LAPORAN KERJA PRAKTEK BEBERAPA MASALAH PADA PEMBORAN “LOST CIRCULATION, KICK DAN PIPE STICKING” Disusun oleh : Nama : Bima Nisfu Setyawan NIM : 1701082 Program Studi S1Teknik Perminyakan Konsentrasi Teknik Industri Sekolah Tinggi Teknologi Minyak dan Gas Bumi Balikpapan Balikpapan 2020 LEMBAR PENGESAHAN LAPORAN KERJA PRAKTEK BEBERAPA MASALAH PADA PEMBORAN “Lost Circulation, Kick dan Pipe Sticking” Diajukan Untuk Memenuhi Persyaratan Kerja Praktek Tahun Akademik 2020/2021 Program Studi S1 Teknik Perminyakan Konsentrasi Teknik Industri Sekolah Tinggi Teknologi Minyak dan Gas Bumi Balikpapan Mahasiswa Bima Nisfu Setyawan NIM : 1701082 Mengetahui dan Menyetujui, Ketua Program Studi Dosen Pembimbing S1 Teknik Perminyakan Kerja Praktek Abdi Suprayitno, S.T.,MEng Karnila Willard, S.E,BA.,MBA NIDN : 1110098502 NIDN : 1111057301 i KATA PENGANTAR Segala puji dan syukur kami panjatkan kehadirat Tuhan Yang Maha Esa karena atas berkat dan rahmat-Nya, penyusun dapat menyelesaikan laporan Kerja Praktek ini. Adapun maksud dan tujuan dari laporan Kerja Praktek ini untuk memenuhi persyaratan kerja praktek guna melengkapi kurikulum di program studi Teknik Perminyakan, Sekolah Tinggi Teknologi Minyak dan Gas Bumi (STT MIGAS) Balikpapan. Pada kesempatan ini penyusun mengucapkan terima kasih kepada : 1. Lukman, ST.,M.T selaku Ketua STT MIGAS Balikpapan. 2. Abdi Suprayitno, S.T.,MEng selaku Ketua Program Studi S1 Teknik Perminyakan STT Migas Balikpapan. 3. Risna, S.T.,M.Si selaku Dosen Pembimbing Akademik STT Migas Balikpapan. 4. Karnila Willard, S.E,BA.,MBA selaku Dosen Pembimbing Kerja Praktek. 5. Orang tua dan rekan-rekan mahasiswa yang telah banyak memberikan bantuan hingga terselesaikannya laporan ini. 6. Semua pihak yang telah membantu baik moral maupun spiritual. Penyusun menyadari bahwa laporan ini masih terdapat kekurangan, oleh karena itu penyusun mengharapkan adanya kritik dan saran yang sifatnya membangun untuk penyempurnaan laporan ini. Balikpapan, 1 November 2020 Penyusun ii DAFTAR ISI LEMBAR PENGESAHAN ............................................................................ i KATA PENGANTAR ..................................................................................... ii DAFTAR ISI .................................................................................................... iii DAFTAR GAMBAR ........................................................................................ v BAB I PENDAHULUAN ..................................................................... 1 1.1. Latar Belakang ............................................................... 1 1.2. Tujuan Kerja Praktek .................................................... 2 DASAR TEORI ........................................................................ 3 2.1. Jenis-Jenis Pemboran ..................................................... 3 2.1.1. Vertical Drilling ................................................... 3 2.1.2. Directional dan Horizontal Drilling .................... 3 Alasan Pemboran Berarah .............................................. 4 2.2.1. Alasan Topografis ................................................ 4 2.2.2. Alasan Ekonomis ................................................. 5 2.2.3. Alasan Geologis ................................................... 6 2.2.4. Alasan Lain .......................................................... 8 2.3. Tipe-Tipe Pemboran Berarah ......................................... 9 2.4. Peralatan Pemboran........................................................ 11 BAB II 2.2. 2.4.1. Deflection Tools ................................................... 11 2.4.2. Rotary Steerable System....................................... 13 2.4.3. Bottom Hole Assembly ......................................... 15 2.5. Peralatan Survey Pemboran ........................................... 17 2.5.1. Meassurement While Drilling .............................. 17 2.5.2. Single and Multi Shot ........................................... 19 2.5.3. Gyroscope Instrument .......................................... 19 2.6. Masalah-Masalah Pemboran .......................................... 19 iii 2.6.1. Lost Circulation ................................................... 20 2.6.2. Pipe Sticking......................................................... 20 BAB III PEMBAHASAN ....................................................................... 26 3.1. Lost Circulation .................................................................. 26 3.1.1. Pengertian Lost Circulation ................................. 26 3.1.2. Jenis-Jenis Lost Circulation ................................. 27 3.1.3. Penyebab Lost Circulation ................................... 28 3.1.4. Penanggulangan Lost Circulation ........................ 30 3.2. Kick atau Blowout ............................................................... 34 3.2.1. Pengertian Kick atau Blowout .............................. 34 3.2.2. Penyebab Kick atau Blowout ................................ 34 3.2.3. Penanggulangan Kick atau Blowout ..................... 36 3.3. Pipe Sticking........................................................................ 37 3.3.1. Pengertian Pipe Sticking ...................................... 37 3.3.2. Jenis-Jenis dan Penyebab Pipe Sticking ............... 38 3.3.3. Penanggulangan Pipe Sticking ............................. 41 BAB IV KESIMPULAN ........................................................................ 43 DAFTAR PUSTAKA LAMPIRAN iv DAFTAR GAMBAR Gambar 2.1 Jenis-Jenis Pemboran ................................................................... 4 Gambar 2.2 Pemboran Berarah Berdasarkan Alasan Topografis .................... 5 Gambar 2.3 Pemboran Berarah Sistem Cluster ................................................ 6 Gambar 2.4 Pemboran Berarah Pada Wilayah Kubah Garam ......................... 7 Gambar 2.5 Pemboran Berarah Pada Daerah Patahan .................................... 8 Gambar 2.6 Relief Well ...................................................................................... 9 Gambar 2.7 Tipe-Tipe Pemboran Berarah ........................................................ 11 Gambar 2.8 Bent Sub.......................................................................................... 12 Gambar 2.9 Knuckle Joint .................................................................................. 13 Gambar 2.10 Rotary Steerable System ............................................................... 14 Gambar 2.11 Meassurment While Drilling ........................................................ 18 Gambar 2.12 Differential Pipe Sticking ............................................................. 21 Gambar 2.13 Key Seat ........................................................................................ 23 Gambar 2.14 Pack Off ........................................................................................ 24 Gambar 3.1 Lost Circulation ............................................................................. 31 v Gambar 3.2 Pipe Sticking................................................................................... 37 Gambar 3.3 Differential Pipe Sticking ............................................................... 38 Gambar 3.4 Key Seat .......................................................................................... 41 vi BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Kerja Praktek (KP) merupakan salah satu mata kuliah wajib bagi Jurusan Teknik Perminyakan di Sekolah Tinggi Teknologi Minyak dan Gas Bumi Balikpapan. Kerja Praktik merupakan sarana untuk mengembangkan dan menerapkan ilmu pengetahuan yang diperoleh di bangku perkuliahan, selain itu dengan Kerja Praktik akan diperoleh gambaran yang jelas tentang berbagai hal yang berkaitan dengan berbagai masalah keteknikan di tempat Kerja Praktik. Dalam mencapai usaha di atas, tentunya tidak lepas dari peran serta berbagai pihak, baik dari kalangan kampus dan dunia industri serta semua instansi terkait. Pandemi Corona Virus Disease-19 (COVID-19) yang merebak diawal tahun 2020 hingga saat ini, memaksa sejumlah industri perusahaan dibidang minyak dan gas bumi untuk menutup sementara memberikan sarana kerja praktik kepada para pelaku kerja praktik industri sebagai upaya memutus rantai penyebaran virus demi kenyamanan dan keamanan bersama. Dampaknya, sebagian besar dari pelaku kerja praktik kehilangan kesempatan untuk menerapkan dan mengembangkan ilmu nya langsung di industri perusahaan khususnya perusahaan dibidang minyak dan gas bumi saat ini. Melihat situasi dari pandemi COVID-19 yang belum kunjung membaik, pihak Sekolah Tinggi Teknologi Minyak dan Gas Bumi Balikpapan memberikan opsi kebijakan Kerja Praktik Online sebagai langkah meringankan para mahasiswa/i untuk terus bergerak maju dalam kondisi ini agar dapat menuntaskan mata kuliah wajib Kerja Praktek tepat pada waktunya. Kebijakan Kerja Praktek Online ini diberikan dengan pola dan syarat yang tertera di dalam proses pedoman pelaksanaan Kerja Praktek terbaru, yaitu dengan mengutip data dari berbagai artikel minyak dan gas bumi di internet dalam kurun waktu lima tahun kebelakang dan menyusun laporan Kerja Praktik dari data yang diambil pada artikel-artikel tersebut dengan tema apapun sesuai dengan kesanggupan mahasiwa/i. 1 Dari beberapa artikel yang saya ambil, saya memutuskan untuk mengangkat materi Beberapa Masalah Pemboran sebagai materi untuk dilaporkan dalam laporan Kerja Praktik ini. Masalah-Masalah pemboran ini meliputi Lost Circulation, Kick, dan masalah pipa terjepit dalam proses pemboran. Materi ini saya sampaikan dikarenakan saya sangat tertarik di bidang pemboran minyak dan gas bumi juga materi ini sangat penting untuk dipahami bagi para penuntut ilmu teknik pemboran yang akan terjun langsung di dunia kerja di bidang minyak dan gas bumi kelak. 1.2 Tujuan Kerja Praktik (KP) dilaksanakan secara umum agar mahasiswa memiliki kemampuan secara profesional untuk menyelesaikan masalah-masalah sesuai bidang keilmuannya yang ada dalam dunia kerja dengan bekal ilmu yang diperoleh selama masa kuliah, Tujuan dibagi menjadi dua yaitu antara lain : Tujuan Umum : 1. 2. 3. 4. 5. 6. Mahasiswa mengetahui suasana kerja di perusahaan. Mahasiswa dapat beradaptasi dengan dunia kerja (skill habit). Mahasiswa dapat mengukur kemampuan yang dimiliki dan diperoleh selama masa perkuliahan. Mahasiswa dapat memperoleh tambahan ilmu yang mungkin tidak didapatkan selama masa perkuliahan. Mahasiswa dapat mengimplementasikan kemampuan yang dimiliki dan diperoleh selama masa perkuliahan. Mahasiswa dapat memunculkan konsep dan ide untuk Tugas Akhir setelah melaksanakan Kerja Praktik. Tujuan Khusus : Tujuan mengapa penulis mengangkat materi ini ialah karena penulis sangat tertarik di bidang pemboran juga ingin lebih mendalami perihal beberapa masalah pemboran yang sering terjadi, serta materi ini sangat penting untuk dipahami bagi para mahasiswa yang akan terjun langsung di bidang pemboran minyak dan gas bumi. 2 BAB II DASAR TEORI Pemboran merupakan salah satu hal yang penting di dalam industri migas. Berbagai macam metode telah dikembangkan untuk menyesuaikan kegiatan pemboran, dimulai dari vertical drilling, directional drilling, horizontal drilling juga hambatan-hambatannya. 2.1 Jenis-jenis Pemboran Tujuan dari dilakukannya kegiatan pemboran adalah untuk mencapai target reservoir yang telah ditentukan. Berdasarkan lintasan di dalam lubang bor terdapat tiga macam jenis pemboran yaitu, vertical drilling, directional drilling, dan horizontal drilling. 2.1.1 Vertical Drilling Didalam vertical drilling pemboran memiliki lintasan bor menembus secara tegak lurus sampai mencapai target reservoir yang ditentukan. Dalam pelaksanaan pemboran kita harus melihat dari kondisi reservoir yang akan kita bor, tekanan reservoir yang ada, dan daerah dari reservoir agar ekonomis didalam pelaksanaannya. 2.1.2 Directional dan Horizontal Drilling Teknik pemboran dimana arah pemboran dibelokkan mengikuti lintasan yang telah direncanakan untuk mencapai target yang telah ditentukan. Pemboran horizontal merupakan bentuk pengembangan dari pemboran directional dimana pemboran dibelokkan secara horizontal mengikuti lintasan yang telah direncanakan. 3 Gambar 2.1 Jenis-Jenis Tipe Pemboran 2.2 Alasan Dilakukan Pemboran Berarah Selain bertujuan untuk mencapai titik target yang lebih dalam, dari sumur yang sudah ada pemboran berarah juga digunakan dalam berbagai macam kondisi lainnya. Berikut merupakan alasan perlu dilakukannya pemboran berarah. 2.2.1 Alasan Topografis Pemboran berarah berdasarkan alasan topografis dilakukan karena lokasi di permukaan yang tepat diatas reservoir sulit untuk dicapai, atau karena adanya pusat kehidupan, seperti kota, tempat pemukiman, hutan lindung, gunung, danau, dan sebagainya. Jika di permukaannya tidak mungkin didirikan rig untuk pemboran vertikal, sehingga dilakukan pemboran berarah. 4 Gambar 2.2 Pemboran Berarah Berdasarkan Alasan Topografis 2.2.2 Alasan Ekonomis Alasan ekonomi mengenai analisa biaya pemboran yang harus dikeluarkan dalam suatu kegiatan pemboran adalah sebagai contoh biaya pembebasan lahan, pemindahan peralatan serta pengelolahan limbah hasil pemboran. Dalam pemboran yang ingin menghemat lokasi pemboran dapat dibuat secara cluster system, terdiri dari satu lokasi dan terdapat banyak sumur dengan reservoir hidrokarbon yang luas. Dibawah ini adalah gambar pemboran system cluster. 5 Gambar 2.3 Pemboran Berarah Sistem Cluster 2.2.3 Alasan Geologis Pemboran berarah dilakukan untuk menghindari kesulitan apabila dilakukan pemboran secara vertical. Ini adalah contoh-contoh kesulitan yang biasanya dihindari agar tidak mengalami maasalah pada saat melakukan pemborann. a. Reservoir Berada Di Daerah Kubah Garam (Salt Dome) Bila reservoir berada di bawah kubah garam (salt dome), jangan dibuat sumur vertikal menembus kubah garam tersebut, karena dapat menimbulkan permasalahan selama pemboran maupun saat produksi. Masalah yang akan timbul selama pemboran adalah terjadinya kehilangan lumpur (lost circulation) akibat dari kubah garam yang memiliki porositas yang besar sehingga lumpur bor cenderung untuk masuk ke dalam kubah garam tersebut, bila terjadi lost circulation 6 maka akan menimbulkan kick yang akan berujung pada terjadinya semburan liar (blow out). Gambar 2.4 Pemboran Berarah Pada Wilayah Kubah Garam b. Reservoir Berada Di Bawah Patahan (Fault) Reservoir hidrokarbon yang berada di bawah patahan apabila dilakukan dengan sumur vertikal akan menimbulkan permasalahan pemboran seperti terjadinya hilang sirkulasi pada saat menembus patahan tersebut. Oleh karena itu biasanya lapisan patahan harus dihindari agar tidak terlalu menggangu pada saat melakukan pemboran. Dibawah ini merupakan contoh gambar pemboran pada daerah patahan. 7 Gambar 2.5 Pemboran Berarah Pada Daerah Patahan 2.2.4 Alasan Lain Selain dari hal-hal yang telah disebutkan diatas terdapat beberapa hal lain yang membuat pemboran berarah dilakukan: a. Relief Well Bila suatu sumur pada saat melakukan operasi pemboran mengalami blow out dan terbakar, maka dibuat satu atau dua sumur berarah menuju formasi yang menyebabkan terjadinya blow out tersebut, dimana melalui sumur yang dibuat tadi dipompakan fluida untuk mematikan sumur yang terbakar dan sumur yang lain untuk melanjutkan pemboran. Sumur ini disebut relief well. Dibawah ini merupakan contoh gambar dari relief well. 8 Gambar 2.6 Relief Well b. Side Well Tracking Pada suatu pemboran sumur, terkadang ada di suatu keadaan pipa terjepit atau putus yang tidak dapat diangkat ke permukaan. Maka pada umumnya lubang yang sudah di bor tersebut ditutup dengan cara disemen, kemudian lubang sumur dibelokkan dan diarahkan menuju reservoir yang akan dicapai. 2.3 Tipe-Tipe Pemboran Berarah Pemilihan bentuk sumur pemboran berarah dilakukan untuk dapat memenuhi suatu program perencanaan pemboran sesuai dengan kondisi geologis, topografis, target pemboran, ekonomis, dan segi lainnya. Umumnya sumur pemboran berarah terdiri atas tiga bentuk lintasan yang dimana akan dipilih sesuai dengan kebutuhan yang akan diperlukan. 9 2.3.1 J- Type Pemboran dilakukan secara vertikal sampai pada suatu kedalaman tertentu, kemudian fase pembentukan sudut (build-up section) mulai dilakukan hingga mencapai end of build. Setelah itu pemboran dilakukan dengan mempertahankan sudut kemiringan (tangent section) hingga mencapai target formasi, dengan sebagai kedalaman berdasarkan true vertical depth, r sebagai jari-jari dari build-up section, θ sebagai inklinasi. 2.3.2 S- Type Tipe ini merupakan pengembangan dari desain tipe-J. Setelah dilakukan pemboran vertikal hingga mencapai KOP, pemboran dilakukan secara berarah dengan membentuk kemiringan sudut (build-up section) hingga mencapai end of build, setelah itu, pemboran dilakukan dengan mempertahankan sudut kemiringan (tangent section) dengan jarak tertentu dan dilanjutkan kembali dengan memasuki fase pengurangan sudut kemiringan atau drop-off section, hingga kembali menjadi sumur vertikal. 2.3.3 Modified S- Type Pemboran secara vertikal sampai KOP dan melanjutkannya ke buildup section hingga tangent section. Pemboran dilanjutkan untuk memasuki Partial Drop-Off Section, yaitu fase pemboran yang mengalami pengurangan sudut inklinasi hingga mencapai inklinasi tertentu, namun tidak mencapai inklinasi nol, lalu memasuki Tangent Section tahap-2 sampai mencapai target akhir. 10 Gambar 2.7 Tipe-Tipe Pemboran Berarah 2.4 Peralatan Pemboran Berarah Peralatan yang digunakan saat melakukan pemboran berarah harus sesuai dengan kondisi lubang bor yang akan kita tembus dan peralatan-peralatan yang biasa digunakan di dalam pemboran berarah dapat dikategorikan antara lain deflection tools dan bottom hole assembly (BHA). 2.4.1 Deflection Tools Setelah mencapai titik target tertentu di dalam lubang bor, proses pemboran dapat dibelokan sesuai dengan kemiringan yang telah ditentukan atau yang direncanakan agar dapat mencapai target yang telah direncanakan atau rencana planning awal kegiatan pemboran. Banyak alat-alat yang digunakan untuk melakukan pembelokan lubang sumur, antara lain: a. Bent Sub Bent sub merupakan suatu alat yang berupa pipa sambungan yang memiliki sudut tertentu sehingga berfungsi mengarahkan pemboran. 11 Fungsi dari bent sub mulai digantikan dengan bent housing yang dipasang didalam mud motor itu sendiri. Posisi dari bent sub dipasang di atas downhole mud motor. Bent sub memiliki jenis-jenis yang berbeda, yang membedakannya adalah ukuran dogleg severity yang dapat dihasilkan salah satu contohnya adalah bent sub 1.5deg yang dapat menghasilkan DLS sebesar 7deg dan bent sub 1.8deg yang dapat menghasilkan 11deg. Bent sub ini kita pilih sesuai dengan kebutuhan derajat yang akan kita capai agar dapat mencapai target yang sesuai kita rencanakan pada saat awal pemboran. Gambar 2.8 Bent Sub b. Whipstock Whipstock adalah lempengan baja cekung pada bagian dalamnya, yang ditempatkan di dasar lubang bor pada suatu kedalaman tertentu dan merupakan peralatan pembelok lubang bor paling tua. Sebelum dioperasikan whipstock harus diarahkan sebelum pemboran berikutnya dimana berat rangkaian pipa bor digunakan untuk mematahkan shear pin yang menahan whipstock, sehingga pahat tadi membelok sesuai dengan kemiringan dan arah whipstock. 12 c. Knuckle Joint Knuckle joint adalah suatu drill string yang diperpanjang dengan sendi peluru, sehingga memungkinkan putaran yang membentuk sudut antara drill string dan bit. Pengoperasian knuckle joint dibuat terlebih dahulu pilot hole kemudian dibor kembali dengan bit yang dirangkai dengan reamer. Gambar 2.9 Knuckle Joint 2.4.2 Rotary Steerable System Konsep dari Rotary Steerable System (RSS) merupakan pengembangan dari konsep mud motor. Perbedannya, apabila pada mud motor system (menggunakan bent Sub atau bent Housing) mode pemborannya dibedakan menjadi rotary mode dan sliding mode pada jeda waktu yang berbeda, pada RSS kedua mode pemboran tersebut dapat dilakukan dengan jeda waktu yang bersamaan. RSS disusun atas dua sistem kelompok, yaitu push the bit system yang berarti mengarahkan pemboran ketika sedang berlangsung dengan menggunakan sistem pads yang terdapat di bagian luar drillstring. Point the bit system ini merupakan teknologi 13 terbaru dimana tepat di atas pahat bor terdapat rangkaian bola baja untuk mengatur posisi pahat. RSS bekerja dengan sebuah unit mesin yang tersusun rapih dan cukup kompleks, yaitu bias unit dan control unit. Gambar 2.10 Rotary Steerable System Cara kerja alat yang terletak diatas bit dengan panjang 12 ¼ ft atau sekitar 3.8m ini adalah dengan system pengerjaan pada alat yang dapat membuat sudut kemiringan dan arah pemboran sesuai yang diinginkan, terdapat motor penggerak di bagian belakang alat dan terdapat tempat statis dimana terdapat shaft yang memberikan gaya dan arah kepada bit. Shaft dapat bergerak berdasarkan perintah dari permukaan yang dikenal sebagai downlinking system, data yang diterima di permukaan diperoleh dari data Telemetry yang berupa penggunaan Mud Pulse, dengan katup untuk mengatur aliran fluida pemboran di lubang Drillstring yang menghasilkan tekanan yang merambat ke kolom cairan di Drillstring sehingga terdeteksi oleh pendeteksi tekanan Transducer di permukaan dan menerima Feed Back berupa pembacaan Measurement While Drilling (MWD) secara Real Time. RSS memiliki beberapa keuntungan diantaranya : Meningkatkan ROP dengan kualitas lubang yang bagus dan optimasi torsi dan drag. Membantu membelokan direncanakan. 14 arah lubang sesuai hasil yang Mempercepat Hole Cleaning. Mengontrol Build Up Rate (BUR) dan mendiagnosa keadaan Downhole. RSS memiliki kekurangan diantaranya : Pada saat Hole Cleanning memiliki temperatur Limit dengan Cutting di daerah Build-Up yang dapat menyebabkan Stuck Pipe. 2.4.3 Bottom Hole Assembly Merupakan serangkaian kombinasi peralatan bawah permukaan yang dipasang pada rangkaian drill string sehingga diperoleh suatu hasil yang baik dalam membentuk kemiringan dari lintasan lubang bor. Di dalam pemboran berarah pada kedalaman titik belok tertentu, lubang bor diarahkan ke suatu sasaran yang dikehendaki dengan sudut kemiringan yang telah direncanakan. Susunan Bottom Hole Assembly terdiri dari Bit (pahat), Stabilizer, peralatan Survey, Drill Collar, Non Magnetic Drill Collar, Down Hole Drilling Motor, Bent Sub, Heavy Weight Drill Pipe dan Drilling Jar. Fungsi Bottom Hole Assembly diantaranya : Meneruskan putaran sampai ke pahat bor. Mencegah terjadinya Dog Leg dan Key Seat. Mengurangi problem vibrasi dan Differential Pressure Sticking. Mengendalikan arah dan kemiringan lubang bor. Secara umum Bottom Hole Assembly dikelompokkan dalam 3 jenis sesuai dengan fungsinya, yaitu : Build Up BHA (membentuk/menaikkan sudut kemiringan). Lock Up BHA (mempertahankan sudut kemiringan). Drop Off BHA (mengurangi sudut kemiringan). 15 a. Build Up Bottom Hole Assembly Saat rangkaian masih berada pada posisi vertikal, pengaruh gravitasi bumi maksimum terhadap rangkaian tersebut. Hanya gaya gesekan (Lateral Forces) yang dapat merubah resultan dari gravitasi bumi. Gaya yang berorientasi ke penentuan arah pada pemboran berarah (Directional Drilling). Peralatan defleksi yang digunakan biasanya menggunakan Bent Sub. Bit diputar oleh motor, sehingga dapat mengurangi penggunaan daya di permukaan. Ketika pembentukan sudut kemiringan, penempatan Stabilizer dekat Bit akan memperkecil jarak titik tangensial dari Bit. Saat ada pembebanan, Stabilizer akan menjadi titik tumpu peralatan dan memberikan efek menggeser pada posisi tegak Bit sehingga menimbulkan pembesaran sudut kemiringan. b. Lock Up Bottom Hole Assembly Pada bagian ini sangat sukar menentukan Tangent Assembly yang dapat sekaligus mengatur atau mempertahankan sudut kemiringan dan arah lubang bor. Umumnya persoalan terbesar dalam mengontrol sudut arah, sedangkan untuk mengontrol sudut kemiringan agak lebih mudah. Apabila WOB dan RPM diubah untuk mempertahankan sudut arah, tetapi bisa mempengaruhi sudut kemiringan atau sebaliknya, selain itu faktor-faktor formasi juga bisa mempengaruhinya. Tangent Assembly digunakan pada bagian dari lubang bor dimana sudut arah dan kemiringan harus dipertahankan tetap, maka rangkaian haruslah sekaku mungkin. Sangat sukar menemukan Tangent Assembly yang ideal atau kombinasi yang tepat, karena harus bisa mengatur penempatan Stabilizer sebaik mungkin. 16 c. Drop Off Bottom Hole Assembly Beban pada pahat dikurangi untuk membuat efek pendulum maksimun. Dengan prinsip pendulum, yang menempatkan Stabilizer lebih jauh dari bit, maka gaya gravitasi cenderung menarik bit ke arah sumbu vertikal lubang. Efek ini akan menurunkan sudut kemiringan lubang. Jarak dan ukuran Stabilizer berguna untuk mengatur penurunan sudut kemiringan lubang bor. 2.5 Peralatan Survey Pemboran Berarah Dalam semua kegiatan pemboran berarah, maka peralatan untuk melakukan survey sangat diperlukan untuk mengetahui banyak hal,diantaranya adalah sudut kemiringan (inklinasi) dan sudut arah (azimuth) pada setiap kedalaman tertentu, dengan demikian maka dapat diketahui apabila terjadi penyimpangan sudut kemiringan (inklinasi) dan sudut arah (azimuth) dari yang telah direncanakan. Oleh karena itu maka dilakukan koreksi terhadap penyimpangan-penyimpangan yang terjadi, dengan demikian agar pemboran bisa diarahkan kembali untuk mengikuti lintasan yang telah direncanakan. Tujuan dengan dilakukannya survey pada pemboran directional drilling yaitu untuk memonitor lintasan sumur sehingga dapat kita ketahui dengan membandingkan dengan lintasan sumur yang direncanakan, untuk mencegah collision dengan existing well di sekitarnya, untuk menentukan orientasi yang diperlukan agar menempatkan alat pembelok (deflecting tool) pada arah yang tepat, untuk menentukan lokasi yang tepat dari dasar sumur (koordinat dasar sumur), dan untuk menghitung dog-leg severity. 2.5.1 Measurement While Drilling (MWD) Merupakan suatu teknik pencatatan variasi pengukuran dalam lubang bor dan hasil pengukuran ditransmisikan ke permukaan dengan memanfaatkan sirkulasi lumpur saat pemboran berlangsung. Alat ini 17 digunakan untuk mengontrol sudut kemiringan dan sudut arah, MWD juga berfungsi mendeteksi zona bertekanan abnormal, korelasi Logging dan Monitoring beban gaya serta torsi di pahat bor. MWD menggunakan dua macam peralatan yaitu peralatan bawah permukaan (Downhole Assembly) yang terdiri atas pulser, sensor serta sumber tenaganya (baterai) dan peralatan permukaan (Surface Equipment). Informasi yang telah direkam oleh alat sensor dikirim ke permukaan dengan transmitter dalam bentuk sinyal analog. Prinsip pengiriman sinyal ini adalah berdasarkan perubahan tekanan kolom lumpur pada suatu titik pada Drillstring. Perubahan tekanan diatur oleh sebuah Valve yang dapat membuka atau menutup sesuai dengan perintah yang diterima dari unit pengontrol, lalu pulsa tekanan (Mud Pulse) yang terjadi merambat ke permukaan melalui hidrostatik kolom lumpur yang kemudian diterjemahkan dalam bentuk grafik atau numerik pada Drilling Instrument. Gambar 2.11 Measurement While Drilling 18 2.5.2 Single dan Multi Shot Peralatan survey ini bekerja dengan prinsip pemotretan, dimana sebuah kompas dan unit pencatat sudut yang berbentuk cakram dipotret bersamasama oleh sebuah kamera. Hasil pemotretan ini adalah gambar yang menunjukannya penyimpangan arah terhadap sumbu vertikal. Single Shot hanya dapat melakukan pengukuran sekali saja, sedangkan Multi Shot dapat melakukan pengukuran berkali-kali. 2.5.3 Gyroscope Instrument Alat ini digunakan untuk mengukur arah kompas tanpa memanfaatkan garis-garis medan magnet bumi, sehingga alat ini dapat digunakan didalam pipa baja seperti Drill Pipe, Drill Collar, maupun Casing. Sebuah poros gyroscope mempunyai satu referensi arah. Pengukuran dilakukan dengan penempatan sebuah timer atau sensor perpindahan. Setelah pengukuran, instrument kemudian diangkat ke permukaan dan data pengukuran dapat dibaca. 2.6 Masalah-Masalah Dalam Pemboran Dalam melakukan pemboran pasti ada hal-hal yang tidak sesuai dengan rencana awal yang tidak diharapkan. Kejadian tersebut bisa berakibat fatal yang dapat membuat kegiatan pemboran terhenti dalam beberapa saat waktu. Kejadian yang menyebabkan terhentinya kegiatan pemboran biasa disebut dengan istilah Non Productive Time (NPT). NPT ini merupakan waktu yang kurang produktif atau kurang dimanfaatkan. Masalah-masalah yang biasa terjadi di dalam kegiatan pemboran adalah Lost Circulation, dan Pipe Sticking. Berikut ini akan segara dijelaskan mengenai macam-macam jenis masalah yang sering terjadi saat sedang dilaksanakan pemboran tersebut. 19 2.6.1 Lost Circulation Lost circulation adalah hilangnya semua atau sebagian lumpur dalam sirkulasinya dan masuk ke dalam formasi. Berdasarkan keadaan lost circulation dapat dibagi menjadi dua, yaitu: Partial Lost, yaitu bila lumpur yang hilang hanya sebagian saja dan masih ada lumpur yang mengalir ke permukaan. Antara 15-500 bbl/jam Total Lost , yaitu hilangnya seluruh lumpur dan masuk kedalam formasi. Penyebab lost circulation adalah adanya celah terbuka yang cukup besar di dalam lubang bor, yang memungkinkan lumpur untuk masuk kedalam formasi, dan tekanan didalam lubang lebih besar dari tekanan formasi. 2.6.2 Pipe Sticking Definisi pipa terjepit adalah keadaan dimana bagian dari pipa atau peralatan bor mengalami jepitan didalam lubang bor atau biasa dibilang pipa terjepit. Dalam setiap melakukan kegiatan pemboran, kenyataannya operasi pemboran tidak selalu berjalan dengan lancar atau tidak selalu baik, dan sering kali alat pemboran yaitu pipa terjepit pada saat melakukan pemboran. Biasanya penyebab terjadinya pipa terjepitnya pada alat pemboran atau pipa pemboran pada sumur bor adalah differential sticking maupun mechanical sticking. Differential Pipe Sticking 20 Differential pipe sticking terjadi jika perbedaan antara tekanan hidrostatik lumpur pemboran dan tekanan formasi menjadi sangat besar, keadaan seperti ini terjadi apabila : o Menembus formasi yang porous dan permeabel. o Lumpur berat sehingga tekanan hidrostatis lumpur jauh lebihi tekanan formasi. o Lumpur yang kurang stabil (water loss tinggi, mud cake tebal). Tanda terjadinya differential pipe sticking ini adalah tidak mungkinnya pipe digerakkan ke atas maupun ke bawah sementara sirkulasi masih dilakukan baik, dimana hal ini diakibatkan karena hanya satu sisi pipa yang menempel di dinding lubang bor. Gambar 2.12 Differential Pipe Sticking 21 Mechanical Pipe Sticking Pipa dapat terjepit secara mekanis apabila: o Formasi yang mengalami sloughing menyumbat annulus di sekitar rangkaian bor. o Rangkaian bor diturunkan terlalu cepat sehingga menghantam bridge atau tight spot atau dasar sumur. Key Seating Pipa terjepit karena key seat terjadi pada saat mencabut rangkaian. Tool Joint drill pipe akan menyangkut pada lubang key seat sehingga rangkaian tidak bisa dicabut. Pipa terjepit karena key seat disebabkan karena adanya dog leg. Drill pipe akan mengikis lubang yang bengkok secara mendadak tersebut, sehingga terbentuk lubang yang penampangnya seperti lubang kunci (key seat). Waktu sedang melakukan pemboran terlihat ada kenaikan torsi, karena drill pipe mengikis dinding lubang yang bengkok. Pada waktu mencabut rangkaian terjadi sangkutan saat drill collar sampai di daerah key seat. Penyebab dog leg atau sudut yang menyimpang biasa diakibatkan karena Weight On Bit (WOB) yang terlalu tinggi atau beban yang diterima terlalu berat, dan faktor formasi (perubahan kekerasan, kemiringan lubang yang ditembus dan formasi bergoa-goa). 22 Gambar 2.13 Key Seat Sebagai tanda telah terjadi pipa terjepit karena adanya key seat adalah sebagai berikut: o Rangkaian tidak bisa diangkat. o Tekanan pompa normal. o Rangkaian masih bisa diputar. Kalau pipa sudah terjepit karena masalah key seat, rangkaian diputar pelan- pelan dengan tension yang minimum. Hal ini dilakukan terus menerus sampai rangkaian bisa dicabut. Pack Off Pack off adalah terjepitnya rangkaian yang disebabkan karena batuan formasi, cutting (serbuk bor) atau cavings (runtuhan) mengendap 23 disekitar rangkaian drill pipe dan menutup annulus. Identifikasi pack off ditandai dengan adanya salah satu atau lebih dari ciri berikut : o Pada saat drilling : Di tandai dengan menurunnya laju cutting di shale shaker Tekanan pemompaan naik secara tiba-tiba dan flow out mengecil Torque naik secara tiba-tiba o Pada saat trip-in : Berat string menurun secara tiba-tiba Rangkaian tidak dapat digerakkan dan tidak bisa sirkulasi o Pada saat trip-out : Berat String naik secara tiba-tiba Rangkaian tidak dapat digerakkan dan tidak bisa sirkulasi Gambar 2.14 Pack Off 24 Penanggulangan Pack Off: Metode yang biasanya dilakukan untuk membebaskan pipa yang terjepit secara mekanis adalah dengan usaha penggerakkan pipa baik diputar ataupun ditarik atau dengan mengaktifkan jar, apabila rangkaian pipa dilengkapi dengan jar. Jika metode ini gagal, biasanya disemprotkan fluida organik dan kemudian prosedur yang telah disebutkan tadi diulangi. Jika usaha tersebut belum berhasil, maka pipa harus dilepaskan dengan cara back off. 25 BAB III PEMBAHASAN Masalah-Masalah Pemboran Dalam kenyataannya pengeboran tidak selalu berjalan dengan lancar, berbagai macam hambatan sering terjadi. Hambatan ini sering disebut sebagai hole problems atau downhole problems, dapat terjadi karena masalah-masalah di dalam lubang bor maupun di permukaan. Penyebab permasalahan ini misalnya karena mesin mati, rangkaian bor rusak, penyebab dari formasi, dan lain sebagainya. Beberapa hambatan yang akan dibahas didalam laporan ini ialah terdiri dari tiga yaitu: Lost Circulation ( Hilang Sirkulasi ) Kick atau Blowout ( Semburan Liar ) Pipe Sticking ( Pipa Terjepit ) Jenis-jenis hambatan ini dapat terjadi sendiri-sendiri, bersama-sama, atau satu akan mengakibatkan yang lain. Hambatan-hambatan tersebut sering terjadi dan dapat menimbulkan kerugian yang besar. Namun demikian dengan penanganan yang benar diharapkan hambatan dan kerugian tersebut dapat dikurangi. 3.1 Lost Circulation ( Hilang Sirkulasi ) 3.1.1 Pengertian Lost Circulation Lost Circulation atau hilang sirkulasi lumpur merupakan hilangnya sebagian (partial lost) atau semua (total lost) dari fluida pemboran ke 26 dalam formasi, sehingga sirkulasi fluida pemboran tidak sesuai yang diinginkan. (Satiyawira Bayu, Imanurdana Galih, 2018). Gambar 3.1 Lost Circulation 3.1.2 Jenis Jenis Lost Circulation Berdasarkan jenis formasi dan banyaknya lumpur yang hilang (lost circulation) dibagi menjadi 3 jenis, yaitu : a) Seepage Losses Seepage losses adalah bila hilang lumpur dalam jumlah yang relatif kecil, kurang dari 15 bbl/jam. Biasanya terjadi pada formasi yang berpotensi mengalami natural fracture dan induced fracture. Kerugian yang diakibatkan oleh seepage losses ini adalah rusaknya formasi dan pipa terjepit. 27 b) Partial loss Partial loss merupakan kejadian hilangnya lumpur pemboran yang lebih besar dari seepage losses. Lumpur yang hilang berkisar antara 10-100 bbl/jam. Partial loss ini tidak berbeda jauh keadaan nya dengan seepage losses, hanya volume hilangnya lumpur saja yang lebih besar. c) Total loss Adakalanya lumpur tidak keluar kembali dari lubang bor, tetapi lubang bor tetap penuh. Problem ini sangat merugikan karena tidak ada lumpur yang kembali ke permukaan. Total loss ini berpotensi pada formasi yang terdapat goa-goa maupun rekahan yang besar dan tekanan subnormal pada formasinya. 3.1.3 Faktor Penyebab Lost Circulation ( Hilang Sirkulasi ) Berikut faktor-faktor penyebab Lost Circulation : a) Jenis Formasi Walau formasi yang menyebabkan lost circulation tidak diketahui secara nyata, namun dapat dipastikan bahwa formasi tersebut memiliki karakteristik ukuran pori batuan yang cukup besar. Formasi yang mempunyai formasi alami cukup besar untuk mengalirkan lumpur sehingga terjadi lost circulation adalah sebagai berikut. 1) Coarsely Permeable Formation Coarsely Permeable Formation adalah formasi permeable yang terdiri dari butir- butir penyusun yang kasar. Contoh dari formasi ini adalah gravel dan pasir. 28 2) Cavernous Formation atau Vugular Formation Cavernous Formation atau vugular formation adalah formasi yang banyak mengandung reef, gravel, dan juga cavern (gua-gua) Contoh dari formasi ini adalah batuan kapur (limestone dan dolomite). 3) Fissure, Fracture, and Faults Formation Jenis formasi ini merupakan celah-celah atau retakan didalam formasi yang terjadi secara alamiah maupun karena sebab-sebab mekanis. b) Lost Circulation Karena Tekanan Tekanan merupakan faktor penting yang harus diperhatikan dan sangat berpengaruh dalam kegiatan pengeboran. Berikut merupakan jenis- jenis dari tekanan: 1) Tekanan Formasi Tekanan formasi merupakan tekanan yang disebabkan oleh fluida didalam formasi. Memperkirakan tekanan formasi dengan memperhatikan parameter-parameter pemborannya. 2) Tekanan Hidrostatik Tekanan hidrostatik adala tekanan yang diakibatkan oleh berat dari kolom fluida pemboran dalam keadaan statis. 29 3) Tekanan Rekah Formasi Tekanan rekah formasi adalah tekanan dimana formasi mulai reka apabila ada penambahan tekanan. Tekanan rekah formasi di lapangan dapat diketahui dengan melakukan Leak Off Test (LOT). 3.1.4 Penanggulangan Lost Circulation Menurut Bayu Satiyawira dan Galih Immanurdana dalam Artikelnya di Jurnal Petro 2018 Volume VII No.4, Beberapa metode yang di lakukan untuk menanggulangi Lost Circulation, yaitu: a. Cara Penyumbatan Dengan LCM (Lost Circulation Material) Penanggulangan dengan cara menggunakan LCM digunakan untuk loss yang kecil seperti seepage loss dan partial loss. LCM tidak efektif untuk formasi yang mengandung rekahan yang cukup besar atau bergua-gua. Material LCM yang digunakan harus dapat bercampur dengan lumpur. Material penyumbat dapat dibagi kedalam 3 golongan, yaitu : 1.) Fibrous Material Material Fibrous terdiri dari kapas kasar (raw cotton), ampas tebu, jerami, serat kayu, bulu ayam (feather), glass fiber. Material jenis ini relatif sedikit kaku dan cenderung memaksa masuk kedalam rekahan yang besar. Jika lumpur mengandung konsentrasi yang tinggi dari material fibrous dan kemudian dipompakan masuk kedalam lubang bor, maka tahanan gesekan yang cukup besar akan berkembang dan berfungsi sebagai penyumbat atau penahan aliran. 2.) Flaky Material 30 Material flakes terdiri dari cellophone, mica (halus dan kasar), cotton seed hulls, vermiculite dan kwik seal (kombinasi serabut, bungkil dan kepingkepingan). Material ini apabila disirkulasikan kedalam lubang bor, maka akan terletak melintang lurus dimuka formasi, dan selanjutnya akan menutup rekahan yang ada. Jika cukup kuat menahan tekanan kolom lumpur, maka material ini akan membentuk filter cake yang luas dan kompak. Tetapi apabila tidak cukup kuat menahan tekanan kolom lumpur, maka material ini akan terdorong masuk kedalam rekahan dan aksi penutupan rekahannya sama dengan material fibrous. 3.) Grannular Material Material Granullar terdiri dari Nut shells, Nut Plug, Tuff Plug, coarse bentonite, ground plastic, ground tires, asphalt. Dari hasil tes pengaruh konsentrasi loss circulation material terhadap besarnya fracture yang berhasil ditutup maka material granular adalah yang paling baik dibandingkan dengan material jenis lainnya. b. Teknik Penyemenan Apabila dengan menggunakan bahan penyumbat zona loss tidak dapat diatasi, maka dilakukan sumbat semen untuk setiap jenis zona loss. Disini akan dijelaskan teknik penyemenan dengan menggunakan metode kesetimbangan kolom, caranya adalah sebagai berikut : 1.) Apabila memungkinan maka dilakukan pemboran tanpa sirkulasi melalui seluruh zona loss 31 2.) Pahat diangkat dari lubang bor, kemudian diukur Static mud level, letakan pada drill pipe open end 3.) Memilih semen slurry yang disesuaikan dengan jenis zona loss. Persiapkan dan sirkulasikan pada zona loss sebesar 100 hingga 300 semen sak sesuai dengan keadaan 4.) Tentukan terlebih dahulu zona yang diidentifikasi mengalami loss 5.) Drill pipe open end diturunkan ke dalam lubang bor melewati zona loss untuk meyakinkan zona loss tersebut. jika diperlukan bersihkan lubang bor, selanjutnya letakan cementing sub 50 ft di atas zona loss 6.) Campuran semen slurry dipompakan ke dalam annulus melalui drill string. Hal ini dimaksudkan untuk menyeimbangkan tekanan kolom lumpur yang ada di annulus. Selanjutnya ditunggu 5 menit dengan pompa dalam keadaan mati, agar semen turun sampai pada ujung drill pipe. Pumping mud level turun sampai Static mud level. Pada titik ini kolom lumpur dan semen dalam drill pipe tetap seimbang dengan kolom lumpur dalam annulus. 7.) Sisa campuran semen disirkulasikan dengan kecepatan kira – kira dengan kecepatan 10 bbl/menit dengan lumpur secukupnya, tetapi sisakan kirakira 2 bbl semen di dalam drill pipe. Hal ini dimaksudkan bila rangkaian pipa dicabut maka sisa semen tidak akan turun. 8.) Kemudian cabut rangkaian pipa bor. Hal ini menyebabkan mud level di annnulus akan turun, sehingga terjadi ketidakseimbangan tekanan dari formasi pada lubang bor, akibatnya lumpur atau 32 fluida formasi akan menebus semen slurry. Untuk itu lakukan pencabutan pada pipa dengan hati – hati sampai dipompakan sejumlah lumpur untuk menyeimbangkan hal tersebut diatas. Biasanya dipompakan lumpur setiap 10 stand dari pipa bor. Kemudian tunggu sekitar 5 jam agar semen mengeras. c. Blind Drilling Operasi pemboran ada kalanya akan menembus formasi dengan tekanan yang rendah, bahkan berada di bawah tekanan hidrostatik air. Usaha yang dapat dilakukan antara lain pemboran dengan lumpur yang sangat ringan, misalnya aerated mud atau mist drilling sampai mencapai formasi yang cukup keras untuk diturunkannya casing dan semen, hal ini dapat dilakukan dengan menggunakan pemboran blind drilling. Namun hal ini sangat berbahaya sehingga harus disiapkan dulu segala sesuatunya untuk menutup sumur untuk menghindari blow out atau semburan liar. d. Underbalanced Drilling Underbalanced drilling (UBD) adalah metode pemboran dimana tekanan kolom fluida pemboran yang dipakai lebih kecil atau lebih ringan dari tekanan formasi, sehingga akan ada aliran gas, hidrokarbon dan air formasi ke dalam sumur serta terus menerus. Untuk mencapai kondisi underbalanced pada saat mengebor, perlu adanya peralatan yang menunjang operasi pemboran ini terlaksana. 33 3.2 Kick atau Blowout 3.2.1 Pengertian Kick atau Blowout Istilah kick yaitu masuknya fluida formasi (air, minyak, gas) ke dalam lubang sumur. Hal ini dikarenakan lumpur pemboran tidak dapat mengontrol tekanan formasi yang disebabkan karena turunnya tekanan hidrostatik kepada formasi yang akan semakin besar sejalan dengan pertambahan kedalaman. Bila tekanan hidrostatik lebih kecil dari tekanan formasi terjadilan kick. Fluida formasi yang sudah masuk ke dalam lubang sumur ini mengalir ke permukaan. Kalau tidak dapat dikontrol dengan cepat maka akan terjadi semburan fluida formasi tersebut ke permukaan, hal ini lah yang disebut blowout. 3.2.2 Faktor Penyebab Kick atau Blowout Faktor yang mempengaruhi tekanan hidrostatis lumpur adalah berat jenis lumpur dan ketinggian kolom lumpur. Apabila terdapat salah satu atau keduanya yang rendah maka akan menyebabkan turunya tekanan hidrostatis lumpur. a) Berat Jenis Lumpur Turun Bercampurnya fluida formasi dengan lumpur bor akan menyebabkan berat jenis lumpur turun, hal ini dapat ditinjau dari beberapa sebab, yaitu: 34 Swab effect Terjadi apabila pencabutan rangkaian stang bor terlalu cepat maka antara rangkaian stang bor dan dinding lubang bor akan mirip seperti halnya piston dan silinder. Ruang di bawah bit yang ditinggalkan oleh rangkaian pengeboran menjadi vakum dan fluida formasi akan tersedot (terhisap ke dalam lubang bor). Ditambah lagi dengan viskositas lumpur yang besar (lumpur kental) maka gerakan lumpur yang ada di atas bitterlambat mengisi ruangan di bawah bit. Akibatnya akan masuk fluida formasi ke dalam lubang dan bercampur dengan lumpur bor dan akan menyebabkan berat jenis lumpur turun. Hal ini dapat menurunkan tekanan hidrostatis dari lumpur bor. Menembus Formasi Gas Saat menembus formasi gas maka cutting yang dihasilkan akan mengandung gas. Walaupun mulanya tekanan hidrostatis lumpur dapat membendung gas supaya tidak dapat masuk ke dalam lubang, tetapigas dapat masuk ke dalam lubang bersama cutting . Gas keluar dari cutting masuk ke dalam lumpur, makin lama gas makin banyak sehingga akan menurunkan berat jenis dari lumpur bor. Apabila hal ini terjadi maka tekanan hidrostatis lumpur tidak dapat lagi membendung masuknya gas ke dalam sumur secara lebih besar. b) Tinggi Kolom Lumpur Bila formasi pecah atau ada celah dan rekahan-rekahan pada lapisan didalam lubang bor maka lumpur bor akan masuk ke dalam lapisan yang pecah atau bercelah tersebut sehingga tinggi kolom 35 lumpur akan turun. Maksudnya di sini adalah tinggi kolom lumpur di annulus. Walaupun berat jenis lumpur tidak turun, tekanan hidrostatis dari lumpur akan turun dengan turunnya tinggi kolom lumpur. 3.2.3 Penanggulangan Kick atau Blowout Cara penanggulangan kick salah satunya yaitu dengan menggunakan prosedur mematikan sumur, prosedur mematikan sumur pada prinsip nya dibagi menjadi dua, diantaranya ialah : a) Sirkulasi terdiri dari Driller Method, Wait & Weight Method, Concurrent Method. b) Tanpa Sirkulasi terdiri dari Volumetric Method, Bleeds & Lubricate Method, Bullheading Method. Atau menurut Wenny Wahyuni dan Lilik Hendrajaya pada Artikel Prosiding Seminar Nasional Fisika Volume V 2016, jika kick terjadi dikarenakan Lost Circulation seperti kasus pada artikel tersebut, penanggulangannya ialah dengan cara mengatasi problem Lost Circulation menggunakan metode LCM (Lost Circulation Material). Metode LCM ini adalah metode menambahkan material pemberat pada lumpur pemboran, metode ini dilakukan agar berat lumpur bertambah dan dapat menutup rekahan yang terjadi akibat proses pemboran. Material pemberat yang ditambahkan kedalam lumpur pemboran yaitu fracsale M dan F serta CaCO3 M dan F. selain itu juga dilakukan penambahan bentonite. 36 3.3 Pipe Sticking (Pipa Terjepit) 3.3.1 Pengertian Pipe Sticking Definisi pipa terjepit adalah keadaan dimana bagian dari pipa atau peralatan bor mengalami jepitan didalam lubang bor atau biasa dibilang pipa terjepit. Dalam setiap melakukan kegiatan pemboran, kenyataannya operasi pemboran tidak selalu berjalan dengan lancar atau tidak selalu baik, dan sering kali alat pemboran yaitu pipa terjepit pada saat melakukan pemboran. Biasanya penyebab terjadinya pipa terjepitnya pada alat pemboran atau pipa pemboran pada sumur bor adalah differential sticking maupun mechanical sticking. Gambar 3.2 Pipe Sticking 37 3.3.2 Jenis-Jenis dan Penyebab Pipe Sticking a) Differential Pipe Sticking Differential pipe sticking terjadi jika perbedaan antara tekanan hidrostatik lumpur pemboran dan tekanan formasi menjadi sangat besar, keadaan seperti ini terjadi apabila : o Menembus formasi yang porous dan permeabel. o Lumpur berat sehingga tekanan hidrostatis lumpur jauh lebihi tekanan formasi. o Lumpur yang kurang stabil (water loss tinggi, mud cake tebal). Tanda terjadinya differential pipe sticking ini adalah tidak mungkinnya pipe digerakkan ke atas maupun ke bawah sementara sirkulasi masih dilakukan baik, dimana hal ini diakibatkan karena hanya satu sisi pipa yang menempel di dinding lubang bor. Gambar 3.3 Differential Pipe Sticking 38 b) Mechanical Pipe Sticking Pipa terjepit secara mekanis ini dapat dibedakan menjadi dua, yaitu pipa terjepit karena runtuhan dan pipa terjepit karena lubang bor mengecil. 1) Pipa Terjepit Karena Runtuhan Pipa terjepit jenis ini karena dinding lubang bor yang runtuh (caving) yang mengisi annulus antara pipa dan dinding lubang.Dinding lubang runtuh dapat disebabkan oleh : Formasi yang kurang kompak dan rapuh (pasir lepas, batu bara, barrite shale). Tekanan hidrostatik lumpur yang terlalu kecil. Shale yang sensitif air. Runtuhan dari dinding ini akan berkumpul di annulus dan memegang rangkaian bor, sehingga mengakibatkan rangkaian bor terjepit. 2) Pipa Terjepit Karena Lubang Bor Mengecil Pipa terjepit dapat disebabkan karena lubang bor mengecil. Kejadian ini biasanya terjadi pada formasi shale. Penyebab Penyempitan Lubang Shale yang sensitif air adalah shale yang mempunyai mineral clay jenis natrium monmorillonite. Mineral ini akan menghisap air tawar, sehingga ikatan antar partikel menjadi lemah dan mengembang. Karena tekanan overburden batuan yang terdapat diatasnya maka lapisan shale akan bergerak ke arah lubang bor 39 dan menyebabkan terjadi sumbat cincin. Sumbat cincin adalah dinding lubang memegang keliling pipa, sehingga pipa tidak dapat diangkat dan diturunkan. c) Key Seat Pipa terjepit karena key seat terjadi pada saat mencabut rangkaian. Tool Joint drill pipe akan menyangkut pada lubang key seat sehingga rangkaian tidak bisa dicabut. Pipa terjepit karena key seat disebabkan karena adanya dog leg. Drill pipe akan mengikis lubang yang bengkok secara mendadak tersebut, sehingga terbentuk lubang yang penampangnya seperti lubang kunci (key seat). Waktu sedang melakukan pemboran terlihat ada kenaikan torsi, karena drill pipe mengikis dinding lubang yang bengkok. Pada waktu mencabut rangkaian terjadi sangkutan saat drill collar sampai di daerah key seat. Penyebab dog leg atau sudut yang menyimpang biasa diakibatkan karena Weight On Bit (WOB) yang terlalu tinggi atau beban yang diterima terlalu berat, dan faktor formasi (perubahan kekerasan, kemiringan lubang yang ditembus dan formasi bergoa-goa). 40 Gambar 3.4 Key Seat 3.3.3 Penanggulangan Pipe Sticking Menurut Abdul Hamid dan Achmad Alkatiri dalam Artikel Jurnal Petro Volume V 2016, Ada beberapa metode penanggulangan terhadap pipa terjepit yaitu antara lain : 1) Sirkulasi Usaha yang sering dilakukan adalah memberikan sirkulasi lumpur dengan aliran yang cukup tinggi kepada daerah yang mengalami penjepitan, pemberian sirkulasi ini dimaksudkan agar padatan yang menyumbat lubang dapat terangkat oleh aliran sirkulasi lumpur yang terus menerus dan cukup tinggi. 2) Perendaman Perendaman dilakukan setelah diketahui secara pasti letak titik terjepitnya pipa, setelah itu dipersiapkan sejenis bahan larutan perendaman khusus, antara lain adalah : pipe lax, pipe loose, stuck 41 breaker, black magic dan masih banyak lagi larutan perendaman lain. Larutan perendaman itu kemudian dicampur dengan ADO (Automative Diesel Oil) atau minyak solar dengan perbandingan kepekatan tertentu.Pada saat perendaman berlangsung lakukan gerakan sentakan naik atau sentakan turun dan putaran pada rangkaian pemboran tersebut atau lebih dikenal dengan work on pipe. 3) Metode Regang Lepas (Work On Pipe) Metoda ini adalah metoda yang harusdilakukan pertama kali pada waktu pipamengalami stuck. Metode Regang Lepas(Work on pipe) adalah upaya pembebasan rangkaian pipa terjepit dengan mengaktifkan alat jar yang beroperasi pada beban tarik tertentu. Sentakan turun biasanya ± 35.000 lbs sampai ± 50.000 lbs dan sentakan naik biasanya antara 80.000 lbs sampai 110.000 lbs. 4) Mechanical Back Off Penggunaan mechanical back off ini bertujuan untuk melepaskan rangkaian pemboran pada bagian sambungan sedekat mungkin dengan letak bagian yang terjepit dengan cara memberikan torsi kekiri (berlawanan dengan arah pengencangan pipa) dan diberikan tarikan tegangan yang cukup setara dengan berat panjang pipa yang masih bebas, sehingga sambungan yang akan dilepaskan berada sedekat mungkin dengan bagian yang terjepit. 42 BAB IV KESIMPULAN 1. Pemboran adalah suatu kegiatan eksplorasi dan eksploitasi dalam proses pengangkatan minyak, dimana dalam prosesnya tidak selalu berjalan dengan lancar, adakalanya terjadi masalah-masalah yang mengganggu jalannya operasi pemboran, tiga diantara masalah-masalah tersebut adalah Lost Circulation, Kick dan Pipe Sticking. 2. Ketiga masalah tersebut adalah masalah yang umumnya terjadi pada operasi pemboran, untuk itu perlu pemahaman seberapa pentingnya menganalisa dan menanggulangi masalah-masalah tersebut dalam operasi pemboran. 3. Dari ketiganya, Lost Circulation adalah masalah yang paling sering terjadi dalam operasi pemboran dikarenakan faktor-faktornya yang umumnya pasti ditemukan dalam suatu operasi pemboran. 4. Ditinjau dari aspek keekonomian penanggulangannya, pipa terjepit menjadi masalah paling berdampak pada keekonomian operasi pemboran dikarenakan memerlukan biaya yang cukup besar jika sudah terlanjur terjadi dalam operasi pemboran. 5. Dan ditinjau dari aspek keamanannya, Kick menjadi masalah paling berbahaya jika tidak segera ditangani karena dapat menyebabkan semburan liar (blowout) ke permukaan. 43 DAFTAR PUSTAKA Hamid, Abdul. Alkatiri, Achmad. 2016. Analisa dan Upaya Mengatasi Pipa Terjepit Pada Pemboran Sumur X Lapangan Z. Jurnal Petro 2016 Volume V Wahyuni, Wenny. Hendrajaya, Lilik. 2016. Analisa Parameter Fisika Terhadap Pengendalian Tekanan Lumpur Pemboran Studi Kasus: Prevensi Kick dan Blowout. Prosiding Seminar Nasional Fisika 2016 Volume V Ir. Satiyawira, Bayu, MSi. Imanurdana, Galih. Evaluasi Penyebab Hilang Sirkulasi Lumpur dan Penanggulangannya Pada Pemboran Sumur-Sumur Lapangan Minyak “X”. Jurnal Petro 2018 Volume VII No. 4 LAMPIRAN Lembar Monitoring Kerja Praktek
