Cementing

Read more!

7.1.2. JENIS PENYEMENAN

          Berdasarkan alasan dan tujuannya, penyemenan dapat dibagi dua, yaitu primary cementing, dan squee-ze cementing.

·         Primary Cementing

       Merupakan penyemenan pertama kali yang dilakukan setelah pipa selubung diturunkan kedalam sumur.

Penyemenan antara formasi dengan pipa selubung bertujuan untuk :

1.      Melindungi formasi yang akan dibor dari formasi sebelumnya dibelakang pipa selubung yang mungkin bermasalah .

2.      Mengisolasi formasi tekanan tinggi  dari zona dangkal sebelumnya.

3.      Melindungi daerah produksi dari water-bearing sands.

       Suspensi semen biasanya ditempatkan dibelakang pipa selubung. Suatu kondisi pemboran tertentu mungkin mengharuskan untuk penyemenan annulus tanpa penyemenan annulus secara keseluruhan.

       Penyebab yang umum adalah adanya zona lost circulation yang memungkinkan semen bersirkulasi kembali keatas. Sebab lain yang mungkin adalah kesalahan dalam pembuatan suspensi semen.

       Liner disemen dengan suspensi semen yang lebih ringan daripada rangkaian pipa selubung. Pada saat liner diturunkan kedalam lubang sumur, suspensi semen harus langsung dipompakan. Pensirkulasian suspensi semen dengan volume berlebih dapat me-nyebabkan masalah-masalah pemboran, antara lain :

1.      Jika suspensi semen dengan volume berlebih disirkulasikan keatas melalui annulus, mungkin akan diperlukan waktu tambahan, dimana kemungkinan semen akan mengeras di annulus.

2.      Sedangkan jika suspensi semen dengan volume berlebih tersebut sirkulasinya dikembalikan melalui pipa bor, tekanan hidrostatik dan tekanan friksi pada dudukan pipa selubung akan menyebabkan terjadinya lost circulation.

·         Squeeze Cementing

       Untuk menyempurnakan dan menutup rongga-rongga yang masih ada setelah primary cementing, dapat dilakukan squeeze cementing.

Aplikasi pokok untuk squeeze cementing antara lain adalah :

1.      Menyempurnakan primary cementing ataupun untuk perbaikan terhadap hasil penyemenan yang rusak.

2.      Mengurangi water-oil ratio, gas-oil ratio dan water-gas ratio

3.      Menutup kembali zona produksi yang diperforasi apabila pemboran mengalami kegagalan dalam mendapatkan minyak.

4.      Memperbaiki kebocoran pada pipa selubung

5.      Menghentikan lost circulation yang terjadi pada saat pemboran berlangsung

       Pertimbangan yang paling penting dalam operasi squeeze cementing adalah teknik penempatan dan pembuatan suspensi semen yang akan digunakan.

       Squeeze cementing juga dapat digunakan untuk menurunkan ratio fluida produksi. Volume gas yang besar memungkinkan untuk terjadinya pengurangan tekanan reservoir lebih cepat, bersamaan dengan pembentukan harga pemisah yang berlebih pada fasilitas produksi permukaan oleh volume air yang besar. Bagian perforasi tertentu mungkin harus ditutup dengan pemompaan suspensi semen, sehingga volume gas dan air dapat dikurangi dengan penyemenan dibagian atas dan bawah perforasi secara berurutan

       Lost circulation seringkali dapat diatasi dengan squeeze cementing, dengan catatan proses penyemenan harus sesuai dengan jenis lost circulation yang terjadi.

     Ada empat metode squeeze cementing yang saat ini digunakan, yaitu bradenhead methods, packer squeeze methods, balanced plug methods, dan dump bailer methods.

a. Bradenhead Method

Dalam metode ini drill pipe diturunkan hingga berada tepat diatas perforasi (atau zona) yang akan mendapatkan squeezed off. Kemudian semen ditempatkan guna menutupi zona tersebut. Pipe rams lalu ditutup dan diterapkan tekanan hasil perhitungan dari permukaan guna melakukan squeeze off terhadap perforasi tersebut.

b. Packer Squeeze Method

Pada metode ini retrievable packer atau retainer packer diturunkan hingga berada tepat diatas zoana yang akan di sqieezed off. Retrievable packer, ditempatkan pada pipa bor. Retainer packer dijalankan dengan wire line dan diset dengan special setting kit. Jika volume total semen telah di squeezed off, maka semen berlebih harus dipompakan agar kembali sehingga tidak akan menyemen pipa bor.

c. Hesitation Squeeze

Metode ini secara khusus digunakan pada zona dengan permeabilitas rendah. Sebuah pipa bor digunakan dalam menempatkan semen sepanjang zone of interest dan bubur semen dipompa dan dihesitasi.

d. Plugging-back Operation

Operasi ini meliputi penempatan cemen plug sepanjang zona yang akan di plug off.

Plug semen digunakan untuk :

·      Meninggalkan lower depleted zones.

·      Plug off atau meninggalkan seluruh sumur atau sebagian dari sebuah open hole.

·      Memberikan kick of point untuk operasi side track drilling.

·      Menutup zona lost circulation pada open hole.

e. Balanced Plug Method

Pada metode ini hanya digunakan pipa bor. Pre-flush dipompakan sebelum semen dan lalu diikuti oleh fluida pembatas (spacer).

Prinsipnya adalah menempatkan kolom semen pada pipa bor yang tingginya harus sama dengan yang terdapat pada annulus.

7.1.3. METODE PENYEMENAN

          Berdasarkan pada metode yang digunakan, proses penyemenan dapat dibedaka menjadi dua jenis, yaitu single stage cementing, dan multy stage cementing.

a. Single Stage Cementing

Single stage cementing umumnya digunakan untuk melakukan penyemenan terhadap pipa konduktor dan surface. Sejumlah lumpur disiapkan dan dipompakan ke dalam casing.

Perlu dicatat pula bahwa seluruh bagian internal dari peralatan casing, termasuk float shoe, wiper plug dan lain sebagainya merupakan peralatan yang dengan mudah dapat hancur bila dibor.

b. Multi Stage Cementing

Multi stage cementing diterapkan pada penyemenan rangkaian casing yang panjang khususnya guna :

·      Mengurangi tekanan total pemompaan .

·      Mengurangi tekanan total hidrostatis pada formasi-formasi lemah sehingga tidak terjadi atau terbentuk rekahan.

·      Memungkinkan pemilihan penyemenan daripada formasi.

·      Memungkinkan penyemenan keseluruhan total panjang casing.

·      Memastikan penyemenan efektif di sekeliling shoe dari rangkaian casing sebelumnya.

     Pada multi stage cementing sebuah stage cementer dipasang pada posisi tertentu pada rangkaian casing. Posisi stage cementer ditentukan oleh panjang total kolom semen dan kekuatan formasi.

     Untuk pekerjaan two-stage cementing, sebuah one-stage cementer digunakan pada rangkaian casing. Casing lalu diturunkan ke dasar lubang. Kemudian casing disirkulasikan dengan sejumlah volume sebesar dua kali kapasitas lubang. Tahap pertama penyemenan ditujukan sebagai operasi tahap tunggal, akan tetapi bagian top kolom semen berakhir tepat dibawah stage cementer.

     Tahap kedua diawali dengan menjatuhkan sebuah opening bomb dari permukaan sehingga memungkinkan untuk jatuh pada opening seat pada stage collar. Saat bomb telah ditempatkan, tekanan pemompaan sebesar 1200 - 1500 psi diatas tekanan sirkulasi diterapkan pada penyeretan pin penahan dan memungkinkan sebuah bottom sleeve bergerak turun. Gerakan sleeve akan membuka terminal, sehingga menetapkan hubungan antara bagian dalam (internal) casing dengan annulus. Lumpur kemudian disirkulasikan guna mengkondisikan sumur yang ditujukan untuk memulai tahap kedua.

     Volume semen yang diperlukan untuk tahap kedua lalu dipompakan dan diikuti dengan sebuah closing plug. Bubur semen melewati terminal dari stage cementer dan akan ditempatkan pada annular area. Jika plug telah mencapai stage cementer maka tekanan sebesar 1500 psi diatas tekanan yang diperlukan untuk mensirkulasikan semen diterapkan pada closing plug sehingga mendorong upper sleeve turun dan dengan demikian akan menutup terminal dan menyekat ruang antara casing dengan annulus. Sehingga dengan demikian keseluruhan rangkaian casing telah disemen.

7.1.4. MEKANIKA PENYEMENAN

·      Persiapan dan pemompaan bubur semen

       Tergantung pada kedalaman lubang dan temperatur dasar lubang yang diperkirakan, additiv kimia yang ditambahkan untuk mengontrol sifat-sifat semen yang akan dimiliki setelah semen mengeras.

       Bubur semen disiapkan dengan mencampurkan semen kering dengan sebuah water jet. Hasil campuran diarahkan ke dalam sebuah tangki, dimana akan diuji densitas dan viskositasnya. Bubur semen kemudian dihisap oleh sebuah pompa tripleks yang kuat dan dipompakan pada tekanan tinggi sehingga masuk ke dalam casing melalui cementing head.

       Cementing head menghubungkan top dari casing dengan unit pompa. Pada alat ini terdapat dua katup penahan yang berfungsi menahan top dan bottom wiper plugs. Alat ini juga dilengkapi dengan sebuah manifold yang dapat dihubungkan dengan unit pompa semen atau sebuah pompa rig.

       Operasi penyemenan berlanjut dengan membuka katup penahan bottom wiper plugs dan mengarahkan bubur semen melewati top valve. Kemudian bubur semen akan mendorong bottom plug masuk ke dalam casing sampai plug mencapai dan duduk diatas float collar. Pemompaan diteruskan hingga meruntuhkan diafragma sentral pada plug yang akan memungkinkan semen agar dapat mengalir lewat dan menempati sekeliling casing. Jika volume keseluruhan semen telah tercampur, maka pemompaan dihentikan dan top wiper plug ditempatkan pada cementing head. Kemudian lumpur pemboran dipompakan melalui top valve, yang akan mendorong top wiper plug turun ke dalam casing. Jika top plug telah mencapai bottom plug maka sumur ditutup dan bubur semen dibiarkan agar mengeras.

7.2. PERALATAN PENYEMENAN

          Proses penyemenan terdiri dari pencampuran air dengan semen dalam perbandingan tertentu dan dengan additive tertentu pula. Pendorongan semen dapat dilakukan dengan sistem sirkulasi ke belakang casing, ditekan masuk ke formasi atau ditempatkan sebagai suatu plug atau sumbat pada lubang yang tidak merupakan perforasi completion (misalnya disini open hole completion).

          Peralatan penyemenan pada dasarnya dibagi menjadi dua bagian, yaitu peralatan di atas permukaan (surface equipment), dan peralatan bawah permukaan.

7.2.1. Peralatan di atas permukaan

            Peralatan penyemenan terdapat di atas permukaan meliputi  Cementing unit, Flow line, dan Cementing head.

A.  Cementing Unit

Cementing unit adalah merupakan suatu unit pompa yang mempunyai fungsi untuk memompakan bubur semen (slurry) dan lumpur pendorong dalam proses penyemenan.

Cementing Unit terdiri dari :

·      Tanki Semen

Untuk menyimpan semen kering.

·      Hopper

Untuk mengatur aliran dari semen kering agar merata.

·      Jet Mixer

Mixer yang umum digunakan sekarang ini adalah jet mixer dimana dipertemukan dua aliran yaitu bubur semen dan air yang ditentukan melalui venturi agar dapat mengalir dengan deras dan dapat menghasilkan turbulensi, yang dapat menghasilkan pencampuran yang baik dan benar-benar homogen. Densitas slurry dapat diukur dengan mud balance

·      Motor penggerak pompa dan pompa semen

berfungsi untuk memompa bubur semen.

Jenis-jenis sementing unit :

1. Truck mounted cementing unit

2. Marine cementing unit

3. Skit mounted cementing unit

Mengontrol rate dan tekanan, jenis pompa dapat berupa duplex double acting piston pump dan single acting triplex plunger pump. Plunger pump lebih umum dipakai karena slurry dapat dikeluarkan dengan rate yang lebih uniform dan tekanannya lebih besar.

B.  Flow Line

Pipa yang berfungsi untuk mengalirkan bubur semen yang dipompakan dari cementing unit ke cementing head.

C. Cementing Head

Berfungsi untuk mengatur aliran bubur semen yang masuk ke lubang bor. Ada dua tipe cementing head, yaitu :

1.  Mac Clatchie Cementing Head

Merupakan type cementing head yang cara penggunaannya pada waktu pemasukan bottom plug dan top plug dengan jalan membuka dan memasang kembali.

2.  Plug Container

Jenis ini tidak praktis dari pada mac clatchie, karena pada plug contanier ini memasangnya top plug dan bottom plug tidak perlu membukanya, akan tetapi sudah terpasang sebelumnya.

sumber 

Read more!

Reservoir Minyak / Gas

Read more!

Pengertian Reservoir

      Pada awal perkembangan industri perminyakan, sering disebut oil pool, suatu reservoir minyak dan/atau gas bumi di bawah permukaan tanah bukanlah tempat yang berbentuk kolam atau gua atau gerowong atau sejenisnya yang berupa wadah terbuka melainkan berupa suatu bentukan (formasi) batuan padat namun mempunyai rongga atau pori-pori. Rongga kecil di dalam batuan itulah yang menjadi tempat terakumulasinya minyak dan/atau gas. Untuk ini dapat dijelaskan dengan ilustrasi berikut. Bayangkan sebuah gelas yang diisi penuh oleh pasir. Kemudian tuangkan air ke dalamnya. Maka, walaupun kelihatannya gelas tersebut sudah penuh terisi oleh pasir, kenyataannya air masih tetap dapat dituangkan dan ditampung oleh gelas tadi karena air tersebut masuk ke dalam rongga antara butiran-butiran pasir. Agar suatu reservoir dapat menampung minyak yang dapat diproduksikan secara ekonomis nantinya, maka ukuran formasi batuan tersebut harus cukup besar dan mempunyai rongga yang cukup besar pula. Di samping itu, harus dapat mengalirkan fluida karena minyak dan/atau gas tidak bernilai ekonomis jika tidak dapat dialirkan ke lubang sumur untuk kemudian diangkat ke permukaan.

     Reservoir adalah suatu tempat terakumulasinya minyak dan gas bumi. Pada umumnya reservoir minyak memiliki karakteristik yang berbeda-beda tergantung dari komposisi, temperature dan tekanan pada tempat dimana terjadi akumulasi hidrokarbon didalamnya. Suatu reservoir minyak biasanya mempunyai tiga unsur utama yaitu adanya batuan reservoir, lapisan penutup dan perangkap. Beberapa syarat terakumulasinya minyak dan gas bumi adalah :

1. Adanya batuan Induk (Source Rock)
Merupakan batuan sedimen yang mengandung bahan organik seperti sisa-sisa hewan dan tumbuhan yang telah mengalami proses pematangan dengan waktu yang sangat lama sehingga menghasilkan minyak dan gas bumi.
2. Adanya batuan waduk (Reservoir Rock)
Merupakan batuan sedimen yang mempunyai pori, sehingga minyak dan gas bumi yang dihasilkan batuan induk dapat masuk dan terakumulasi.
3. Adanya struktur batuan perangkap
Merupakan batuan yang berfungsi sebagai penghalang bermigrasinya minyak dan gas bumi lebih jauh.
4. Adanya batuan penutup (Cap Rock)
Merupakan batuan sedimen yang tidak dapat dilalui oleh cairan (impermeable), sehingga minyak dan gas bumi terjebak dalam batuan tersebut.
5. Adanya jalur migrasi
Merupakan jalan minyak dan gas bumi dari batuan induk sampai terakumulasi pada perangkap.

    Sebagian besar minyak dan/atau gas ditemukan pada reservoir yang terbentuk dari batuan sedimen. Batuan sedimen terbentuk dari endapan organik seperti sisa-sisa tumbuhan dan hewan serta endapan anorganik seperti pasir dan lempung, yang diendapkan oleh sungai-sungai dan danau-danau purba, yang kemudian ditimbun oleh berbagai jenis batuan dan mengalami penekanan serta pemanasan dalam jangka waktu berjuta-juta tahun.

Supaya dapat menjebak (menampung) fluida, suatu reservoir haruslah tertutup pada bagian atas dan pinggirnya oleh suatu lapisan penutup (closure). Dengan kata lain, bentuk “wadah” ini tidaklah terbuka ke atas tetapi terbuka ke bawah sehingga minyak yang mengalir ke arahnya dapat terperangkap. Mengalirnya minyak dari tempat dimana minyak tersebut terbentuk (source rock) diakibatkan oleh proses alami karena pada saat pembentukannya minyak mengalami tekanan yang sangat besar. Sehingga setelah terbentuk minyak tersebut terperas (squeezed) ke luar dari bantuan tempatnya terbentuk dan mengalir ke tempat yang mempunyai tekanan yang lebih rendah, yaitu ke permukaan bumi. Jika ada sesuatu yang menghentikan pergerakan minyak tersebut, maka minyak akan terakumulasi di tempat ia terhalang tersebut. Dilihat dari proses ini maka bentukan batuan reservoir berfungsi sebagai suatu perangkap (trap). Perangkap itu sendiri (yang kemudian kita sebut dengan reservoir jika ia telah mengandung minyak dan/atau gas) terbentuk karena proses geologi baik secara struktural maupun stratigrafis.

     Jadi, reservoir merupakan bagian dari perangkap bawah permukaan baik struktural maupun stratigrafis yang berupa bentukan (formasi) batuan batupasir atau karbonat yang bersifat porous (yaitu berongga) sehingga dapat mengandung minyak dan gas bumi dan permeabel sehingga dapat mengalirkan minyak dan gas bumi tersebut. Sebuah reservoir minyak dan/atau gas dapat berada berdampingan dengan aquifer, yang merupakan bagian dari reservoir atau bentukan batuan lain yang mengandung air. Air tersebut bisa berada di bawah reservoir (bottom aquifer) atau di pinggir reservoir (edge aquifer). Selanjutnya, minyak dan gas bumi yang terkandung dalam suatu reservoir harus dapat diproduksikan dan bernilai komersial. Tanpa hal itu, reservoir tersebut tidak berarti apa-apa.

 

sumber 

Read more!

Modern Open Hole Log Interpretation

Read more!

Analisa Penilaian Formasi (analisa logging)

Secara umum, analisa log dibedakan atas tiga kompenen, berupa Log Lithologi, Log Resistivity dan Log Porosity. Log Lithologi antara lain Gamma Ray (GR) Log dan Spontaneous Potential (SP) Log. Untuk Log Resistivity diantaranya adalah Induction Log, Short Normal Log, Microlog, Lateral Log dan MSFL. Sedangkan untuk Log Porosity terdiri dari Neutron Log dan Sonic Log.

Pada prakteknya di lapangan tidak semua jenis log diatas dapat dilakukan. Hal ini mengingat biaya (cost) yang besar untuk tiap jenis log sehingga hanya digunakan beberapa jenis log tertentu dan kecenderungan untuk mengkombinasikan beberapa jenis log (combination log) dan ini yang biasa digunakan.

Beberapa analisa jenis log yang umum digunakan antara lain Analisa Spontaneous Potential (SP) Log, Analisa Log Induksi, dan Analisa Log Radioaktif yang terdiri dari Gamma Ray Log, Neutron Log, dan Formation Density Log.

-Analisa Sponteneous Potential Log (SP)

Pada sumur yang mempunyai kandungan hidrokarbon perlu dilakukan logging dengan berbagai jenis alat log. Log tersebut dapat berupa Log Listrik, Log Radioaktif serta berbagai jenis log lainnya. tahap pertama dalam analisa log adalah mengenal lapisan permeable dan serpih yang non permeable. Log yang digunakan adalah Spontaneous Potential (SP) Log.

Log SP merupakan rekaman perbedaan potensial listrik antara elektroda di permukaan yang tetap dengan elektroda yang terdapat di dalam lubang bor yang bergerak naik turun, pada sebuah lubang sumur yang terdiri dari lapisan permeable dan non permeable. Secara alamiah karena perbedaan kandungan garam air, arus listrik hanya dapat mengalir di sekeliling perbatasan formasi di dalam lubang bor. Pada lapisan serpih yang tidak terdapat aliran listrik, potensialnya adalah konstan dengan kata lain pembacaan log SP nya rata.

-Analisa Log Induksi

Log induksi digenakan untuk mendeteksi konduktivitas formasi yang selanjutnya dikonversi dalam satuan resistivity. Pengukuran dengan log induksi banyak menggunakan parameter dan korelasi grafik. Hal ini dimaksudkan untuk memperoleh hasil yang valid sehingga mempermudah analisa.

-Analisa Log Radioaktif

1. Gamma Ray Log

• Untuk membedakan lapisan-lapisa shale dan non shale pada sumur-sumur open hole atau cased hole dan juga pada kondisi ada lumpur maupun tidak.
• Sebagai pengganti SP Log untuk maksud-maksud pendeteksian lapisan permeable, karena untuk formasi yang tidak terlalu resistif hasil SP Log tidak terlalu akurat.
• Untuk mengetahui korelasi batuan dan prosentase kandungan shale pada lapisan permeable.
• Mendeteksi mineral-mineral radioaktif.
• Menentukan kedalaman perforasi yang telah diinjeksi air (water plugging).

2. Neutron Log

• Untuk menentukan total porosity.
• Mendeteksi adanya formasi gas setelah dikombinasikan dengan porosity tool lainnya seperti Density Log).
• Penentuan korelasi batuan.

3. Formation Density Log

• Untuk mengukur porositas batuan.
• Mengidentifikasi mineral batuan.
• Mengevaluasi shally sand dan lithologi yang kompak.
• Log ini juga dapat digunakan sebagai indikasi adanya gas.

Gamma Ray Log merupakan rekaman tingkat radioaktivitas alami yang terjadi karena tiga unsur yaitu Uranium (U), Thorium (Th) dan Potasium (K) yang dipancarkan oleh batuan. Pemancaran yang terus menerus terdiri dari semburan pendek tenaga tinggi sinar gamma yang mampu menembus batuan sehingga dapat dideteksi oleh detektor.

Sinar gamma sangat efektif dalam membedakan lapisan permeable dan non permeable karena unsur-unsur radioaktif cenderung berpusat di dalam serpih yang non permeable dan tidak banyak terdapat dalam batuan karbonat atau pasir yang secara umum besifat permeable. Kadangkala lumpur bor mengandung sejumlah unsur Potasium karena zat Potassium Chloride ditambahkan kedalam lumpur untuk mencegah pembengkakan serpih. Radioaktivitas dari lumpur akan mempengaruhi pembacaan Log Gamma Ray berupa tingkatan latar belakang radiasi yang tinggi.

-Analisa Log Kombinasi

Log kombinasi diaplikasikan untuk semua junis log sebelumnya seperti Log Listrik, Log Induksi dan Log Radioaktif untuk mendapatkan kepastian jenis formasi beserta kandungan formasi tersebut. Kombinasi log yang sering digunakan dua jenis log yaitu Log Listrik dan Log Radioaktif. Log Listrik yang dimaksudkan adalah SP Log dan Log Induksi untuk Short Normal Log. Sedangkan Log Radioaktif yang dimaksud adalah Gamma Ray (GR) Log, Neutron Log dan Formation Density Log (FDL). Dari analisa Log Kombinasi ini dapat ditentukan kandungan HC dari formasi pada interval kedalaman tertentu.

Interpretasi log dilakukan untuk mengetahui harga Rw dan Sw serta menentukan lithologi batuannya. Interpretasi ini dapat dibedakan menjadi dua macam yaitu interpretasi kualitatif dan interpretasi kuantitatif. Interpretasi kualitatif meliputi penentuan lapisan permeable, penentuan batas lapisan dan penentuan zona interest. Log yang digunakan berupa SP Log, GR Log dan Resistivity Log. Sementara interpretasi kuantitatif meliputi penentuan porositas dan saturasi air (Sw). Jenis Log yang digunakan Neutron Log, Density Log, Sonic Log dan Resistivity Log. Adapun kondisi interpretasi yang dilakukan berupa Clean Formation (quick look) dan Shally Sand Formation (detailed).

Pengukuran dengan SP Log dilakukan untuk menentukan Vclay sehingga dapat diketahui jenis fluida yang terdapat dalam formasi yang dianalisa serta kandungan batuan dan kondisi dari kedalaman formasi tersebut.

Pada GR Log didapatkan suatu kurva yang menunjukkan besarnya intensits radioaktif yang ada dalam formasi. Dengan menarik garis GR yang mempunyai harga minimum dan harga maksimum pada penampang log maka kurva GR yang jatuh diantara kedua lapisan kurva tersebut merupakan indikasi adanya lapisan shale.

Pada Neutron Log, bila konsentrasi hidrogen didalam formasi besar maka semua partikel neutron akan mengalami penurunan energi serta tertangkap tidak jauh dari sumber radioaktifnya. Hal yang perlu digarisbawahi bahwa neuton hidrogen tidak mewakili porositas batuan karena penentuannya didasarkan pada konsentrasi hidrogen. Neutron tidak dapat membedakan antara atom hidrogen bebas dengan atom hidrogen yang secara kimia terikat dengan mineral batuan, akibatnya pada formasi lempung yang banyak mengandung atom-atom hidrogen didalam susunan molekulnya seolah-olah mempunyai porositas tinggi.

Faktor-faktor yang mempengaruhi bentuk kurva Neutron Log adalah shale atau clay dimana semakin besar konsentrasinya dalm lapisan permeable akan memperbesar harga porositas batuan. Kekompakan batuan juga akan mempengaruhi defleksi kurva Neutron Log dimana semakin kompak batuan tersebut maka harga porositas batuan akan menurun dan kandungan fluida yang ada dalam batuan apabila mengandung minyak dan gas maka akan mempunyai harga porositas yang relatif kecil, sedangkan air asin atau air tawar akan memberikan harga porositas neutron yang mendekati harga porositas sebenarnya.

Density Log menunjukkan besarnya densitas lapisan yang ditembus oleh lubang bor sehingga berhubungan dengan porositas batuan. Besar kecilnya density juga dipengaruhi oleh kekompakan batuan dengan derajat kekompakan yang variatif, dimana semakin kompak batuan maka porositas batuan tersebut akan semakin kecil. Pada batuan yang sangat kompak, harga porositasnya mendekati harga nol sehingga densitasnya mendekati densitas matrik.

Kombinasi Log digunakan untuk memperoleh data yang diperlukan untuk mengevaluasi formasi serta menentukan potential productivity yang dikandungnya. Pada kombinasi log antara Neutron Log dan Density Log maka akan terdapat tampilan Log Density yang dari kiri ke kanan satuannya semakin besar sedangkan  Neutron Log dari kiri ke kanan satuan porositasnya semakin kecil sehingga dapat diinterpretasikan sebagai berikut :

1.  Lapisan shale akan memberikan separasi negatif berdasar harga densitas yang besar pada Density Log dan harga porositas neutron yang besar pada Neutron Log.

2.  Lapisan hidrokarbon akan memberikan separasi positif dimana kurva Density Log akan cenderung mempunyai defleksi ke kiri dan Neutron Log cenderung mempunyai defleksi ke kanan.

3.  Lapisan air asin atau air tawar akan memberikan separasi positif sehingga untuk dapat membedakan antara separasi positif pada lapisan air dengan lapisan hidrokarbon maka jalan terbaik adalah dengan melihat kurva Resistivity Log dan SP Log.

 

sumber 

Read more!

Blow Out Preventer (BOP) System

Read more!

Fungsi utama dari sistem pencegahan semburan liar (BOP System) adalah untuk menutup lubang bor ketika terjadi “kick”. Blow out terjadi karena masuknya aliran fluida formasi yang tak terkendalikan ke permukaan. Blow out 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.

A.  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.

2. Accumulator

Biasanya ditempatkan pada jarak sekitar 100 meter dari rig. Accumulator bekerja pada BOP stack dengan “high pressure hydraulis” ( saluran hidrolik bertekanan tinggi ). Pada saat terjadi “kick” Crew dapat dengan cepat menutup blowout preventer dengan menghidupkan kontrol pada accumulator atau pada remote panel yang terletak pada lantai bor.

Unit accumulator dihidupkan pada keadaan darurat yaitu untuk menutup BOP Stack. Unit ini dapat dihidupkan dari remote panel yang terletak pada lantai bor atau dari accumulator panel pada unit ini terdiri dalam keadaan crew harus meninggalkan lantai bor.

3. Sistem Penunjang (Supporting System)

Peralatan penunjang yang terpasang rangkaian peralatan sistem pencegahan semburan liar (BOP System) meliputi choke manifold dan kill line.

·         Choke Manifold

Choke Manifold merupakan suatu kumpulan fitting dengan beberapa outlet yang dikendalikan secara manual dan atau otomatis. Bekerja pada BOP Stack dengan “high presure line” disebut “Choke Line”.

Bila dihidupkan choke manifold membantu menjaga back pressure dalam lubang bor untuk mencegah terjadinya intrusi fluida formasi. Lumpur bor dapat dialirkan dari BOP Stack kesejumlah valve ( yang membatasi aliran dan langsung ke reserve pits ), mud-gas separator atau mud conditioning area back pressure dijaga sampai lubang bor dapat dikontrol kembali.

·         Kill Line

Kill Line bekerja pada BOP Stack biasanya berlawanan berlangsung dengan choke manifold ( dan choke line ). Lumpur berat dipompakan melalui kill line kedalam lumpur bor sampai tekanan hidrostatik lumpur dapat mengimbangi tekanan formasi.

DESKRIPSI ALAT

1. Komponen Utama BOP System

·         Komponen utama BOP System terdiri dari dua sub komponen, yaitu Rangkaian BOP Stack, Accumulator dan Sistem Penunjang (Supporting system)

·         Fungsi :

a)      Rangkaian BOP Stack, berfungsi untuk menahantekanan lubang bor saat terjadi kick, dimana rangkaian tersebut terdiri dari sejumlah valve yang dapat menutup lubang bor bila terjadi kick.

b)      Choke manifold, bekerja pada BOP stack dengan high pressure line yang dapat memindahkan aliran lumpur pada saat terjadi "kick".

c)      Kill line, disambung berlawanan letaknya dengan choke line sehingga memungkinkan pemompaan lumpur berat ke dalam lubang bor.

2. Rangkaian BOP Stack

·         Rangkaian BOP Stack terdiri dari Annular Preventer, Pipe ram preventer, Drilling Spool, Blind ram preventer, dan Casing head

·         Fungsi:

a)      Annular preventer, dapat menutup lubang annulus baik lubang dalam keadaan kosong ataupun ada rangkaian pipa bor.

b)      Ram preventer, hanya dapat menutup lubang annulus untuk ukuran pipa tertentu, atau dalam keadaan tidak ada pipa bor dalam lubang.

c)      Drilling spools, tempat pemasangan choke line dan kill line.

d)     Casing head, sebagai fondasi BOP Stack.

3. Sistem Penunjang (Supporting System)

Komponen utama dari sistem penunjang adalah Choke manifold, dan Kill line.

Fungsi:

a)      Choke manifold, membantu menjaga back pressure dalam lubang bor untuk mencegah terjadinya intrusi fluida formasi.

b)      Kill line, tempat lalunya lumpur berat yang dipompakan ke dalam lubang bor sampai tekanan hidrostatik lumpur dapat mengimbangi tekanan formasi.

PEMBAHASAN

BOP sangat diperlukan dalam operasi pemboran, sebagai pengaman apabila sewaktu-waktu terjadi kick. Apabila terjadi kick maka crew dengan cepat menutup Blowout Preventer dengan menghidupkan kontrol pada accumulator yang terletak pada lantai bor.

Pada perencanaan BOP Stack, ada beberapa hal yang harus diperhatikan antara lain adalah sebagai berikut :

·         Kekuatan penahanan tekanan

·         Pemilihan dan pengaturan komponen

·         Variasi penempatan, serta

·         Sistem pembelok

Prosedur yang lazim digunakan dalam memperkirakan besarnya tekanan yang terjadi pada pemboran sumur dangkal adalah dengan estimasi tekanan yang mungkin terjadi dengan berat lumpur yang digunakan serta kedalaman operasi pemboran. Sedangkan untuk sumur dalam memerlukan perhitungan yang lebih kompleks.

Blow out preventer sistem sangat berguna untuk mencegah terjadinya suatu aliran fluida formasi yang tidak terkendalikan sampai ke permukaan, yaitu dengan menutup lubang bor ketika terjadi ‘kick’. Faktor utama yang harus diperhatikan adalah tentang keadaan lumpur bor. Lumpur bor harus terus dikontrol sehingga kita dapat mengetahui kalau terjadi  ‘kick’. Tanda-tanda terjadinya ‘kick’ antara lain lumpur bor memberikan tekanan hidrostatik lebih kecil dari tekanan formasi, volume lumpur dalam mud pit terlalu besar, dan lain-lain.

Sistem ini terdiri dari dua sub-komponen utama, yaitu BOP stack dan accumulator serta supporting system. Adapun fungsi dari BOP Stack adalah menahan tekanan lubang bor bila terjadi kick dan apabila keadaan darurat maka accumulator akan menutup BOP Stack. Dan untuk menggerakkan accumulator yang bekerja pada sistem BOP stack, menggunakan "High Pressure Hydraulic" (saluran hidrolik bertekanan tinggi).

KESIMPULAN 

Dari hasil pengamatan tentang penjelasdan di atas, praktikan dapat mengambil kesimpulan bahwa :

1.  Blow out preventer system sangat diperlukan dalam operasi pemboran untuk mencegah jika sewaktu-waktu terjadi kick.

2.  Faktor utama yang penting adalah sangat diperhatikannya lumpur pemboran, pengamatan dan perhitungan terus menerus harus dilakukan pada saat operasi pemboran untuk mengetahui ada tidaknya tanda-tanda kick.

3. Kick merupakan hal yang sangat penting diperhatikan selama operasi pemboran berlangsung. Hal tersebut dilakukan karena kick merupakan indikasi untuk terjadinya blow out, maka dari itu bila kick terjadi maka kita sudah harus bersiap diri seperti menghitung tekanan pada casing head, tekanan pada choke manifold, tekanan pompa lumpur, kelebihan volume lumpur di mud pit, dan yang terpenting pengendalian tekanan dengan menyiapkan BOP.

4.      Pada perencanaan BOP Stack, ada beberapa hal yang harus diperhatikan antara lain adalah sebagai berikut :

·         Kekuatan penahanan tekanan

·         Pemilihan dan pengaturan komponen

·         Variasi penempatan, serta

·         Sistem pembelok

sumber

Read more!

Coiled Tubing

Read more!

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

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

1. Penggunaan konvensional :

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

2. Penggunaan Unconvensional :

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

3.Penggunaan sebagai wireline :

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

4. Pengunaan dan keperluan masa depan :

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

Komponen- komponen Coiled tubing

A. Peralatan diatas Permukaan

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

1. Tubing Injector Heads

Tubing  heads didesain untuk tiga fungsi dasar, yaitu :

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

b)      Menanggulangi/mengatasi gesekan dari dinding lubang sumur.

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

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

Tubing injector heads terdiri dari beberapa komponen yaitu:

a)      Hydroulic motors

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

b)     Drive chains (rantai)

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

c)      Chain tensioners

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

d)     Gooseneck

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

e)      Weight indicator

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

2. Coiled Tubing Reel

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

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

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

3. Power Pack

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

4. Control Cabin

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

5.  Stripper

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

6.  BOP (Blow Out Preventer) Stack

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

1.       Shear/seal BOP

2.       Combi BOP

3.       Quad BOP

B. Peralatan  di Bawah Permukaan

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

1.  Connector

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

2. Check Valve

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

3.  Swivel Joint

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

4. Release Joint

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

a)      Tension-Active Release Joint

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

b)     Pressure-Active Release Joint

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

5. Debris filter

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

6 . Nozzle dan Jetting Subs

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

7 .Centralizer

Adalah suatu peralatan bawah permukaan yang berfungsi untuk :

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

b)     Mencegah rintangan dalam lubang bor.

c)      Meminimalkan distorsi

d)     Memeberikan stabilitas ketika operasi pemboran

e)      Memeberikan tempat untuk aliran fluida.

8 . Jars

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

Tipe Jars :

a)      Tenaga mekanik

b)     Tenaga hidrolik

c)      Fluida (imopact drill)

9. Accelerator

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

 

sumber 

Read more!