Petroleum Engineer

Kegunaan Pahat Bor

Untuk mendapatkan kedalaman yang diharapkan diperlukan suatu alat yang letaknya di ujung rangkaian pipa pemboran dinamakan mata bor atau bit. Mata bor atau bit adalah alat yang terpasang di ujung paling bawah dari rangkaian pipa yang langsung berhadapan dengan formasi atau batuan yang di bor. Adanya putaran dan beban yang diperoleh dari rangkaian pipa bor diatasnya, akan menyebabkan mata bor itu menghancurkan batuan yang terletak dibawah sehingga akan menembus semakin dalam bebatuan tersebut. Lumpur yang disirkulasikan akan keluar melalui mata bor dan menyemprotkan langsung kebatuan yang sedang dihancurkan di dasar lubang bor. Semprotan ini akan ikut membantu menghancurkan batuan-batuan itu. Batuan yang disemprot oleh Lumpur tadi akan lebih mudah lagi dihancurkan oleh mata bor, sehingga dengan demikian akan diperoleh laju pemboran yang lebih cepat.

Jenis Pahat
Ada tiga macam mata bor jika dilihat dari jenis batuan yang dibor, yaitu :
Mata bor untuk batuan lunak , bentuk gigi panjang dan langsing.
Mata bor untuk batuan sedang, bentuk gigi agak pendek dan tebal.
Mata bor untuk batuan keras, bentuk gigi pendek dan tebal.

Berdasarkan structure pemotong (cutter) dan bantalannya dapat diklasifikasikan sebagai berikut :
Wing Bit
Dipergunakan untuk dilapisan permukaan, umumnya dipakai pada lubang-lubang besar untuk stove pipe yang dalamnya berkisar atara 0 – 30m. Ukuran pahat tersebut biasanya 36 inchi.

Roller Cone
Pahat roller cone biasa dipakai untuk lapisan lunak sampai lapisan keras.

Diamond
Pahat Diamond merupakan sejenis bahan yang mempunyai kekerasan yang sama dengan intan (intan industri) dipakai apabila pahat biasa sudah tidak dapat menembus formasi, umumnya untuk lapisan-lapisan yang keras.

Dari ketiga macam jenis pahat tersebut yang terbanyak dipergunakan adalah jenis Roller Cone.

Pahat roller cone yang biasa dipakai di buat oleh beberapa pabrik yaitu ;
Hughes
Reed
Varel
Smith
Security

Roller Cone dibagi juga dengan klasifikasi dan kekerasan pahat itu sendiri yaitu dengan no. code misalnya untuk yang soft IADC code : 111, 114 ( International Assosiation Drilling Code ).Kekerasan pahat disesuaikan dengan formasi yang akan dilaluinya misalnya : soft to medium, medium to hard, untuk mempermudah mengenal apakah pahat itu untuk formasi lunak, sedang dank eras maka yang perlu diperhatikan adalah bentuk gigi pahat tersebut.

Pemilihan Pahat
Didalam pemilihan pahat adalah, Pahat yang dipergunakan untuk mengebor formasi tertentu, tergantung pada kekerasan batuan dari formasi tersebut. Pahat yang dipakai untuk mengebor batuan lunak tidak dapat berfungsi dengan baik bila dipakai untuk mengebor batuan sedang atau batuan keras.Pengetahuan tentang pemilihan pahat untuk mengoptimasikan pemboran tidak seluruhnya teoritas, tetapi dalam banyak hal pemilihan ini tergantung pada pengalaman-pengalaman yang didapat dalam pemboran didaerah yang sudah diketahui atau dikenal.
Hasil pemilihan pahat ini sangat penting karena menyangkut :
Biaya dari pahat.
Rig cost
Round trip / cabut masuk.
Dari ketiga biaya ini barulah dapat menghitung operation cost ( biaya operasi).

Dalam pemboran harus dicatat kemajuan pemboran serta memeriksa serbuk bor yang keluar untuk mengetahui kekerasan dari formasi yang akan ditembus. Semua data yang dicatat pada saat pemboran berlangsung sangat penting karena menyangkut waktu dan biaya, juga sebagai data bila dilakukan pemboran ulang ditempat yang sama. Pemilihan pahat yang tidak sesuai akan memakan waktu yang lama sehingga pahat harus dicabut dan diganti. Untuk daerah-daerah yang baru biasa disebut daerah Eksplorasi ketelitian pemilihan pahat sangat diperlukan dan perlu dilakukan study pemakaian pahat yaitu dengan meneliti kemungkinan bergantinya lapisan formasi dari laju pemboran maupun dari serbuk-serbuk bor (cutting) yang keluar terbawa Lumpur bor.
Dari hasil ini perlu melihat data-data dari pahat itu sendiri berupa beban yang diizinkan untuk pahat tersebut, kemudian berapa putaran pipa atau string yang diperbolehkan. Semua petunjuk mengenai pahat yang akan dipakai haruslah sesuai bila kita ingin mencapai laju pemboran yang kita inginkan.

Beban pada pahat

Beban yang diberikan terhadap pahat merupakan factor yang sangat penting, yaitu dimana saat pahat mulai bekerja ( bor ) maka beban pahat mulai dinaikan perlahan-lahan dengan melihat laju dengan bertambahnya beban yang diberikan pada pahat. Dari beban pahat kemudian perlu mengetahui kecepatan putar ( RPM ).

Kecepatan Putar
Laju pemboran akan meningkat dengan kenaikan kecepatan putar secara exponential.
Dari pemakaian pahat bor ( drilling bit ) yang perlu diperhatikan bahwa setiap barang mempunyai umur tertentu demikian juga pahat bor ( bit life ).

Keausan pada gigi pahat dan bantalan pahat.
Disamping umur dari pahat juga tertentu, maka keausan gigi dan bantalan pahat perlu diperhatikan. Contoh yang perlu diperhatikan pada saat operasi pemboran berlangsung, dengan menurunnya laju pemboran maupun sering adanya torque ( torsi ) pada saat mengebor.
Dalam pemakaian pahat untuk mengebor batuan maka gigi pahat dan bantalan akan menjadi aus, laju keausan dari gigi pahat dan bantalan tersebut tergantung kepada type batuan, beban pada pahat ( WOB ), kecepatan putar ( RPM ) dan sifat-sifat Lumpur pemboran.
Untuk mengoptimasikan pemboran maka pahat tersebut harus dicabut dan diganti sesuai dengan kekerasan dari lapisan yang akan ditembus. Melanjutkan pemboran dengan gigi-gigi pahat yang telah aus akan meninggikan biaya pemboran, disamping kemungkinan terlepasnya gigi pahat / cone sangat besar.
Hal ini sangat penting diperhatikan agar tidak terjadi pekerjaan tambahan diluar program kerja.

Contoh :
Bila pahat terlepas (cone) dan tertinggal didalam lubang bor maka untuk melanjutkan pemboran yang tertinggal didalam lubang harus diambil(dibersihkan) terlebih dahulu, bila tidak pemboran tidak dapat dilanjutkan karena akan menghambat laju pemboran dan kemungkinan-kemungkinan lain yang dapat meninggikan Cost akan terjadi. Untuk melanjutkan pemboran dengan benda-benda yang tertinggal di lubang bor mungkin dapat dihancurkan, tetapi memerlukan waktu yang lama bila dibandingkan dengan mengambil (fishing job)kemudian dilanjutkan bor.
Kemungkian lain adalah masih adanya kendala karena lubang tidak bersih dari hasil serbuk bor yang tidak hancur. Dari pekerjaan-pekerjaan tambahan ini, kita kehilangan waktu yang mengakibatkan naiknya biaya operasi.


Umur Pahat
Perlu diingatkan bahwa ketahanan suatu barang juga tidak terlepas dari umur barang itu sendiri, demikian juga dengan pahat bor (Drilling bit). Drilling bit pun kita kenal mempunyai umur pahat( bit life ) yaitu : jumlah jam pengoperasian pahat hingga ia tidak dapat melanjutkan pemboran dengan cost/foot yang rendah . Umur dari pahat tersebut tergantung dari beberapa faktor :
Beban pada pahat ( WOB )
Kecepatan putar ( RPM )
Karateristik dari batuan
Hydrolika
Optimum cost/foot

Dengan memakai WOB dan RPM yang lebih besar, pahat akan menjadi aus lebih cepat ; umurnya akan lebih pendek. Demikianpun dengan bit hydraulic yang tidak cukup akan mempertinggi laju keausan pahat , yang selanjutnya akan lebih memperpendek umur pahat.

Rumus yang dipakai untuk mengoptimasikan umur pahat dalam bentuk biaya per foot adalah :

C / F = ( Cb + Ct + Cd + Cc + Cr ) / bit footage

Dimana :
C / F = Cost per foot
Cb = Harga pahat
Ct = Biaya tripping
Cd = Down time cost
Cc = Connection Cost
Cr = Rotating Cost

Untuk menentukan kapan pahat akan diganti harus dipakai angka C/F yang terendah .

Salah satu penyebab dari laju pemboran disamping penentuan pahat yang sesuai juga tergantung dari nozzle yang kita pakai pada pahat.

Pemakaian nozzle

Dari pemakaian nozzle yang tepat ( dihitung ) dapat menaikkan laju pemboran sebesar 15 – 40 %, juga tidak terlepas dari bit hydraulic yang dihasilkan oleh lumpur melalui nozzle tersebut .
Dalam pelaksanaan pemboran sebelum pahat dimasukkan kedalam lubang bor, yang perlu diperhatikan adalah :
Catat ukuran pahat
No. Serie / IADC Code
Periksa kondisi pahat
Ukuran nozzle dan kelengkapannya
Penyambungan pada pipa bor harus memakai bit breaker dengan torque yang disarankan .


KERUSAKAN PAHAT

Bit life tidak selamanya menjadi patokan untuk tripping ( ganti pahat ) tetapi hanya sebagai Guide ( Penuntun ) dari pahat itu. Kapan kita harus mengganti pahat tidak perlu menunggu sampai habis umur pahat itu, tetapi tergantung dari kecepatan mengebor ( ROP ).Ini sangat perlu diperhatikan karena semuanya menyangkut biaya. Dalam pengalaman kadang - kadang pahat yang seharusnya bisa mengebor diatas 50 jam ( bit life ) ternyata baru 6 jam tidak ada kemajuan, ini harus segera diganti, kemudian perlu diteliti apa penyebabnya.
Penyebabnya yang sering terjadi adalah :
1. Rusaknya pahat ; terutama
a. Cone
b. Gigi
c. Bearing
2. Tidak cocoknya type pahat dengan formasi yang ditembus
3. Kejatuhan barang dalam lubang bor sehingga menghambat laju pemboran.

Dari kerusakan - kerusakan pada pahat bisa terjadi pada gigi pahat, cone & bearing.

Contoh kerusakan adalah :
Cone pecah, Gigi pahat pecah/patah, Balled Up, Cone Cracked (pecah),Cone Dragged (Salah satu cone atau lebih)tidak bisa berputar, Erosion, Lost Cone, Lost Nozzle, Lost Teeth, Wash Out Bit.

Ukuran - ukuran pahat yang biasa dipakai :
Pahat 36” untuk pipa selubung 30”
Pahat 26” untuk pipa selubung 20”
Pahat 17. 1/2" untuk pahat selubung 13. 3/8”
Pahat 12. 1/4” untuk pipa selubung 9. 5/8”
Pahat 8. 1/2” untuk selubung 7”
Pahat 6” untuk pipa selubung 4.1/2”

1.2.2.2. Sifat Mekanik Batuan


Selain daripada sifat-sifat fisik dari batuan terdapat sifat-sifat mekanik batuan yang berpengaruh pula dalam penembusan batuan. Sifat-sifat mekanik tersebut meliputi : 

->strength batuan, 

->drillabilitas batuan, 

->hardness batuan, 

->abrasivitas batuan, 

->tekanan batuan dan

->elastisitas batuan.


1. Strength Batuan

Arthur menyatakan bahwa strength pada batuan merupakan faktor yang sangat penting untuk penentuan laju pemboran. Strength pada batuan adalah kemampuan batuan untuk mengikat komponen-komponennya bersama-sama. Jadi dengan kata lain apabila suatu batuan diberikan tekanan yang lebih besar dari kekuatan batuan tersebut, maka komponen-komponennya akan terpisah-pisah atau dapat dikatakan hancur. Lebih lanjut lagi, criteria kehancuran batuan diakibatkan oleh adanya : Stress (tegangan) dan Strain (regangan).

Tegangan dan regangan ini terjadi apabila ada suatu gaya yang dikenakan pada batuan tersebut. Goodman, menyatakan variasi beban yang diberikan pada suatu batuan mengakibatkan kehancuran batuan. Terdapat empat jenis kerusakan batuan yang umum, yaitu :

1.1.Flexure Failure

Flexure failure terjadi karena adanya beban pada potongan batuan akibat gaya berat yang ditanggungnya, karena adanya ruang pori formasi dibawahnya.

1.2.Shear Failure

Shear failure, kerusakan yang terjadi akibat geseran pada suatu bidang perlapisan karena adanya suatu ruang pori pada formasi dibawahnya.

1.3.Crushing dan Tensile Failure

Crushing dan tensile failure merupakan kerusakan batuan yang terjadi akibat gerusan suatu benda atau tekanan sehingga membentuk suatu bidang retakan. 

1.4.Direct Tension Failure

Direct tension failure, kerusakan terjadi searah dengan bidang geser dari suatu perlapisan.


2.Drillabilitas

Drillabilitas batuan (rock drillability) merupakan ukuran kemudahan batuan untuk dibor, yang dinyatakan dalam satuan besarnya volume batuan yang bisa dibor pada setiap unit energi yang diberikan pada batuan tersebut. Drillabilitas batuan dapat ditentukan melalui data pemboran (drilling record).

E = energi mekanik yang dibutuhkan, lb-in

W = weigth on bit, lbf

r = jari-jari pahat, in

R = laju pemboran, ft/hr

N = kecepatan putar, rpm

V = volume batuan yang dihasilkan, in3

Selanjutnya dengan pengembangan model pemboran, drillabilitas batuan dapat ditentukan dengan menggunakan roller cone bit.


3.Hardness

Hardness atau kekerasan dari batuan, merupakan ketahanan mineral batuan terhadap goresan. Skala kekerasan yang sering digunakan untuk mendriskripsikan batuan diberikan oleh Mohs. 

SKALA KEKERASAN MOHS

Talk
Gypsum
Calcite
Fluorite
Apatite
Orthoclase Feldspar
Quartz
Topaz
Corondum
Diamond 


Gatlin, menyatakan batuan diklasifikasikan dalam tiga kelompok, yaitu :
Soft rock (lunak) : clay yang lunak, shale yang lunak dan batuan pasir yang unconsolidated atau kurang tersemen.
Medium rock (sedang) : beberapa shale, limestone dan dolomite yang porous, pasir yang terkonsolidasi dan gypsum.
Hard rock (keras) : limestone dan dolomite yang padat, pasir yang tersemen padat/keras dan chert.


4. Abrasivitas

Merupakan sifat menggores dan mengikis dari batuan, sehingga sering menyebabkan keausan pada gigi pahat dan diameter pahat. Setiap batuan mempunyai sifat abrasivitas yang berbeda-beda, pada umumnya batuan beku mempunyai tingkat abrasivitas sedang sampai tinggi, batu pasir lebih abrasif daripada shale, serta limestone lebih abrasif dari batu pasir atau shale. Ukuran dan bentuk dari partikel batuan menyebabkan berbagai tipe keausan, seperti juga torsi dan daya tekan pada pahat.


5. Tekanan Pada Batuan

Merupakan tekanan-tekanan yang bekerja pada batuan formasi. Tekanan-tekanan tersebut harus diperhatikan dalam kegiatan pemboran. Karena berpengaruh dalam cepat-lambatnya laju penembusan batuan formasi. Secara umum, batuan yang berada pada kedalaman tertentu akan mengalami tekanan :
Internal Stress yang berasal dari desakan fluida yang terkandung di dalam pori-pori batuan (tekanan hidrostatik fluida formasi).
Eksternal Stress yang berasal dari pembebanan batuan yang ada di atasnya (tekanan overburden).


6. elastisitas

Adalah sifat elastis atau kelenturan dari suatu batuan.

Bagaimana pengerjaan pemboran sumur dilakukan ?

Pemboran sumur dilakukan dengan mengkombinasikan putaran dan tekanan pada mata bor. Pada pemboran konvensional, seluruh pipa bor diputar dari atas permukaan oleh alat yang disebut turntable. Turntable ini diputar oleh mesin diesel, baik secara elektrik ataupun transmisi mekanikal. Dengan berputar, roda gerigi di mata bor akan menggali bebatuan. Daya dorong mata bor diperoleh dari berat pipa bor. Semakin dalam sumur dibor, semakin banyak pipa bor yang dipakai dan disambung satu persatu. Selama pemboran lumpur dipompakan dari pompa lumpur masuk melalui dalam pipa bor ke bawah menuju mata bor. Nosel di mata bor akan menginjeksikan lumpur tadi keluar dengan kecepatan tinggi yang akan membantu menggali bebatuan. Kemudian lumpur naik kembali ke permukaan lewat annulus, yaitu celah antara lubang sumur dan pipa bor, membawa cutting hasil pemboran.

Mengapa digunakan lumpur untuk pemboran ?

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

Mengapa pengerjaan logging dilakukan ?

Logging adalah teknik untuk mengambil data-data dari formasi dan lubang sumur dengan menggunakan instrumen khusus. Pekerjaan yang dapat dilakukan meliputi pengukuran data-data properti elektrikal (resistivitas dan konduktivitas pada berbagai frekuensi), data nuklir secara aktif dan pasif, ukuran lubang sumur, pengambilan sampel fluida formasi, pengukuran tekanan formasi, pengambilan material formasi (coring) dari dinding sumur, dsb.

Logging tool (peralatan utama logging, berbentuk pipa pejal berisi alat pengirim dan sensor penerima sinyal) diturunkan ke dalam sumur melalui tali baja berisi kabel listrik ke kedalaman yang diinginkan. Biasanya pengukuran dilakukan pada saat logging tool ini ditarik ke atas. Logging tool akan mengirim sesuatu “sinyal” (gelombang suara, arus listrik, tegangan listrik, medan magnet, partikel nuklir, dsb.) ke dalam formasi lewat dinding sumur. Sinyal tersebut akan dipantulkan oleh berbagai macam material di dalam formasi dan juga material dinding sumur. Pantulan sinyal kemudian ditangkap oleh sensor penerima di dalam logging tool lalu dikonversi menjadi data digital dan ditransmisikan lewat kabel logging ke unit di permukaan. Sinyal digital tersebut lalu diolah oleh seperangkat komputer menjadi berbagai macam grafik dan tabulasi data yang diprint pada continuos paper yang dinamakan log. Kemudian log tersebut akan diintepretasikan dan dievaluasi oleh geologis dan ahli geofisika. Hasilnya sangat penting untuk pengambilan keputusan baik pada saat pemboran ataupun untuk tahap produksi nanti.

Logging-While-Drilling (LWD) adalah pengerjaan logging yang dilakukan bersamaan pada saat membor. Alatnya dipasang di dekat mata bor. Data dikirimkan melalui pulsa tekanan lewat lumpur pemboran ke sensor di permukaan. Setelah diolah lewat serangkaian komputer, hasilnya juga berupa grafik log di atas kertas. LWD berguna untuk memberi informasi formasi (resistivitas, porositas, sonic dan gamma-ray) sedini mungkin pada saat pemboran.

Mud logging adalah pekerjaan mengumpulkan, menganalisis dan merekam semua informasi dari partikel solid, cairan dan gas yang terbawa ke permukaan oleh lumpur pada saat pemboran. Tujuan utamanya adalah untuk mengetahui berbagai parameter pemboran dan formasi sumur yang sedang dibor.

Mengapa sumur harus disemen ?

Penyemenan sumur digolongkan menjadi dua bagian:

Pertama, primary cementing, yaitu penyemenan pada saat sumur sedang dibuat. Sebelum penyemenan ini dilakukan, casing dipasang dulu sepanjang lubang sumur. Campuran semen (semen+air+aditif) dipompakan ke dalam annulus (ruang/celah antara dua tubular yang berbeda ukuran, bisa casing dengan lubang sumur, bisa casing dengan casing). Fungsi utamanya untuk pengisolasian berbagai macam lapisan formasi sepanjang sumur agar tidak saling berkomunikasi. Fungsi lainnya menahan beban aksial casing dengan casing berikutnya, menyokong casing dan menyokong lubang sumur (borehole).

Kedua, remedial cementing, yaitu penyemenan pada saat sumurnya sudah jadi. Tujuannya bermacam-macam, bisa untuk mereparasi primary cementing yang kurang sempurna, bisa untuk menutup berbagai macam lubang di dinding sumur yang tidak dikehendaki (misalnya lubang perforasi yang akan disumbat, kebocoran di casing, dsb.), dapat juga untuk menyumbat lubang sumur seluruhnya.

Semen yang digunakan adalah semen jenis Portland biasa. Dengan mencampurkannya dengan air, jadilah bubur semen (cement slurry). Ditambah dengan berbagai macam aditif, properti semen dapat divariasikan dan dikontrol sesuai yang dikehendaki.

Semen, air dan bahan aditif dicampur di permukaan dengan memakai peralatan khusus. Sesudah menjadi bubur semen, lalu dipompakan ke dalam sumur melewati casing. Kemudian bubur semen ini didorong dengan cara memompakan fluida lainnya, seringnya lumpur atau air, terus sampai ke dasar sumur, keluar dari ujung casing masuk lewat annulus untuk naik kembali ke permukaan. Diharapkan seluruh atau sebagian dari annulus ini akan terisi oleh bubur semen. Setelah beberapa waktu dan semen sudah mengeras, pemboran bagian sumur yang lebih dalam dapat dilanjutkan.

Untuk apa directional drilling dilakukan ?

Secara konvensional sumur dibor berbentuk lurus mendekati arah vertikal. Directional drilling (pemboran berarah) adalah pemboran sumur dimana lubang sumur tidak lurus vertikal, melainkan terarah untuk mencapai target yang diinginkan.

Tujuannya dapat bermacam-macam:

1. Sidetracking: jika ada rintangan di depan lubang sumur yang akan dibor, maka lubang sumur dapat dielakan atau dibelokan untuk menghindari rintangan tersebut.
2. Jikalau reservoir yang diinginkan terletak tepat di bawah suatu daerah yang tidak mungkin dilakukan pemboran, misalnya kota, pemukiman penduduk, suaka alam atau suatu tempat yang lingkungannya sangat sensitif. Sumur dapat mulai digali dari tempat lain dan diarahkan menuju reservoir yang bersangkutan.
3. Untuk menghindari salt-dome (formasi garam yang secara kontinyu terus bergerak) yang dapat merusak lubang sumur. Sering hidrokarbon ditemui dibawah atau di sekitar salt-dome. Pemboran berarah dilakukan untuk dapat mencapai reservoir tersebut dan menghindari salt-dome.
4. Untuk menghindari fault (patahan geologis).
5. Untuk membuat cabang beberapa sumur dari satu lubung sumur saja di permukaan.
6. Untuk mengakses reservoir yang terletak di bawah laut tetapi rignya terletak didarat sehingga dapat lebih murah.
7. Umumnya di offshore, beberapa sumur dapat dibor dari satu platform yang sama sehingga lebih mudah, cepat dan lebih murah.
8. Untuk relief well ke sumur yang sedang tak terkontrol (blow-out).
9. Untuk membuat sumur horizontal dengan tujuan menaikkan produksi hidrokarbon.
10. Extended reach: sumur yg mempunyai bagian horizontal yang panjangnya lebih dari 5000m.
11. Sumur multilateral: satu lubang sumur di permukaan tetapi mempunyai beberapa cabang secara lateral di bawah, untuk dapat mengakses beberapa formasi hidrokarbon yang terpisah.

Pemboran berarah dapat dikerjakan dengan peralatan membor konvensional, dimana pipa bor diputar dari permukaan untuk memutar mata bor di bawah. Kelemahannya, sudut yang dapat dibentuk sangat terbatas. Pemboran berarah sekarang lebih umum dilakukan dengan memakai motor berpenggerak lumpur (mud motor) yang akan memutar mata bor dan dipasang di ujung pipa pemboran. Seluruh pipa pemboran dari permukaan tidak perlu diputar, pipa pemboran lebih dapat “dilengkungkan” sehingga lubang sumur dapat lebih fleksibel untuk diarahkan.

Apakah perforating ?

Perforasi (perforating) adalah proses pelubangan dinding sumur (casing dan lapisan semen) sehingga sumur dapat berkomunikasi dengan formasi. Minyak atau gas bumi dapat mengalir ke dalam sumur melalui lubang perforasi ini.

Perforating gun yang berisi beberapa shaped-charges diturunkan ke dalam sumur sampai ke kedalaman formasi yang dituju. Shaped-charges ini kemudian diledakan dan menghasilkan semacam semburan jet campuran fluida cair dan gas dari bahan metal bertekanan tinggi (jutaan psi) dan kecepatan tinggi (7000m/s) yang mampu menembus casing baja dan lapisan semen. Semua proses ini terjadi dalam waktu yang sangat singkat (17ms).

Perforasi dapat dilakukan secara elektrikal dengan menggunakan peralatan logging atau juga secara mekanikal lewat tubing (TCP-Tubing Conveyed Perforations).

(A) Perforating gun berisi shaped-charges diturunkan ke dalam sumur sampai ke formasi yang dituju.

(B) Shaped-charges diledakan membuat beberapa lubang di casing dan lapisan semen.

(C) Fluida formasi mengalir melalui lubang perforasi ini naik ke permukaan.

Apa artinya Well Testing ?

Well testing adalah metode untuk mendapatkan berbagai properti dari reservoir secara dinamis dan hasilnya lebih akurat dalam jangka panjang. Tujuannya:

• Untuk memastikan apakah sumur akan mengalir dan berproduksi.
• Untuk mengetahui berapa banyak kandungan hidrokarbon di dalam reservoir dan kualitasnya.
• Untuk memperkirakan berapa lama reservoirnya akan berproduksi dan berapa lama akan menghasilkan keuntungan secara ekonomi.

Teknik ini dilakukan dengan mengkondisikan reservoir ke keadaan dinamis dengan cara memberi gangguan sehingga tekanan reservoirnya akan berubah. Jika reservoirnya sudah/sedang berproduksi, tes dilakukan dengan cara menutup sumur untuk mematikan aliran fluidanya. Teknik ini disebut buildup test. Jika reservoirnya sudah lama idle, maka sumur dialirkan kembali. Teknik ini disebut drawdown test.

Apakah tujuan stimulasi ?

Stimulasi (stimulation) adalah proses mekanikal dan/atau chemical yang ditujukan untuk menaikan laju produksi dari suatu sumur. Metode stimulasi dapat dikategorikan tiga macam yang semuanya memakai fluida khusus yang dipompakan ke dalam sumur.

Pertama, wellbore cleanup. Fluida treatment dipompakan hanya ke dalam sumur, tidak sampai ke formasi. Tujuan utamanya untuk membersihkan lubang sumur dari berbagai macam kotoran, misalnya deposit asphaltene, paraffin, penyumbatan pasir, dsb. Fluida yang digunakan umumnya campuran asam (acid) karena sifatnya yang korosif.

Yang kedua adalah yang disebut stimulasi matriks. Fluida diinjeksikan ke dalam formasi hidrokarbon tanpa memecahkannya. Fluida yang dipakai juga umumnya campuran asam. Fluida ini akan “memakan” kotoran di sekitar lubang sumur dan membersihkannya sehingga fluida hidrokarbon akan mudah mengalir masuk ke dalam lubang sumur.

Teknik ketiga dinamakan fracturing; fluida diinjeksikan ke dalam formasi dengan laju dan tekanan tertentu sehingga formasi akan pecah atau merekah. Pada propped fracturing, material proppant (mirip pasir) digunakan untuk menahan rekahan formasi agar tetap terbuka. Sementara pada acid fracturing, fluida campuran asam digunakan untuk melarutkan material formasi di sekitar rekahan sehingga rekahan tersebut menganga terbuka. Rekahan ini akan menjadi semacam jalan tol berkonduktivitas tinggi dimana fluida hidrokarbon dapat mengalir dengan lebih optimum masuk ke dalam sumur.

Apakah yang dimaksud dengan artificial lift ?

Artificial lift adalah metode untuk mengangkat hidrokarbon, umumnya minyak bumi, dari dalam sumur ke atas permukaan. Ini biasanya dikarenakan tekanan reservoirnya tidak cukup tinggi untuk mendorong minyak sampai ke atas ataupun tidak ekonomis jika mengalir secara alamiah.

Artificial lift umumnya terdiri dari lima macam yang digolongkan menurut jenis peralatannya.

Pertama adalah yang disebut subsurface electrical pumping, menggunakan pompa sentrifugal bertingkat yang digerakan oleh motor listrik dan dipasang jauh di dalam sumur.

Yang kedua adalah sistem gas lifting, menginjeksikan gas (umumnya gas alam) ke dalam kolom minyak di dalam sumur sehingga berat minyak menjadi lebih ringan dan lebih mampu mengalir sampai ke permukaan.

Teknik ketiga dengan menggunakan pompa elektrikal-mekanikal yang dipasang di permukaan yang umum disebut sucker rod pumping atau juga beam pump. Menggunakan prinsip katup searah (check valve), pompa ini akan mengangkat fluida formasi ke permukaan. Karena pergerakannya naik turun seperti mengangguk, pompa ini terkenal juga dengan julukan pompa angguk.

Metode keempat disebut sistem jet pump. Fluida dipompakan ke dalam sumur bertekanan tinggi lalu disemprotkan lewat nosel ke dalam kolom minyak. Melewati lubang nosel, fluida ini akan bertambah kecepatan dan energi kinetiknya sehingga mampu mendorong minyak sampai ke permukaan.

Terakhir, sistem yang memakai progressive cavity pump (sejenis dengan mud motor). Pompa dipasang di dalam sumur tetapi motor dipasang di permukaan. Keduanya dihubungkan dengan batang baja yang disebut sucker rod.

Apa yang dimaksud dengan Enhanced Oil Recovery

EOR merupakan teknik lanjutan untuk mengangkat minyak jika berbagai teknik dasar sudah dilakukan tetapi hasilnya tidak seperti yang diharapkan atau tidak ekonomis. Ada tiga macam teknik EOR yang umum:

1. Merupakan teknik EOR yang paling popular. Seringnya menggunakan air panas (water injection) atau uap air (steam injection).
2. Teknik chemical: menginjeksikan bahan kimia berupa surfactant atau bahan polimer untuk mengubah properti fisika dari minyak ataupun fluida yang dipindahkan. Hasilnya, minyak dapat lebih mudah mengalir.
3. Proses miscible: menginjeksikan fluida pendorong yang akan bercampur dengan minyak untuk lalu diproduksi. Fluida yang digunakan misalnya larutan hidrokarbon, gas hidrokarbon, CO₂ ataupun gas nitrogen.

Selain bahan bakar,apa saja yang dapat dibuat dari minyak dan gas ?

Ban mobil, disket komputer, kantung plastik, sandal, tali nilon, boneka, bandage, colokan listrik, crayon warna, atap rumah, skrin teras rumah, kamera, lem, foto, kapsul untuk obat, aspirin, pupuk, tuts piano, lipstik, jam digital, gantole, kacamata, kartu kredit, balon, shampo, bola golf, cat rumah, lensa kontak, antiseptik, piring, cangkir, tenda, deodorant, pasta gigi, obat serangga, CD, gorden bak mandi, pengering rambut, parfum, bola sepak, pakaian, krim pencukur jenggot, tinta, koper, pelampung, pewarna buatan, kacamata keselamatan, pakaian dalam, lilin, payung, mobil-mobilan, keyboard komputer, pengawet makanan, pulpen …. dan lain-lain tak terhitung lagi banyaknya.

WILAYAH KERJA
PERTAMINA EP Region Jawa merupakan salah satu daerah operasi dibawah Direktorat Hulu yang berada di Propinsi Jawa Barat dan berkantor pusat di Cirebon mempunyai wilayah kerja yang terdiri dari dua Area operasi yaitu :

1. Area Operasi Timur wilayahnya meliputi :
   Kabupaten Indramayu, Majalengka.
2. Area Operasi Barat wilayahnya meliputi :
   Kabupaten Subang, Kabupaten Karawang, Kabupaten Bekasi.

   Disamping itu kegiatan operasi PERTAMINA EP Region Jawa juga ada di :

3. Kabupaten Brebes, (lokasi Jubang-A),
4. Kabupaten Kuningan (kebutuhan air untuk Ciperna),
5. Kabupaten Cirebon (keberadaan kantor dan perumahan),
6. Kabupaten Sidoarjo (Transmisi Gas Jawa Timur).

Program Eksplorasi merupakan tonggak strategis pertumbuhan
PERTAMINA EP Region Jawa dimasa depan. Target kegiatan Eksplorasi meliputi penemuan cadangan yang berpotensi jangka panjang dan efisien dengan menggunakan tolok ukur international ini terlihat dari jumlah sumur yang dibor s/d tahun 2008.

Hasil Produksi minyak tahun 1974/1975 mencapai 28.001 BOPD. Dan mengalami penurunan di tahun 1995/1996 sampai dengan 7.666 BOPD, namun sejak tahun 1996/1997 terus mengalami peningkatan sampai sekarang. Bahkan pada tahun 2008 PERTAMINA EP Region Jawa melampaui target produksi minyak hingga mencapai lebih dari 40.000 BOPD. Produksi terbesar dari tiga region yang dimilki oleh PERTAMINA EP.

SEJARAH SINGKAT PERUSAHAAN
Dalam perjalanan sejarah bangsa Indonesia minyak bumi memiliki peran yang penting dan strategis. Peran penting ini dalam hal ini karena migas menyangkut hajat hidup orang banyak dan strategis karena migas merupakan sumber energi bagi kegiatan ekonomi nasional, disamping sebagai sumber daya devisa negara yang secara keseluruhan terkait langsung dengan pertahanan dan keamanan nasional.

PERTAMINA merupakan Badan Usaha Milik Negara yang ditugaskan pemerintah untuk mengelola kegiatan minyak dan gas bumi di Indonesia. Terbentuknya PERTAMINA berlangsung melalui proses yang panjang yang tidak terlepas dari semangat perjuangan bangsa.

ZAMAN PENJAJAHAN HINDIA BELANDA,
Eksplorasi minyak di Indonesia pertama kali dilakukan di daerah Jawa Barat, Desa Cibodas Kecamatan Maja, Majalengka di kaki gunung Ceremai oleh 2 orang Belanda, yaitu Jan Reering dan Van Hoevel pada tahun 1871. Namun pencarian minyak tersebut tidak menunjukan hasil yang positif walaupun di daerah itu banyak terdapat "Oil Seapages"atau rekahan-rekahan tanah yang mengandung minyak.
Pada masa kolonial Belanda, konsesi daerah perminyakan di Jawa dipegang oleh perusahaan Belanda yaitu NV de Bataafsche Petroleum My (NV de BPM).
Perusahaan ini melakukan beberapa penyelidikan antara lain :

1. Geologi lapangan di daerah Purwakarta, Cirebon, Karawang dan Subang tahun 1910-1942.
2. Gaya berat lapangan di daerah Karawang, Bekasi, Indramayu, Purwakarta, Cirebon dan Majalengka sekitar tahun 1928.
3. Pemboran eksplorasi di daerah Indramayu, Karawang dan Majalengka sekitar tahun 1932-1941.

MASA KEMERDEKAAN
Setelah Proklamasi Kemerdekaan RI 17 Agustus 1945, daerah perminyakan di Jawa di kuasai oleh Perusahaan Tambang Minyak Nasional (PTMN) yang berkedudukan di Cepu Jawa Tengah. Ditahun 1948 PTMN berubah menjadi PTMRI (Perusahaan Tambang Minyak Republik Indonesia) dan kembali dikuasai Belanda hingga tahun 1960. Tahun 1961 dengan Peraturan Pemerintah No. 199/1961 didirikan PN Permigan, untuk mengurus kegiatan perminyakan di Jawa. Dari tahun 1962 Permigan mulai merehabilitir sumur-sumur di lapangan Randegan, Bongas Majalengka. Kantor lapangan Randegan pada waktu itu berkedudukan di Bongas Kabupaten Majalengka di kenal dengan istilah Kantor Daerah Administrasi Wilayah Cirebon.

PENDAHULUAN

Fungsi utama dari sistem pencegahan semburan liar (BOP System) adalah untuk menutup lubang bor ketika terjadi “kick”. Blowout terjadi karena masuknya aliran fluida formasi yang tak terkendalikan ke permukaan. Blowout biasanya diawali dengan adanya “kick” yang merupakan suatu intrusi fluida formasi bertekanan tinggi kedalam lubang bor. Intrusi ini dapat berkembang menjadi blowout bila tidak segera diatasi.
Rangkaian peralatan sistem pencegahan semburan liar (BOP System) terdiri dari dua sub komponen utama yaitu Rangkaian BOP Stack, Accumulator dan Sistem Penunjang.

1. Rangkaian BOP Stack.

Rangkaian BOP Stack ditempatkan pada kepala casing atau kepala sumur langsung dibawah rotary table pada lantai bor.

Rangkaian BOP Stack terdiri dari peralatan sebagai berikut :

• Annular Preventer.
Ditempat paling atas dari susunan BOP Stack. Annular preventer berisi rubber packing element yang dapat menutup lubang annulus baik lubang dalam keadaan kosong ataupun ada rangkaian pipa bor.
• Ram Preventer.
Ram preventer hanya dapat menutup lubang annulus untuk ukuran pipa tertentu, atau pada keadaan tidak ada pipa bor dalam lubang.

Jenis ram preventer yang biasanya digunakan antara lain adalah :

1. Pipe ram
Pipe ram digunakan untuk menutup lubang bor pada waktu rangkaian pipa borberada pada lubang bor.
2. Blind or Blank Rams
Peralatan tersebut digunakan untuk menutup lubang bor pada waktu rangkaian pipa bor tidak berada pada lubang bor.
3. Shear Rams
Shear rams digunakan untuk memotong drill pipe dan seal sehingga lubang bor kosong ( open hole ), digunakan terutama pada offshore floating rigs.
• Drilling Spools.
Drilling spolls adalah terletak diantara preventer. Drilling spools berfungsi sebagai tempat pemasangan choke line ( yang mengsirkulasikan “kick” keluar dari lubang bor ) dan kill line ( yang memompakan lumpur berat ). Ram preventer pada sisa-sisanya mempunyai “cutlets” yang digunakan untuk maksud yang sama.
• Casing Head ( Well Head ).
Merupakan alat tambahan pada bagian atas casing yang berfungsi sebagai fondasi BOP Stack.

Refineries besar memanfaatkan berbagai jenis peralatan fisik seperti:

• Centrifuges Centrifuges
• Compressors Kompresor
• Cooling towers Menara pendinginan
• Crushers Crushers
• Crystallizers Crystallizers
• Distillation towers and other pressure vessels Penyulingan menara dan lainnya tekanan kapal
• Electric power generators , transformers and electric motors Generator tenaga listrik, transformer dan motor listrik
• Electrolysis cells Elektrolisa sel
• Evaporators Evaporators
• Filters Penyaring
• Furnaces Furnaces
• Gas flares Gas flares
• Mixers and blenders Mixers dan blenders
• Monitoring and control systems Monitoring dan sistem kontrol
• Piping and valves Piping dan katup
• Pumps Pompa
• Steam generators Generator uap
• Steam turbines and gas turbines Steam turbines dan gas turbines
• Storage tanks Tangki penyimpanan
• Wastewater treatment Wastewater treatment

Sejarah Progressive Cavity Pump

Progressive Cavity Pump atau biasa disebut pompa PCP merupakan salah satu alat dari artificial lift untuk meningkatkan laju produksi dalam industri perminyakan. Sejarah PCP dimulai pada akhir tahun 1920-an dimana Seorang warga Perancis Rene Moineau mendesain rotary compresor dengan sistem mekanisme rotasi baru yang digunakan untuk penggunaan tekanan fluida yang bervariasi. Dia menamakan alatnya sebagai “Capsulism”. Di pertengahan tahun 1950-an, prinsip PCP diaplikasikan untuk aplikasi motor hidrolik yang berbanding terbalik dengan penggunaan PCP.

Kemudian pada tahun 1980-an, PC pump digunakan sebagai metode artificial lift, lebih dikenal sebagai pompa alternatif dari metode pengangkatan konvensional yang umumnya dipakai dalam industri perminyakan. Sekarang PC pump digunakan untuk pengangkatan fluida dengan kedalaman lebih dari 2000 meter. Alat ini menawarkan banyak keuntungan dibandingkan peralatan pengangkatan traditional. Tentunya, yang lebih penting adalah biaya produksi yang lebih rendah per barrelnya.

Elemen Utama & Desain PCP

Pompa ini memiliki 2 elemen utama yaitu rotor dan stator (Lihat gambar 3, dibawah). Rotor sebagai penggerak PCP, berbentuk batang spiral yang terbuat dari alloy steel atau stainless steel yang dibalut dengan chrome. Ada juga yang terbuat dari chrome seara keseluruhan. Biasanya memiliki panjang 1.5 – 14 meter dengan diameter ¾ – 1 inch. Sedangkan stator sebagai seal rotor (wadahnya) yang berbentuk spiral, terbuat dari steel tube diluarnya dan elastomer berbahan nitrile rubber atau viton rubber didalamnya (merupakan co-polymer acrylonitrile & butadine). Stator dengan desain khusus memiliki elastomer yang terbuat dari teflon. Biasanya memiliki panjang yang kurang lebih sama dengan rotor yaitu sekitar 1.5-14 meter namun dengan ukuran diameter yang lebih besar antara 2.5-4.5 inch.

BAB V
PEMBAHASAN Aplikasi pemboran dengan casing untuk lubang permukaan dilakukan di lapangan lepas pantai Laut Selatan Natuna yaitu Blok Nila milik ConocoPhillips Inc. Ltd. (COPI). Sumur Melati-01 adalah sumur yang menggunakan metode pemboran dengan casing. Kegiatan pemboran pada sumur-sumur tersebut untuk membuat lubang permukaan dilakukan pada Formasi Muda, dengan ketebalan formasi dapat mencapai 1500 ft dan kedalaman air laut dapat mencapai 350 ft.
Pada penulisan tugas akhir aplikasi pemboran dengan casing ini akan ditinjau kinerja pemboran, waktu pemboran dan cost/foot pemboran. Dari data hasil perhitungan yang diperoleh akan dapat dievaluasi tentang penggunaan sistem DWC di sumur Melati-01 baik dari segi teknik maupun dari segi keekonomisannya.
Kinerja pemboran yang dianalisa adalah pemilihan casing dan beban rangkaian casing yang ditanggung selama pemboran dengan casing berlangsung, antara lain yaitu beban collapse, beban burst dan beban tension. Pemilihan dan perhitungan beban yang ditanggung oleh rangkaian casing ini dilakukan dengan menggunakan metode grafis.
Aplikasi penggunaan sistem DWC pada pemboran lepas pantai di sumur Melati -01 terdiri dari beberapa tahapan yang harus dilalui. Beberapa tahapan tersebut adalah : persiapan di darat, persiapan perakitan di darat dan persiapan di lepas pantai. Setelah persiapan tersebut telah memenuhui persyaratan maka selanjutnya pengoperasian pemboran dengan casing dapat dilakukan. Berdasarkan hasil pengolahan data dengan menggunakan metode grafis, maka dapat diperoleh harga untuk tekanan collapse dipermukaan 0 psi, tekanan collapse di shoe 575 psi, tekanan burst di permukaan 1509 psi, tekanan burst di shoe 1170 psi, beban tension untuk grade P-110 26715 dan beban tension untuk grade L-80 adalah 51765.
Casing dengan grade P-110 dipasang dari kedalaman 0’ sampai 426’ sedangkan casing dengan grade L-80 dipasang dari 426’ sampai kedalaman 1300’, penggunaan grade casing P-110 dan L-80 didasari oleh perbandingan harga SF yang didapat dengan SF yang merupakan standar dari perusahaan.
Untuk casing dengan grade P-110 dan L-80 didapat SF tension sebesar 4.6 dan 3.6 kedua safety factor ini telah dianggap memenuhui standar karena lebih besar dari SF yang diberikan oleh perusahaan yaitu sebesar 1.8, sedangkan untuk SF burst untuk casing dengan grade P-110 dan L-80 didapat 4.9 dan 3.3 safety factor ini juga telah dianggap memenuhui standar karena lebih besar dari SF yang diberikan oleh perusahaan yaitu sebesar 1.1, yang terakhir adalah SF collapse untuk casing dengan grade P-110 dan L-80 didapat 5.0 dan 4.0 ini juga telah dianggap memenuhui standar karena lebih besar dari SF yang diberikan oleh perusahaan yaitu sebesar 1.05.
Pada operasi pemboran dengan casing sumur Melati-01, lubang permukaan sampai kedalaman 1075 ft, dilakukan pekerjaan pemboran dengan ukuran pahat bor berdiameter 17 inch dengan footage berjarak 764 ft. Pada pelaksanaan pemboran di sumur ini, lamanya rotating time adalah 19.50 jam, yang kemudian dilanjutkan dengan pekerjaan penyemenan casing 13 3/8 inch dan memasang BOP selama 16.00 jam. Total waktu pemboran yang dibutuhkan pada operasi pemboran ini adalah sebesar 30.05 jam. Pada pemboran dengan casing pahat yang digunakan adalah DrillShoe dengan harga sebesar $ 37000, biaya peralatan operasi sebesar $ 60000 dan biaya jasa sebesar $ 12000. Besarnya cost/foot yang didapat untuk operasi lubang permukaan ini adalah $ 137.93/ft. Berbeda dengan pemboran konvensional, besarnya cost/foot pada pemboran dengan casing ini tidak dipengaruhi oleh trip time (t).
Pada operasi pemboran konvensional, yaitu semur IB-1 untuk lubang permukaan sampai kedalaman 1205 ft, dilakukan pekerjaan pemboran dengan ukuran lubang berdiameter 36 inch dan 26 inch. Footage pahat 36 inch adalah 285 ft dan footage pahat 26 inch adalah 595 ft. Pada pelaksanaan pemboran di sumur ini dengan lubang bor 36 inch, lamanya waktu pahat berputar atau rotating time adalah 1.50 jam dan waktu cabut rangkaian pipa bor atau trip time adalah 7.91 jam yang kemudian dilanjutkan dengan pekerjaan memasukkan rangkaian atau run in hole (RIH) pipa casing 30 inch serta pekerjaan penyemenan selama 20.71 jam. Waktu yang dibutuhkan pada kegiatan pemboran lubang bor 26 inch antara lain adalah rotating time selama 6.03 jam, trip time selama 10.91 jam. Kegiatan ini dilanjutkan dengan RIH pipa casing 20 inch, penyemenan dan memasang BOP selama 40 jam.
Dari pekerjaan-pekerjaan tersebut total waktu pemboran yang dibutuhkan pada operasi pemboran lubang permukaan adalah sebesar 87.15 jam. Dari pekerjaan-pekerjaan ini pula cost/foot yang didapatkan untuk operasi lubang permukaan adalah sebesar $ 337,11 di mana harga pahat 36 inch adalah $ 35000, harga pahat 26 inch adalah $ 33000 dan biaya sewa rig adalah $ 2583.33/jam. Besarnya cost/foot pada pemboran konvensional dipengaruhi oleh harga pahat (B), harga rig (R), rotating time (T), trip time (t) dan footage (F). Dari hasil perhitungan tersebut dapat diketahui bahwa total waktu yang dibutuhkan untuk membuat lubang permukaan pada metode pemboran konvensional lebih besar dari pada total waktu pemboran pada metode pemboran dengan casing. Lamanya waktu pemboran pada metode pemboran konvensional ini dikarenakan pada pelaksanaan metode pemboran konvensional, peralatan bawah lubang atau BHA harus dicabut kembali ke permukaan dan pipa casing harus diturunkan sebelum dilakukannya penyemenan. Hal ini menyebabkan adanya trip time dan RIH time untuk pipa casing.
Sedangkan pada metode pemboran dengan casing, hematnya waktu pemboran dikarenakan tidak diperlukannya mencabut peralatan BHA dan pekerjaan untuk menurunkan casing seperti pada metode pemboran konvensional. Pada metode pemboran dengan casing, setelah pemboran mencapai target kedalaman yang telah ditentukan, pekerjaan penyemenan dapat langsung dilakukan, sehingga dapat menghemat total waktu pemboran. Dari hasil perhitungan diatas juga dapat diketahui bahwa nilai cost/foot pada metode pemboran konvensional lebih besar dari pada cost/foot pada pemboran dengan casing. Walaupun pada pemboran konvensional harga pahat lebih kecil dibandingkan harga pahat pada pemboran dengan casing, tetapi dikarenakan pada pemboran dengan casing tidak ada trip time maka nilai cost/foot pada metode pemboran dengan casing lebih kecil dari pada cost/foot pada metode pemboran konvensional.

BAB IV
APLIKASI PENGGUNAAN SISTEM DWC PADA PEMBORAN
LEPAS PANTAI DI SUMUR MELATI-01

Pada aplikasi penggunaan sistem pemboran dengan casing selubung permukaan pada lapangan lepas pantai milik ConocoPhillips Inc. Ltd. dilakukan pada sumur Melati-01sedangkan untuk membandingkan waktu dan biaya operasi pemboran digunakan data offset well yaitu sumur IB-1. Lokasi sumur-sumur ini terletak di Blok Nila lapangan lepas pantai Laut Natuna Selatan dan dapat dilihat pada gambar 4.1. Pada aplikasi ini, dilakukan pada interval lubang permukaan dimana lubang bor mencapai formasi Muda paling bawah (Base Muda Formation) dengan ketebalan dapat mencapai 1500 ft8 .
Penggunaan Drillshoe pada sumur Melati-01 sangatlah ideal pada formasi ini. seperti yang diketahui DSII Drillshoe tidaklah dirancang untuk membor pada lapisan pasir yang besar atau batu gamping dari uraian formasi yang didapat menunjukan beberapa batu gamping yang tipis dan dapat dibor dengan RPM yang rendah, semua data itu akan berguna untuk pemanfaatan dari DSII Drillshoe11.
Tujuan dari penulisan tugas akhir ini adalah untuk mengetahui aplikasi penggunaan sistem DWC dan menghitung kemampuan casing yang akan digunakan untuk menahan beban collapse, burst dan tension dengan menggunakan metode grafis. Nilai keekonomisan juga sebagai faktor pembanding dalam penulisan, dengan melihat cost/foot dari masing-masing pemboran.
Sehingga dari studi banding ini akan diketahui metoda pemboran mana yang lebih efektif, efisien dan ekonomis.

Gambar 4.1
Lokasi sumur Melati-01 dan Sumur IB-18

Harapan dari hasil tugas akhir ini akan diperoleh suatu metoda pemboran yang paling tepat untuk digunakan pada interval selubung permukaan, khususnya bagi lapangan lepas pantai ConocoPhillips Inc. Ltd. di Laut Natuna Selatan,

4.1 Aplikasi Penggunaan Sistem DWC Pada Pemboran Lepas Pantai

Dari data yang disediakan akan diharapkan tingkat kesuksesan 90% untuk kedalaman 1400 ft dan 80% untuk 1650 ft dan 70 % sampai kedalaman 2000 ft di luar lapisan yang tidak diketahui dan untuk membor sampai dengan TD Formasi Belut DSII Drillshoe tidak direkomendasikan9.
Target reservoir yang utama pada Sumur Melati-01 adalah pasir yang berada di dalam intra Belut yang terletak pada kedalaman TD 4165 ft MD ( 4100 ft TVDSS). Tidak ada gas dangkal yang harus diantisipasi di Melati-01, pada lubang 17” dan casing 13 3/8” diharapkan dibor riser-less dengan menggunakan sistem DWC sampai puncak formasi Belut dengan kedalaman kira-kira 1,145 ft MD. Aplikasi penggunaan sistem DWC pada pemboran lepas pantai di sumur Melati -01 terdiri dari beberapa tahapan yang harus dilalui. Beberapa tahapan tersebut adalah : persiapan di darat, persiapan perakitan di darat dan persiapan di lepas pantai.

4.1.1. Persiapan di Darat

Persiapan di darat adalah segala kegiatan yang berkaitan dengan persiapan untuk melakukan proses pemboran yang dilakukan di darat. Tahapan-tahapan persiapan di darat adalah sebagai berikut :
1. Peralatan sudah ada di lokasi.
2. Memindahkan pelindung.
3. Membersihkan area terakhir.
4. Pemeriksaan terakhir.
5. Persiapan untuk pengeoperasian di lepas pantai.
6. Menggantikan pelindung ulir yang usang dengan yang bersih.
7. Mengikatkat kuat-kuat dan memberi tanda.
8. Mengitung jumlah yang terdaftar.
9. Persediaan berbentuk pipa.

4.1.2. Persiapan Perakitan di Darat.

Persiapan perakitan di darat adalah tahapan-tahapan persiapan yang dilakukan sebelum merakit atau membuat rangkaian pemboran. Langkah-langkah persiapan tersebut adalah :
• Memeriksa cutting structur Drillshoe dari kerusakan yang mungkin terjadi selama perjalanan.
• Mencek dan catat nomor urut, ukuran alat dan jenis Drillshoe.
• Memeriksa bahwa semua nozzle-nozzle Drillshoe harus bersih.
• Mengkonfirmasikan bahwa tidak ada yang tertinggal dalam Drillshoe.
• Mencek float collar dari kerusakan yang mungkin terjadi selama perjalanan.
• Memeriksa bahwa klep collar berfungsi dengan baik.
• Mencek dan catat nomor urut, ukuran alat dan jenis float collar.

4.1.3 .Membuat Sambungan atau Merakit Rangkaian Pemboran

Setelah selesai dilakukan beberapa persiapan maka perangkaian atau perakitan rangkaian pemboran dapat dilakukan. Perangkaian atau perakitan rangkian pemboran dimulai dari yang paling bawah sampai pada tahap penyambungan casing. Tahapan-tahapan membuat sambungan atau rakitan rangkaian pemboran adalah :
1. Shoe joint.
a. Menyambung 13 3/8” x 17” Drillshoe ( DS2-133170) dengan 13 3/8” float collar.
• Menggunakan tenaga putaran 10.000 ft/lb.
• Menggunakan tabung pengunci Drillshoe untuk float collar dan casing pin yang terakhir.
b. Menyambung Drillshoe atau rakitan Float Collar ke sambungan pertama dari casing 13 3/8”.
• Tenaga putaran berdasarkan segi tiga approx.
• Memasang ulir gabungan dan pasang pelindung yang bersih pada kotak terakhir.
c. Menghitung jumlah panjangnya ke sambungan shoe track.
d. Memasukkan ke dalam kotak untuk mencegah kerusakan selama perjalanan.
e. Memasang tali gantungan ke shoe joint untuk safety dan penanganan lebih mudah.

2. Merakit peralatan spear casing pemboran.
Memasang 11.3/4" HE spear mandrel, 13.3/8" HE grapple dan rakitan spear 13-3/8" dilakukan sesuai perosedur seperti casing drilling spear.
* HE spear akan dimodifikasi dengan memperluas mandrel dan menambahkan suatu perluasan antara stop ring dari slip section (yang mempunyai gigi) dari grapple. Panjang dari grapple spear extension dan spear mandrel perlu diperluas dengan panjangnya yang sama (1.8-2.0 m).

4.1.4 Menjalankan Persiapan di Lepas Pantai.

Setelah rangkaian pemboran selesai dirakit maka tahapan berikutnya adalah menjalankan persiapan di lepas pantai, pastikan semua peralatan sudah ada di lokasi. Peralatan yang dipersiapkan antara lain :
1. Shoe joint tersusun dari :
a. 13-3/8" x 17" DRILLSHOE TM Model DS2-133170
b. 13-3/8" BTC float collar Model 402NP13BTCO.
2. Peralatan drilling with casing spear.

4.2. Menjalankan Operasi PemboranDengan Casing

Operasi pemboran dapat dilakukan apabila semua persiapan yang dilakukan sudah memenuhi persyaratan. Kegiatan pemboran dimulai dengan casing 13.3/8”
1. Mengadakan pertemuan untuk membicarakan pemboran dengan casing pastikan semua orang menyadari tanggung-jawab mereka.
2. Peralatan yang disediakan oleh rig untuk menangani casing : slips, single joint elevator, casing power tong dan lain-lain.
3. Pasang backup rig tong.
4. Meletakan satu stand drill pipe 5" sebagai jarak untuk mendaratkan well head di atas well head 26".
5. Mengambil peralatan casing spear.
6. Memasang casing spear ke dalam top drive sistem. Menggunakan putaran normal. Jalankan sampai ke garis lumpur pada 39m dengan casing 13.3/8" BTC .
a) Konfirmasikan floats terbuka ketika casing dipenuhi oleh air laut
b) Tidak ada centralizers yang digunakan
c) Sambungan tunggal Elevator akan tinggal dipasang di luar prosedur sampai ada tanda dari mudline.
d) Casing safety clamp akan digunakan untuk 6 joint pertama sewaktu membuat koneksi.
7. Sambungan pertama ( shoe joint)
a) Mengambil shoe joint dengan crane ke dalam mouse hole. Sambungkan single joint elevator (SJE) dan bagian belakang shoe joint ke dalam rig floor gunakan rig crane selagi mengambil dengan blok untuk memastikan tidak ada kerusakan pada sambungan Drillshoe/float collar.
b) Menurunkan shoe joint ke rotary table, memasang casing slips dan pasang casing safety clamp.
8. Sambungan kedua
a) Mengambil casing kedua dari catwalk yang menggunakan air tugger atau crane ke dalam mouse hole. Pasang SJE ekor yang dihubungkan ke dalam meja berputar dengan menggunakan suatu tali ke seberang mouse hole.
b) Melepaskankan pelindung ulir, periksa pada sambungan pin. Masukkan ke dalam kotak shoe joint.
c) Memasang casing power tong dan backup tong, jalankan berdasarkan segi tiga.
d) Memasukan spear ke dalam casing 13-3/8" dan putar 1/4 ke kanan.
e) Mengambil dan tarik casing slips ( SJE tetap dipasang)
f) Menurunkan casing dengan pelan-pelan.
g) Menset casing slips,pasang safety clamp.
h) Memutar 1/4 ke yang kiri untuk melepaskan spear.
9. Sambungan ke tiga

a) Mengambil casing ke tiga dari catwalk dengan menggunakan air tugger ke dalam mouse hole. Pasang SJE ekor yang dihubungkan ke dalam rotary table dengan menggunakan suatu tali ke seberang mouse hole.
b) Melepaskan pelindung ulir, periksa pada sambungan pin.. Masukkan ke dalam kotak shoe joint yang ke dua.
c) Memasang casing dengan menggunakan casing power tong dan back up tong sebagai dasar segitiga.
d) Memasukan spear ke dalam casing 13-3/8" dan putar 1/4 ke kanan.
e) Mengambil dan tarik casing slips (SJE tetap terpasang).
f) Menurunkan rangkaian casing dengan pelan-pelan sampai batas lumpur.
** Beban hook dan kedalaman batas lumpur harus direkam**
g) Mensirkulasi pelan-pelan dengan air laut dan putar casing spear dan top drive.
h) Memulai pemboran bawah casing. Menambahkan berat WOB dan RPM pelan-pelan.
WEIGHT ON BIT : 2-6 Ton
RPM : 20-60
Laju alir : 200-1000 GPM
** Amati pompa WOB, RPM, tekanan pompa dan tenaga putaran/torque**
i) Membor sambungan casing yang bawah . back ream dan/atau pompa Hi-Vis lumpur untuk menyapu serpihan/cutting jika diperlukan
j) Menset casing slips dan pasang casing safety clamp (untuk 6 sambungan pertama) matikan pompa.
k) Memutar casing spear 1/4 ke kiri untuk melepaskan casing spear.
l) Mengambil casing joint berikutnya dari catwalk dengan menggunakan air tugger ke dalam mouse hole. Pasang SJE ekor yang hubungkan ke rotary table dengan menggunakan suatu tali ke seberang mouse hole.
m) Melepaskan pelindung ulir, memeriksa sambungan pin dan masukkan ke dalam kotak sambungan sebelumnya.
n) Memasang casing (dengan backup tong untuk 6 sambungan yang pertama).
o) Memasukan casing spear ke dalam casing 13-3/8" dan putar 1/4 ke kanan.
p) Mengambil dan tarik casing slips, pasang casing safety clamp (untuk 6 sambungan yang pertama ).
q) Menjalankan pompa.
r) Membor dengan menurunkan sambungan casing. Back ream dan atau pompa lumpur Hi-Vis untuk mengangkat cutting.
s) Menset casing slips dan matikan pompa.
t) Mengendurkan dan putar 1/4 ke kiri untuk melepaskan peralatan casing spear.
10. TD adalah 1200 kaki atau puncak Formasi Belut bor sampai 815 feet dengan L80.68 PPF casing dan diganti dengan waterhead bushing X ke atas drill pipe sampai 1200 feet.
11. Mengulangi langkah-langkah (l)-(t) sampai drillshoe menjangkau puncak Formasi Belut yang ditunjukan oleh reverse drilling break.
12. Menyemen normal.
13. Melanjutkan pemboran ke kedalaman selanjutnya sesuai prosedur.

4.3. Pengolahan Data dengan Menggunakan Metode Grafis.

Metode perhitungan yang digunakan adalah metode grafis yang bertujuan untuk pemilihan material casing yang akan di tempatkan pada kedalaman tertentu dan kita dapat mengetahui secara teknik bahwa beban burst, collapse dan tension yang harus ditanggung oleh pipa casing tidak melebihi dari kemampuan maksimum pipa casing dalam menahan beban, burst, collapse dan tension.
Pada perhitungan matematis beban burst, collapse dan tension yang dilakukan secara manual untuk casing 13 3/8” dengan grade casing yang tersedia yaitu P-110 dan L-80.

4.3.1 Data Pemboran

Berikut ini adalah data pemboran yang dipakai pada sumur Melati-01 pemboran sampai dengan lubang permukaan:
Data Umum:
Nama Sumur : Melati -01
Tipe pemboran : Vertikal
Spud Date : 17 Agustus 2003
Nama Rig : Semi-Submersible, Sedco-601
RKB – SL : 65 ft
Kedalaman Air Laut : 246 ft
Surface Depth : 1075 ft
Plastic Viscosity, PV : 5 cp
Yield Point, YP : 50 lbs/100ft2
Densitas Lumpur, ? : 8.5 ppg
Tekanan Permukaan, Psurface : 363 psi
Laju Alir Lumpur, Q : 1095 gpm
Data Pahat dan Pipa:
Pahat DrillShoe : 17 inch, Ukuran nozzle: 14-14-14-14-14-14
Casing P-110 : 13 3/8 inch OD (12.347 inch ID)
Casing L-80 : 13 3/8 inch OD (12.515 inch ID)
Sistem Pompa:
Nama Pompa : Continental Emsco FB-1600 (@1600 HP)
Jumlah Pompa : 2 Pompa
Tipe Pompa : Triplex Pump
Maximum Input Power : 1193 kW (1600 HP) dalam 1 pompa
Rotasi Per Menit, rpm : 120 rpm
Maximum Speed, spm : 120 spm
Stroke Length, Lstroke : 12 inch
Liner Size, Dliner : 7 inch
Maximum Pressure : 3422 psi

Sedangkan parameter yang berupa data-data untuk casing dan coupling yang tersedia untuk sumur Melati-01 dapat dilihat pada tabel 4.1. dan parameter yang berupa speksifikasi untuk casing yang tersedia dapat dilihat pada tabel 4.2.
Tabel 4.1
Data Parameter, Casing dan Coupling

CASING
(OD/ID)
COUPLING
COUPLING
(OD/ID)

DRIFT
ID
13-3/8”/12.347 NSCC 14.375”/NA 12.250”
13-3/8”/12.515 BTC 14.375”/NA 12.359”

Data-data inilah yang akan digunakan sebagai input untuk perhitungan pada bab ini.
Tabel 4.2
Data Parameter Spesifikasi Casing

CASING
(OD/ID)

GRADE

WEIGHT
(LB/FT)

COLLAPSE
(PSI)

BURST
(PSI)
BODY
TENSILE
STRENGHT
(1000 LB)

13-3/8”/12.347 P-110 72.0 2880 7400 2596
13-3/8”/12.515 L-80 68.0 2260 5020 1556

4.4. Hasil Perhitungan Dengan Menggunakan Metode Grafis.
Pada Sumur Melati-01 penggunaan conductor casing telah digantikan oleh pipa surface casing 13-3/8”. Surface casing 13 3/8” ini akan diset pada kedalaman 1300’ RKB dengan menggunakan pahat 17” lalu akan dilanjutkan sampai kedalaman 4100’ yang merupakan total kedalaman (TD). Program berat lumpur yang akan digunakan pada fasa surface casing ini adalah 8.5 ppg atau 64 ppf dan gradient rekah sebesar 9.0 ppg dapat dilihat pada lembar lampiran B selain itu juga diketahui data safety factor yang direkomendasikan dari perusahaan dan adalah sebagai berikut :
a) Collapse = 1.05
b) Burst = 1.1
c) Tension = 1.8
Gradient tekanan gas diasumsikan dengan harga sebesar 0,1 psi/ft. Perhitungan beban collapse, burst dan tension dengan menggunakan metode grafis untuk casing 13-3/8” dengan Grade P-110 dan L-80 adalah sebagai berikut :

1. Tekanan collapse.

Tekanan collapse dibagi menjadi 2 yaitu tekanan collapse di permukaan dan tekanan collapse di shoe, data yang diperlukan untuk menghitung tekanan collapse adalah :
a. Berat lumpur = 8.5 ppg
b. Kedalaman casing 13 3/8” = 1300 ft
Dengan data yang diberikan di atas maka di dapat :
• Tekanan collapse di permukaan = 0
• Tekanan collapse di shoe, dengan menggunakan persamaan 3.1
Pc di shoe = 0.052 x mud weight (ppg) depth (ft)
= 0.052 x 8.5 ppg x 1300 ft
= 575 psi.

2. Tekanan burst.

Sama seperti tekanan collapse tekanan burst juga terbagi menjadi dua yaitu tekanan burst di permukaan dan tekanan burst di shoe, data yang diperlukan untuk menghitung tekanan burst adalah :
a. Gradient rekah = 9.0 ppg.
b. Total kedalaman = 4100 ft.
c. Gradient gas = 0.1 psi/ft.
d. Berat lumpur = 8.5 ppg.
e. Kedalaman casing 13 3/8” = 1300 ft
f. Safety factor burst = 1.1
Dari data yang diberikan di atas maka dapat dihitung harga tekanan burst melalui tahapan-tahapan sebagai berikut :
• Menghitung gradient tekanan formasi, menggunakan persamaan 3.2.
Gradient tekanan formasi = gradient rekah (ppg) x 0.052
= 9.0 ppg x 0.052
= 0.468 psi/ft.
• Tekanan external formation dengan menggunakan persamaan 3.3. Pf = True depth (ft) x gradient tekanan formasi (psi/ft)
= 4100 ft x 0.468 psi/ft
= 1919 psi.
• Tekanan dalam casing dengan menggunakan persamaan 3.4
Pi = Pf (psi) – (TD (ft) – CSD (ft) ) x Gradien gas (psi/ft)
= 1919 psi – ( 4100 ft – 1300 ft ) x 0.1 psi/ft
= 1639 psi.
• Tekanan luar casing dengan menggunakan persamaan 3.5
Pe = 0.052 x berat lumpur (ppg) x CSD (ft)
= 0.052 x 8.5 ppg x 1300 ft
= 575 psi.
• Tekanan burst di shoe dengan menggunakan persamaan 3.6
Pb di shoe = (Pi (psi) - Pe(psi) ) x SF burst
= ( 1639 psi - 575 psi ) x 1.1
= 1170 psi.
• Tekanan burst di permukaan dengan menggunakan persamaan 3.4
Pb di permukaan = Pf (psi) - ( TD (ft) x gradient gas (psi/ft) )
= 1919 psi – ( 4100 ft x 0.1psi/ft )
= 1509 psi.
Setelah mengetahui harga dari tekanan collapse di permukaan maupun di shoe dan tekanan burst di permukaan dan di shoe, tahapan selanjutnya adalah membuat garis lurus dari harga collapse dan burst yang dimiliki oleh casing P-110 dan L-80. Grafik hasil combinasi dari collapse dan burst ini bisa dilihat pada lembar lampiran D dan tabel 4.3 akan memberikan pemilihan casing berdasarkan kedalaman untuk fasa surface casing 13-3/8”.

Tabel 4.3
Pemilihan Casing Berdasarkan Kedalaman

DEPTH
(ft) GRADE & WEIGHT WEIGHT IN AIR
1000 LB
0’ - 426’ P – 110, 72 lb/ft 30672
426’ - 1300 L – 80, 68 lb/ft 59432

3. Beban tension.

Dengan menggunakan data parameter spesifikasi casing dari tabel 4.3 di atas maka untuk perhitungan beban tension, langkah-langkah perhitungannya adalah sebagai berikut :

? Menghitung berat rangkaian casing di udara dengan menggunakan persamaan 3.8.
• Casing 13-3/8” OD / 12.347” ID grade P-110.
Wia = L (ft) x P (ppf)
= 426 ft x 72 ppf
= 30672 lb.
• Casing 13-3/8” OD / 12.515” ID grade L-80.
Wia = L (ft) x P (ppf)
= ( 1300 - 426 ) ft x 68 ppf
= 59432 lb.
? Menghitung Buoyancy factor dengan menggunakan persamaan 3.9. Diketahui data berat lumpur pemboran yang digunakan sebesar 8.5 ppg. Karena penggunaan berat lumpur yang sama pada fasa surface casing maka harga buoyancy factor untu grade P-110 dan L-80 adalah sama.
BF =
BF =
= 0.871
? Menghitung beban tension dengan menggunakan persamaan 3.10.
• Casing 13-3/8” OD / 12.347” ID grade P-110.
T = Wia x Bf
T = 30672 x 0.871
= 26715 lb.
• Casing 13-3/8” OD / 12.515” ID grade L-80.
T = Wia x Bf
T = 59432 x 0.871
= 51765 lb.

4. Beban biaxial.
Beban biaxial berkaitan dengan safety factor untuk tiap-tiap grade casing karena parameter yang menjadi data dari perhitungan safety factor ini di dapat dari parameter yang dihitung pada beban biaxial.
Data yang digunakan untuk perhitungan beban biaxial untuk casing 13-3/8” OD / 12.347” ID grade P-110. adalah sebagai berikut
a. Tekanan collapse SF = 1 = 2880 psi.
b. Tekanan collapse di shoe = 575 psi.
c. Tekanan burst SF = 1 = 7400 psi.
d. Tekanan burst di permukaan = 1509 psi.
e. Body tensile strength = 2596000 lb.
f. Beban tension = 26715 lb.
g. Berat rangkaian casing di udara = 30672 lb.
Dengan data-data yang diberikan di atas maka langkah-langkah perhitungan untuk beban biaxial dan safety factor tension, burst dan collapse adalah sebagai berikut :

? Menghitung tes tekanan dengan menggunakan persamaan 3.11.
Tes tekanan = 60% Pb (psi)
= 0.6 x 7400 psi
= 4440 psi.
? Menghitung total kekuatan tensile dengan menggunakan persamaan 3.12.
TST = Wia (lb) + x ID2 (inch) x tes tekanan (psi).
= 30672 lb + x 152.4484 inch x 4440 psi
= 562285 lb.
? Menghitung safety factor untuk tension dengan menggunakan persamaan 3.13.
SF tension = = = 4.6
? Safety factor tension yang didapat yaitu sebesar 4.6 lebih besar dari safety factor burst yang direkomendasikan oleh perusahaan yaitu 1.8 maka untuk casing grade P-110 untuk faktor tension sudah aman untuk digunakan.

? Menghitung safety factor untuk burst dengan menggunakan persamaan
3.14.
SF burst =
=
= 4.9
? Safety factor burst yang didapat yaitu sebesar 4.9 lebih besar dari safety factor burst yang direkomendasikan oleh perusahaan yaitu 1.1 maka untuk casing grade P-110 untuk faktor burst sudah aman untuk digunakan.
? Menghitung safety factor untuk collapse,dengan menggunakan persamaan 3.15.
SF collapse =
=
= 5.0
? Safety factor collapse yang didapat yaitu sebesar 5.0 lebih besar dari safety factor collapse yang di rekomendasikan oleh perusahaan yaitu 1.05 maka untuk casing grade P-110 untuk faktor collapse sudah aman untuk digunakan.

Sedangkan data yang digunakan untuk perhitungan beban biaxial untuk casing 13-3/8” OD / 12.515” ID grade L-80 adalah sebagai berikut :
a. Tekanan collapse SF = 1 = 2260 psi.
b. Tekanan collapse di shoe = 575 psi.
c. Tekanan burst SF = 1 = 5020 psi.
d. Tekanan burst di permukaan = 1509 psi.
e. Body tensile strength = 1556000 lb.
f. Beban tension = 51765 lb.
g. Berat rangkaian casing di udara = 59432 lb.
Dengan data-data yang diberikan di atas maka langkah-langkah perhitungan untuk beban biaxial dan safety factor tension, burst dan collapse adalah sebagai berikut :
? Menghitung tes tekanan dengan menggunakan persamaan 3.11.
Tes tekanan = 60% Pb (psi)
= 0.6 x 5020 psi
= 3012 psi.
? Menghitung total kekuatan tensile dengan menggunakan persamaan 3.12.
TST = Wia (lb) + x ID2 (inch) x tes tekanan (psi).
= 59432 lb + x 156.625 inch x 3012 psi
= 429947 lb.
? Menghitung safety factor untuk tension dengan menggunakan persamaan 3.13.
SF tension = = = 3.6
? Safety factor tension yang didapat yaitu sebesar 3.6 lebih besar dari safety factor burst yang direkomendasikan oleh perusahaan yaitu 1.8 maka untuk casing grade L-80 untuk faktor tension sudah aman untuk digunakan.

? Menghitung safety factor untuk burst dengan menggunakan persamaan 3.14
SF burst =
=
= 3.3
? Safety factor burst yang didapat yaitu sebesar 3.3 lebih besar dari safety factor burst yang direkomendasikan oleh perusahaan yaitu 1.1 maka untuk casing grade L-80 untuk faktor burst sudah aman untuk digunakan.
? Menghitung safety factor untuk collapse,dengan menggunakan persamaan 3.15.
SF collapse =
=
= 4.0
? Safety factor collapse yang didapat yaitu sebesar 4.0 lebih besar dari safety factor collapse yang di rekomendasikan oleh perusahaan yaitu 1.05 maka untuk casing grade L-80 untuk faktor collapse sudah aman untuk digunakan

4.5 Hasil Perhitungan Biaya dan Waktu Operasi Pemboran
Pada operasi pemboran dengan casing sumur Melati-01 untuk lubang permukaan sampai kedalaman 1075 ft, dilakukan pekerjaan pemboran dengan ukuran lubang berdiameter 17”.
Data-data yang dipergunakan untuk menghitung waktu dan biaya operasi pemboran dengan casing pada sumur Melati-01, adalah sebagai berikut
Lubang bor 17”:
• Interval kedalaman = 311 – 1075 ft
• Footage = 764 ft
• Rotating time = 19.50 hrs
• Pasang BOP dan
cement 13 3/8" casing = 16.00 hrs
• Harga DrillShoe 17” = $ 37000
• Operating equipment cost = $ 60.000
• Operating service cost = $ 12.000
• Sewa rig = $ 62000/day = $2583.33/hr
Pada operasi pemboran dengan casing ada beberapa faktor yang mempengaruhi besarnya suatu biaya pemboran, antara lain adalah harga pahat, harga sewa rig, waktu operasi pemboran dan footage dari pahat yang digunakan. Harga pahat pada operasi pemboran dengan casing termasuk didalamnya adalah biaya pahat itu sendiri, ditambah biaya peralatan operasi dan biaya jasa. Faktor tersebut perlu dihitung, untuk melihat seberapa besar waktu dan biaya pemboran yang telah dipakai.
Berikut ini adalah perhitungan biaya pemboran dan nilai cost/foot dari operasi pemboran dengan casing pada sumur Melati-01:

1. Waktu Operasi Pemboran Dengan Casing Pada Sumur Melati-01
Waktu operasi pemboran dengan casing pada lubang 17”, dengan menggunakan persamaan 3.19 yaitu:
Total waktu = Rotating time + cement 13 3/8” casing time hrs
Total waktu = 19.50 hrs + 16.00 hrs
= 35.50 hrs

2. Cost/Foot Operasi Pemboran Pada Sumur Melati-01
Adapun cost/foot operasi pemboran pada lubang 17”, dengan menggunakan persamaan 3.18 yaitu:

di mana:
B = Harga DrillShoe 17” + Operating equipment cost
+ Operating service cost
B = $ 37000 + $ 60000$ + 12000
B = $ 55000
maka, cost/foot pada pemboran dengan casing, yaitu:

Sedangkan untuk perhitungan waktu dan biaya operasi pemboran pada sistem konvensional menggunakan data sumur IB-1 yang merupakan offset well dari Melati-01. Data dipergunakan untuk menghitung waktu dan biaya operasi pemboran konvensional pada sumur IB-1, adalah sebagai berikut

Lubang bor 36”:
• Interval kedalaman = 325 - 610 ft
• Footage = 285 ft
• Rotating time = 1.50 hrs
• Trip time = 7.91 hrs
• RIH dan cement 30" casing = 20.71 hrs
• Harga pahat 36” = $ 35000
• Sewa rig = $ 62000/day = $2583.33/hr
Lubang bor 26”:
• Interval kedalaman = 610 - 1205 ft
• Footage = 595 ft
• Rotating time = 6.03 hrs
• Trip time = 10.91 hrs
• Pasang BOP,
RIH dan cement 20" casing = 40 hrs
• Harga pahat 36” = $ 33000
• Sewa rig = $ 62000/day = $2583.33/hr

Pada operasi pemboran konvensional ada beberapa faktor yang mempengaruhi besarnya suatu biaya pemboran, antara lain adalah harga pahat, harga sewa rig, waktu operasi pemboran dan footage dari pahat yang digunakan, faktor tersebut perlu dihitung, untuk melihat seberapa besar waktu dan biaya pemboran yang telah dipakai. Berikut ini adalah perhitungan biaya pemboran dan nilai cost/foot dari operasi pemboran konvensional pada sumur IB-1:

1. Waktu Operasi Pemboran Konvensional Pada Lubang 36”.
Waktu operasi pemboran konvensional pada lubang 36”, yaitu:
Total waktu = Rotating time + Trip time +
RIH dan cement 30” casing time hrs
Total waktu = 1.5 hrs + 7.91 hrs + 20.71 hrs
= 30.21 hrs

2. Waktu Operasi Pemboran Konvensional Pada Lubang 26”.
Waktu operasi pemboran konvensional pada lubang 26”, yaitu:
Total Waktu = Rotating time + Trip time + RIH dan cement 20” casing time hrs
Total Waktu = 6.03 hrs + 10.91 hrs + 40.00 hrs
= 56.94 hrs

3. Total Waktu Operasi Pemboran Lubang Permukaan Pada sumur IB-1.
Adapun total waktu yang dipakai pada operasi pemboran lubang permukaan, yaitu:
Total waktu = Total waktu pemboran 36” + Total waktu pemboran 26”
Total waktu = 30.21 hrs + 56.94 hrs
= 87.15 hr

4. Cost/Foot Operasi Pemboran Pada Lubang 36”.
Adapun cost/foot operasi pemboran pada lubang 36”, yaitu:

5. Cost/Foot Operasi Pemboran Pada Lubang 26”.
Adapun cost/foot operasi pemboran pada lubang 26”, yaitu:

6. Total Cost/Foot Operasi Pemboran Konvensional Sumur IB-1.
Total cost/foot operasi pemboran konvensional pada sumur IB-1 untuk lubang permukaan, yaitu:

7. Cost/Foot Rata-Rata Pada Lubang Permukaan Sumur IB-1.
Cost/foot rata-rata pada operasi pemboran konvensional sumur IB-1 untuk lubang permukaan, adalah: