Petroleum Engineer

Fluida Hidrokarbon yang mengalir dari dasar sumur akan menuju well head dan dari kepala sumur ini fluida dialirkan melalui flow line manifold dan header selanjutnya menuju ke separator terus ke tanki pengumpul.
Flow line merupakan pipa penyalur fluida Hidrokarbon dari suatu kepala sumur menuju tempat pemisahan. Flowline biasanya memiliki diameter antara 2 – 4 inch tergantung dari design dan kapasitas produksi sumur. Agar aliran tidak kembali dalam sumur (back flow) maka pada tiap flowline di pasang check valve.
Jalur dimana flow line berada sebaiknya ditimbun pada kedalaman yang aman walaupun telah dilindungi dengan casing pendukung tetapi apabila tidak ditimbun maka flow line tersebut harus diletakan di atas support karena untuk mencegah cepat terkena korosi dan kerusakan lainnya. Demikian juga jalur pemasangan pipa dipilih tempat-tempat yang aman baik secara culture budaya maupun secara kondisi teknik sehingga mudah untuk melakukan pengawasan dan perbaikan dan kadang-kadang jika memungkinkan jalur flow line sampai ke stasiun pengumpul mengikuti rute jalan umum atau jalan inspeksi perusahaan.

Terdapat beberapa faktor yang mempengaruhi desain dan dimensi pemasangan pipa. Dua diantaranya adalah laju alir fluida dan sifat-sifat fisik dari fluida tersebut.

Berikut ini adalah beberapa standar yang digunakan Amerika yang umumnya digunakan dalam mendesain fasilitas produksi minyak :
a. ANSI B.31.1 – POWER PIPING
b. ANSI B.31.3 – Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping
c. ANSI B.31.4 – Liquid Petroleum Transportation Piping System
d. ANSI B.318 – Gas Transmition and Distribution Piping System

PROBLEM PEMBORAN DAN KERUSAKAN FORMASI

Beberapa problem yang sering terjadi diasosiakan dengan aplikasi overbalance drilling dan dapat diminimalkan dengan aplikasi underbalanced drilling adalah :
• Penurunan penetration rate saat hard rock drilling
• Differential pipe sticking
• Loss circulation
• Kerusakan formasi

PENURUNAN PENENTRATION RATE

• Laju penembusan bit (penetration rate) yang lambat akan menambah waktu pemboran dan pada akhirnya akan meningkatkan biaya pemboran.
• Salah satu faktor yang mempengaruhi penetration rate adalah jenis atau tipe fluida yang digunakan.
• Beberapa sifat-sifat fluida pemboran yang mempengaruhi laju pemboran atau penetration rate adalah :
1. Berat fluida pemboran
2. Viskositas fluida pemboran
3. Filtrate loss
4. Kadar minyak
5. Kadar padatan

DEFINISI :
Merupakan metode pemboran dimana tekanan hidrostatik kolom fluida di dalam lubang bor sengaja dibuat dan dijaga lebih rendah daripada tekanan formasi batuan yang dibor.

Pencapaian Kondisi Underbalanced
1. Secara Alami Cara ini diterapkan pada zona-zona yang memiliki permeabilitas dan tekanan formasi yang cukup tinggi.
2. Secara Buatan Cara ini diterapkan pada zona-zona bertekanan rendah.
 Menggunakan fluida pemboran berdensitas (udara, gas, mist atau foam) sehingga menghasilkan tekanan hidrostatik rendah.
 Menginjeksikan gas ke dalam fluida untuk menurunkan densitas fluida pemboran atau tekanan hidrostatik fluida.
Injeksi gas ke dalam liquid (gasfield liquid) dapat dilakukan dengan berbagai cara :
Drillstring Injection
Annulus Injection
• Parasitic String Injection
• Parasitic Casing Injection
• Completion Injection

Source rocks adalah endapan sedimen yang mengandung bahan-bahan organik yang dapat menghasilan minyak dan gas bumi ketika endapan tersebut tertimbun dan terpanaskan. Bahan-bahan organik yang terdapat didalam endapan sedimen selanjutnya dikenal dengan kerogen (dalam bahasa Yunani berarti penghasil lilin).

Migrasi adalah proses trasportasi minyak dan gas dari batuan sumber menuju reservoir. Proses migrasi berawal dari migrasi primer (primary migration), yakni transportasi dari source rock ke reservoir secara langsung. Lalu diikuti oleh migrasi sekunder (secondary migration), yakni migrasi dalam batuan reservoir nya itu sendiri (dari reservoir bagian dalam ke reservoir bagian dangkal).

PENENTUAN LOKASI KOP
1. KONDISI LOKASI KOP
 KOP TIDAK TERLETAK PADA ZONA LUNAK, ZONA REKAH, ZONA PERUBAHAN LITHOLOGI DAN KEKERASAN, ZONA PEMBESARAN LUBANG AGAR TIDAK MENYULITKAN DALAM PEMBENTUKAN SUDUT ARAH DAN KEMIRINGAN
 KOP TERLETAK PADA JARAK YANG CUKUP DIBAWAH CASING SHOE UNTUK MENGHINDARI TERJADINYA GESEKAN
 PADA SISTEM CLUSTER, KOP SUATU SUMUR TIDAK TERLALU DEKAT DENGAN SUMUR LAIN AGAR TIDAK TERJADI GANGGUAN LOGAM TERHADAP HASIL SURVEY SUMUR BARU

2. KEMAMPUAN PERALATAN

3. KEDALAMAN TARGET

1. LONG RADIUS RADIAL SISTEM
2. MEDIUM RADIUS RADIAL SISTEM
3. SHORT RADIUS RADIAL SISTEM
4. ULTRA RADIUS RADIAL SISTEM (URRS)

1. ALASAN GEOGRAFI :
“ ALASAN TOPOGRAFI DAERAH BERSANGKUTAN”

2. ALASAN GEOLOGI :
1. SISTEM KARBONAT
2. CHANEL POINT BARS
3. FRACTURE

3. PERTIMBANGAN EKONOMI :
1. PEMBORAN LEPAS PANTAI
2. MENGHAMBAT WATER CONING DAN GAS CONING

SASARAN PEMBORAN HORIZONTAL :
“MEMPERPANJANG PENEMBUSAN ZONA PRODUKTIF SEHINGGA MEMPERLUAS DAERAH PENGURASAAN SUATU SUMUR”



TUJUAN PEMBORAN HORIZONTAL :
- MENINGKATKAN LAJU PRODUKSI SUMUR
- MENINGKATKAN RECOVERY SUMUR
- MEMBUAT RESERVOIR YANG SUDAH TIDAK EKONOMIS BILA DIKEMBANGKAN DENGAN BOR TEGAK AKAN MENJADI EKONOMIS KEMBALI BILA DIKEMBANGKAN DENGAN PEMBORAN HORIZONTAL
- MEMPERKECIL TERJADINYA WATER CONING DAN GAS CONING