cepat dalam pemasangan

- Membutuhkan torsi paling tinggi dibanding jenis bit lainnya

33

Sedangkan Roller Cone Bit meliputi Milled Tooth Roller Cone Bit

untuk formasi yang lunak dan insert bit untuk formasi yang lebih keras.

Penggunaan masing-masing bit tersebut mempunyai kelebihan dan

kelemahan tersendiri.

Tabel III-2Spesifikasi Drilling Bit

Ma

nufa

ctur

er

Bit

nam

e

IAD

C C

ode

Siz

e r

ang

e, i

n

WO

B

(lb/in

. dia

)

Rot

ary

spe

ed,

rpm

Geo

Diamond

D51

D52

D53

D54

M19

M614

M614

M714

M713

M442

3 7/8 – 12 ¼

3 7/8 – 12 ¼

3 7/8 – 12 ¼

3 7/8 – 6 ½

3 1/2 – 12 ¼

800 – 4000

800 – 4000

800 – 4000

800 – 4000

500 - 4000

80 – 500

80 – 500

80 – 500

80 – 500

60 - 600Hycalog 263ND

585

473

M722

M812

M842

3 7/8 – 12 ¼

3 ¾ - 12 ¼

4 1/8 – 17 ½

600 – 3500

2000 – 4000

1000 - 4000

Variable

Variable

VariableSlimdrill ND-1

ND-1ST

ND3

M812

M811

M812

1 ¾ - 8 ¾

4 1/8 – 12 ¼

3 7/8 – 8 3/4

500 – 3000

500 – 3000

500 - 2500

60 – 1000

60 – 1000

60 - 1000

b. Downhole Motor

Karena pada coiled tubing tidak menggunakan rotary table maka

pada coiled tubing string tidak terjadi rotasi, melainkan hanya sliding yang

bergerak menggeser permukaan lubang bor. Untuk itu tenaga untuk

memutar bit berasal dari downhole motor yang digerakkan oleh lumpur

bertekanan tinggi yang melewati rotor didalam motor tersebut. Terdapat 3

tipe down hole motor, yaitu van motor, turbine motor dan positive

displacement motor (PDM). Turbine motor dan van motor tidak bisa

digunakan dalam pemboran dengan coiled tubing karena ukuran diameter

motor yang relatif besar. Sehingga untuk pemboran dengan coiled tubing

ini praktis digunakan PDM. Jenis PDM yang umum digunakan untuk

memutar bit adalah high speed low torque, medium speed medium torque,

dan low speed high torque. Umumnya high speed low torque motor

34

digunakan dengan TSD bit atau Natural Diamond Bit, sedangkan medium

speed medium torque motor digunakan untuk memutar PDC bit.

Pemilihan PDM ini tergantung pada ukuran lubang bor dan

perencanaan trayek pemboran, serta klasifikasi dari motor tersebut. Tabel

III-3 menyajikan spesifikasi PDM dari Anadril Power pack. Tekanan

menunjukan diferensial tekanan, merupakan perbedaan antara tekanan

pemompaan saat bit di dasar sumur belum berputar dan tekanan

pemompaan dengan bit sudah berputar mendesak formasi. Stall Torque

menunjukkan torsi yang dipakai ketika bit mogok (stall) dalam formasi dan

tidak berputar, hal ini merupakan faktor kritis agar ukuran motor tak

melampaui batasan torsi pada batasan coiled tubing yang diizinkan.

Sedangkan range flow rate (GPM) dan speeds (RPM) menggambarkan

hubungan antara minimum dan maksimum tekanan pemompaan.

Tabel III-3Positive Displacement Motor

Model OD

(In)

Stages Flow

(gpm)

Speed

(rpm)

Press

(Psi)

Torque

(Ft-Lb)

Stall

Torque

A675 6 ¾ 4

1,8

200-500

300-600

200-500

150-300

500

261

162

1260

2384

2205

A475 4 3/4 3

3,5

2,2

100-200

100-250

100-250

225-450

105-262

56-140

380

505

360

440

1192

1445

770

2086

2528

A350 3 ½ 5

3

30-110

30-110

98-360

48-176

720

480

553

683

968

1195

A287 2 7/8 3,3 20-80 120-480 500 203 355

c. Downhole Coiled Tubing Equipment

Terdiri dari alat-alat seperti: drill collar, disconnect sub, connector,

check valve, orienting tool dan circulating sub.

Connector

Berfungsi untuk menghubungkan bermacam-macam peralatan

bawah permukaan dengan ujung dari coiled tubing.

Secara umum dibagi menjadi 3 kategori, yaitu:

35

1. Grapple connector

2. Dimple connector

3. Roll on connector

Gambar 3.9CT Connector

Non Rotating Joint

Menghubungkan connector dengan check valve.

Gambar 3.10CT BHA dengan Non Rotating Joint

Check Valve

Dihubungkan dengan connector yang berada pada ujung dari

coiled tubing yang berfungsi untuk mencegah masuknya aliran

balik fluida sumur ke dalam coiled tubing drill string.

Gambar 3.11CT Check Valves

36

Swivel Joint

Digunakan untuk menyusun peralatan bawah permukaan agar

dapat dirangkaikan secara berurutan dan dapat digerakkan.

Disconnect Joint

Berfungsi untuk melepas string kerja dari sistem CT dan

memutuskan hubungan CT dengan BHA jika mengalami stuck

(terjepit). Metoda pemutusan yang digunakan:

1. Tension-Active Release Joint

Dengan menganggap suatu titik lemah di tool string sebelum

mengakibatkan beberapa kerusakan dalam tool string

retrieve atau coiled tubing, menggunakan shear pin atau

screw. Dibutuhkan tension pada mekanisme pemutusan.

2. Pressure-Active Release Joint

Menggunakan semacam bola didalamnya, digerakkan

dengan menggunakan tekanan yang melewati coiled tubing,

kemudian berbalik dengan menggunakan perbedaan

tekanan didalam dan diluar coiled tubing.

Centralizer

Adalah suatu peralatan bawah permukaan yang berfungsi untuk :

1. Menjaga posisi peralatan tetap berada ditengah lubang bor.

2. Mencegah rintangan dalam lubang bor.

3. Meminimalkan distorsi

4. Memberikan stabilitas ketika operasi pemboran

5. Memberikan tempat untuk aliran fluida.

Orienter

Digunakan untuk mengontrol arah lubang bor dan mengarahkan

tool kearah yang diinginkan. Alat ini dapat dijalankan dengan

mechanical reciprocating, pressure cycling, torsi dari motor atau

kombinasi ketiganya. Toolface diset sesuai dengan yang

dikehendaki. Alat ini bekerja berdasarkan perbedaan tekanan

antara internal CT dan annulus yang akan menggerakkan piston

yang selanjutnya menggerakkan orienter.

37

LWD dan MWD tool

Merupakan salah satu kelebihan dari sistim coiled tubing, yang

mampu memberikan hasil continuous telemetry (gamma ray,

azimuth, inclination, pressure, temperature, dll) secara kontinu

dan realtime karena terhubung langsung dengan electric wireline

ke surface equipments.

Circulating sub,

Terletak diatas motor untuk by-pass aliran diatas motor.

Drill Collar

Merupakan pipa tebal yang berfungsi untuk memberikan WOB

dan menambah kekuatan BHA saat menghadapi kompresi. Jika

menggunakan sistem steering atau MWD, diperlukan non

magnetic drill collar untuk mencegah interferensi dengan

peralatan lain. Pada pemboran vertikal, drill collar akan bertindak

sebagai pendulum untuk memberikan WOB.

Bottom Hole Assembly (BHA) harus didesain secara spesifik sesuai

dengan kebutuhan dilapangan, hal ini berhubungan dengan batasan dan

kelebihan dari tiap komponen BHA. Komponen BHA yang dipakai untuk

pemboran vertikal berbeda dengan yang digunakan untuk pemboran

berarah maupun untuk pemboran horizontal. Dalam penggunaannya

secara umum, BHA dapat dibagi menjadi dua, yaitu BHA untuk pemboran

sumur vertikal dan BHA untuk pemboran directional dan horizontal.

BHA untuk pemboran vertikal, umumnya terdiri dari bit, PDM, drill

collar, release joint, dual check valve dan connector. Drill collar dipasang

untuk memberikan beban (WOB) dan memberikan efek pendulum.

Sedangkan BHA untuk pemboran berarah dan horizontal meliputi: bit,

PDM dengan bent sub, non magnetic drill collar, orienting tool dan MWD.

MWD merupakan peralatan pengukur sudut dan arah yang

digunakan secara terus menerus selama operasi pemboran berlangsung.

Dipasang pada rangkaian BHA dengan supplay data transmisi dan tenaga

dari wireline melalui bagian dalam string. Disamping sensor arah dan

38

sudut, biasanya MWD juga dilengkapi dengan sensor tekanan, WOB, torsi

dan sinar gamma ray. Semua sensor parameter tersebut dapat diterima

dan dikontrol melalui komputer dipermukaan. Selain itu data yang didapat

ini dapat disimpan di memory internal alat MWD untuk evaluasi lanjut

nantinya. Selain digerakkan oleh wireline, peralatan-peralatan dibawah

permukaan bisa juga mendapatkan tenaga dari batery pack.

Gambar 3.12BHA Equipment

3.2. BATASAN-BATASAN PEMBORAN COILED TUBING

Pemboran dengan coiled tubing mempunyai beberapa batasan-

batasan teknik dan operasionalnya.

3.2.1. BATASAN BERAT DAN UKURAN

Batasan berat dan ukuran coiled tubing ditentukan berdasarkan

komposisi material pembentuknya dan yield strength, sedangkan

panjangnya dibatasi oleh ukuran reel dan batasan berat serta batasan

ruang yang bisa memenuhi kondisi drill floor dan drill site. Dibawah ini

adalah salah satu contoh spesifikasi coiled tubing berdasar komposisi

material pembentuk dan yield strengthnya.

39

Alloy : A-606 Type 4, modified

Komposisi kimia Sifat fisik

Carbon, C : 0,10 – 0,15

Manganese, Mn : 0,60 – 0,90

Phosphorus, P : 0,030 (max)

Sulfur, S : 0,005 (max)

Silicon, Si : 0,30 – 0,50

Chromium, Cr : 0,55 – 0,70

Copper, Cu : 0,20 – 0,40

Nickel, Ni : 0,25 (max)

Minimum yield strength : 70000 psi

Minimum tensile strength : 80000 psi

Minimum elongation : 30 %

Maximum hardness : 22C Rockwell

Tabel berikut menunjukkan ukuran dan berat coiled tubing dengan

batasan tekanan dan tension maksimal dan ukuran coiled tubing reelnya.

Tabel III. 4

Ukuran dan Berat Coiled Tubing

OD(in)

WallThickness

(in)

Weight(lbm/ft)

MaxTension

(lbf)

Max Allow.

Working Torque(lbf-ft)

Max Allow.

Working Pressure

(psi)

Reel Core

Diameter(in)

1.500

1.750

2.000

2.375

2,875

0,156

0.156

0,156

0,156

0,156

2,24

2,66

3,07

3,70

4,53

32000

37900

43900

78100

95000

1044

1484

2002

2926

4431

7700

6700

5900

5300

4400

76

76

84

84

96

3.2.2. Batasan Mekanik

a. Sumur Vertikal

Pada sumur vertikal coiled tubing dalam keadaan tension, batasan

kedalaman tergantung pada densitas fluida pemboran, yield strength

material, dan variasi ketebalan dinding tubing. Sumur diasumsikan penuh

dengan lumpur dan diperlukan tambahan berat jika melakukan operasi

pemancingan (fishing). Dapat digunakan high-strength atau tapered string

untuk pemboran yang lebih dalam. Tappered string terdiri dari tubing

dengan berbagai ketebalan dinding.

40

Jika kekerasan batuan formasi dalam keadaan konstan maka

asumsi kedalaman maksimum (Dmax) penggunaan coiled tubing dalam

fluida pemboran tanpa batasan yield strength dari material sebesar 80 %

dapat dituliskan sebagai berikut :

…………………………………. (3.1)

Pada operasi coiled tubing secara konvensional batasan

kedalaman maksimum adalah sampai kedalaman 23.000 ft.

b. Sumur Berarah

Untuk menghitung gaya-gaya dalam coiled tubing diperlukan

“Tubing Force Model” (model penentuan kekuatan coiled tubing). Saat

tubing mengalami gaya kompresi, mula-mula akan terjadi bentuk

sinusoidal. Setelah gaya meningkat akan menjadi bentuk helical, sehingga

gaya gesekan pada dinding lubang bor akan meningkat. Jika gaya gesek

meningkat sampai tubing terkunci di lubang akan terjadi lock up. Pada

kondisi ini tubing tidak dapat didorong lebih jauh. Penambahan gaya di

permukaan tidak akan menambah beban di dasar lubang bor. Panjang

bagian horizontal yang dapat dibor dengan suatu WOB didasar lubang

disebut maximum drainhole length.

c. Batasan Torsional

Terdapat batasan kerja maksimum yang dapat dihitung dengan

Von Mises Theory. Saat tubing diangkat torsi mendekati nol, dan pada

saat pemboran torsi akan maksimum. Torsi yang dapat menyebabkan

motor rusak (downhole motor-stall torque) harus kurang dari torsi kerja

maksimum. Pengaruh torsi saat pemboran pada helical buckling adalah

minimal untuk high-speed motor.

3.2.3. BATASAN UMUR COILED TUBING

Penggunaan diameter coiled tubing yang besar dan tekanan fluida

pemboran yang kontinyu dapat menyebabkan meningkatnya fatigue

(kelelahan) pada CT string hingga mengurangi umur pakai dari CT string.

Disamping itu parameter-parameter lain seperti geometri reel dan

gooseneck, tekanan pemompaan, diameter, ketebalan dinding dan

material yang digunakan serta kontak antara komponen-komponen kimia

41

yang dipompakan dengan inside diameter CT string juga mempengaruhi

batasan umur pakai dari CT string.

Ada dua prinsip mendasar yang penting berkenaan dengan umur

coiled tubing dan fatigue dalam operasi pemboran coiled tubing, yaitu :

1. Mempelajari secara cermat antisipasi perputaran gaya-gaya dan

kondisi operasi sewaktu melakukan penaksiran umur coiled tubing

dari spesifikasi coiled tubing.

2. Sewaktu operasi dimulai, mencatat secara cermat dan memastikan

agar umur coiled tubing sebenarnya lebih panjang dari prediksi.

Untuk suatu kondisi ideal, diharapkan CT yang digunakan

mempunyai: Kekuatan (strength) yang tinggi terhadap tension, burst dan

collapse; Kelenturan (ductility) yang tinggi selama masa pakai, Bisa

disambung atau dilas (weldability) pada saat perbaikan; Ketahanan

(resistance) yang tinggi terhadap korosi, asam dan erosi; Serta tahan

terhadap patah lelah (fatigue failure)

3.2.4. BATASAN HIDROLIKA

Laju fluida pemboran harus cukup untuk membawa cutting.

Transportasi cutting tergantung pada rheologi fluida pemboran. Untuk

pemboran underbalance, kecepatan slip dari cutting yang lebih besar dan

kecepatan annulus haruslah dievaluasi. Pada pemboran horizontal

digunakan persamaan kecepatan transportasi cutting untuk fluida

Newtonian. Laju fluida pemboran juga dibatasi oleh penurunan tekanan

melalui tubing dan kembali melalui annulus. Peningkatan penurunan

tekanan (lebih dari 5000 psi) akan meningkatkan densitas sehingga

mengurangi laju penetrasi. Hal ini dapat menyebabkan terjadinya loss

sirkulasi. Selain itu, downhole motor mempunyai laju maksimum yang

seringkali membatasi laju fluida pemboran.

3.3. PERSIAPAN PEMBORAN

Dalam melaksanakan operasi pemboran, hal yang harus disiapkan

demi kelancaran kegiatan pemboran, adalah: persiapan teknis (meliputi

penyediaan peralatan, perencanaan prosedur kerja dan personel serta

42

persiapan administrasi seperti perizinan dan pembayaran personel) dan

Kelayakan teknis yang harus diperhitungkan (meliputi pemilihan fluida

pemboran, WOB, annular velocity, tekanan dan laju pemompaan, tension

dan torsi serta aspek pembebanan pada CT).

3.3.1. PEMILIHAN FLUIDA PEMBORAN.

Fungsi dan persyaratan yang harus dipenuhi fluida pemboran yang

digunakan pada sistem coiled tubing adalah:

1. Cutting transport dan kualitas suspensi yang baik.

2. Optimasi pump pressure dan flow rate.

3. Meminimalisir stuck.

4. Meningkatkan stabilitas lubang sumur.

5. Lubrikasi yang baik.

6. Mengontrol leak off dan fluid loss.

7. Meminimalisir kerusakan formasi.

8. Akurasi pada proses MWD dan log

Fluida untuk coiled tubing umumnya mengandung:

Base liquid phase.

Biopolymer.

Lubricants.

Biocyde.

Potasium Hydroxide.

Salah satu jenis fluida pemboran yang digunakan adalah fluida

jenis LSRV (Low Shear Rate Viscousity), yang mengandung biopolymer.

Dimana fluida jenis ini cenderung tidak membentuk cake untuk mengontrol

filtrat invasion, tapi menggunakan kemampuan viscoelastic properties dan

elevated LSRV yang dimilikinya untuk mengontrol invasi filtrat.

Faktor-faktor yang perlu dipertimbangkan dalam pemilihan sistem

fluida pemboran adalah :

1. Tekanan Sumur

Akurasi penentuan tekanan sumur merupakan hal yang sangat

penting dalam operasi pemboran maupun kerja ulang sumur.

Pengukuran banyaknya gas dan cairan yang dipompakan dan

43

banyaknya padatan, cairan, gas dipermukaan merupakan hal yang

perlu guna perbaikan sistem pembersihan lubang bor. Tekanan

hidrostatik akibat kolom fluida dan kehilangan tekanan selama sirkulasi

harus seimbang dengan tekanan dasar sumur. Manipulasi dan

penambahan tekanan diatur keluar-masuknya melalui sistem choke

manifold. Air asin dapat digunakan pada tekanan normal (0,43 – 0,47

psi/ft), dan pada sumur-sumur bergradien geo-pressure, lebih dari 0,47

psi/ft dapat dipakai dengan fluida pemberat. Pada sumur-sumur dengan

tekanan dasar sumur kecil (0,10 – 0,40 psi/ft), alternatif yang dapat

dipakai adalah penggunaan nitrogen mist dan foam untuk mengangkat

padatan dan membersihkan lubang bor pada kondisi overbalance.

2. Laju Pemompaan dan kecepatan di Annulus

Laju pemompaan fluida dan luas penampang annulus

memberikan pengertian dan batasan mengenai sistem

pembersihan rata-rata untuk kecepatan di annulus. Kecepatan

sirkulasi fluida (V) ditentukan dengan pembagian antara laju alir,

volume per time, dengan luas penampang aliran, yaitu:

……..........………...…….... (3-2)

3. Reynold Number, NRE

Merupakan rasio antara gaya aliran massa dinamik dengan

viskositas, lebih lanjut merupakan indikasi relatif dari gangguan dalam

regim aliran dinamik, yang umumnya dinyatakan dengan angka. Dalam

lubang bor dipakai untuk menentukan efek drag pada partikel pasir dan

padatan lainnya.

4. Pergerakan Fluida

Pergerakan fluida dinyatakan sebagai aliran, dengan jenis aliran

laminer, turbulen dan transisi/ peralihan. Persamaan Reynold number

untuk satuan lapangan yang digunakan adalah:

…..........................……………….......... (3-3)

44

Aliran Laminer diakibatkan oleh kecepatan fluida yang kecil, energi

pencampuran kecil dan pressure loss akibat gesekan kecil, sedang

untuk aliran turbulen, kecepat fluida besar, pencampuran fluida yang

signifikan dan pressure loss besar.

5. Pergerakan Partikel Padatan.

Sangat penting untuk mengetahui dasar-dasar pergerakan partikel

padatan, regim aliran dan bagaimana fluida mendesak partikel batuan.

Berkenaan dengan pengendapan partikel-partikel padatan, yang

diakibatkan oleh gaya gravitasi, drag force pada akhirnya mengimbangi

gaya gravitasi, selanjutnya diperlukan perhitungan mengenai kecepatan

pengendapan partikel (terminal particle settling velocity, TPSV). Analisa

mengenai sifat fisik serbuk bor dan padatan-padatannya membantu

untuk mengetahui TPSV-nya. Untuk partikel pasir spherical berukuran

20 mesh TPSV sebesar 0,42 fps, dan 10 mesh adalah 0,90 fps.

Pokok-pokok aturan yang biasa dipakai pada sumur vertikal

adalah bahwa minimum annular velocity sama dengan dua kali TPSV,

sedangkan pada sumur horisontal 10 kali TPSV.

6. Sistem Frictional Pressure Loss.

Pada umumnya, tekanan kerja maksimum yang aman untuk

operasi coiled tubing adalah 5000 psig. Hal ini penting untuk dimengerti

mengingat pada kehilangan tekanan akibat gesekan. Frictional

Pressure Loss untuk aliran turbulen ditentukan dengan perubahan

tekanan per 1000 ft, atau:

…............................………………. (3-4)

f adalah faktor gesekan, ditentukan dengan diagram Moody yang

merupakan hubungan antara Reynold Number, kekasaran relatif pipa

dan faktor gesekan.

7. Pressure Loss di Annulus

Pressure loss dapat terjadi dan berkembang mendesak

ruang annulus, hingga penentuan tekanan di annulus merupakan

45

hal yang kritis dalam operasi coiled tubing. Aliran fluida di annulus

akan berubah dengan penambahan luas permukaan pipa yang

mengalami kontak dengan fluida.

3.3.2. WEIGHT ON BIT (WOB)

Kebutuhan WOB yang diperlukan untuk mempertahankan penetrasi

pemboran dapat dihasilkan dari dua sumber. Bila pemboran vertikal atau

pemboran dengan sudut deviasi kecil, drill collar digunakan untuk

memberikan WOB, dimana coiled tubing dipertahankan dalam kondisi

tension untuk mencapai trayek yang stabil. Dan bila dalam pemboran

berarah dengan sudut deviasi yang besar, maka coiled tubing digunakan

untuk menyediakan kebutuhan WOB.

WOB pada coiled tubing drilling berbeda dengan rotary drilling

biasa yang umumnya menggunakan WOB tinggi (4000 – 6000 lbs) dan

RPM kecil (<700 rpm). Pada coiled tubing sendiri, digunakan sistem

dengan RPM besar (>700 rpm) dan WOB kecil (2000 – 3000 lbs). Efek

dari hal ini terhadap laju penembusan (ROP) adalah sama dengan

pemboran rotary umumnya. Untuk itu dibutuhkan pemilihan serta optimasi

bit dan hidrolika yang baik. Penentuan WOB ini tergantung pada tipe bit,

kekuatan coiled tubing, daya pada motor dan drillability formasi.

Minimum Downhole Weight on Bit (DWOB) untuk pemboran

horizontal dengan coiled tubing adalah :

3 ¾ “ – 4 “ WOB minimum = 1200 lbs

4 1/8 “ – 4 ¾ “ WOB minimum = 1500 lbs

6 “ WOB minimum = 2500 lbs

Minimum DWOB berkaitan dengan gaya minimum yang diperlukan

pada bit bila pemboran mencapai bagian horizontal. Gaya/ beban ini harus

disediakan dengan bantuan dorongan injector head terhadap coiled tubing

untuk masuk ke dalam sumur, dan merupakan salah satu kunci penentuan

seberapa jauh bagian berarah/ horizontal dari lubang sumur dapat dibor.

3.3.3. KECEPATAN ALIR DI ANNULUS (ANNULAR VELOCITY)

Merupakan suatu parameter yang berhubungan dengan

kemampuan fluida pemboran dan sistem sirkulasi untuk membersihkan

46

dan mengangkat serbuk pemboran ke permukaan selama proses

pemboran berjalan. Yang sering menjadi masalah dalam pengangkatan

serbuk bor adalah pada bagian horizontal dan build-up, serta pada bagian

lubang dengan diameter besar (sumur bagian atas).

Geometri lubang bor, ukuran serbuk bor dan karakteristik fluida

pemboran sangat berpengaruh terhadap kemampuan pembersihan

lubang bor dan pengangkatan serbuk bor ini. Bagaimana pun, dengan

kombinasi high-speed motor dan bit yang digunakan dalam coiled tubing

drilling, maka pada umumnya ukuran cutting yang terbentuk relatif kecil

(<50 microns), hal ini akan membantu dalam proses pengangkatannya.

Aturan pokok mengenai annular velocity yang dapat digunakan

sebagai dasar persiapan dan rencana kerja adalah :

1. Untuk lubang vertikal, annular velocity 30 – 40 ft/min (untuk sumur-

sumur baru yang dangkal dengan cutting besar diperlukan 50 ft/min).

2. Untuk lubang horizontal, 100 ft/min (tergantung pada panjangnya

bagian horizontal dan karakteristik fluida pemboran).

3.3.4. TEKANAN DAN LAJU PEMOMPAAN

Pompa harus memiliki kapasitas tekanan dan laju alir yang cocok

dengan persyaratan downhole motor (kapasitas motor) untuk mendapat

hasil optimum. Faktor yang sering membatasi adalah kehilangan tekanan

akibat gesekan karena panjang coiled tubing atau kecilnya diameter coiled

tubing, yang menimbulkan pengurangan laju aliran lumpur. Persyaratan

tekanan yang umum dipakai adalah 4000 – 5000 psi, dan laju aliran

maksimum untuk coiled tubing adalah 170 gpm, tergantung pada ukuran

motor, jet noozle, kedalaman, ukuran CT, ukuran lubang bor dan rheologi

fluida bor. Biasanya digunakan triplex pump dengan 500 hp, seperti yang

digunakan untuk cementing atau acidizing.

3.3.5. TENSION DAN TORSI

Beban tension pada coiled tubing adalah beban yang ditimbulkan

oleh berat rangkaian coiled tubing itu sendiri ditambah dengan peralatan

bawah permukaan. Coiled tubing harus mampu menahan beban tension,

Tubing Force Model digunakan untuk menentukan antisipasi tension

47

maksimum yang dibutuhkan dalam operasi pada kondisi lubang bor yang

diharapkan. Batas keamanan/ keselamatan untuk overpull (±15000 lbs)

ditambah antisipasi tension maksimum. Jumlah total ini harus di bawah

tension maksimum yang diijinkan.

Torsi yang berlebihan pada dasarnya tidak menimbulkan problem

yang serius dalam operasi pemboran coiled tubing. Tetapi juga perlu

diketahui bahwa ada batas torsi maksimum yang diizinkan (contoh untuk

coiled tubing dengan diameter 2 3/8 “, tebal 0,156” torsi maksimum adalah

2924 ft-lbs). Maka, downhole motor harus diatur agar torsi yang terjadi

tidak melampaui batasan torsi tersebut.

3.3.6. ASPEK PEMBEBANAN COILED TUBING

Dalam operasinya, coiled tubing dapat mengalami

pembebanan: burst, collapse, compression maupun buckling, serta

problem yang disebabkan oleh aspek pembebanan, seperti lockup. Yang

terpenting dalam operasi pemboran dengan coiled tubing adalah

penentuan beban buckling dan distribusi beban axial.

a. Beban Buckling Sumur Horizontal

Dalam lubang horizontal, coiled tubing berada dalam kondisi

tertekan oleh berat bit (desakan bit terhadap formasi) dan gaya

gesekan. Apabila beban kompresif aksial melebihi beban buckling kritis

(Fcr) secara sinusoidal, maka coiled tubing akan melengkung berbentuk

sinusoidal. Persamaan Dawson dan Peasley:

…………………………………................ (3-5)

Yang umum untuk horizontal/ directional dengan sudut arah besar:

…………………………………….......... (3-6)

Ketika beban compresive axial meningkat mengikuti beban buckling

secara helical, Wu et.al menyatakan helical buckling (F hel) terjadi pada:

……………………………….......... (3-7)

dan helical buckling load untuk sumur horizontal menjadi :

48

…………………

……………. (3-8)

Selain persamaan (3-8), Chen et.al menurunkan persamaan helical

buckling load sumur horizontal sebagai:

………………......................

………………. (3-9)

Beban helical buckling adalah beban kompresiv aksial rata-rata dari

permulaan sinusoidal buckling sampai terbentuknya helical buckling.

Gambar berikut, menunjukkan skematik coiled tubing buckling untuk

sumur horizontal dan vertikal. Pada awalnya axial compressive load

meningkat secara linier dan mengalami frictional drag akibat beratnya.

Ketika compressive load sampai pada sinusoidal buckling load (F cr),

sinusoidal buckling terjadi, dan ketika axial compressive load mencapai

helical buckling load (F hel) maka helical buckling terjadi. Axial

compressive load kemudian meningkat tak linier sepanjang bagian

coiled tubing yang melengkung secara helical. Hal ini disebabkan

karena adanya contact force yang ditimbulkan antara dinding lubang

bor dengan coiled tubing.

Gambar 3.13Skema Buckling pada Sumur Horizontal (kiri) dan Vertical (kanan)

49

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5

OD (in)

Fh

el

(lb

)

4.5 IN

6 IN

Grafik 3.1Helical Buckling Load Horizontal Wellbore 4.5 in dan 6 in

b. Beban Buckling Sumur Vertikal

Pada sumur vertikal, di bagian bawah coiled tubing akan

mengalami compression ketika terjadi “slacking-off” (pengenduran)

berat di permukaan atau saat mendorong coiled tubing ke bagian

horizontal. Ketika compressive load melampaui critical sinusoidal

buckling load, coiled tubing akan mengalami pelengkungan secara

sinusoidal. Lubinski memberikan rumusan mengenai critical

sinusoidal buckling load rangkaian drillstring dalam sumur vertikal

sebagai :

………………………................... (3-9)

Tetapi berdasarkan analisa energi besarnya critical sinusoidal buckling

load adalah :

……………………..................... (3-10)

Dua persamaan di atas sulit untuk dipecahkan perbedaannya, tetapi

yang lebih umum dipakai adalah persamaan berdasar analisa energi.

Dan besarnya helical pitch (puncak helical) adalah :

………………………………….................. (3-11)

Persamaan (3-11) didapat dengan model tubing tanpa berat, ini tidak

dapat memprediksi kejadian awal helical buckling. Persamaan ini

digunakan untuk menentukan puncak helical buckling (helical buckling

50

Pers. Chen et. alLumpur 8.6 ppg

pitch length, Lp.hel) untuk tubing yang mengalami pelengkungan

secara helical di bawah kondisi axial compressive load yang besar.

Persamaan helical buckling load dengan mempertimbangkan berat

tubing yang diturunkan berdasar analisa energi untuk memprediksi

terjadinya helical buckling sumur vertikal (bagian bawah) adalah :

…………………..........………............... (3-12)

…………. (3-

13)

dengan panjang puncak adalah :

……………………………………............ (3-14)

Tabel III. 5Beban Buckling Pada Coiled Tubing Sumur Vertikal dan Horizontal

(3.875”WELLBORE, MUD DENSITY 8.5 ppg)

Coiled Tubing Vert. wellbore Hori. wellbore

O.D

(in)

I.D

(in)

Weight

(lb/tf)

Fcr,b

(lbf)

Fhelb

(lbf)

Fhel,t

(lbf)

Fcr

(lbf)

Fhel

(lbf)

2.375 2.063 3.7 288 628 16 5369 9817

2 1.688 3.07 212 461 12 3317 6066

1.75 1.438 2.66 167 363 9 2334 4268

1.5 1.376 2.24 125 273 7 1572 2874

c. Beban Buckling Pada Build-Up Section

Buckling coiled tubing pada bagian build-up ini tidak mudah terjadi,

hal ini karena dua efek yang unik pada bagian build-up. Yaitu:

komponen lateral beban aksial akan menghasilkan distribusi lateral

beban aksial akan menghasilkan distribusi lateral force (F/R) yang

selama coiled tubing berada dalam buid-up curve. Gaya lateral ini

mendorong berlawanan dengan sisi kurva bagian luar. Efek yang

kedua datang dari bentuk kurva lubang bornya sendiri. Dengan

semakin panjangnya bagian build-up, maka kemungkinan terjadinya

buckling pada bagian ini semakin kecil.

51

d. Distribusi Beban Aksial (Axial Load ) Sumur Horizontal

Ketika coiled tubing diturunkan ke bagian horizontal sumur tanpa

terjadinya helical buckling pada bagian tersebut, maka beban aksial

akan meningkat secara liniear selama coiled tubing mengalami friction

drag yang disebabkan oleh berat tubing.

……………………………………………..... (3-15)

Dimana x adalah koordinat sumbu x sepanjang lubang horizontal,

Fo adalah beban kompresif aksial yang dihitung pada titik x = 0. Disini

tidak dipertimbangkan adanya gaya gesekan dari sinusoidal buckling,

karena biasanya sangat kecil.

Ketika ada bagian panjang yang mengalami helical buckling,

peningkatan yang tak liniear dari distribusi beban aksial mungkin

disebabkan oleh beban kompresif aksial yang tak terhingga. Pada saat

itu akan terjadi lockup, tubing tidak dapat didorong lebih lanjut ke

dalam lubang bor dan berat bit tak dapat ditambah dengan

penambahan “slacking-off” dipermukaan.

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Sudut

F (

lb)

Fcr 1Fhel 1Fcr 2Fhel 2

Grafik 3.2Buckling Load 2.375 in CT, Lubang 4.5 in, pada Build Curve

e. Distribusi Beban Aksial Sumur Vertikal

Dengan tak adanya tubing yang mengalami helical buckling, secara

teoritis tidak ada frictional drag pada lubang vertikal dan beban aksial

berubah menjadi liniear :

...........………………………..... (3-16)

52

1 = pada BUR 8O/100 ft2 = pada BUR 15O/100 ft

x diukur sekitar aksis lubang bor dan cenderung naik, Fo

merupakan beban kompresiv aksial yang ditentukan pada titik x = 0.

Beban kompresiv aksial yang ada pada bagian bawah lubang bor

vertikal (atau titik KOP untuk sumur horizontal) menjadi fungsi tak linier

dari slack-off berat di permukaan ketika tubing melengkung helical.

Dengan Fo = FKOP, persamaan (3-16) menjadi:

…… (3-17)

Beban kompresiv aksial maksimum yang dihasilkan pada lubang

vertikal bagian bawah dengan slacking-off di permukaan diartikan

berada pada kondisi beban pada hook sama dengan nol. Untuk

kedalaman lubang vertikal D, total slack-off berat pada kondisi beban

hook nol adalah:

Fs = D We ................................................................. (3-18)

f. Distribusi Beban Aksial Bagian Build-Up

Beban kompresif aksial pada titik KOP dapat dihubungkan dengan

beban pada titik EOC (end of coiled tubing) :

………….(3-

19)

Buckling yang terjadi pada sistem coiled tubing secara signifikan

akan mempengaruhi tubing axial load, hook load, dan panjang maksimum

horizontal. Berikut dapat dilihat contoh bagaimana menentukan coiled

tubing buckling dan selanjutnya memprediksikan kondisi suatu sumur

horizontal yang mengalami helical buckling.

53

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000

Fs (lb)

Fk

op

(lb

)

2.8752.3752

Grafik 3.3Grafik Slack Off berbagai OD CT pada lubang bor vertikal 6 in

Contoh: Pemboran horizontal 3 7/8” menggunakan 2” CT (3.07 lbt/ft) dan

berat bit 1000 lbf, densitas lumpur 8.6 ppg. Vertical section 6000 ft, BUR

15 deg/ 100 ft, casing 4.5” (4.052” ID). Friction factor 0.3 untuk semua

bagian. Tentukanlah: 1. Kedalaman helical buckling pada CT.

2. Hook load pada 3000 ft bagian horizontal.

3. Max. bagian horizontal yang bisa dicapai.

4. Berat bit ketika membor bagian horizontal 3700 ft

dan hook load 6000 lbf (tension)

Solusi:

1. Ambil harga bit weight 1000 lbf sebagai harga axial compressive

load pada ujung build section, hitung hubungannya dengan axial

compressive load di kickoff point;

Fkop = [1000–(2.667)(382)(1-0.32)/(1+0.32)] e–(0.3)(π/2)

+ (2.667) (382) (2) (0.3)/(1+0.32) = 800 lbf

Dari tabel III.5 sebelumnya, Fkop = 800 lbf > Fhel.b = 461 lbf. Maka

dapat dikatakan helical buckling akan terjadi pada bagian

vertikal tepat pada titik kick off.

2. Axial compressive load pada ujung build section dapat dihitung;

Feoc = 1000+(0.3)(2.667)(3000) = 3400 lbf

Dari tabel III.5 diketahui Feoc = 3400 lbf < Fhel = 6066 lbf; maka

tidak ada helical buckling pada bagian horizontal.

Fkop = [3400-(2.667)(382)(1-0.32)/(1+0.32)] e–(0.3)(π/2)

+ (2.667) (382) (2) (0.3)/(1+0.32) = 4645 lbf

54

Lumpur 8.6 ppgKoef. Gesekan 0.4

Fkop = 4645 lbf > Fhel.b = 461 lbf; helical buckling akan terjadi

pada bagian vertikal. Untuk menentukan titik awal helical buckling

gunakan harga Fo = Fkop = 4645 lbf dan F(x) = Fhel.t = 12 lbf

x = [4El/(We μr)]0.5 (arc tanh {(4645)[μr/4ElWe)]0.5}

– arc tanh {(12)[μr /4ElWe)]0.5}) = 2394 ft

F hook = 12 – (6000 – 2394)We = -9605 lbf (tension)

3. Perhitungan max compressive load pada KOP

Fb.max = 2[El/(We μr)]0.5 (arc tanh {(4645)[μr/4ElWe)]0.5}

– arc tanh {(12)[μr /4ElWe)]0.5}) = 5744 lbf

Feoc = [ 5744 – (2.667) (382) (2) (0.3) / (1+0.32) ] e–(0.3)(π/2)

+ (2.667) (382) (1-0.32) / (1+0.32) = 4086 lbf

karena Feoc = 4086 lbf < Fhel = 6066 lbf, tidak ada helical buckling

pada bagian horizontal, maka panjang bagian horizontalnya:

LH = (4086 – 1000) / [(0.3)(2.667)] = 3857 ft

4. Pertama dihitung awal helical buckling dari KOP, dimana axial

loadnya adalah 12 lbf

X = 6000 – (6000+12)/2.667 = 3746 ft

Dengan harga x = 3746 ft, Fx = F hel.t = 12 lbf, selanjutnya:

Fo = Fkop = 2[El/(We μr)]0.5 tanh ([(3.746)?(12)[μrWe / 4El)]0.5

– arc tanh {(12)[μr /4ElWe)]0.5}) = 5435 lbf

Feoc = [5435 – (2.667)(382)(2)(0.3)/( (1+0.32) ] e–(0.3)(π/2)

+ (2.667) (382) (1-0.32) / (1+0.32) = 3893 lbf

karena Feoc = 3893 lbf < Fhel = 6066 lbf, tidak ada helical buckling

pada bagian horizontal. Maka berat bit;

Fbit = 3893 – (0.3)(3700)(2.667) = 933 lbf

3.4. OPERASI PEMBORAN

Selanjutnya akan dibahas lebih lanjut mengenai operasi pemboran

menggunakan Coiled Tubing (CT).

3.4.1. PEMBORAN VERTIKAL

Pemboran dengan coiled tubing untuk sumur vertikal dapat

dikategorikan menjadi dua jenis, yaitu: pemboran sumur-sumur baru dan

55

pemboran re-entry (pemboran kembali sumur-sumur yang sudah ada

untuk memperdalam sumur sampai kedalaman tertentu yang diinginkan),

dimana surface casing atau conductor casing sudah terpasang.

Sedangkan untuk pemboran sumur-sumur baru, tetap diperlukan adanya

pipa permukaan yang berukuran besar sebagai surface casing, kemudian

coiled tubing meneruskan pemboran pada trayek berikutnya.

1. Pemboran lubang permukaan.

Apabila lubang permukaan belum terbentuk, alternatifnya adalah

melakukan pemboran lubang permukaan yang dangkal (shallow

surface hole) untuk casing permukaan. Ini dilakukan dengan

menggunakan water-well rig, ataupun menggunakan sebuah metode

Crane Drilling yang menggunakan kelly, kelly drive bushing, drill collar,

bit, konvensional downhole motor (6 ¾ “– 8”), rotary hose, drilling

structure dan mobil crane. Berikut adalah prosedurnya:

a. Drilling Structure dengan konfigurasi “false rotary” (pemutar

semu) berada pada lantai bor untuk selanjutnya meneruskan

putaran ke master bushing.

b. Bit, Motor dan Drill Collar (BHA) menggantung dibawah kelly.

c. Kelly disambung ke BHA, drive bushing terkunci dalam rotary dan

swivel atau rotary hose berada diatas kelly

d. Crane digunakan untuk menggantung atau mengangkat dan

menurunkan rangkaian peralatan.

e. Putaran pada bit atau torsi diberikan dengan laju alir tinggi dari

pompa melalui downhole motor (terbatas hanya oleh output

pompa dan kapasitas motor)

f. Yang diinginkan adalah laju alir yang tinggi tanpa restriksi tekanan

dan kecepatan diannulus harus tetap dijaga, torsi yang tinggi

pada motor (konvensional PDM) dapat digunakan sejak gaya

reaksi/ balik ditimbulkan terus oleh kelly/ drive bushing structure.

2. Penurunan Casing

Casing diturunkan menggunakan crane, conventional tong, slip dan

elevator. Untuk penanganan penurunan casing. Digunakan sistem:

56

Well Head Supported

Pada dasarnya merupakan sebuah sistem Dual Cylinder yang

menggunakan dua lempengan baja pendorong. Satu dibaut diatas

wellhead (travelling plate), dan yang lain di perpanjang dengan

piston silinder (fixed plate). Power Slips disusun pada tiap

lempeng untuk mencengkram dan menurunkan pipa-pipa casing.

Kapasitas sistem ini 25 ton dan cocok sekali untuk ukuran area

yang relatif sempit dan pipa-pipa yang digunakan berukuran kecil.

Platform Jacking-Frame

Sistem ini lebih kompleks daripada sistem wellhead-supported

dan terdiri dari struktur pemboran coiled tubing standard yang

dimodifikasi dengan penambahan platform yang dibantu empat

silinder hidrolik. Platform ini dapat dinaikkan dan diturunkan

secara relatif menuju platform dibawahnya (lower platform)

dengan menggunakan silinder-silinder tersebut dan power slips

disusun pada lower dan upper platform. Platform ini cocok

digunakan untuk operasi-operasi dimana kapasitas yang

dibutuhkan hingga 100 ton, serta mampu menangani casing 7 “

atau yang lebih besar.

Berikut adalah salah satu contoh konfigurasi design casing suatu

sumur baru yang dibor menggunakan coiled tubing;

Untuk melakukan pemboran sumur 6 ½ in, diawali dengan melakukan

surface drilling (bisa menggunakan water-well rig) dan dilakukan

dengan langkah-langkah design konfigurasi casing sebagai berikut,

Langkah 1:

13 5/8 in flange di-weld pada 13 3/8 in casing stub.

13 5/8 in casing spool dipasang diatas casing stub.

Pasang 13 5/8 in drilling spool dengan 2 outlet.

13 5/8 in BOP dipasang diatas drilling spool

pasang CTD riser

57

Setelah 12 1/4 in hole section dibor, casing string berikutnya

(9 5/8 in) digantung di 13 5/8 casing spool.

Langkah 2:

13 5/8 in flange di-weld pada 13 3/8 in casing stub.

13 5/8 in casing spool dipasang diatas casing stub.

11 in casing spool

11 in drilling spool dengan 2 outlet.

11 in BOP dipasang diatas drilling spool

CTD riser

Selanjutnya 8 1/2 in hole section dibor, dan 7 in casing

dipasang dengan konfigurasi berikut:

Langkah 3:

13 5/8 in flange di-weld pada 13 3/8 in casing stub.

13 5/8 in casing spool dipasang diatas casing stub.

11 in casing spool

7 in casing spool

7 in drilling spool dengan 2 outlet.

7 in BOP dipasang diatas drilling spool

CTD riser

Setelah melalui langkah-langkah diatas maka sumur ini telah

siap untuk pemboran akhir dan proses komplesi, seperti:

menggantungkan tubing, dan pemasangan Xmas tree.

3. Pemboran Trayek berikutnya.

Rangkaian BHA yang digunakan untuk pemboran sumur vertikal

trayek berikutnya adalah bit, PDM, drill collar, release joint, dual check

valve, connector dan coiled tubing. Penggunaan drill collar

dimaksudkan untuk memberikan WOB yang cukup dan memberikan

efek pendulum, hingga bit cenderung untuk ke arah vertikal.

Pada pemboran dengan menggunakan coiled tubing, WOB yang

diberikan cenderung lebih kecil daripada pemboran konvensional, hal

ini dikarenakan batasan kekuatan coiled tubing itu sendiri. Sedangkan

putaran bit (rpm) yang diberikan cukup tinggi dengan batasan daya

58

downhole motor. Pada dasarnya, torsi yang tinggi pada pemboran

dengan coiled tubing cenderung tidak akan memberikan problem yang

serius saat pemboran berlangsung. Hal ini dikarenakan rangkaian

pemboran coiled tubing tidak ikut berputar, dan pembebanan pada

rangkaian cenderung disebabkan oleh gaya beratnya sendiri.

Hal-hal yang perlu dipertimbangkan dalam perencanan maupun

operasi pemboran dengan coiled tubing adalah pemilihan fluida

pemboran yang tepat, hidrolika lubang bor, pengangkatan serbuk bor,

WOB dan kombinasi motor bit. Optimasi hal-hal tersebut akan

memperbesar laju penetrasi dalam pemboran.

3.4.2. PEMBORAN BERARAH DAN HORIZONTAL

Pemboran berarah dengan coiled tubing mempunyai pengertian

yang relatif sama dengan sistem pemboran rotary, perbedaannya adalah

rangkaian coiled tubing tidak berputar. Pemutaran bit tidak dilakukan

dengan sistem steerable motor, yang banyak dipakai adalah jenis positive

displacement motor (PDM) dan kontrol arah lubang bor dijaga dengan

menggunakan directional survey saat pemboran berlangsung (MWD).

Untuk mengubah orientasi arah lubang bor digunakan orienting tool yang

dihubungan melalui electric wireline ke control system di permukaan.

Pada pemboran dengan cara ini, umumnya hanya diperlukan satu jenis

BHA untuk setiap lubang bor, sebagai contoh adalah bit, PDM dengan

bent sub, non magnetic drill collar, orienting tool dan MWD sebagai kontrol

arah. Desain dan optimasi pada directional dan horizontal coiled tubing

drilling, dilakukan dengan komputer dan software pendukungnya.

Penerapan teknologi coiled tubing didalam pemboran berarah

meliputi pemboran re-entry dan pemboran sumur baru yang biasanya

ditujukan untuk sumur injeksi atau sumur observasi. Pemboran re-entry

dilakukan dengan “window cutting”, kemudian dilanjutkan dengan

directional drilling dan akhirnya diteruskan dengan membor bagian

horizontal sesuai dengan target yang ingin dicapai.

59

Gambar 3.14Directional Coiled Tubing Drilling

a. Window Cutting

Operasi dimulai dengan penurunan whipstock assembly, yang

ditempatkan pada dasar yang keras agar tidak bisa tergelincir/ meleset

kedalam karena perputaran window mill. Penurunan whipstock dapat

dilakukan dengan coiled tubing menggunakan peralatan khusus

pemasangan secara hidrolik (special hydraulic setting tool).

Gambar 3.15Window Cutting

60

Dalam penentuan orientasi whipstock, sudut yang dapat diset

berkisar antara 20 – 300. Setelah whipstock terpasang, dilakukan

pemotongan casing untuk membuat window (window milling), BHA

yang dipakai dapat berupa rangkaian: coiled tubing string, coiled tubing

connector, flapper valve, disconnecting sub, drillcollar, low speed motor

dan diamond speed mill.

b. Bagian Berarah (Build Up)

Saat pemboran dimulai diluar window, diperlukan rangkaian BHA

yang baik untuk mencapai laju penetrasi (ROP) yang optimum,

disamping bagian build-up yang halus. Pada bagian ini, ROP yang

dapat dicapai kurang lebih 31,2 ft/hour pada inklinasi kecil, dan pada

inklinasi yang besar (>300), ROP akan turun 4,9 – 6,6 ft/hr, hal ini

dikarenakan adanya alat penstabil dalam short-radius motor. Yang

perlu dipertimbangan selain pemilihan fluida pemboran serta

parameter-parameter teknis, adalah parameter formasi yang akan

ditembus serta parameter finansial.

c. Bagian Horizontal

Umumnya bagian horizontal dibor dengan tujuan untuk

mendapatkan pengurasan yang lebih besar. Panjang bagian horizontal

yang dapat dibor ini tergantung pada peralatan yang digunakan (BHA

dan fleksibilitas rangkaian). Dari operasi yang telah dilakukan:

Dengan bit 4 1/8” dan BUR 250 - 350/ 100 ft, didapat panjang

bagian horizontal 1000 ft pada kedalaman 5528 MD.

Bit 3 ½” dan BUR 80/ 100 ft, didapat panjang bagian horizontal

3300 ft pada kedalaman 11000 ft MD (catatan : inklinasi 890).

Dari sini dapat dilihat bahwa semakin kecil laju build up ratio (BUR)

maka akan semakin panjang bagian horizontal yang dapat dicapai dan

berlaku pula sebaliknya pada kondisi BUR yang semakin besar, maka

akan semakin pendek bagian horizontal yang dapat dicapai.

Strategi dan perhitungan pembebanan pada rangkaian pemboran

dengan coiled tubing yang dirancang dengan baik, ditambah dengan

61

sistem kontrol arah dan monitoring pemboran selama operasi

berlangsung akan dapat meningkatkan ketepatan pencapaian target.

Berikut adalah 2 (dua) operasi pemboran yang terbukti berhasil

dengan baik dilakukan oleh Baker Hughes di Alaska dan Oman

(rangkaian BHA yang digunakan dapat dilihat pada gambar 3.17):

Alaska

Tujuan: Melakukan sidetrack through tubing reentry drilling

terhadap 6 sumur di Alaska, yang membutuhkan

penggunaan whipstocks, men-drill off cement plug, dan

dalam kondisi underbalanced. Kedalaman sumur 8500 ft,

casing 7 in. Dan tantangannya adalah membandingkan

efisiensi coiled tubing driling dengan rotary drilling.

Solusi : Digunakan Baker Hughes INTEQ 2 3/8 in CoilTrack BHA

untuk men-sidetrack sumur ini dengan 3 in bit. Dogleg max

untuk bagian build up adalah 50O/ 100 ft. Rata-rata bagian

yang harus dibor sepanjang 1800 ft per sumur.

Hasil : Pemboran 5 sumur diselesaikan dengan sukses dan 1

sumur di-abandon karena gagal pada proses casing exit

dan pemboran cement plug. Total selama proyek

berlangsung telah dilakukan 48 kali operasi, 755 jam in

hole, 635 jam sirkulasi. Terbukti kinerja 2 3/8 in X-treme

motor sangat memuaskan. Dan evaluasi akhir

menunjukkan bahwa proyek ini dapat menghemat total

cost hingga lebih dari 10% per sumur.

Oman

Tujuan: Melakukan multi well through tubing re-entry proyek

dengan CT drilling. Dan dilakukan bersamaan dengan

identifikasi formasi dan karakteristik lithology untuk

membantu geo-steering.

Solusi : Digunakan Baker Hughes INTEQ terintegrasi dengan US

MPR (Ultra Slim Multiple Propagation Resistivity) untuk

me-log sumur selama pemboran berlangsung (LWD).

62

Hasil : 30 sumur dibor dengan sukses dimana 25 sumur

menggunakan US MPR. Total membor 97490 ft bagian

baru, dan salah satunya memecahkan rekor pemboran

bagian horizontal terpanjang (4813 ft). LWD menghasilkan

hasil log berkualitas tinggi yang berhasil mendefinisikan

reservoir dengan baik. 95% dari reservoir di log pada

lobang 3 ¾ in dan 5% di log pada lobang 4 1/8 in

Gambar 3.16BHA yang digunakan di Alaska (kiri), dan BHA yang digunakan di Oman (kanan)

63

BAB IV

PEMBAHASAN

Teknologi, sistem dan komponen pendukung coiled tubing terus

dikembangkan untuk dapat menggantikan atau menutupi kelemahan

teknologi konvensional yang sudah ada. Coiled tubing sendiri adalah

suatu tubing panjang yang plastis dan tak bersambung serta dapat

digulung, terbuat dari bahan baja yang hingga saat ini memiliki diameter

berkisar antara 1 – 6 in. Batasan operasi coiled tubing dalam pemboran

seluruhnya saling mempengaruhi, yang meliputi: batasan tekanan dan

tegangan, batasan diameter dan keovalan, batasan kelelahan dan korosi

serta batasan pemompaan dan pengaliran.

Tekanan dan tegangan merupakan batasan penting mengingat jika

tekanan/tegangan yang dikenakan pada coiled tubing melebihi minimum

yield strength, maka coiled tubing akan mengalami kerusakan permanen

akibat deformasi plastis. Batasan tekanan dan tegangan pada coiled

tubing ditentukan berdasarkan material pembentuk, yield strength, tensile

strength, diameter dan ketebalan, serta berat nominal coiled tubing.

Gaya yang yang bekerja pada coiled tubing diantaranya adalah:

buoyancy, tension di reel, tekukan (buckling) dan turbulensi fluida.

Turbulensi fluida terjadi jika suatu fluida mengalir melalui coiled tubing

atau annulus dan akan menyebabkan coiled tubing bergetar. Getaran ini

akan meningkatkan gesekan antara coiled tubing dengan dinding lubang

bor. Hal ini juga berpengaruh terhadap gesekan pada stripper dan

tekanan kepala sumur dimana pada saat tekanan operasi stripper atau

tekanan kepala sumur meningkat, maka gaya gesekan pada daerah yang

disekat stripper tersebut juga meningkat. Saat dioperasikan pada tekanan

kepala sumur yang tinggi, gaya gesekan ini menjadi faktor yang penting

karena akan memberikan gaya keatas pada coiled tubing yang akan

mendorong tubing hingga tubing memiliki tendensi keluar dari sumur.

64

Pada sumur vertikal, berat coiled tubing string dapat ditentukan

dengan kalkulasi dari berat coiled tubing persatuan panjang lalu dilakukan

koreksi terhadap efek bouyancy. Atau dapat diamati pada weight indicator.

Sedangkan pada sumur directional atau horizontal, gaya yang diperlukan

untuk mendorong coiled tubing sepanjang lubang bor tidak dapat

ditentukan secara akurat jika menggunakan weight indicator. Untuk itu

perlu diperhatikan gaya-gaya yang lain yang bekerja pada coiled tubing,

seperti yang telah diterangkan diatas.

Gambar 4.1Coiled Tubing Unit dan Personel

4.1. PENERAPAN COILED TUBING PADA OPERASI PEMBORAN

Penggunaan teknologi coiled tubing untuk operasi pemboran

menggantikan rotary drilling konvensional dipicu oleh berbagai faktor.

Diantaranya peningkatan kemampuan meneruskan hydraulic horsepower

ke downhole motor melalui fluida pemboran untuk memutar bit dan

sekaligus membersihkan lubang bor.

Coiled Tubing Drilling (CTD) potensial untuk diterapkan pada:

Horizontal re-entry sumur vertikal untuk meningkatkan

produktivitas sumur dan mencapai perolehan max.

Horizontal re-entry sumur vertikal untuk mengurangi water

atau gas coning.

Horizontal re-entry sumur vertikal untuk membentuk pola

pengurasan dari radial ke linier pada proyek-proyek EOR.

65

Horizontal re-entry sumur vertikal untuk tujuan eksplorasi dan

evaluasi formasi.

Directional re-entry sumur vertikal untuk mencapai reservoir

yang heterogen.

Memperdalam sumur vertikal (deepening).

Memperpanjang sumur horizontal.

Pemboran re-entry pada sumur horizontal untuk mengubah

penempatan lubang bor pada reservoir.

Pemboran vertikal pada zona lost circulation dan dibawahnya.

Pada sumur slimhole, baik eksplorasi maupun produksi.

Pemboran underbalanced pada pay zone.

Pemboran untuk coring.

Bottom Hole Assembly (BHA) merupakan rangkaian peralatan

bawah permukaan yang didesain untuk mencapai laju penetrasi optimum,

pencapaian target yang tepat dan lubang bor yang halus. Perencanaan

BHA sangat menentukan keberhasilan pemboran untuk itu perlu

dipertimbangkan aspek-aspek pemboran, karakteristik formasi dan

pertimbangan mekanis komponen yang akan sangat berpengaruh

terhadap pemilihan kombinasi motor dan bit yang akan digunakan,

parameter pemboran seperti WOB dan RPM, dan fluida pemboran.

Agar operasi dapat berjalan dengan sukses dan seefisien mungkin,

diperlukan persiapan (pre job planning), eksekusi (job executions) dan

analisa pasca operasi (post job review) yang berjalan dengan baik demi

suksesnya operasi CTD di lapangan.

a. Pre Job Planning

Perencanaan yang berhubungan dengan target pemboran yang

akan dicapai, kedalaman pemboran dan jenis pemboran. Untuk

itu diperlukan persiapan awal yang mencakup riset data sumur,

persiapan wellsite dan peralatan, fluida pemboran, hidrolika

sumur, LWD dan MWD, serta perencanaan directional dan

window milling (untuk directional dan horizontal drilling).

Design awal dari wellbore dan prosedurnya.

66

Estimasi biaya dan pengadaan peralatan.

Keselamatan.

b. Job Execution

Akuisisi data dan kualitasnya.

Operasi yang sukses dan efektif dari segi biaya.

Keselamatan (safe overall operation).

c. Post Job Review

Penilaian terhadap hasil operasi pemboran.

Analisa data dan informasi pemboran.

Analisa pemboran dan hasilnya.

Database untuk efisiensi dan reduksi biaya pada operasi CTD.

BHA pada operasi pemboran dengan CT umumnya dilengkapi

dengan Measurement While Drilling (MWD) tool yang dihubungkan

langsung melalui electric wireline didalam CT ke komputer dipermukaan,

alat ini digunakan sebagai pengukur dan monitoring selama operasi

pemboran berlangsung. Pemilihan rangkaian BHA yang tepat akan

mengurangi efek buckling selama operasi pemboran, khususnya pada

pemboran berarah dan horizontal.

Penggunaan coiled tubing untuk operasi pemboran vertikal maupun

berarah dapat dikategorikan menjadi dua kelompok, yaitu pemboran re-

entry dan pemboran sumur baru. Pemboran sumur re-entry adalah

pemboran kembali untuk memperdalam ataupun untuk melakukan side

track (pada directional atau horizontal) dengan window cutting. Dan

pemboran untuk sumur-sumur baru umumnya untuk sumur injeksi atau

sumur observasi. Operasi pemboran ini tetap memerlukan adanya lubang

permukaan (shallow surface hole) untuk casing permukaan. Untuk sumur

baru, digunakan Crane untuk membuat lubang permukaan, metode ini

tetap menggunakan downhole motor untuk memutar bit, dan setelah

lubang permukaan terbentuk dipasang casing permukaan sebagai

landasan peralatan kontrol sumur.

Pemboran vertikal trayek berikutnya dilakukan dengan coiled tubing

dan BHA yang meliputi PDC, PDM, DC, release joint, check valve dan

67

connector. WOB yang diberikan cenderung lebih kecil namun dengan

RPM yang lebih tinggi jika dibandingkan dengan pemboran konvensional.

Hal yang perlu dipertimbangkan dalam perencanaan dan operasi adalah :

Pemilihan fuida pemboran yang tepat.

Hidrolika lubang bor; terkait dengan laju pemompaan dan

kecepatan di annulus agar fluida mampu mengangkat cutting.

Kombinasi motor dan bit; hal ini berpengaruh dengan daya pada

motor untuk memutar bit.

Pada pemboran berarah maupun horizontal (umumnya pemboran

re-entry) dilakukan dengan window cutting, prosesnya diawali dengan

memasang whipstock assembly dan membuat pilot hole dengan BHA

yang meliputi: starting mill, flex joint, motor, dan connector. Selanjutnya

dilanjutkan dengan memotong casing, menggunakan komposisi BHA: flat

face mill, water melon mill, motor, dan connector. Pemboran bagian

berarah dilakukan dengan perencanaan BHA khusus, diperlukan

penambahan peralatan orienting tool dan MWD sebagai kontrol arah dan

mechanical release untuk penanggulangan terjepitnya pipa. Problem

terjepitnya pipa (lock up), baik akibat formasi maupun akibat peralatan

merupakan salah satu problem yang cukup serius. Oleh karena itu

diperlukan perencanaan BHA yang sesuai untuk menghindari lock up dan

pemilihan fluida pemboran yang tepat untuk pencegahan pengembangan

lempung (swealing clay) pada formasi.

Panjang bagian horizontal yang dapat dibor tergantung pada

susunan BHA yang digunakan dan fleksibilitas rangkaian. Semakin baik

perencanaan BHA-nya maka akan semakin memungkinkan untuk

memperbesar jangkauan bagian horizontal pada pemboran. Dalam

perencanaan maupun operasi pemborannya, umumnya semakin kecil laju

build up ratio (BUR) maka akan semakin panjang bagian horizontal yang

dapat dibor. Strategi pembebanan pada bagian horizontal juga sangat

diperlukan berhubungan dengan beban buckling yang dapat

menyebabkan kondisi lock up pada bagian belokannya. Problem buckling

maupun lock up ini dapat dikurangi dengan menggunakan coiled tubing

68

yang berukuran lebih besar atau dengan mengurangi clearance/ ruang

antara coiled tubing dengan dinding lubang bor.

Problem yang umum ditemukan ketika melakukan pemboran

dengan coiled tubing adalah terjadinya lost circulation dan stuck pipe.

Untuk mengatasi lost circulation yang bisa diakibatkan oleh zona

patahan, zona rekahan, underpressured sand, dan zona yang memiliki

permeabilitas sangat tinggi. Bisa melakukan opsi berikut:

Memompakan Lost Circulation Material (LCM pills) yang bisa

membentuk bridge, penetrasi ke loss zone dan membentuk low

compressive strength (300 – 400 psi).

Memasang open hole Inflatable Bridge Plug (IBP) pada loss

yang terjadi di Total Depth.

Umumnya ketika terjadi loss circulation, sebagai langkah awal bisa

meneruskan pemboran terlebih dahulu sedalam 30 – 50 ft melewati zona

loss tadi, tapi jika hal ini gagal bisa mengurangi kemungkinan

keberhasilan mengatasi zona loss tersebut dan bisa meningkatkan resiko

terjadinya stuck.

Terjadinya stuck pipe bisa diakibatkan oleh beberapa hal seperti:

Differential sticking, BHA berhenti bergerak akibat adanya

masalah weight transfer ketika BHA mengalami kontak dengan

zona yang diinvasi oleh mud filtrat.

Hole instability, akibat extruding shale ataupun swealing clay.

Ledges (pelengkungan), kadang terjadi ketika RIH dan POOH

Mechanical sticking, timbul akibat debris (rock, junk, etc) yang

menghambat BHA

Key seating, jarang terjadi namun perlu dipertimbangkan. Hal ini

mungkin timbul pada daerah high dog leg dimana pemompaan

dalam waktu yang lama akan menimbulkan getaran yang terus

menerus pada coiled tubing hingga menyebabkan keausan.

69

4.2. KELEBIHAN DAN KEKURANGAN COILED TUBING DRILLING

Kelebihan pemboran dengan menggunakan coiled tubing adalah:

1. Kemampuan through tubing re-entry drilling

Sumur yang ada dapat di-deepening dan di-sidetrack dengan

melakukan re-entry pada sumur tersebut. Hal ini dimungkinkan

karena diameter CT yang kecil efektif untuk slimhole drilling.

2. Pemboran Underbalance

Teknologi CTD efektif digunakan dalam pemboran underbalance

dengan fluida pemborannya Nitrogen (air drilling) sehingga dapat

meningkatkan ROP dan mengurangi kerusakan pada formasi.

3. Tingkat keamanan tinggi

Karena tidak membutuhkan penyambungan seperti pada jointed

tubing, maka sistem ini dapat mengurangi kecelakaan yang terjadi

di drill floor, meminimalisir kick, serta stuck pipe yang sering terjadi

ketika penyambungan dan trip. Serta dukungan stripper yang

terletak diatas BOP yang menutup annulus selama pemboran.

4. Mengurangi dampak lingkungan

Unit Coiled tubing drilling berukuran lebih kecil dibandingkan unit

pemboran konvensional. Serta cutting yang dihasilkan lebih sedikit

dan tingkat kebisingannya rendah.

5. Lebih ekonomis dalam operasional

CTD lebih ekonomis dan efisien dibandingkan cara konvensional.

Hal ini menyangkut efisiensi waktu dan biaya pemboran yang

antara lain; mengurangi trip time, kebutuhan fluida pemboran dan

pengangkutannya yang lebih murah, mobilisasi serta rig-up yang

lebih cepat, crew yang lebih sedikit dan komplesi bisa dilakukan

langsung menggunakan CTU tersebut. Peralatan pengendali

tekanan sumur (BOP) pada coiled tubing dapat digunakan pada

operasi underbalance karena lebih aman dan effisien. Dimana,

keuntungan yang sangat prinsip dalam underbalance drilling adalah

dapat mengurangi kerusakan formasi yang disebabkan oleh invasi

fluida pemboran ke formasi.

70

188 325 235 177

0

100

200

300

400

500

Taber 9-6(CTD)

Taber 11-6(CTD)

Taber 16-2(CTD)

Taber 8-2(CRD)

Horizontal Length (m)

Well Cost / m ($)

Grafik 4.1Perbandingan biaya ($/m) antara proyek CTD dan CRD pada operasi

pemboran horizontal di Alberta Field – Canada (1996)

Namun CTD juga memiliki kekurangan, yang antara lain adalah:

1. Hingga saat ini kemampuannya terbatas pada sumur < 8 inch untuk

re-entry, dan 12 ¼ inch untuk pemboran sumur baru.

2. CT string tidak bisa berputar, hanya bergerak sliding. Hal ini

mengurangi kemampuan pembersihan lubang bor yang

meningkatkan resiko terjadinya pipe stuck.

3. Pada beberapa aplikasi masih memerlukan bantuan rig

konvensional untuk persiapan sumur dan pemasangan casing/ liner

yang panjang dengan berat > 100 ton.

4. Kedalaman yang bisa dicapai masih terbatas karena keterbatasan

ukuran dan mekanis dari CT serta peralatan pendukung lainnya.

5. Umur coiled tubing lebih pendek dan jangkauan horizontal terbatas.

4.3. KAITAN KARAKTERISTIK RESERVOIR TERHADAP OPERASI

PEMBORAN COILED TUBING

Karakteristik reservoir merupakan faktor penting dalam pemilihan

metode pemboran karena akan sangat menentukan tingkat keberhasilan

yang berhubungan langsung dengan efisiensi dan efektivitas biaya (cost)

operasi pemboran itu sendiri.

71

Sifat-sifat fisik yang mempengaruhi terdiri dari kekerasan batuan

(hardness), drillability, kompresibilitas dan tekanan.

Kekerasan batuan yang akan ditemui selama berlangsungnya

operasi pemboran akan berbeda menurut kedalaman, kompaksibilitas,

maupun jenis batuannya. Ketidakseragaman kekerasan batuan yang

ditembus seperti keras-lunak yang disertai kemiringan lapisan akan

membuat terjadinya miniature whipstock theory. Kondisi ini akan

mengakibatkan pembelokan arah lintasan yang berubah-ubah yang akan

mempengaruhi faktor gesekan dan kondisi ekstrim akan mengakibatkan

pipa terjepit (stuck). Masalah-masalah teknis yang sering timbul akibat

kekerasan batuan tentu akan menjadi pertimbangan tersendiri dalam

penerapan pemboran coiled tubing. Hal ini karena pemboran coiled tubing

yang hanya mengandalkan optimasi DWOB dan RPM akan menentukan

ROP. Untuk itu diperhatikan beberapa faktor yang dapat mempengaruhi

tingkat kekerasan batuan formasi.

Formation drillability umumnya berkurang dengan bertambahnya

kedalaman yang dipengaruhi oleh kekompakan batuan berdasarkan faktor

sementasi. Abrasivitas formasi sangat mempengaruhi ROP. Compressive

strength batuan akan meningkat dengan bertambahnya kedalaman yang

dipengaruhi oleh kekuatan batuan berdasarkan jenis lapisan yang

ditembus dan tekanan overburden yang diterima oleh batuan tersebut.

Kemampuan formasi untuk dapat ditembus oleh bit ditentukan pula

oleh faktor beban atau tenaga yang dibebankan untuk formasi batuan

berupa WOB serta kecepatan putaran bit (RPM) dari motor, dimana untuk

formasi yang mempunyai drillability yang berbeda dan dipengaruhi

kekerasan batuannya akan menggunakan WOB yang berbeda pula.

Untuk formasi yang lunak WOB yang diberikan sebaiknya rendah

untuk menghindari lintasan yang berkelok-kelok (crocked hole) berkisar

antara 3000 sampai 6000 lbs dengan RPM maksimum berkisar 100-250

rpm. Pada lapisan formasi medium WOB yang diberikan berkisar 6000-

8000 lbs, dengan RPM berkisar 70-140 rpm. Sedangkan pada lapisan

formasi yang keras dapat digunakan WOB sekitar 6000-9000 lbs dengan

72

RPM berkisar 40-100 rpm. Penggunaan WOB dan RPM yang ideal pada

pemboran coiled tubing dengan penggunaan downhole motor berkisar

1000-6000 lbs dan 250-750 rpm.

Pressure dan tension formasi sangat mempengaruhi operasi

pemboran coiled tubing. Tekanan pada batuan formasi merupakan

tekanan yang diberikan oleh zat yang mengisi rongga reservoir baik

berupa gas, minyak maupun air. Tekanan yang terjadi pada dasarnya

disebabkan oleh tekanan hidrostatik dari fluida dalam formasi, tekanan

kapiler antar fluida dan tekanan overburden yang berbanding lurus

dengan kedalaman formasi. Tekanan formasi berada pada kondisi normal

menurut gradien tekanan berharga 0,433 – 0,465 psi/ft, tekanan

subnormal < 0,433 psi/ft dan tekanan abnormal > 0,465 psi/ft.

Pada operasi pemboran coiled tubing tekanan kerja maksimum

yang dapat digunakan pada coiled tubing string adalah 1/1,5 dari tekanan

uji dengan safety factor 5 %.

Batasan diameter dan keovalan didasarkan pada kemampuan

peralatan kontrol tekanan yang digunakan untuk mengoperasikan tubing

yang tidak bulat seutuhnya. Kondisi yang mungkin terjadi adalah tubing

menjadi oval, membalon (ballooned) dan rusak. Tubing yang oval akan

menurunkan ketahanan terhadap collapse. Dengan demikian makin oval

coil tubing tersebut maka persentase terjadinya collapse makin besar. Hal

ini akan berpengaruh terhadap berkurangnya tekanan hidrostatik terhadap

formasi yang ditembus. Batasan keovalan yang masih ditoleransi sampai

dengan 105 % dari keadaan normal dan diameter yang masih ditoleransi

sebesar 6 % atau lebih kecil dari 4% dari diameter nominal.

Batasan fatigue dan life limit coiled tubing disebabkan oleh

kombinasi tekanan dan siklus pelengkungan yang terjadi pada coiled

tubing. Hal ini sulit untuk di ukur karena berhubungan dengan karakteristik

material yang khusus. Berdasarkan program pengujian yang ekstensif

barulah dapat ditentukan model matematika yang kompleks. Model ini

menghitung kerusakan yang terjadi pada coiled tubing yang disebabkan

oleh pemberian tekanan dan pelengkungan yang berulang. Pelengkungan

73

yang berulang menyebabkan kerusakan struktur kristal dari material

pembentuk coiled tubing. Kelelahan ini semakin bertambah jika

pelengkungan dilakukan sambil memberikan tekanan didalam coiled

tubing (internal pressure). Kerusakan akibat kelelahan tidak merubah yield

strength dari baja yang digunakan.

Salah satu software untuk memonitor kondisi coiled tubing secara

real time adalah software CoilCAT dari Schlumberger, yang memberikan

fasilitas informasi sebagai berikut:

CoilLIMIT CT pressure/tension limit model

Mengamati pressure dan tension yang terjadi pada CT

CoilLIFE CT life prediction model

Mengamati kelelahan dan masa pakai dari CT berdasarkan faktor-

faktor: pergerakan tubing, tekanan, dan fluida yang melalui CT

Well animation

Customizable plots

Umumnya rekomendasi rule of thumb berikut digunakan jika

computer model untuk monitoring kondisi coiled tubing tidak tersedia:

Internal Pressure Limit

o Max pump pressure while running tubing : 4000 psi

o Max pump pressure while tubing stationary : 5000 psi

Max Collapse Differential : 1500 psi

Max Recommended Wellhead Pressure : 3500 psi

Max Tension Limit : 80% yield strength

Max Diameter & Ovality

o Max OD : 106 %

o Min OD : 96 %

Disamping itu sifat-sifat fisik batuan reservoir yang mempengaruhi

laju pemboran coiled tubing juga meliputi: permeabilitas, porositas,

wettabilitas, saturasi, kompresibilitas batuan.

Permeabilitas berpengaruh terhadap tekanan untuk batuan

permeable, batuan yang semakin brittle dengan compressive

strength yang semakin kecil akan meningkatkan laju pemboran.

74

Porositas berpengaruh terhadap laju penembusan. Dimana dengan

semakin besar porositas batuan maka akan meningkatkan ROP.

Wettabilitas juga mempunyai pengaruh terhadap laju penembusan

dan bit yang digunakan, yaitu batuan yang tertekan oleh gigi bit

selain pecah dan lepas sisanya akan membentuk rekahan-rekahan

mikroskopik. Bila rekahan-rekahan ini bisa diisi dengan fluida

(lumpur pemboran) maka akan mudah dibor oleh gigi bit. Tegangan

permukaan yang kecil dan wettabilitas yang besar akan

mempermudah masuknya fluida pemboran ke dalam rekahan-

rekahan itu, sehingga bit lebih mudah mengorek batuan tersebut

yang mengakibatkan ROPnya meningkat.

Pengaruh saturasi adalah dengan adanya volume pori yang

dijenuhi fluida maka akan meningkatkan ROP.

Pengaruh kompresibilitas terhadap ROP terdapat pada tekanan

yang diterima oleh batuan yaitu tekanan hidrostatik fluida dalam

batuan dan tekanan overburden. Semakin kecil tekanan hidrostatik

fluida di dalam batuan maka batuan akan lebih mudah di bor.

Sedangkan tekanan overburden yang dialami oleh batuan tersebut

menyebabkan batuan semakin kompak sehingga sulit untuk di bor.

75

BAB V

KESIMPULAN

1. Coiled Tubing merupakan suatu tubing yang dapat digulung dan

bersifat plastis terbuat dari bahan baja yang tak bersambung. Dalam

operasionalnya coiled tubing unit relatif tidak memerlukan lahan yang

luas serta lebih ekonomis dan efisien dalam hal biaya dan waktu.

2. Penggunaan coiled tubing untuk operasi pemboran dapat

menggantikan keberadaan drillpipe konvensional yang membutuhkan

penyambungan. Untuk memutar bit agar dapat menembus formasi

digunakan downhole motor. Pemilihan kombinasi motor-bit, alat bawah

permukaan, fluida pemboran dan kontrol operasi yang baik akan

meningkatkan laju pemboran dan pencapaian target yang optimum.

3. Dalam pengoperasiannya pemboran coiled tubing mempunyai

batasan-batasan yang dipengaruhi oleh kondisi peralatan coiled tubing

itu sendiri dan karakteristik batuan yang akan ditembus. Batasan-

batasan ini terdiri dari batasan: berat dan ukuran, mekanik, lifetime,

hidrolika, diameter, keovalan, tekanan, tegangan, regangan, dan

fatigue (kelelahan). Elemen-elemen karakteristik batuan formasi yang

turut mempengaruhi meliputi sifat fisik batuan, seperti: permeabilitas,

porositas, wettabilitas, saturasi, dan kompresibilitas batuan.

4. Hingga saat ini teknologi coiled tubing drilling belum akan mampu

menggantikan teknologi rotary drilling conventional dalam hal aplikasi

pemboran secara keseluruhan. Namun berdasarkan teori dan praktek,

ternyata ada beberapa aplikasi pemboran yang lebih optimal jika

menggunakan coiled tubing dibandingkan dengan rotary drilling

conventional, seperti: through tubing re-entry drilling untuk well

deepening dan side tracking .

76

PDA Monitored Coiled Tubing Unit

77

78

79

Lampiran 1

Prosedur Penentuan Feasibilitas Coiled Tubing Drilling

80

Lampiran 2

Coiled Tubing BOP Design

81

Daftar Simbol

Mw = Densitas lumpur, ppg

Dw = Berat string di permukaan, lb

Bw = Berat terapung string, lb

As = luas penampang pipa, in2

L = panjang coiled tubing, in

r = radius gerakan putar, in

I = moment inersia, in4

OD = diameter luar coiled tubing, in

ID = diameter dalam coiled tubing, in

Fy = gaya kritis pada CT, lb

Cc = Column slinderness ratio

E = modulus young, lb/in2

t min = ketebalan minimum, in

t = ketebalan spesifikasi tubing, in

w = berat akhir coiled tubing, lb/ft

Ly = Pipe body yield load, lb

SMYS = Minimum yield strength , psi

Pt = Tekanan tes, psi

Pg = Internal yield pressure, psi

Po = tekanan luar coiled tubing, psi

A = luas section dari coiled tubing, A= (r o2 – ri

2)

Pcol = tekanan collapse, psi

y = yield stress dari coiled tubing material, psi

Vi = Capacity per 1000 ft (gal/1000 ft)

Vd = Tube body displacement per 1000 ft (gal/1000ft)

Wdf = Berat jenis fluida pemboran, lbm/gal

Q = laju pemompaan fluida, bpm.

Db = outer tubular (ID), in.

Dc = coil tubing (OD), in.

V = laju aliran fluida, fps

82

p = berat Fluida, lb/ft3

u = viskositas fluida, cp

D = kedalaman vertikal, ft

E = konstanta 2,71828

F = beban aksial, lbf

Fb,max = beban kompresiv aksial max yang dibagian bawah, lbf

Fcr = beban buckling kritis (sinusoidal), lbf

Fcrb = beban buckling kritis pada bagian bawah, lbf

FEOC = beban aksial pada titik EOC, lbf

Fhel = beban helical buckling, lbf

Fhel,b = beban helical buckling pada bagian bawah, lbf

Fhel,t = beban aksial pada helical buckling top lubang vertikal,lbf

FKOP = beban aksial pada titik KOP, lbf

Fo = beban aksial pada titik nol (x=0), lbf

Fs = slack-off berat di permukaan, lbf

LH = panjang bagian horizontal, ft

Lp,hel = panjang puncak helical, in

r = radial clearance antara dinding lubang dengan tubular, in

R = radius of curvature,ft

x = koordinat untuk perhitungan, in

We = berat tubular dalam lumpur, lb/in

= inklinasi lubang bor, derajat

= faktor gesekan

83