|
NPM | Pendidikan Agama | Bahasa Inggris | Kalkulus 1 | Fisika | Kimia Umum | Statistika | Geologi | Pengantar Eksplorasi Produksi Migas | Praktikum Fisika | Praktikum Kimia Umum | Praktikum Geologi | Kelakuan | pendidikan pancasila | elektronika dasar | analisa fluida reservoir | mekanika fluida | mekanika reservoir | kalkulus II | aplikasi dan pemrograman komputer | petrologi | geologi struktur | Praktikum Petrologi | praktikum bengkel mekanik | praktikum analisa fluida reservoir | praktikum mekanika reservoir | studi geologi lapangan | Kelakuan | Pendidikan Agama | Bahasa Inggris | Kalkulus 1 | Fisika | Kimia Umum | Statistika | Geologi | Pengantar Eksplorasi Produksi Migas | Praktikum Fisika | Praktikum Kimia Umum | Praktikum Geologi | Kelakuan | pendidikan pancasila | elektronika dasar | analisa fluida reservoir | mekanika fluida | mekanika reservoir | kalkulus II | aplikasi dan pemrograman komputer | petrologi | geologi struktur | Praktikum geologi struktur | praktikum bengkel mekanik | praktikum analisa fluida reservoir | praktikum mekanika reservoir | studi geologi lapangan | Kelakuan | Pendidikan Agama | Bahasa Inggris | Kalkulus 1 | Fisika | Kimia Umum | Statistika | Geologi | Pengantar Eksplorasi Produksi Migas | Praktikum Fisika | Praktikum Kimia Umum | Praktikum Geologi | Kelakuan | A | 4 | B | 3 | C | 2 | D | 1 | E | 0 | ||
| SKS | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 3 | 1 | 1 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 1 | 2 | 1 | 1 | 1 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 3 | 1 | 1 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 1 | 2 | 1 | 1 | 1 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 3 | 1 | 1 | 2 | IPK | MK | SKS | MK | SKS | MK | SKS | MK | SKS | MK | SKS | |||||||
| DWI ULFA | 1403057 | B | B | C | C | B | B | B | B | B | C | A | A | A | A | A | A | A | B | A | A | A | A | A | A | B | A | A | 3 | 3 | 2 | 2 | 3 | 3 | 3 | 3 | 3 | 2 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 3 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 3 | 4 | 4 | 6 | 6 | 4 | 4 | 6 | 6 | 6 | 9 | 3 | 2 | 8 | 0 | 3,4 | 14 | 23 | 9 | 17 | 3 | 5 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| FENTI FEBRU | 1403073 | B | B | C | B | A | B | B | A | B | C | A | A | A | B | B | C | C | A | A | B | B | B | B | B | B | A | B | 3 | 3 | 2 | 3 | 4 | 3 | 3 | 4 | 3 | 2 | 4 | 4 | 4 | 3 | 3 | 2 | 2 | 4 | 4 | 3 | 3 | 3 | 3 | 3 | 3 | 4 | 3 | 6 | 6 | 4 | 6 | 8 | 6 | 6 | 12 | 3 | 2 | 8 | 0 | 3,155555556 | 8 | 14 | 14 | 24 | 4 | 7 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| DWI WARSASI | 1403070 | A | B | A | A | A | A | A | A | A | B | A | A | A | B | B | C | B | C | B | C | B | B | B | B | D | C | B | 4 | 3 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 3 | 4 | 4 | 4 | 3 | 3 | 2 | 3 | 2 | 3 | 2 | 3 | 3 | 3 | 3 | 1 | 2 | 3 | 8 | 6 | 8 | 8 | 8 | 8 | 8 | 12 | 4 | 3 | 8 | 0 | 3,244444444 | 11 | 20 | 10 | 17 | 4 | 7 | 1 | 1 | 0 | 0 | |
| ELEN ENJELINA | 1403056 | B | B | C | C | A | A | B | B | B | C | B | A | A | A | B | B | B | B | C | C | C | C | C | B | B | B | B | 3 | 3 | 2 | 2 | 4 | 4 | 3 | 3 | 3 | 2 | 3 | 4 | 4 | 4 | 3 | 3 | 3 | 3 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 3 | 3 | 3 | 3 | 6 | 6 | 4 | 4 | 8 | 8 | 6 | 9 | 3 | 2 | 6 | 0 | 2,866666667 | 5 | 8 | 13 | 23 | 8 | 14 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| RIKA JULIANA | 1403067 | B | B | B | A | A | A | A | A | B | B | B | A | A | B | B | B | B | B | B | B | B | C | C | A | B | B | B | 3 | 3 | 3 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 3 | 3 | 3 | 4 | 4 | 3 | 3 | 3 | 3 | 3 | 3 | 3 | 3 | 2 | 2 | 4 | 3 | 3 | 3 | 6 | 6 | 6 | 8 | 8 | 8 | 8 | 12 | 3 | 3 | 6 | 0 | 3,244444444 | 8 | 14 | 16 | 28 | 2 | 3 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Rabu, 01 Juli 2015
IPK
Minggu, 28 Juni 2015
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
STUDI PENGGUNAAN
POTASIUM CHLORIDE (KCI) POLYMER
PHPA PADA LUMPUR
PEMBORAN UNTUK MENGATASI
SWELLING CLAY SUMUR
NR-30HZ
TUGAS AKHIR
Dibuat
Untuk Memnuhi Syarat Untuk Mendapatkan Gelar Diploma III Pada Program Studi
Teknik Eksplorasi Produksi Migas
Politeknik
Akamigas Palembang
Oleh
:
Very
Suharyadi NPM : 0903022
PROGRAM
STUDI TEKNIK EKSPLORASI PRODUKSI MIGAS
POLITEKNIK
AKAMIGAS PALEMBANG
2015
LEMBAR
PENGESAHAN
TUGAS
AKHIR
Studi
Penggunaan Potasium Chloride (KCI) Polymer PHPA Pada Lumpur Pemboran Untuk
Mengatasi Swelling Clay Sumur NR-30HZ
Dibuat
Untuk Memenuhi Syarat Mendapatkan Gelar Diploma Iii Pada Program Studi Teknik
Eksplorasi Produksi Migas
Politeknik
Akamigas Palembang
Oleh
:
Verry suharyadi 0903022
Palembang, September 2015
Pembimbing I Pembimbing II
K. Moh. Ade
Isnaeni, ST, Raditya, ST,
Ketua Program
Studi Direktur,
Tenik Eksplorasi
Produksi Migas Politeknik Akamigas Palembang
Ana Asmina, ST, H. Muchtar
Luthfie, SH., MM,
POLITEKNIK
AKAMIGAS PALEMBANG
Kantor pusat administrasi : Jln. Kebon jahe komperta plaju.
Telp.(0711) 7320800, 595595 Fax,(0711)
Kamnpus : Jln. Rampai Komperta Plaju
Telp.
(0711) 595597
HALAMAN
PERSETUJUAN
Judul
Tugas Akhir : “Studi
Penggunaan Potassium Choloride
(KCL)
Poliner PHPA pada lumpur pemboran
untuk
mengatasi swelling clay sumur NR-
30HZ”
Nama
Mahasiswa / NPM : Verry Suharyadi NPM : 00903022
Program
Studi : Teknik
Eksplorasi Produksi Migas
Telah
diuji dan Lulus pada :
Hari :
Selasa
Tanggal : 28 Agustus
2012
Tim
Penguji :
Nama Jabatan Tanda Tangan
1.
K.
Moh. Ade Isnaeni, ST Ketua ( )
2.
Raditya,
ST Sekertaris ( )
3.
Roni
Alida, ST Penguji
I ( )
4.
Roby
Cahyadi, ST Penguji II ( )
5.
Azka
Roby Antari, ST Penguji III ( )
Palembang, 4 September
2012
Ketua
Program Studi,
Teknik Eksplorasi
Produksi Migas,
Ana
Asmina, ST
ABSTRAK
Evaluasi
Penggunaan Potassium Chloride (KCL) Polimer PHPA Pada Lumpur Pemboran Untuk
Mengatasi Swelling Clay Sumur NR-30HZ
Pada
operasi pemboran mengalami hambatan yang mengganggu jalanya operasi pemboran
baik dari segi tenaga, waktu maupun biaya yang akhirnya tidak sesuai dengan
rencana. Hambatan yang terjadi disebabkan adanya lapisan shale yang reaktif dan
filtrate lumpur yang menyebabkan rangkaian drill string terjepit, adanya,
ukuran cutting yang cukup besar, aliran annulus yang tidak lancer. Pada saat
pemboran menembus formasi telisa pada kedalaman 2079 ft yang didominasi lapisan
shale.
Adapun
metodologi yang digunakan dalam evaluasi penggunaan lumpur KCL polymer PHPA
adalah dengan memperkirakan klasifikasi dan karakteristik clay dengan uji
Methylene Blue (MBT), melakukan perbaikan sifat fisik lumpur untuk menjaga agar
lumpur dapat bekerja secara optimal dan menjaga kestabilan lubang bor yang
ditembus.
Jenis
clay yang ada di sumur NR-30H setelah uji Methlylene Blue dan melakukan
perhitungan CEC-nya sebesar 8,775 meq/100gr pada kedalaman 2096 ft, jenis clay
ini termasuk dalam klasifikasi kelas “C” dalam klasifikasi umum clay, yang
didominasi mineral montmorillonite. Dimana formasi ini berpotensi terjadinya
swelling clay.
Penanganan
problem swelling clay dengan perbaikan sifat fisik lumpur yaitu : Menambahkan
Chemical Potassium Chlorida (KCL) 2-4% sebesar 10.200 mg/I dari volume lumpur ditangki untuk mengatasi
pengembangan dari clay, mengurangi / menjaga fluid loss < 8 ml / 30 menit.
Jika terjadi mud ring, tambahkan deterjen (condet) untuk mengatasi clay yang
lengket pada rangkaian pipa bor. Penanganan secara mekanis pun dilakukan untuk
mengatasi hal yang terjadi yaitu : dengan melakukan cabut rangkaian dengan
overpull, melakukan reaming dan wash down saat niak turun rangkaian.
Kata kunci : Methalyne
Blue ( MBT), perhitungan CEC, dan
Chemical potassium Chlorida (KCL)
ABSTRACT
Evaluation Of
Use Chloride(KCL) Polymer PHPA In Mud
Drilling Wells To Overcome Swelling Clay
NR-30HZ
In drilling operation have obstacles
that interfere with the course of drilling operation both in terms of manpower,
time and cost are ultimately not in accordance with the plan. The bottleneck
caused by the reactive shale layer with filtrate causing swelling clay wich
caused a series of drill string stuck, it is, cutting a large enough size,
annular flow is not smooth. At the time of drilling throught the formation at a
depth of 2079 ft Telisa dominated by shale layers.
The methodology ised in the evaluation
of the use of KCL polymer mud PHPA is by estimating the classification and
characteristics of clay with Methylene
Blue Test (MBT), do the repairs the physical properties of yhe mud to
keep the mud can work optimally and maintain a stable borehole penetrated.
Types of clay in the well after the test
NR-30HZ Methylene Blue and calculate the CEC of 8775 at a depth of 2096 ft
meq/100gr, type of clay is include in the classification of a class “C” in the
general classification clay, montmorillonite minerals dominated. Where the
formation is the potential accurrence of swelling clay.
Handling of problems of swelling clay
with improved physical properties Lumpu namely : Chemical Adding potassium
Chloride (KCL) 2-4% by 10,200 mg / 1-18,000 mg / 1 of the volume of sludge in
the tank to overcome pengembangan of clay, reduce / maintain fluid
loss<8ml/30 minutes. If there is mud ring, add detergen (Condet) to tackle
the sticky clay on a series of drill pipe. Handling of mechanically was done to
overcome the barriers that occur : by doing pull circuit with overpull,
performing reaming and wash down while riding down the circuit.
Keywords
: Methylene Blue (MBT), the calculation of the CEC, and the CHL Chemical
potassium chloride potassium (KCL)
Motto :
“Sholat ku,
Hidup ku, dan Mati ku Hanya untuk Allah SWT.
Hanya Engkau yang aku tuju dan hanya
mengharapkan Ridho-Mu
Dengan Cinta-Mu”
Kupersembahkan kepada :
ᾡ Bapak dan Ibu tercinta atas Do’a , Kasih Sayangnya
dukunganya, dan cucuran materi yang engkau berikan, hingga aq mendapat gelar
Diploma III Politeknik Akamigas
Palembang.
ᾡ Guru Sejati ku, Pembimbing ku, dan saudara ku
(Hakikat Insan) atas Do’a dan Dukunganya.
ᾡ Sonny Ferriyan atas bimbinganya,, dan dukunganya
di dalam Dunia Drilling Fluids.
ᾡ Teman – teman seperjuangan angkatan 2009 Teknik
Eksplorasi Produksi MIgas.
ᾡ Almamater ku Politeknik Akamigas Palembang.
KATA PENGANTAR
Puji dan syukur penulis panjatkan ke-Hadirat Allah
SWT, atas rahmat dan karunia-Nya jualah penulis dapat menyelesaikan Laporan
Praktek Kerja Lapangan ini, yang disusun guna memenuhi syarat kurikulum pada
Program Studi Teknik Eksplorasi Produksi Migas Politeknik Akamigas Palembang.
Dalam proses penulisan laporan ini penulis banyak
mendapatkan bantuan dari berbagai pihak, baik merupakan moril maupun materil.
Sehubungan dengan itu melalui tulisan ini penulis ini ingin mengucapkan banyak
terimakasih kepada : K. Moh. Ade Isnaeni, ST selaku pembimbing utama dan Sonny
Ferriyan, ST selaku pembimbing Lapangan. Bersamaan dengan itu, penulis ucapkan
terimakasih yang sebesar-besarnya kepada :
1. Bapak
H. Muchtar Luthfie, SH., MM, selaku Direktur Politeknik Akamigas Palembang.
2. Ibu
Amiliza Miarti, ST., M.Si, selaku Pembantu Direktur Bidang Akademik Politeknik
Akamigas Palembang.
3. Ibu
Ana Asmina, ST, selaku Ketua Program Studi Tekbik Eksplorasi Produksi Migas
Politeknik Akamigas Palembang.
4. Bapak
Y. Andjar Setyadi, selaku Manager PT. Pertamina Drilling Services Indonesia
Onshore Drilling Area Sumbagsel – Prabumulih.
5. Bapak
Gandhi Sutrisno, selaku Rig Superintendent Emsco D2/38 sekaligus pembimbing
Lapangan tempat mengadakan Praktek Kerja Lapangan.
6. Bapak
Sonny Ferriyan, ST, selaku pembimbing Lapangan, sebagai Mud Enginering CPM
Drilling Fluids, PT. Ciba Pamenang Menkaraya pada sumur NR-30HZ Lapangan Ubep
Limau PT. Pertamina Drilling Services Indonesia.
7. Bapak
K. Moh Ade Isnaeni, ST, selaku pembimbing pada Program Studi Teknik Ekslporasi
Produksi Migas Politeknik Akamigas Palembang.
8. Bapak
Raditya, ST, selaku pembimbing Lapangan Tugas Akhir telah banyak membantu
penulis selama dilapangan.
9. Bapak
dan Ibu Staf Dosen pada Program Studi Teknik Eksplorasi Produksi Migas,
Politeknik Akamigas Palembang.
10. Seluruh
staf dan karyawan PT. Pertamina Drilling Service Indonesia Onshore Drilling
Area Sumbagsel.
Semoga
amal baik yang diberikan mendapatkan imbalan yang sesuai dari Allah SWT.
Penulis menyadari Laporan Praktek Kerja Lapangan ini jauh dari sempurna oleh
karena itu kritik dan saran sangan penulis harapkan untuk kesempurnaan Laporan
Praktek Kerja Lapangan ini. Laporan ini diharapkan dapat bermanfaat bagi para
pembaca, juga bagi penulis sendiri serta bagi Program Studi Teknik Eksplorasi
Produksi Migas Politeknik Akamigas Palembang.
Palembang,
Agustus 2012
Penulis
DAFTAR
ISI
HALAMAN
JUDUL ................................................................................. i
HALAMAN
PENGESAHAN.................................................................. ii
BUKTI PERBAIKAN
TUGAS AKHIR HASIL UJIAN ..................... iii
HALAMAN PERSETUJUAN
TIM PENGUJI..................................... iv
ABSTRAK
................................................................................................. v
ABSTARCT
.............................................................................................. vi
KATA PENGANTAR
.............................................................................. vii
DAFTAR ISI
.............................................................................................. ix
DAFTR TABEL ........................................................................................ xi
DAFTAR GAMBAR..................................................................................
xii
DAFTAR TAMPILAN
.............................................................................. xiii
BAB I. PENDAHULUAN
1.1.
Latar Belakang
....................................................................... 2
1.2.
Batasan Masalah
.................................................................... 2
1.3.
Tujuan
.................................................................................... 3
1.4.
Manfaat
.................................................................................. 3
BAB II.DASAR TEORI
2.1.
komposisi Lumpur Pemboran .............................................. 4
2.1.1. Fasa Cair .................................................................. 4
2.1.2. Fasa Padat ................................................................ 5
2.1.1.1..
Reactive Solids ......................................... 5
2.1.1.2.
Insert Solids ............................................... 6
2.1.3. Additive ..................................................................... 6
2.2. fungsi Lumpur Pemboran ......................................................... 7
2.3.
sifat Fisik Lumpur Pemboran
.....................................................................11
2.3.1. densitas
........................................................................................11
2.3.2. Rheologi (Sifat Aliran) ................................................................12
2.3.2.1. Viscositas
Plastik ..........................................................13
2.3.2.2. Yield Point ....................................................................13
2.3.2.3. Gel Strength ..................................................................14
2.3.3. Filtration Loss dan Mud Cake ......................................................14
2.3.4. Ph Lumpur Pemboran...................................................................14
2.3.5. Kandungan NaCL (CT) ...............................................................14
2.4.
Jenis-jenis Lumpur Pemboran
.....................................................................16
2.4.1. Water Base Mud ..........................................................................16
2.4.1.1. Fresh Water Mud ..........................................................16
2.4.1.2. Salt Water Mud .............................................................16
2.4.2. Emultion Mud
..............................................................................17
2.4.2.1. Oil In Water
Emulsion Mud .........................................17
2.4.2.2. Water In Oil
Emulsion Mud .........................................18
2.4.3. Oil Based Mud
.............................................................................18
2.5.
Lumpur Polymer .........................................................................................19
2.5.1. Fungsi Lumpur Polymer Dalam
Pemboran .................................21
2.5.1.1. Viscofier
(Pengental) ....................................................22
2.5.1.2. Flokulan
(Penggumpal) ................................................22
2.5.1.3. Bentonite
Extender (Peningkat Daya Guna Bentonite) 24
2.5.1.4. pH Control
Agent
.........................................................24
2.5.1.5. Filtration Control
Agent ...............................................24
2.5.1.6. Penstabil Shale .............................................................25
2.6.
Lumpur KCI Polimer (PHPA)
..................................................................25
2.7.
Shale
.........................................................................................................29
2.7.1. Struktur Mineral Clay ................................................................29
2.7.2. Klasifikasi Mineral Clay ............................................................31
2.7.3. Jenis-jenis Shale .........................................................................33
2.7.3.1. Gembo Shale ................................................................34
2.7.3.2. Preasure Shale .............................................................35
2.7.3.3. Swelling Shale .............................................................36
2.7.3.4. Streested Shale
(Sloughing Shale) ...............................36
2.7.4. Problem
Shale
.............................................................................37
2.7.4.1. Sebab-sebab Problem Shale .........................................37
2.7.4.2. Faktor-faktor
Ketidakstabilan Shale ............................38
2.7.4.3. Mekanisme Hidrasi Shale ............................................39
2.7.4.4. Kekuatan Hidrasi Shale ...............................................40
BAB III METODE PENELITIAN
3.1. Kerangka
Pikiran Penelitian ...........................................................43
3.2. Pemboran
Sumur NR-30HZ Lapangan UBEP LIMAU .................46
3.3.
Identifikasi Problem Swelling Clay pada
saat menembus sumur NR-
30HZ ...............................................................................................46
3.4. Penyebab Swelling Clay pada sumur NR-30HZ
Lapangan UBEP
LIMAU
...........................................................................................48
3.5.
Penanggulangan Swelling Clay pada
sumur NR-30HZ Lapangan
UBEP LIMAU ................................................................................48
3.6. Prosedur
mengatasi problem Swelling Clay pada
sumur NR-30HZ
Lapangan UBEP LIMAU ...............................................................52
3.7. Hasil dari
melakukan perbaikan pada lumpur dengan menggunakan
KCL Polymer
PHPA
......................................................................52
3.8. Menentukan
klasifikasi dan tingkat kereaktifan shale
dengan
metodologi MBT
...........................................................................54
BAB
IV HASIL DAN PEMBAHASAN
BAB
V KESIMPULAN
DAFTAR
PUSTAKA
DAFTAR
TABEL
Table
Halaman
II-1. Bahan
Kimia Lumpur ......................................................................3.
II-2. Material –
Material Pemberat ...........................................................9
II-3. BEC
Mineral Clay ....................................................................... 28
II-4.
Klasifikasi Umum Shale ...........................................................30
II-5.
Klasifikasi Shale berdasarkan Problem yang terjadi .......................31
III-1.
Klasifikasi Umum Shale ...........................................................52
DAFTAR GAMBAR
Gambar Halaman
2.1.
Mekanisme Floklan2) .......................................................................20
2.2.
Struktur Sodium Acrilate dan Sodium
Acrylamide8) .......................23
2.3.
Struktur PHPA8 ...................................................................................23
2.4.
Pembentukan Hydrolyzed Polyacrylamide3 ...................................24
2.5.
Skema diagram (a) Silica tetrahederal tunggal & (b) ..........27
2.6.
Hidrasi pada Mineral Clay ............................................................38
3.1.
Diagram Alir Kerangka Pikiran ............................................................41
3.2.
Rencana Well Profil Sumur NR-30HZ ................................................42
3.3. Hasil Titrasi Methylenen Blue untuk sampel
cutting sumur “NR-30HZ” pada
kedalaman 2096 ft ........................................................................51
3.4. Hasil Titrasi
Methylene Blue Kandungan Clay Yang Terdapat Pada Lumpur
Pemboran sumur NR-30HZ pada kedalaman
2096 ft ........................53
DAFTAR
LAMPIRAN
Lampiran
A
·
Profil Rig Emsco D2/38 .........................................................
Lampiran
B
·
(DMR)
Drilling Mud
Report
..................................................
Lampiran
C
·
Sifat Fisik Potassium Chloride (KCI)
...................................
Lampiran
D
·
Drilling
Program Summary ..................................................
Lampiran
E
·
Lay
Out Mud Tank .................................................................
Lampiran
F
·
Perhitungan Tekanan Formasi dengan
D-exponent ...........
BAB 1
PENDAHULUAN
1.1.
Latar
belakang
Operasi
pemboran merupakan kegiatan yang tidak bias lepas dari kegiatan produksi sumur.
Tujuan dari kegiatan pemboran tidak hanya melakukan pemboran secara aman dan efisien
tetapi juga mampu menjaga agar sumur dapat berproduksi dengan baik, efisien
operasi pemboran sangat dipengaruhi oleh jenis sifat lumpur yang digunakan,
oleh sebab itu pemilihan jenis lumpur menjadi sangat penting artinya. Kinerja
suatu lumpur pemboran akan menetukan cost
effective performance dari pemboran tersebut, sehingga salah satu hal
penting dalam pelaksanaan pemboran adalah mendesain sistem lumpur yang baik.
Dimana lumpur ini akan berhubungan langsung dengan formasi yang akan ditembus.
Dalam
laporan tugas akhir ini, penulis mencoba membahas tentang evaluasi penggunaan
lumpur KCI polymer PHPA. Dengan
penggunaan lumpur KCI polymer PHPA diformulasikan
sebagai sistem lumpur polymer “ low – solids Non-Dispersed” (LSND) yang
cocok untuk formasi shale yang
terjadinya Swelling Clay. Dimana
ion-ion potassium (K) berperan
sebagai inhibitive terhadap
mengembangnya mineral clay monmorilonite,
dengan cara menggantikan posisi ion-ion sodium
(Na+) dari montmorilonite,
pemakaian polymer berfungsi ganda
yaitu memberikan efek pembungkusan dari permukaan shale dan barnite
sekaligus bertindak sebagai viscosifer
dalam lumpur, sehingga volume filtrate lossnya
dapat diperkecil.
1.2. Batasan Masalah
Masalah lumpur pada saat operasi sering terjadi,
yang menyebabkan rangkaian pipa pemboran terjepit dikarenakan adanya clay yang mengembang. Maka penulis
membatasinya untuk mengatasi permasalahan tersebut pada sumur NR-30HZ dengan
menggunakan lumpur pemboran KCI polymer PHPA.
1.3. Tujuan
Adapun tujuan laporan tugas akhir
ini adalah :
1. Mengetahui
jenis clay dan didominasi mineral
melalui proses uji Methylene Blue (MBT)
2. Mengetahui
dari data daily fluid report untuk
mengatasi swelling clay pada sumur
NR-30HZ dengan menggunakan lumpur KCI.
3. Mengetahui
shale problem secara visual dampak pengaruh filtrate lumpur yang terhidrat oleh clay yang reaktif terhadap air.
4. Mengetahui
penggunaan konsentrasi KCI untuk mengatasi swelling
clay.
1.4.
Manfaat
Dengan selesainya penulisan tugas akhir ini nantinya
penulis berharap mempunyai manfaat yaitu :
1. Memperdalam
pengetahuan penulis mengenai lumpur pemboran.
2. Menambah
pengetahuan penulis mengenai penggunaan KCI polymer
PHPA yang cocok untuk formasi shale yang
terjadinya swelling clay.
3. Menambah
pengetahuan penulis mengenai klasifikasi clay
dan jenis meniralnya melalui uji Methylenen
Blue (MBT)
BAB II
DASAR TEORI
Pada mulanya hanya menggunakan air
saja untuk mengangkat serpih pemboran (cutting).
Kemudian dengan berkembangnya pemboran, lumpur mulai digunakan. Komposisi dan
sifat-sifat lumpur pemboran sangat berpengaruh pada suatu operasi pemboran.
Perencanaan casing, laju pemboran dan
komplesi dipengaruhi oleh lumpur yang digunakan saat itu. Misalnya pada daerah
batuan lunak pengontrolan sifat-sifat lumpr sangat diperlukan, tetapi di daerah
batuan keras sifat-sifat ini tidak terlalu kritis, sehingga air biasa pun
kadang-kadang dapat dimanfaatkan sebagai bahan dasar pembuatan lumpur pemboran.
Dengan ini dapat dikatakan bahwa kondisi
geologis suatu daerah menentukan pula
jenis lumpur yang akan digunakan.
2.1. Komposisi Lumpur
Pemboran
2.1.1. Fasa Cair
Fasa cair lumpur pemboran pada
umunya dapat berupa air, minyak atau campuran air dan minyak. Air dapat
dikelompokan menjadi dua, yaitu air tawar dan dan air asin. Air asin juga dapat
di kelompokan menjadi dua : yaitu air asin tidak jenuh dan air asin jenuh.
Sekitar 75% lumpur pemboran menggunakan air, karenan mudah didapat, murah,
mudah dikontrol jika terdapat padatan – padatan (solids content) dan merupakan fluida yang paling baik sebagai
media penilaian formasi. Istilah oil –
base mud digunakan jika kandungan minyaknya lebih besar dari 95%, sedangkan
emulsion muds mempunyai komposisi
minyak 50 – 70% (sebagai fasa kontinyu) dan air 30 -50% (sebagai fasa
diskontinyu).
2.1.2. Fasa Padat
Fasa padat dibagi dalam
dua kelompok, yaitu padatan berat jenis rendah dan padatan dengan berat jenis
tinggi. Padatan berat jenis rendah dibagi menjadi dua, yaitu reactive solid dan non reactive solid (inert solid).
2.1.2.1. Reactive
Solids
Reactive
Solids adalah clay, merupakan padatan yang dapat bereaksi dengan air membentuk koloid. Karakteristik clay seperti dibawah ini :
-
Padat dengan diameter
kurang dari 2 mikron,
-
Partikel yang bermuatan
listrik dan mampu menyerap air,
-
Material yang
mengembang (swelling), jika menyerap
air. Clay (low-gravity reactive solid) ditambahkan
kedalam air agar diperoleh sifat-sifat fisik seperti viskositas dan yield point yang
diperlukan untuk mengangkat serbuk bor atau untuk menjaga agar serbuk bor tidak
mengendap pada saat tidak ada sirkulasi. Mekanisme pembentukan viskositas dan yield point yang tinggi pengembanganya sangat komplek dan belum
seluruhnya dapat dipahami.
Hal
ini dihubungkan dengan struktur internal partikel-partikel clay dan gaya-gaya elektrostatik
yang mempertahankanya jika clay terdispersi
didalam air.
2.1.2.2. Non – reactive Solid
Non – reactive solid (inter solid) merupakan
zat padat yang tidak bereaksi. Non –
reactive solid meliputi padatan-padatan dengan berat jenis rendah (low gravity) meliputi : pasir, chert, limestone, dolomite, berbagai macam shale, dan campuran dari berbagai macam
mineral. Padatan-padatan ini dapat berasal dari formasi yang dibor dan terbawa
oleh lumpur, dan biasanya mempunyai ukuran lebih besar dari 15 mikron, dan bersifat abrasive, sehingga dapat merusak
paralatan sirkulasi lumpur, seperti liner
pompa, oleh Karen itu padatan tersebut harus segera dibuang. Menurut
klasifikasi API , pasir adalah setiap padatan yang berukuran lebih besar 74 ,micron, meskipun demikian setiap
padatan yang berukuran lebih kecil dari pasir juga dapat merusak peralatan.
2.1.3. Unsur Kimia (Additif)
Bahan Kimia (additf) digunakan untuk mengontrol
sifat –sifat fisik lumpur, seperti : viskositas,
yield point, gel strength dan filtration
loss, dapat terlihat pada Tabel II 1.
Tabel
II.1
Bahan
Kimia Lumpur
Additif
|
Fungsi
|
Bentonite
|
Viscosifer
|
Polymer (XCD dan PAC – R)
|
Viscosifer
|
Barite
|
Weighting Material
|
Calcium Carbonate
|
Weighting Material
|
Starch
|
Filtration Lass
Reducer
|
CMC
|
Filtration Lass
Reducer
|
Dispersant
|
Filtration Lass Reducer
|
PAC – LR
|
Filtration Lass Reducer
|
PAC – R
|
Filtration Lass Reducer
|
Falked
|
Loss Filtration Lass Reducer
|
Diaseal
|
Loss Filtration Lass Reducer
|
Microseal
|
Loss Filtration Lass Reducer
|
Nut Plug
|
Loss Filtration Lass Reducer
|
KCI
|
Shale Stablizer
|
PHPA
– L
|
Shale Stablizer
|
Shaletex
|
Shale Stablizer
|
Polyrex
|
Shale Stablizer
|
Soltex
|
Shale Stablizer
|
Oil In Water
|
Emulsifier
|
Water In Oil
|
Emulsifier
|
Caustic Soda
|
pH Control
|
KOH
|
pH Control
|
Blacak Magic
|
Stuck Pipe
Anticipation
|
Spotting Fluid
|
Stuck Pipe
Anticipation
|
Lubricant
|
Pelumas
|
Timlube
|
Pelumas
|
Defoamer
|
Penghilang
Busa
|
Drilling Detergen
|
Mengatasi
Clay yang lengket dengan bit
|
Biocide
|
Menjaga
kualitas lumpur
|
Soda Ash
|
Menjaga
pH,menurunkan kadar Ca
|
2.2. Fungsi Lumpur
Pemboran
Sebelum mengenali lebih
jauh tentang lumpur pemboran, terlebih dahulu kita mengetahui beberapa fungsi –
fungsi lumpur pemboran. Lumpur pemboran merukan variable terpenting didalam
operasi pemboran, misalnya kecepatan pombaran, effisiensi, keselamatan dan
biaya pemboran tergantung pada lumpur pemboran. Dan fungsi – fungsi lumpur
pemboran antara lain :
1. Mengangkat
serbuk bor ke permukaan.
Serbuk
bor yang dihasilkan pada waktu operasi pemboran harus segera diangkat ke
permukaan agar tidak terjadi penumpukan serbuk bor didasar lubang, kapasitas
pengangkatan serbuk bor tergantung dari beberapa faktor, antara lain :
kecepatan aliran di annulus, viskositas
plastic, yield point lumpur pemboran dan slip velocity dari serbuk bor yang dihasilkan.
2. Mendinginkan
serta melumasi pahat dan drill string.
Perputaran
pahat dan drill string terhadap
formasi akan menghasilkan panas, sehingga dapat mempercepat keausan pahat dan
drillstring. Selain panas yang ditimbulkan akibat gesekan juga panas yang
berasal dari formasi itu sendiri, dimana semakin dalam formasi yang dibor,
temperature juga semakin tinggi. Dengan adanya lumpur pemboran, maka panas tersebut
dapat ditransfer keluar dari lubang bor.
3. Mengontrol
tekanan formasi.
Untuk
keselamatan pemboran, tekanan formasi yang tinggi juga harus diimbangi dengan
tekanan Hidrostatik lumpur yang tinggi, sehingga tekanan Hidrostatik lumpur
lebih besar dari tekanan formasi. Secaa effektif perbedaan antara tekanan
hidrostatik lumpur dengan tekanan formasi (overbalance
pressure) harus sama dengan nol, tetapi dalam praktek harganya sekitar 100
– 200 psi.
4. Mebersihkan
dasar lubang bor.
Secara
umum, pembersihan dasar lubang bor dilakukan dengan menggunakan fluida yang encer pada shear rate tinggi saat melewati nozzle pada pahat. Ini berarti bahwa
fluida yang kental kemungkinan besar dapat digunakan untuk membersihkan lubang
bor, jika fulida tersebut mempunyai sifat shear thinning yang baik. Dan pada
umumnya, fluida dengan kandungan padatan (solid content) yang rendah merupakan
fluida yang paling baik untuk membersihkan dasar lubang bor.
5. Membantu
dalam evaluasi sumur.
Sifat
fisik dan kimia lumpur pemboran berpengaruh terhadap program well loging. Pada
saat tertentu diperlukan informasi tentang kandungan hidrokarbon, batas air –
minyak dan lainya untuk korelasi, maka dilakukan well loging, yaitu memasukan
sonde / alat kedalam sumur, misalnya log listrik, maka diperlukan media
penghantar listrik. Sebagai contoh, lumpur dengan kadar garam yang tinggi akan
menghambat pengukuran Spontaneous Potensial (SP) karena konsentrasi garam
dari lumpur dan formasi hamper sama.
6. Melindungi
formasi produktif
Perlindungan
formasi produktif sangat penting.
Oleh karena itu, pengendapan mud cake pada
dinding lubang bor dapat mengijinkan operasi pemboran terus berjalan dan tidak
menyebabkan kerusakan formasi produktif. Kerusakan formasi produktif biasanya
akan menurunkan permeabilitas disekitar lubang bor.
7. Membantu
stabilitas formasi.
Pada
lubang bor sering dijumpai adanya problem stabilitas yang disebabkan oleh
kondisi geologi, seperti zona rekahan, formasi lepas, hidrasi clay, dan tekanan
tinggi. Lumpur pemboran harus mampu mengontrol problem tersebut, sehingga
lubang bor tetap terbuka dan proses pemboran dapat terus dilanjutkan
perencanaan sistem lumput untuk menjaga stabilitas lubang bor sering digunakan
sebagai basis untuk pemilihan jenis dan sifat lumpur.
8. Membatasi
korosi terhadap pipa bor dan selubung.
Korosi
disebabkan karena adanya pencemaran H2S.CO2,O2 dan bakteri-bakteri dalam
lumpur. Lumpur yang pHnya rendah dan tercemar gamar akan bersifat lebih
korosif.
9. Meneruskan
tenaga hidrolik ke bit.
Bit
harus dibersihkan dari cutting agar tidak terjadi pemboran berulang terhadap
cutting tersebut, yang akan berakibat buruk terhadap kecepatan pemboran dan
umur dari bit itu sendiri. Kemampuan untuk membersihkan cutting di bit karena
adanya bit hydrolic horse power dari permukaan menuju bit.
10. Menahan
turunya cutting dan material pemberat ketika sirkulasi dihentikan.
Bla
stop sirkulasi karena pompa dimatikan, menyambung rangkaian pipa dan
sebagainya. Lumpur bor harus mampu menahan cutting dan bahan pemberat agar
tidak mengendap didasar lubang.
11. Menyangga
sebagian berat rangkaian pipa.
Buoyancy effect dari
lumpur bor akan menjadi sangat penting dengan bertambahnya kedalaman yaitu
mebantu mengurangi bebab yang ditahan peralatan di permukaan.
2.3. Sifat – sifat Fisik
Lumpur pemboran
Semua fungsi lumpur
pemboran dapat berlangsung dengan baik apabila sifat-sifat fisik lumpur
tersebut selalu di jaga dan selalu diamati secara kontinyu dalam setiap operasi
pemboran. Beberapa sifat-sifat fisik lumpur yang harus selalu dijaga tersebut
adalah :
2.3.1. Densitas
Pengontrolan densitas
lumpur pada hakikatnya adalah untuk menahan tekanan formasi yang berakibat
terjadinya blwout, dan kadang –
kadang juga digunakan untuk menjaga stabilitas lubang bor (gugurnya formasi).
Berat lumpur maksimum yang diperlukan pada pemboran sumur migas maupun
geothermal adalah ditentukan berdasarkan gradient tekanan (psi/ft kedalaman)
fluida formasi.
Lumpur yang terlalu berat dapat
menyebabkan terjadinya loss circulation, sedangkan
lumpur yang terlalu ringan dapat menyebabkan masuknya fluida formasi kedalam
libang bor (kick) dan jika tidak
segera diatasi akan dapat menyebabkan terjadinya semburan liar (blowout).
Dalam operasi pemboran, tekanan
formasi harus dikontrol dengan tekanan hidrostatik
lumpur. Tekanan hidrostatik lumpur.
Tekanan hidrostatik lumpur bertambah
dengan kenaikan densitas fluida. Tekanan hidrostatik dapat dihitung dengan
persamaan :
Ph
= 0.052p TVD
Keterangan
:
Ph = tekanan hidristatik, psi
P = densitas, Ib/gal
TVD = true
vertical depth (kedalaman vertical),ft
Sistem – sistem lumpur dapat
bertambanh beratnya dari formasi yang dibor jika peralatan pengontrol padatan
tidak dapat berfungsi dengan baik. Padatan ini biasanya dapat menyebabkan
naiknya berat lumpur tanpa disengaja, sehingga menyebabkan lumpur pemboran
menjadi lebih berat. Beberapa produk telah terbukti berhasil baik digunakan
untuk mengontrol densitas lumpur
seperti ditunjukkan pada table II-2.
Table II-2
Material-
material Pemberat
Nama
Produk
|
Nama
Kimia
|
SG
rata-rata
|
Densitas
Lumpur Maksimum (Ib/gal)
|
Barite
|
Barium
Sulfate
|
4,25
|
20-22
|
Calcium
Carbonite
|
Calcium
Carbonate
|
2.7
|
12
|
2.3.2. Rheologi (Sifat Aliran)
Pengontrolan rheologi diperlukan untuk mengangkat
serbuk bor (cutting) pada saat pemboran berlangsung. Dalam terminology lapangan minyak,, istilah “sifat aliran” (flow properties) dan viskositas adalah merupakan ungkapan
umum yang digunakan untuk menggambarkan perilaku lumpur pemboran dalam keadaan
bergerak. Rheliologi dari lumpur
pemboran diantaranya adalah :
2.3.2.1. Viskositas plastic
Viskositas adalah
sifat fisik yang mengontrol besarnya shear
stress akibat adanya pergesaran antara lapisan fluida. Oleh karena itu, viskositas
adalah merupakan ukuran gesekan antara pelapisan-pelapisan fluida yang
dapat menggambarkan kekentalan dari suatu fluida.
Karena viskositas dipengaruhi oleh kecepatan dan pola aliran fluida, baik laminar maupun turbulen, maka
besarnya viskositas absolute atau effectif sukar diukur. Dalam teknik
pemboran hanya perubahan –perubahan kecepatan di annulus yang diperhatikan, seperti perubahan arah mempengaruhi
pengangkatan serbuk bor dan kehilangan tekanan – annulus, yang pada giliranya akan mempengaruhi tekanan hidrostatik lumpur.
2.3.2.2. Yield Point
Yield point adalah
bagian dari resistensi untuk mengalir
oleh gaya tarik menarik antara partikel yang diperoleh dengan ekstrapolasi
garis lurus antara pembacaan dial 300 dan 600 rpm dan viskositas plastic, dan dapat dihitung dengan rumus :
PV = 0600-0300
YP =0300 – PV
Keterangan
:
PV = viskositas
Plastik, cp
YP = Yield
Point, Ib/100 ft2
0600 = Dial
reading Fann VG meter pada 600 RPM
0300 = Dial
reading Fann VG meter pada 300 RPM
Untuk tujuan lapangan yield point digunakan sebagai indikator gaya tarik antara padatan
atau jika tidak ada gaya tarik, sebagai indikator penyimpangan lumpur dari
perilaku Newtonian. Dalam praktek
lapangan yield point lebih sering
digunakan sebagai indikator besaran terhadap pengangkatan cutting (serbuk bor).
2.3.2.3. Gel Strength
Gel strength adalah
gaya tarik menarik antar molekul pada
saat kondisi statis, atau merupakan suatu harga yang menunjukan kemampuan
lumpur untuk menahan padatan-padatan pada saat tidak ada aliran (statis /
diam). yIield Pointi merupakan minimum
shear stress yang harus dilalui sebelum terjadi geseran, serta merupakan
kemampuan membentuk gel pada kondisi dinamis. Pada umumnya pengukuran gel strength diukur dengan waktu 10 detik
dan 10 menit dengan satuan gel strength Ib / 100 sqft. Kegunaan utama gel
strength adalah untuk menehan serpihan bor tetep pada kedalaman tertentu selama
sirkulasi dihentikan, sehingga dapat mencegah penumpuhkan serpih bor di dasar
lubang bor. Jika yield point atau gel strength terlalu besar, dapat
diturunkan dengan mengurangi kadar
padatan atau dengan mengunakan pengecer (thinner).
2.3.3.
Filtration loss mud cake
Filtration
loss adalah kehilagan sebagian dari fasa cair (filtrat) lumpur masuk kedalam
formasi permeable. Cairan yang didapat di sebut filtrate sedang padatannya di
sebut mud cake. Pengukurannya dilakukan dengan standart filter press dengan
tekanan 100/30 menit, dimana lumpur ditempatkan pada silider yang dasarnya di
pasang kertas saring (filter paper), dan bagian atas tabung di berikan tekanan
udara/gas. Selanjutnya volume filtrat lumpur dan table mud cake dicatat. API
filtration (statik) adalah volume (cc) filtrate/30 menit pada tekanan 100
psi/30 menit, dimana lumpur ditempatkan pada silider yang dasarnya dipasang kertas saring (filter paper), dan bagian atas tabung diberikan tekanan udara/gas.
Selanjutnya volume filtrate lumpur
dan tebal mud cake dicatat. API Filtration rate (static) adalah volume
(cc) filtrate/ 30 menit pada tekanan
psig. Ketebalan mud cake biasanya
diukur dalam satuan 1/32 inch.
Filtration
loss yang terlalu besar berpengaruh jelek terhadap formasi maupun lumpurnya
sendiri, karena dapat menyebabkan terjadinya kerusakan formasi (pengurangan permeabilitas effektif terhadap
minyak.gas) dan lumpur akan kehilangan banyak cairan. Mud cake sebaiknya tipis dan kenyal, sebaliknya apabila mud cake tebal dan mudah retak akan
mengakibatkan lubang bor menjadi kecil (undergauge
hole) dan bias mengakibatkan pipa terjepit (differensial sticking).
2.3.4. Derajat Keasaman.
Derajat kesamaan lumpur pemboran
dinyatakan dalam satuan PH. Bila harga PH < 7 larutan bersifat asam dan bila
harga ph > 7 maka larutan bersifat basa. Pengukurannya dilakukan dengan
kertas lakmus indikator atau alat pH meter pada air filtrate loss lumpur
pemboran.
Derajat
kesamaan lumpur yang terlalu rendah akan menyebabkan lumpur menjadi asam dan
menjadikan peralatan terkorosi. Additif yang di gunakan untuk mengntrol pH
adalah caustic soda (NaOH) atau potassium hydrxide (KOH).
2.3.5.
kandungan NaCI (CI)
Konsentrasi garam-garaman pada air formasi mungkin mendekati air laut yaitu
3,5% atau 35.000 ppm. Bentonite clay dalam
aiar mengandung garam-garaman yang lebih dari 1% (< 10.000 ppm). Apabila
garam-garaman dalam aliran fluida pemboran lebih dari 1%, maka kemungkinan akan
menaikkan apperent viskositas, gel
strength, yeild point, filtration loss, dan akan mengurangi sifat-sifat tixotropi (kemampuan fluida untuk membentuk gel)
fluida pemboran.
2.4. jenis-jenis lumpur pemboran
Berdasarkan fasa fluida
nya lumpur pemboran dibagi menjadi 3 macam :
2.4.1. Water Base
Mud
2.4.1.1. Fresh
water mud
Salah satu contoh dari
fresh water mud adalah spud mud
digunakan untuk membor formasi bagian atas bagi casing konduktor. Fungsi
utamanya mengangkat cutting dan
membuka lubang dipermukaan (formasi atas)
volume yang diperlukan biasanya sedikit dan dapat dibuat dari air dan bentonite (yield 100 bbl/ton) atau clay
air tawar yang lain (yield 35-50
bbl/ton). Tambahan bentonite atau clay perlu dilakukan untuk menaikan viscositas dan gel strength bila mebor pada zona-zona loss. Kadang-kadang perlu lost
circulation material, desitas harus kecil.
2.4.1.2. Salt Water Mud
Lumpur ini digunakan terutama untuk membor garam massive (salt dome) atau salt stringer
(lapisan formasi garam) dan kadang-kadang bila ada aliran garam yang terbor. Filtrat loss nya besar dan mud cake nya tebal bila tidak ditmabah organic colloid pH lumpur dibawah 8,
karena itu perlu perlindungan untuk menahan fermentasi
starch. Jika salt mud nya mempunyai pH yang lebih tinggi fermentasi
terhalang oleh basa. Suspensi ini bisa diperbaiki dengan penggunaan attapulgite sebagai pengganti bentonite.
2.4.2. Emolsion mud
2.4.2.1. Oil in water emulsion mud (emulsion mud)
Pada
lumpur ini minyak merupakan fasa terbesar (emulsi)
dan air sebagai fasa kontinyu. Jika pembuatanya baik, filtratnya hanya air. Sebagai dasar dapat digunakan baik fresh maupun salt water mud. Sifat-sifat fisis yang dipengaruhi emusifikasi nya
hanyalah berat lumpur, volume filtrat,
tebai mud cake dan pelumasan. Segera
setelah emulsifikasi filtrat loss
berkurang.
Keuntunganya
adalah bit yang lebih tahan lama, laju penembusan naik, pengurangan korosi pada
drill string, perbaikkan pada
sifat-sifat lumpur (viskositas dan
tekanan pompa boleh /dapat dikurangi, water
loss turun, mud cake turun, mud cake tipis) dan mengurangi balling
(terlapisnya alat oleh padatan lumpur) pada drill
string, viskositas dan gel lebih mudah dikontrol bila emulsifiernya juga bertindak sebagai thinner. Umumnya oil in water emolsion mud dapat bereaksi dengan penambahan zat dan
adanya kontaminasi dari lumpur itu sendiri.
Semua
minyak dapat digunakan tetapi lebih baik bila digunakan minyak yang mempunyai
sifat-sifat sebagai berikut :
1.
Uncracked
(tidak terpecah-pecah molekulnya), maksudnya supaya stabil.
2.
Flash point tinggi,
untukmencegah terjadinya bahaya api.
3.
Aniline number
tinggi (lebih dari 155) agar tidak merusak karet-karet dipompa ataupun di
sistem sirkulasi.
4.
Pour point
rendah, agar bisa digunakan untuk bermacam-macam rendah.
2.4.2.2. Water In Oil Emulsison mud
Water In Oil Emulsion Mud adalah lumpur yang mengandung NaCI sampai sekitar 60.000
ppm. Lumpur emulsi ini dibuat dengan menambahkan emusifier ke water base mid
diikuti dengan sejumlah minyak yang biasanya 5 – 25 volume. Jenis emulsifier
yang bukan sabun lebih disukai karena ia dapat digunakan dalam lumpur yang
mengandung larutan Ca, tanpa memperkecil emulsifier nya dalam hal ini
efisiensi. Emulsifikasi minyak dapat bertambah dengan adanya proses agitasi
(pengadukan).
2.4.3. Oil Base Mud
Oil base mud merupakan
enulsi air dalam minyak, dimana minyak mentah atau minyak diesel sebagai fasa kontinu dan air sebagai fasa yang terdispersi. Oil base mud kadang –kadang juga dideskripsikan sebagai invert emusion, karena tetes-tetes air
teremulsi dalam minyak sebagai fasa kontinyu.
Air
digunakan terutama untuk menghasilkan emulsi
yang diperlukan untuk menghasilkan sifat gel
strength yang diperlukan sebagai suspensi
barite. Air dan minyak membentuk emusi dengan menggunakan bahan emusifier, seperti sabun dan dengan cara
pengadukan.
Oil base mud digunakan untuk pemboran
yang menembus zona shale yang sangat
berbahaya dan dapat mengurangi torsi
dan drag pada pemboran sumur miring. Oil base mud cenderung lebih stabil pada
temperatur tinggi dibanding dengan water
base mud.
Dari
segi komplesi sumur, minyak merupakan fluida
pemboran yang sangat bagus, karena tidak merusak lapisan hidrokarbon dan dapat menjaga permeabilitas
alamiah disekitar lubang bor. Air filtrat
yang berasal dari water base mud dapat
menembus formasi yang pada giliranya dapat menurunkan formasi.
Kegiatan
utama dari penggunaan oil base mud adalah :
1.
Pencemaran
lingkungan, terutama pada operasi pemboran di lepas pantai.
2.
Mudah terbakar
3.
Serbuk bor lebih
sukar diambil dengan lumpur berbahan dasar air, karena viscositas plastik dari emulsi sangat tinggi.
2.5. Lumpur Polymer
Polimer
adalah suatu susunanmolekul
berantai panjang yang merupakan gabungan dari ejumlah unit tunggal (monomer).
Terpadu dalam satu ikatan kimia polimer terdiri dari gabungan monomer-monomer
yang identik, atau dari monomer-monomer yang berbeda.
Untuk mendapatkan hasil yang memuaskan dalam penggunaan
lumpur, ada beberapa faktor yang perlu dipertimbangkan, yaitu : pemilihan air,
jenis formasi, berat jenis, lumpur dan peralatan pengontrol padatan.
a.
Pemilihan air
Dalam
menentukan jenis fresh atau salt water base muds tergantung kadar salinitasnya.
Apabila kadar garam < 10.000 ppm, maka pakai fresh water mud. Sedangkan
salinitas > 10.000ppm maka pakai salt water. Salinitas yang tinggi akan
mempengaruhi yield dari bentonite
extender, sehingga dapat menurunkan performance lumpur.
b.
Tipe formasi
Formasi
yang akan dibor sebaiknya sudah diketahui lebih dahulu untuk menetukan
macam-macam lumpur yang akan digunakan.
c.
Berat jenis lumpur
Dengan
SG lumpur yang rendah dapat menjaga kestabilan lubang dan mengontrol tekanan
formasi sekaligus menaikan laju pemboran. Hal ini dapat dicapai dengan
inhibitor seperti garam-garam potasium.
d.
Peralatan
pengontrol padatan
Perlu
dipastikan bahwa peralatan pengontrol bekerja dengan baik dan efektif.
Tujuan perencanaan lumpur water base mud dengan inhibitor KCI polimer
anatara lain :
·
Mengurangi efek
negatif lapisan shale yang sensitif terhadap air.
·
Pengontrolan sifat
fisik dan kimia (additif) lumpur lebih sederhana dan pengadaanya lebih mudah
(available)
·
Kompensasi biaya
yang relatif murah jika tejadi problem.
·
Treatment
(conditioning area) di permukaan relatif lebih mudah.
Untuk tujuan mengantisipasi dan memperkecil terjadinya
hidrasi anta plat-plat clay yang ada, kedalam suspensi lumpur diupayakan penambahan
CaCI2 dan atau KCI (salinity source) dan barite sebagai aplikasi
pengontrolan sifat lumpur (trretment) terhadap peanggulanganya problem shale.
CaCI2
Dalam Water Base Mud Dimaksudkan Agar Kation C++ atau K= akan
menggantikan kation Na+ yang terdapat pada plat-plat clay, sehingga
daya pengembanganya (sweling) akan mengecil, sedangkan kadar CI akan menaikan
salinitas lumpur dan berfungsi sebagai elektrolit sehingga dapat menghalangi
pelepasan kation-kation dari plat-plat clay dan akibatnya daya pengembangan
akan mengecil. Selain itu, CaCI 2 dan KCI juga berfungsi menghidrasi
fluida formasi kedalam lumpur sehingga lapisan tetap stabil dan relatif kering.
Sedangkan barite untuk menaikkan berat jenis lumpur (weightning agent),
berfungsi untuk menahan tekanan formasi (shale) dengan peningkatan tekanan
hidrostatik lumpur saat sirkulasi.
2.5.1. Fungsi Polymer dalam lumpur pemboran
Lumpur KCI polymer dalam sistem water base muds inhibitive drilling muds
akan memberikan respon yang jelas terhadap instability shale. Respon tersebut
berbentuk interaksi antara permukaan shale dan rantai polimer. Soluble salt
akan menghambat laju swelling dan dispersi, dengan cara menyerap tempat-tempat
kation disetiap sisi-sisinya dan mengikat partikel secara bersama dan sekaligus
membungkus cutting.
2.5.1.1. Viscosifier (pengental)
Besarnya Penyerapan polimer pada permukaan partikel clay makin tinggi
dengan kenaikan kadar garam dan jumlah solid aktif. Polimer yang sudah diserap
akan menepel lagi pada partikel-partikel yang berdekatan sehingga membentuk
jaringan pelapisan pada permukaan partikel-partikel clay, sehingga integritas
shale bertambah kuat.
Flokuasi
adalah ciri dari polimer untuk meningkatkan ukuran partikel clay menjadi lebih
besar, lebih viscositas, dan lebih stabil. Pada umumnya polimer dibagi menjadi
dua yaitu :
1.
Complete flocculant
(no selective), adalah polimer yang dapat menggabung seluruh partikel baik
bentonit atau drilled solid (misalnya : guar gum, MF-1 PHPA).
2.
Selective
floculant, adalah polimer yang menetralisir partikel bermuatan listrik sehingga
dapat bergabung. Bentuk gabunganya dapat berbentuk gumpalan (flocculation),
misalnya jenis low yield native clay, atau mengembang (extending) seperti
bentonit karena polimer tidak dapat menetralisir semua muatan listrik dalam
partikel, sebagian partikel dalam suspensi masih menahan muatan negatif
(misalnya : Benex dan Select-Floc PHPA).
2.5.1.2 Flokulan (Penggumpalan)
Suspensi gel disebut dalam keadaan deflokulan bila diantara
partikel-partikel terdapat gaya tolak-menolak sehingga kedudukan partikel
tersebut saling menjauh. Sebaliknya keadaan deflokulan terjadi bila diantara
partikal-partikel gel kehilangan gaya tolak-menolak, sehingga akan terjadi
asosiasi partikel-partikel tersebut dan akibat selanjutnya suspensi tersebut
akan kehilangan kekentalanya.
Polimer dengan muatan ion yang tinggi mampu menepel p-ada permukaan
plat-plat lempung dan menyebabkan gaya
tolak menolak anatar plat berkurang, sehingga lempung akan menggumpal. Kemapuan
polimer dalam menggumpalkan lempung dan mengendapkanya tergantung dari :
kereaktifan partikel lempung, jumlah dan jenis kation dalam larutan, kemampuahn
dalam mebentuk gel dan sistem aliran lumpur, jenis polimer sebagai flokulan,
konsentrasi padatan dan tergantung juga pada temperatur.
Gambar 2.1
Mekanisme Fokulan
2.5.1.3. Bentonite extender (Peningkat daya guna bentonite)
Penggunaan polimer dalam jumlah yang tepat akan meningkatkan dispersi
bentonite dengan meningkatkan daya tolak menolak dari plat-plat clay. Dispersi
yang baik akan menyebabkan bentonite berfungsi lebih baik.
Polimer
dalam konsentrasi antara 9,5 – 10 dengan fungsi untuk mengurangi masalah korosi
serta untuk mengurangi penggunaan ion potassium dalam shale selective.
2.5.1.4. pH
control agent
Penggunaan KOH dalam lumpur KCI polimer adalah sebagai kontrol terhadap pH,
yaitu dengan konsentrasi antara 9,5 -10 dengan fungsi untuk mengurangi masalah
korosi serta untuk mengurangi ion pottasium dalam shale selective.
2.5.1.5. Filtration control agent
Dengan jumlah yang besar deflocculant seperti bentonite dengan
lognosulfonate dan lignite pada pemboran yang menembus zona permeabel biasanya
akan menghasilkan fluid loss yang besar dan kualitas filter cake yang buruk.
Dengan menambahkan strach / polyanionic cellulose yang bagus dalam semua ukuran
konsentrasi KCI. Kombinasikan dengan perbandingan 4 : 1 menghasilkan sifat
filtrasi yang bagus dalam semua ukuran konsentrasi KCI kombinasi ini akan
menghasilkan fluida loss yang rendah dan filter cake tipis.
2.5.1.6. Penstabil shale
Fungsi
polimer dalam mengatasi masalah kestabilan shale dengan cara melingkupi shale
dan terserap pada sisi khusus dari struktur shale. Pelapisan shale oleh pilmer
menyebabkan air tidak dapat memasuki struktur shale, sehingga shale tidak
mengembang yang mengakibatkan keruntuhan (sloughing), dan pembesaran lubang
bor.
2.6. Lumpur KCI polymer PHPA
Lumpur Polymer PHPA atau Polyacrylamide terhidrolisis sebagian
(anionik) merupakan tipe polymer sinetik dalam group acrylamide (non – ionik)
tetapi dapat berubah ke grup carboxil (Anionik).
Molekul
polyacrylamide adalah molekul yang sangat fleksibel, dimana rantai yang panjang
dan diameter yang relatif lebih kecil membuat polimer ini tahan terhadap
kerusakan degradasi mekanik.
Polyacrylamide
adalah polimer non-ionik dimana untuk menambahkan kereaktifan dalam peningkatan
perolehan minyak (bila digunakan dalam polimer flooding) seringkali diinginkan
sifat polimer yang ionik. Polyacrylamide dapat menjadi polimer dengan menambah
gugus-gugus bermuatan dilakukan dengan mereaksikan polyacrylamide dengan basa
kuat (NaOH, KOH).
Gambar 2.2
Struktur sodium Acrilate dan
Sodium Acrylamide8)
Polyadylamide dimodifikasi secara
kimia dengan mengganti beberapa kelompok amida dengan kelompok hidroksil. Hasil
dari reaksi ini dikenal dengan istilah partaly hydrolize polyacry lamide
(PHPA).
Dalam banyak kasus, penggunaan PHPA
(Partially Hydrolyzed Polyacrylamides) yang mempunyai berat molekul tinggi
dapat memperbaiki fungsi shale inhibitor dengan konsentrasi KCI yang rendah
sampai sedang PHPA adalah polymer anionic yang dapat menurunkan desintegrasi
matriks atau dispersi dari cuttings. PHPA juga sebagai drag reducers yang dapat
menurunkan masalah erosi mekanis pada wellbore dan pada drill cuttings yang
mengalir dalam annulus. Contoh polimer PHPA komersial adalah Claycap L/EZ mud
(Baroid) dan benex.
Gambar 2.3
Struktur PHPA
Gambar 2.4
Pembentukan Hydrolized
Polyacrylamide3)
Komposisi
lumpur KCI PHPA yang digunakan adalah potassium Chloride, PAC-R, XCD dan Caustic Soda.
1. Potassium Chlorida (KCI)
Penggunaan potassium chorida dan PHPA dalam pemboran
formasi sensitif komposisinya sangat ditentukan oleh formasi yang akan di bor.
Penggunaan KCI dalam konsentrasi yang rendah (5 sampai 7% berat air) digunakan
untuk formasi :
1.
Bentuk fresh water
dispersible, untuk membor formasi sensitif dengan kandungan clay kecil.
2.
Formasi produktif
yang secara potensial menjadi subyek terhadap kerusakan permeabilitas oleh
fresh water. Pada konsentrasi tinggi (10% sampai 20% berat air) lumpur ini
dapat digunakan untuk, membor zona shale, clay stone yang terdispersi secara
mudah oleh fresh water, demikian juga pada pemboran smetite shale yang mudah
terjadi sloughing oleh kontak terhadap air.
Mekanisme penggunaan KCI dalam menstabilkan shale, dimana
ion K+ Akan Mencegah Terlepasnya Ion Na+ pada lempung atau menggantikan kedudukan ion tersebut.
Penambahan KCI sendiri dalam lumpur akan mengurangi sifat swelling dari lumpur,
disamping itu akan mengimbangi kemungkinan adanya gaya osmotic hydrational
(kegemaran formasi).
2. PAC-R
PAC-R merupakan
cellullose (C6H10O5)N Yang Berfungsi Sebgai pengontrol
filtration loss. Pada fresh water akan dibutuhkan 0,5 sampai 1,5 ppb untuk
mengontrol fluid loss. PAC-R tidak dipengaruhi oleh salinitas atau tingkat
calcium sedang, juga akan menurunkan sifat rheologi, dan pada konsentrasi yang
lebih tinggi akan menghasilkan inhibisi shale. Pada konsentrasi yang lebih
tinggi akan menimbulkan sedikit penebalan.
3. Caustic Soda (NaOH)
NaOH digunakan sebagai agen alkaline
untuk mengontrol pH dari sistem PHPA. NaOH juga menyediakan ion-ion pelengkap
untuk extra shale control. pH lumpur polimer ini dapat dipertahankan antara 9.0
sampai 9.5
4. XCD
XCD atau barazan (produk dari
baroid) atau thixopal (produk dari milpark) adalah bahan dasar xantan gum,
merupakan bio-polimer dari hasil permentasi mikro organisme xanthomonas
campestis yang berfungsi sebagai viscisifier dengan cara menaikan kekentalan
fasa cairnya dan tidak bereaksi dengan bentonite (reactive clay).
2.7 Shale
Shale atau serpih biasanya merupakan hasil endapan
lingkungan laut, terutama terdiri dari lumpur, silt dan clay. Bila makin dalam
letaknya, karena tekanan overburden dan temperatur yang tinggi, endapan
tersebut mengalami konsilidasi menjadi serpih (shale). Ditinjau dari material
yang dikandungnya, shale yang mengandung pasir disebut arenaceous shale, yang
beriai kalsium karbonat disebut calcareous shale, mengandung besi disebut
ferrogenius shale, sedangkan yang mengandung material organik disebut
carbonaceous shale. Shale merupakan jenis batuan mineral yang penyusunanya
sebagian besar berupa mineral atau clay.
2.7.1. Struktur Mineral Clay
Mineral clay atau lempung susunan bangun molekulnya dapat
dibayangkan sebagai lapisan-lapisan pipih yang terdiri dari molekul-molekul
allumina dan silikat yang saling bertumpuk seperti tumpukan-tumpukan kertas dan
terikat satu dengan lainya oleh kation, berupa ion positif dari Na atau Ca.
Menurut Grim (1953), umumnya mineral
clay tersusun dari dua unit struktur (bangun) utama yang membentuk block pada
kisi-kisi atomnya, yaitu :
a.
Tetrahedral, yaitu
bangun lima segi empat beraturan didmana atom silica
(Si) sebagai pusat dan sudut – sudutnya ditempati oleh atom O dan OH , seperti
ditunjukan pada gambar 2.2 (a), sedangkan pada gambar 2.3 (b) menunjukan
hubngan antara molekul-molekul dalam satu lapisan. Tiga dari empat atom oksigen
penyusun molekul tersebut terbagi oleh molekul lain yang berdekatan, serta
jelas terlihat bahwa atom oksigen pada puncak bangun bersifat lebih besar dan
kelak atom inilah yang menjadi sarana pembentuk ikatan dengan bangun lainya.
Gambar 2.5
Skema diagram (a) Silica Tetrahederal
tunggal (b) Sheet Structure Silica Tetrahederal Membentuk Satuan Hexagonal3)
b. Oktahederal,
yaitu bangunan berisi delapan beraturan dengan atom almanium sebagai pusat dan sudut-sudutnya
ditempati oleh atom oksigen (O) atau hidroksil (OH).
Table II-3
BEC Mineral Clay4)
Mineral
|
Meq/100gr
lempung kering
|
Monmorillonite
|
70
– 130
|
Vermiculite
|
100
– 200
|
IIIite
|
10
– 40
|
Kaolinite
|
3
– 15
|
Cholorite
|
10
– 40
|
Attapulgite-Sepiolite
|
10
- 35
|
2.7.2. Klasifikasi
mineral clay
Berdasarkan mineral
penyusun dan cara bergabungnya, maka mineral clay dapat dikelompokkan menjadi, yaitu :
1. Kaolinite
(OH8AI4Si4O10)
Terbentuk dari susunan berulang silica
tetrahederal dan satu alumina actehederal, unit gabungan ini disebut Kristal
lattice atau lattice saja. Bentuk ini memiliki konfigurasi 1:1 gabungan dari
dua lattice dalam satu Kristal disebut sebagai basal plane. Antara dua lattice
dalam satu kristal terikat oleh sisi Hidroxil (OH) dari alumina octahederal
(gibbsite) dari silica tetrahedral. Ikatan hydrogen mempunyai karakteristik
cukup kuat, akibatnya tidak reaktif atau mengembang (swelling).
2. Smectite
atau Motmorilonite [((OH)4AI4Si8O2nH2O
Motmorilonite adalah nama lain dari
bentanite sebagai viscosifer dan viscocity reducer dalam freshwater mud. Pada
montmorilonite satu lattice terdiri dari dua silica tetrahedron dan satu
alumina ocatahidron (konfigurasi 2:1). Antara dua lattice kristsl ini diikat
oleh dua sisi oksigen dari silica tetrahederal. Ikatan ini begitu kuat dan
memungkinkan air masuk kedalamnya, sehingga basal plane bertambah luas
swelling). Dari penelitian diketahui ada pergantian Si4+ oleh AI3+
dalam lempeng tetrahedron menimbulkan ketidakseimbangan muatan minus satu tiap
1.5 unit Kristal. Ketidakseimbangan tersebut dinetralisir oleh adanya absorbs
Ca2+, MG2+ H+, K+ dan Na+ pada permukaan luar dari
Kristal-kristal clay.
3. Illite
[(OH)4Ky(AI4Mg4Mg6)(Sig-yAI
y) O20]
Illite mempunyai struktur konfigurasi 2
; 1, sama seperti montmorilonite, pergantian Si4+ pada struktur
tetrahedron dengan AI3+, dan AI3+ dalam struktur
octahedron dengan Fe2+ , Fe3+, dan Mg3+ mengakibatkan
ketidakseimbangan muatan minus satu per unit Kristal. Ketidakseimbangan
tersebut dinetralisir oleh ion-ion potassium sehingga mengikat unit Kristal
Illite bersama-sama dan mampu mencegah pengembangan karena masuknya
molekul-molekul air. Tetapi bila strukturnya berubah karena pelepasan ion potassium
maka illite dapat mengembang bila kontak dengan air.
4. Attapulgite
[(OH)10Mg5SigO204H2O)]
Terbentuk dari rantai ranjang silica
yang dihubungkan oleh AI3+ atau Mg2+.. kristalnya
berbentuk jarum, partikel attapulgite mempunyai struktur dan bentuk yang sangat
berbeda dengan mineral jenis mika.
Sangat sedikit subtitusi atom pada
sttrukturnya, sehingga pengisian permukaan pada partikelnya rendah. Dengan
demikian suspense attapulgite tergantung pada interfensi secara mekanik
diantara latticenya disbanding terhadap tenaga elektrostatik antar partikel.
2.7.3
Jenis-jenis
Shale
Bermacam-macam test telah dilakukan
untuk memperoleh sifat-sifat dari shale sehingga dapat dikelompokkan menurut
persamaan sifat-sifat tertentu, Test yang umum dilakukan adalah mengukur
kapasitas pertukaran kation (CEC test) untuk mengetahui persentase kereaktifan
shale, juga dilakukan analisa shale defraksi sinar x dan infra merah untuk
mengetahui komposisi mineralnya serta tes pengembangan (hydration atau swelling
test). Mondshine telah mengklasifikasikan clay untuk kepentingan teknologi
fluida pemboran sehingga dapat didesain sifat fluida pemboran (misalnya
salinitasnya) agar shale tetap stabil, dapat dilihat pada Tabel II-4
Table
II-4
Klasifikasi
Umum Shale4)
Class
|
Texture
|
MBT me/100gr
|
Water content
|
Wt % water
|
Clay content
|
Wt%, Clay
|
Density
Gr/cc
|
A
|
Soft
|
20-40
|
Free&bound
|
25-70
|
montmorillonite
|
20-30
|
1.2
– 1.5
|
B
|
Firm
|
10-20
|
Bound
|
15-25
|
Illite
|
20-30
|
1.5-2.2
|
C
|
Hard
|
3-10
|
Bound
|
5-15
|
montmorillonite
|
20-30
|
2.2-2.5
|
D
|
Britle
|
0-3
|
Bound
|
2-5
|
Illite
|
5-30
|
2.5-2.7
|
E
|
Firm-hard
|
10-20
|
Bound
|
2-10
|
Illite and mixed layer
|
20-30
|
2.3-2.7
|
Sedangkan G. Brien dan Chenevert mebuat
klasifikasi lain dari shale berdasarkan karakteristik masalah yang ditibulkan,
seperti terlihat pada table II-5
Table
II-5
Klasifikasi
Shale Berdasarkan Problem Yang Terjadi4)
Characteristic
|
Clay
Content
|
|
1
|
Soft, haigh dispersion
|
High
in montmorillonite, some illite
|
2
|
Sof, fairly high disersion
|
Fairly
high in montmorillonite hight illite
|
3
|
Medium hard, moderate dispersion
|
High
in interlayered high in illite chorite
|
4
|
Hard, little dispersion, slouhing
tendencies
|
Moderate
illite, moderate cholorite
|
5
|
Very hard, brittle, no significant
dispersion, caving
|
High
in illite, moderate cholorite
|
Dilain pihak dari hasil
pengamatan pembesaran lubang, masalah shale dapat diklasifikasikan menjadi :
2.6.3.1. Gumbo Shale
Jenis shale ini umunya
terdapat diseluruh dunia terutama dijumpai pada pemboran tahap awal (subsurface
hole) dan banyak menimbulkan persoalan karena sensitf sekali terhadap air. Pada
kedalaman sedang (0-800 ft), komposisi mineral yang terbanyak adalah montmorillonite (15-25%) dan nilai
CEC-nya berkisar 25-30meq/100gram. Pada kedalaman yang jauh (10.000 – 12.000
ft)komposisinya didominasi oleh mineral illite (25-30%). Gumbo shale yang lebih mudah terdispersi oleh air, disamping itu adanya kation potassium
sebagai penstabil Kristal dalam illite.
2.6.3.2. Pressure Shale
Shale merupakan batuan endapan
yang biasanya terdapat pada daerah yang luas. Ada kalanya kemudian terdapat
pula endapan pasir. Masalah shale yang disertai dengan tekanan biasanya
berhubungan dengan sejarah geologi masa lalu, pembentukanya pad akhir kala
kapur. Jenis shale ini biasanya massif tetapi tidak homogeny dan pada
prinsipnya adalah shale marine sehingga memungkinkan menjadi batuan sumber bagi
hidrokarbon. Dengan asumsi tersebut dapat diterangkan kehadiran tekanan didalam
batuan shale.
Karena proses geologi, terjadi
penekanan batuan tersebut oleh lapisan-lapisan yang mengendap berikutnya
(overburden pressure). Pada proses pemadatan atau compaction ini, maka cairan
yang berada didalam batuan tersebut tertekan keluar dan masuk kedalam batuan
yang porous, permeable dan tidak compressible dimana tidak ada tekanan yang
bekerja, seperti lensa-lensa batu pasir yang terisolasi sempurna oleh shale.
Akibatnya cairan terperangkap dan tertekan dadalam batu pasir. Dimana tekanan
dapat mencapai tekanan yang relative tinggi, bahkan dapat menyamai tekanan
overburden itu sendiri.
Selanjutnya pada waktu lapisan
dibor, bias terjdi situasi tekanan hidrostatik lumpur lebih kecil dari pada
tekanan formasi. Perbedaan tekanan ini dapat mengakibatkan runtuhnya dinding
lubang bor pada waktu pemboransedang berlangsung. Cara untuk menanggulangi
masalah ini adalah dengan manaikan lubang bor, dalam hal ini menaikan berat
lumpur. Hal lain yang perlu diperhatikan adalah menjaga agar lubang bor tetap
terisi penuh pada waktu cabut dan masuk pahat serta menjaga agar lubang bor
tetap terisi enuh pada waktu cabut dan masuk pahat serta emngurangi kemungkinan
swabbing dengan jalan menurunkan viskositas, gel strength.
2.6.3.3. Swelling Shale (mud making shale)
Jenis
shale lainadalah shale yang sangat sensitif terhadap air atau lumpur. Jenis ini
menghisap air (hidrasi), yang terutama adalah bentonite shale. Cara menghadapi
shale jenis ini adalah pemboran dengan memakai cairan pemboran yang tidak
berpengaruh atau bereaksi dengan shale. Jenis-jenis lumpur yang dipakai dalam
hal ini antara lain : lime mud, gypsum mud, calcium chloride mud, dan yang
banyak dipakai lignosulfonate mud serta oil mu7d.
Namun
demikian, jenis-jenis lumpur ini pun tidak seluruhnya mampu mengatasi masalah
shale ini. Jadi yang dapat diusahakan adalah agar shale ini tidak berhidrasi
atau beraksi dengan lumpur ataupun filtrat lo9ss nya, antara lain dipakai
lumpur dengan filtrat loss yang sangat rendah.
Hal lain yang berpengaruh dalam menghadapai shale ini :
1.
pH Diusahakan
Konstan, Biasanya Sekitar 8,5-9,5
2.
berat lumpur atau
SG, cukup untuk menahan dinding lubang bor
3.
air filtrasi
diusahakan rendah.
2.6.3.4. Stressed Shale (Sloughing Shale)
Shale janis ini tidak banyak bereaksi dengan atau
berhidrasi dengan air, tetapi mudah runtuh. Problem ini akan besar bila lapisan
miring dan ditambah lagi bila menjadi basah oleh air atau lumpur.
2.6.4. Problem
Shale
2.6.4.1.
Sebab-sebab problem shale
Masalah shale atau ketidakstabilan shale akan menyebabkan
kesulitan dalam operasi pemboran dan terkadang sulit diatasi. Penyebab masalah
ini dapat secara kimia mekanik.
Dari
segi lumpur telah diterangkan dalam sub-bab diatas, bbahwa hydratable,
dispersible, dan britle karena shale sensitif terhadap air. Instabilitas
tersebut dapat diatasi dengan mencegah air pada fulida pemboran tidak
bersentuhan dengan shale. Clay pada waktu bercampur dengan air, membentuk
muatan negatif kuat pada permukaan plates. Hal ini akan menyebabkan swelling
clay sehingga akan mengakibatkan terhambatnya operasi pemboran.
Beberapa
penyebab dari kelompok drliing practice dan mekanis antara lain :
§ erosi, karena kecepatan lumpur diannulus terlalu tinggi
§ gesekan pipa bor terhadap dinding lubang bor
§ adanya penekanan (presure surge) atau penyedotan
(swabbing) pada waktu cabut masuk dan masuk pahat (tripping)
§ adanya tekanan dari dalam formasi
§ lumpur atau filtrate yang masuk dalam formasi
secara umum dapat dikatakan bahwa pembesaran lubang bor
dan masalah shale berkaitan dengan masalah pokok, yaitu tekanan formasi dan
kepekaan terhadap lumpur atau air filtrasi.
Gejala-gejala
yang sering tampak bila sedang menghadapai masalah shale antara lain :
§ serpih bor (cutting) bertambah banyak secara tiba-tiba
§ lumpur menjadi kental
§ torsi bertambah besar
§ bit balling
dari penjelasan diatas dapat disimpulkan bahwa
usaha-usaha untuk mengurangi masalah shale antara lain :
§ lumpur yang baik, antara lain PHPA yang akan dibahas
dalam tulisan ini
§ mengurangi kecepatan aliran lumpur di annulus
§ agar rangkaian pipa bor betul-betul dalam keadaan tegang
§ menghindari swabbing atau pressure surge pada waktu cabut
dan masuk pahat.
2.6.4.2.
Faktor-Faktor Ketidakstabilan Shale
Faktor
yang menyebabkan ketidakstabilan shale antara lain :
1.
Hidrasi
Hidrasi
atau clay sangat tergantung dari jenis fluida yang digunakan (air tawar atau air
asin) dan jenis mineral clay-nya. Berdasarkan strukturnya ada beberapa macam
mineral clay, yaitu dapat mengembang dan sedikit mengembang. Shale biasanya
disusun oleh sejumlah fraksi clay dalam bermacam-macam komposisi. Clay yang
paling sensitive terhadap air adalah monmoriilonite yang dapat mencapai
kira-kira 80% berta total shale. Mineral-mineral diatas mampu mneyerap air
terutama air tawar dalam jumlah yang besar sehingga volumenya akan membesar
secara keseluruhan (swelling), karena adanya ion Na+, maka jika
mineral ini terkena air akan mengurangi dan air akan diserap kepermukaan.
2.
Dispersi cutting shale
Selama terjadi kontak antara permukaan shale dengan water base mud,
disamping akan berakibat swelling juga terjadi dispersi partikel-partikel clay
dengan cepat. Drajat dispersi merefleksikan jumlah air yang yang diserap dimana
mengakibatkan swelling. Efek dispersi terhadap muka dinding sumur ditandai
dengan kondisi sloughing.
3.
Tekanan Abnormal
Ketika batuan sedimen dimampaatkan, fraksi fluida keluar
dari formasi lalu masuk kedalam zona porous sand oleh tekanan overbuden yang
akan menyebabkan fluida didalam sgale akan dimanfaatkan. Jika kecepatan
penimbunan melibihi kecepatan fluida dikeluarkan makan tekanan akan bertambah.
2.6.4.3.
Mekanisme Hidrasi Clay
Partikel clay aktif yang merupakan mineral penyusun shale pada dasarnya
terdiri dari dua bentuk mineral, yaitu : silica tetrahedral sheet dan allumina
octahedral sheet, berbentuk lempeng tipis dengan ketebalan 7 sampai 17angstrom
unit. Permukaan lempeng-lempeng partikel ini mempunyai kutub negatif.
Apabila
terinvasi air, maka ion hodrogen dari air akan tertarik memasuki celah-celah
dari clay tersebut. Lapisan tipis air masuk dalam celah antar lempeng. lapisan
tipis air yang masuk dalam lempeng berfungsi sebagai Lapisan film dan pelumas,
memisahkan ikatan antara clay dengan menurunkan gaya tarik menarik antar
partikelnya. Dalam skala besar invasi air menyebabkan terjadinya pengembangan
mineral clay sekaligus menurunkankan gaya tarik menarik antar partikel dan
shale.
Transfer
air akan berlangsung dari daerah beraktifit tinggi kedaerah beraktifit rendah,
karena itu prinsip utama didalam mengontrol hodrasi shale dianjurkan untuk
menurunkam aktifit formasi (lapisan shale). Bisanya hidrasi dan swelling mudah
dideteksi pada sumur-sumur yang mempunyai tekanan tidak terlalu tinggi dan
perbedaan berat jenis lumpur dengan tekanan formasinya tidak terlalu besar.
2.6.4.4.
Kekuatan Hidrasi SHALE
Penarikan Air Fiktrat Disebabkan oleh dua faktor, yang pertama oleh adanya
hidrasi permukaan (surface hydration) karena kompaksi / penempatan shale yang
menjadi bebas oleh terbentuknya lubang pada saat pemboran berlangsung. Yang
kedua oleh adanya peristiwa (osmotic Hydration) dimana air mengalir melalui
membran semi permeable ke larutan dengan kadar garam yang lebih tinggi. Apabila
kadar garam lumpur lebih tinggi dari kadar air formasi shale, maka air dari
formasi akan tertarik dalam lumpur, atau sebaliknya.
Gambar 2.6
Hidrasi pada Mineral Clay
v Surface
Hydration
Suatu lapisan pada kedalaman tertentu mengalami tekanan
kompaksi oleh timbunan lapisan diatasnya. Ketidakseimbangan tekanan terhadap
suatu lapisan shale dapat dituliskan sebagai berikut :
S = s + P atau s = S – P
Keterangan :
s = Matrix stress = tegangan matrix (psi)
S = Tekanan overbuden (psi)
P = Tekanan formasi / pore pressure (psi)
Karena
adanya tekanan timbunan (overbuden pressure), maka shale mengalami kompaksi dan
air tereperas keluar dari shale. Bila lapisan ini dibor dan terbentuk lubang,
maka tekanan kompaksi ini hilang. Akibatnya timbul tenaga hydrasi (surface
hydration force) yang sama besarnya dengan tekanan yang hilang tersebut.
Permukaan shale pada dinding lubang bor akan menghisap air dengan kekuatan
(surface hydration) sebesar tekanan kompaksi atau matrix stree (s).
BAB III
METODE PENELITIAN
Pengujian
dilakukan berdasarkan metode penelitian yang telah diterapkan. Sebelum
melakukan pengujian, terlebih dahulu penulis membuat kerangka pikiran
penelitian agar pengujian dapat dilakukan secara urut. Baru setelah itu penulis
melakukan penelitian sesuai dengan kerangka penelitian yang dibuat (Gambar
3.1).
3.1. Kerangka
Pikiran Penelitian
Pada evaluasi penggunaan lumpur KCI polymer PHPA pada sumur NR-30HZ,
penulis menjabarkan kerangka pikiran untuk melakukan pengujian. Adapun hal
pertama yang dilakukan adalah saat pemboran sumur NR-30HZ sedang beroperasi
pada trayek 121/4 yang menembus formasi gumai yang yang didominasilapisan
shale yang megandung clay yang reaktif terhadap fluida. Dengan menggunakan
system lumpur berbahan dasar air (water base mud), yaitu sistem lumpur KCI
polymer (PHPA). Saat pemboran beroperasipada trayek 12 ¼ menembus formasi yang
didominasi lapisan shale, penulis mulai membicarakan permasalahan pada operasi
pemboran sumur NR-30HZ ketika terjadi ditemukan banyak cutting shale yang
berukuran cukup besar 2-3,5cm yang keluar. Masalah tersebut terjadi pada saat
round trip atau saat cabut masuk rangkai drill string, ada indikasi swelling
clay yang menyebabkan terjadinya adanya saat pemboran seperti pipa terjepit.
Baru setelah itu penulis melakukan penelitian masalah swelling clay, dan
diambil sampel cutting shale pada kedalaman 2096 ft untuk dianalisa dan
dihitung harga CEC-nya, dan pengujian Methylene Blue Test (MBT).
Gambar 3.1
Diagram Aliran Kerangka Pikiran
Gambar 3.2
Rncana well Profil sumur NR-30HZ
3.2. Pemboran
Sumur NR-30HZ Lapangan UBEP LIMAU
Pada Bab Ini Akan Membicarakan Penggunaan lumpur bor pada
trayek 12-1/4 yang menembus formasi gumai yang didominasi lapisan shale yang
mengandung clay yang reaktif terhadap fluida, berkisar sekitar 60 sampai 80%.
Pemboran sumur NR-30HZ ini mengunakan sistem lumpuer berbahan dasar air (water
base mud). Sistem lumpur pemboran pada sumur NR-30HZ menggunakan lumpur KCI
Polymer (PHPA), yang sumur NR-30HZ tersebut sedang beroperasi ketika
pengevaluasian dilakukan.
Penggunaan
sistem lumpur KCI polymer (PHPA) di sumur NR-30HZ ini sesuai dengan acuan dari
sumur-sumur lain yang telah dibor pada lapangan laimau Deep Zone, yang sering
terjadi masalah dengan swelling clay.
3.3. Identifikasi
Problem Swelling Clay Pada Saat Menembus sumur NR-30HZ.
Pada pelaksanaan pemboran, saat pemboran sumur NR-30HZ
terjadi swelling clay yang menyebabkan terjadinya problem pemboran seperti pipa
terjepit, swelling clay ini disebabkan karena adanya clay yang terhidrasi
dengan fluida khusunya air, sehingga clay tersebut mengembang yang menyebabkan
rangkaian pipa terjepit. Masalah tersebut terjadi pada saat round trip atau
saat cabut masuk rangkai drill string, swelling clay tersebut diidentifikasikan
dengan sulit ketika diangkat maupun diturunkan rangkaian drill string serta
tidak adanya aliran balik annulus.
Pada
operasi pemboran sumur NR-30HZ ketika menembus lapisan shale timbul masalah.
Dimanan sewaktu dilakukan swept hidens, pemboran mulai kedalaman 2055 ft
ditemukan banyak cutting shale yang beruuran cukup besar2-3,5cm yang keluar.
Dan setelah diambil sampel cutting shale pada kedalaman 2096 ft untuk dianalisa
dan dihitung harga CEC-nya, didapat harga CEC sebesar 8,7775 meq/100gr. Dari
hasil CEC 8,775meq/100gr, kita dapat mengklasifikasikan bahwa clay yang
didominasi oleh mineral monmorillonite.
Monmorillonite
adalah nama lain dari bentonite sebagai viscosifier dan viscocity reducer dalam
freshwater mud. Pada montmorillonite satu lattice terdiri dari dua silica
tetrahedron dan satu alumina octahedron (konfigurasi 2:1). Antara dua lattice
kristal ini diikat oleh dua sisi oksigen dai silica tetrahedral. Ikatan ini tidak
begitu kuat dan memungkinkan air masuk kedalamnya, sehingga basal plane
bertambah luas (swelling). Dari penelitian diketahui ada pergantian Si4+ oleh AI3+ dalam lempeng tetrahedron
menimbulkan ketidakseimbangan muatan minus satu tiap 1.5 unit kristal. ketidakseimbangan
tersebut dinetralisir oleh adanya absorbsi Ca2+ , Mg2+ +
, H+, K+ dan Na+ pada permukaan luar dari
kristal-kristal clay.
Setelah
dilakukan pemboran samapai kedalam 2069 ft rangkaian drill string diangkat
sampai shoe. Kemudian rangkaian drill string kembali sambil sirkulasi sampai
kedalaman 2079 ft, setelah dilakukan usaha untuk mengangkat rangkaian drill
string dengan over vull 25000 Ibs serta dengan memutar rangkaian drill string
dengan torsi sampai 10000 ft/Ibs rangkaian drill string terjepit dan tidak ada
alliran balik. Ini mengindikasikan bahwa telah terjadi swelling clay yang
mengakibatkan rangkaian drill string terjepit dan tidak ada aliran balik
annulus.
3.3. Penyebab
Swelling Clay Pada Sumur NR-30HZ Lapangan UBEP LIMAU.
Dari Masalah yang terjadi pada sumur NR-30HZ dapat
dilihat secara visual dari kronologis pemboran sumur NR-30HZ yang disebabkan
oleh beberapa kemungkinan :
1.
Ditemukan banyak
cutting shale yang berukuran cukup bear 2-3,5cm yang terkontaminasi dengan air
filtrate lumpur, sehingga clay tersebut mengalami pengembangan karena clay
tersebut reaktif dengan air.
2.
Adanya faktor
mekanis operasi pemboran seperti :
·
Kecepatan aliran
lumpur yang tinggi
·
Adanya penekanan
(pressure surge) atau penyedotan (swabbing) pada waktu cabut masuk dan masuk
pahat (tripping)
3.4.
Penanggulangan Swelling Clay pada sumur NR-30HZ lapangan UBEP LIMAU.
Untuk
langkah pertama sesudah memahami karateristik hidrasi ialah mengetahui macam
additf penghambat shale (shale inhibitor). Dikenal beberapa jenis zat yang
ditambahkan kedalam lumpur untuk mengurangi keaktifan dari shale, zat-zat
tersebut dapat dilklasifikasikan dalam empat kelompok yaitu :
·
Ion pottasium
·
Polimer
·
Ion chlorida
·
Sodium asphalt
sulfonate
Sistem
lumpur PHPA merupakan salah satu sistem lumpur yang menggunakan ion potassium
(K+). Ion potassium yang digunakan untuk mensubtitusikan ion
tersebut mempunyai diameter terhidrasi yang kecil, sehingga dapat mengurangi
atau boleh dikatakan menghilangkan daya swelling yang terdapat pada shale. Sumber
ion potassium tersebut bisa didapatkan dari KCI. Lumpur water base mud yang
paling efektif dalam mengatasi gangguan pada lubang bor, terutama yang
disebabkan oleh shale. Penerapan penggunaan konsentrasi secara tepat akan
meminimalkan masalah pemboran, penyemenan yang lebih baik dan berkurangnya
kerusakan formasi karena adanya ion pottassium, dan sifat lumpur itu yang tidak
melarutkan. Lumpur PHPA ini sesuai untuk mencegah masalah shale.
Ketidakstabilan lubang bor sering terjadi pada lapisan shale yang bertekanan
abnormal. Pemecahan dari kasus tersebut pada dasarnya adalah secara fisik dan
mekanik, dan tidak berhubungan dengan komposisi kia dari sistem lumpur. Jika
pada shale benar-benar terjadi tekanan yang abnormal, maka pemecahanya adalah
dengan menaikan tekanan hidrostatik dalam lubang bor untuk mengimbangi tekanan
formasi.
Mineral
clay umumnya ditemukan pada hampir semua trayek pemboran. ioneral clay terutama
bentonite digunakan pada sistem lumpur sebagai pengontrol sifat fisik. Mineral
clay yang lain dapat digunakan sebagai sifat pengontrol adalah attapulgite.
Hidrasi dari bentonite yang menyebabkan terjadinya swelling, memiliki
efekpositif dalam pembuatan lumpur pemboran. Sedangkan hidrasi pada formasi
yang mengandung clay dapat menimbulkan ketidakstabilan yang serius pada lubang
bor.
Mineral
clay umunya ditemukan pada saat pemboranmenjumpai smecite, hanya semcitite yang
memperlihatkan swelling yang cukup besar dari hasil hidrasi. Pada studi
pemboran yang lebih mendalam, ditegaskan bahwa hidrasi dan swelling berhubungan
langsung dengan kandungan smectite. Smectite menyerupai lempeng tipis yang
secara normal tersusun seperti bungkusan. Lempeng ini sebenarnya terdiri dari
tiga lapisan struktur : silica – allumina – silica, yang disebut sebagai
lapisan unit. Kation yang paling umum terdapat pada lempeng tersebut sodium,
calsium, dan pottasium. Masing-masing kation melmiliki diameter terhidrasi yang
berlainan.
Penambahan
kation potassium pada sistem lumpur umumnya akan mengurangi jumlah swelling
pada clay, melalui hasil dari pergantian ion-ion yang terdapat pada basal
plane. Ion potassium terbukti sangat efektif untuk tidak hanya monovalen Na+
, tetapi juga dwivalen Ca++ . bentuk lumpur potassium ini
sangat penting , karena banyaknya mineral clay, terutama smectite yang
diketemukan dalam operasi pemboran. Manfaat lain dari potassium adalah sifatnya
yang mempunyai hidrasi terbatas dan juga ionya yang sangat sulit untuk
berpindah. Jadi secara potensial dapat menstabilkan formasi, terutama yang
mengandung mineral clay, sistem lumpur KCI – PHPA merupakan sistem water base
mud, yang dapat ditambnahkanaditif-aditif yang diperlukan. Tujuan perencanaan
lumpur water base mud dengan inhibitor KCI polimer antara lain :
·
Menurangi efek
negatif lapisan shale yang sensitif terhadap air.
·
Pengontrolan sifat
fisik dan kimia (additf) lumpur lebih sederhana dan pengadaanya lebih mudah
(availabel)
·
Kompensasi biaya
yang relatif murah jika terjadi problem.
·
Treatment
(conditioning area) dipermukaan relatif
lebih mudah.
Untuk
tujuan mengantisipasi dan memperkecil terjadinya hidrasi antar plat-plat clay yang
ada, kedalam suspensi lumpur diupayakan penambahan CaCI2 dan atau
KCI (salinity source) dan barite sebagai aplikasi pengontrolan sifat lumpur
(tretment) terhadap penanggulanganya problem shale.
Penambahan
CaCI2 dalam waterbase mud dimaksudkan agar kation C++ dan
K++ akan menggantikan kation Na+ yang terdapat pada
plat-plat clay, sehingga daya pengembanganya (swelling) akan mengecil,
sedangkan kadar CI akan menaikan salinitas lumpur dan berfungsi sebagai
elektrolit sehingga dapat menghalangi pelepasan katio-kation dari plat plat
clay dan akibatnya daya pengembangan akan mengecil. Selain itu, CaCI2 dan
KCI juga berfungsi menghidrasi fluida formasi kedalam lumpur sehingga lapisan
tetap stabil dan relatif kering. Sedangkaan barite untuk menaikan berat jenis
lumpur (wightning agent), berfungsi untuk menahan tekanan formasi (shale)
dengan peningkatan tekanan hidrostatik lumpur saat sirkulasi.
3.5. Prosedur
mengatasi Problem Swelling
Clay pada sumur NR-30HZ Lapangan UBEP LIMAU.
1. Melakukan
perbaikan pada lumur yang digunakan meliputi sifat fisik dan kima :
·
Menggunakan lumpur
KCI Polymer PHPA .
·
Menambahkan
Chemical Potassium Choloride (KCI)
Sebanyak 2-4% (49,4Ib/bbI(140,900mg/I) dari volume total lumpur ditangki.
·
Jika terjadi mud
ring (clay yang lengket), tambahkan deterjen (condet) untuik mengatasi clay
yang lengket pada rangkaian drill string.
2. Pada optimasi
operasi pemboran sumur NR-30HZ yaitu :
·
Melakukan cabut
masuk rangkaiandengan overpull
·
Melakukan reaming
untuk mencegas drill string terjepit
·
Melakukan operasi
pemboran secepat mungkin untuk mengurangi kondisi formasi shale kontak langsung
dengan lumpur pemboran.
3.6. Hasil
dari melakukan perbaikan pada lumpur dengan menggunakan KCI polymer PHPA.
Hasil dari melakukan perbaikan pada lumpur dengan
menggunakan KCI polymer PHPA, untuk mengatasi problem swelling sumur NR-30HZ
sekitar = 3 menit.
Perbandingan lumpur program dengan lumpur actual :
Pada pemboran sumur NR-30HZ pada trayek 12 ¼ direkomendasikan menggunakan
lumpur berbahan dasar air yang mempunyai sifat sebagai berikut :
·
Sistem lumpur = KCI Polymer
·
Berat lumpur = 1,03 – 1,06 ml
·
Viscositas = 40 -48 sec / qt
·
Fluid loss = <8 ml / 30 menit
·
Plastik viscosity = 10 – 13 cps
·
Yield point = 14 -18 Ib / 100ft
·
pH = 9,5
·
Solid content = <8%
·
Sand Contennt = <0,25%
·
MBT = 10PPG. Eqv
Sedangkan
lumpur yang digunakan pada pemboran sumur NR-30HZ Trayek 12 ¼ pada kealaman
2096 ft mempunyai sifat-sifat sebagai berikut :
·
Sistem lumpur = KCI Polymer
·
Berat lumpur = 1,06 ml
·
Viscositas = 42 sec / qt
·
Fluid loss = 7 ml / 30 menit
·
Plastic viscosity = 11cps
·
Yield point = 15 Ib / 100 ft2
·
solid content = 3,5%
·
sand content = 0,20%
·
MBT = 13,5 PPG. Eqv
3.7. Menetukan
klasifikasi dan tingkat kereaktifan shale dngan metodologi MBT :
Telah Diketahui bahwa formasi shale mengandung mineral
clay, baik yang bersifat mengembang apabila kontak dengan air maupun clay yang
tidak mengembang dengan air. Untuk mengeatahui tingkat kereaktifan dari clay
maka dilakukan pengujian dengan Methylene blue test. Sampel shale diambil dari
sumur NR-30HZ pada kedalaman 2096 ft. Untuk hasil analisa dalam bentuk gambar
dapat dilihat pada gambar 3.3
Gambar 3.3
Hasi trasi Methylene Blue untuk sampel cutting sumur
“NR-30HZ” pada kedalaman 2096 ft.
Untuk harga CEC dapat
diketahui dengan menggunakan persamaan (3-1) adapun harga CEC untuk sumur
NR-30HZ pada kedalaman 2096 ft adalah :
·
Larutan Methylene
Blue yang digunakan = 4.5ml
·
CEC = cm3 larutan
Methylene Blue x 1,95 ...... (3-1)
= 4,5 x 1,95
= 8,775 meq / 100gr
Tabel III-1
Klasifikasi Umum Shale4)
class
|
Texture
|
MBT me100gr
|
Water content
|
Wt% water
|
Clay content
|
Wt% clay
|
Density Gr/cc
|
A
|
Soft
|
20-40
|
Free&bound
|
25-70
|
Montmorillonite
|
20-30
|
1.2-1.5
|
B
|
Firm
|
10-20
|
Bound
|
15-25
|
Illite
|
20-30
|
1.5-2.2
|
C
|
Hard
|
3-10
|
Bound
|
5-15
|
Montmorillonite
|
20-30
|
2.2-2.5
|
D
|
Britle
|
0-3
|
Bound
|
2-5
|
Illite
|
5-30
|
2.5-2.7
|
E
|
Firm-hard
|
10-20
|
bound
|
2-10
|
Illite and mixed layer
|
20-30
|
2.3-2.7
|
Harga CEC formasi telisa untuk sumur NR-30HZ adalah 8,775
meq/100gr. Berdasarkan Tabel III-1 maka dapat diklasifikasikan clay adalah
kelas “C” dengan karakteristik yang didominasi mineral montmorilonite.
Gambar 3.4
Hasil Titrasi Methylene Blue kandungan clay yang terdapat
pada lumpur pemboran sumur NR-30HZ pada kedalaman 2096 ft.
Untuk melihat harga kandungan clay yang terdapat pada
lumpur pemboran, dapat dilakukan dengan menggunakan percobaan Methylene Blue
Test. Dari percobaan dilapangan pada sumur NR-30HZ kandungan clay yang terdapat
pada lumpur pemboran mempunyai harga yaitu :
·
Larutan Methylene
Blue Test yang bereaksi pada titrasi 2 ml
·
= Larutan Methylene
Blue Test x 5 (konstanta lapangan)
= 2 x5
= 10 ppg.
3.8.Sifat fisik dan komposisi lumpur pemboran pada sumur
NR-30HZ
Komposisi
Lumpur
|
satuan
|
Lumpur
program
|
Lumpur yang
digunakan
|
keterangan
|
Mud Type
|
KCI Polymer
|
KCI Polymer
PHPA
|
Untuk mengatasi
swelling clay pada formasi yang mengandung lapisan shale
|
|
Densitas
|
ml
|
1,03-1,06
|
1,06
|
Sesuai
program
|
Viscositas
|
Sec/qt
|
40-48
|
42
|
Sesuai
program, additive yang digunakan Pac R
|
Plastic Viscocity
|
CPS
|
10-13
|
11
|
Sesuai
Program
|
Yield point
|
Lbs/100ft2
|
14-18
|
15
|
Sesuai
program
|
Fluid loss
|
Ml/30menit
|
<8
|
7
|
Guna
memperkecil terhidratnya fluida dari lumpur oleh clay reaktif, additve yang
digunakan dextrid dan pac-L
|
Solid
Content
|
%
|
<8
|
3,5
|
Sesuai
program
|
Solid
Content
|
%
|
<0,25
|
0,20
|
Sesuai
program
|
pH
|
9,5
|
10
|
Sesuai
Program Additive Cautic soda, pH lumpur masih bersifat basa
|
|
KCI
|
Mg/I
|
10.200
|
18.000
|
Penambahan
KCI pada Lumpur untuk mengatasi swelling clay
|
BAB IV
HASIL DAN
PEMBAHASAN
Operasi pemboran pada sumur NR-30HZ lapangan UBEP LIMAU
ini mengalami hambatan yang mengganggu jalanya operasi pemboran baik dari segi
tenaga, waktu maupun biaya yang akhirnya tidak sesuai rencana
Dari tanda-tanda
visual dipermukaan malalui laporan harian maupun data permeter pemboran
terdapat hambatan-hambatan dalam hal ini dapat digunakan untuk mengatasi adanya
problem swelling clay. Hambatan yang terjadi pada sumur NR-30HZ adalah
terjadinya terjepitnya rangkaian drill string, swelling clay.
Adapun kronologis yang
mengindikasikan terjadinya problem pada sumur NR-30HZ pada saat menembus
formasi telisa, setelah dilakukan pemboran sampai kedalaman 2069 ft rangkaian
drill stringth diangkat sampai shoe. Kemudian rangkaian drill stringth
dimasukan kemabali sambil sirkulasi sampai kedalaman 2079ft, setelah
dilakukanusaha untuk mengangkat rangkaian drill stringth dengant torsi sampai
10000ft/bs rangkaian drill string terjepit dan tidak ada aliran balik, ini
mengindikasikan bahwa telah menjadi swelling clay yang mengakibatkan rangkaian
drill string terjepit dan tidak ada aliran balik annulus.
Untuk mengatasi
hambatan yang ada kinerja lumpur pemboran akan menetukan keberhasiln dari
pemboran tersebut, sehingga salah satu hal penting dalam pelaksanaan pemboran
adalah mendesain lumpur yang sesuai dengan formasi yang ditembus untukmenjaga
stabilitas lobang bor.
Dimana lumpur ini akan
berhubungan langsung dan mempengaruhi formasi yang ditembus. Pemboran formasi
shale yang banyak mengandung clay yang reaktif terhadap air akan menimbulkan
banyak permasalahan apabila tidak dilakukan pemilihan lumpur yang sesuai. Pada
pemboran sumur NR-30HZ ini digunakan sistem lumpur KCI Polymer PHPA untuk
mengatasi masalah swelling clay.
KCI Polymer yang
ditambahkan dalam sistem lumpur menjadikan clay menjadi stabil. K+ Dengan
Na+ jauh lebih kuat dari sebelumnya, sehingga clay tidak mudah
terdispersi maupun menyerap air (berhidrasi). Sistem lumpur KCI Polymer
merupakan sistem non dispersi, artinya lumpur secara fisik membawah cutting
keluar dari luang tanpa bereaksi dengan mineral clay yang ada dalam lumpur
maupun pada dinding lubang bor.
Jenis clay yang ada di
sumur NR-30HZ setelah uji Methylene Blue (MBT) Dan Melakukan Perhitungan
CEC-nya sebesar 8,775 meq/100gr pada kedalaman 2096 ft, jenis clay initermasuk
dalammklasifikasi kelas “C” dalam klasifikasi umum clay yang dapat dilihat pada
tabel III-1, didominasi mineral montmorillonite, dengan textur keras. Dimana
formasi ini berpotensi terjadinya swelling clay.
Pada formasi telisa
terjadi shale problem karena filtrate lumpur yang terhidrta oleh clay yang
reaktif terhadap air, ditandai adanya ukuran cutting yang besar dengan ukuran
berkisar 2-3,5 cm saat didistribusikankepermukaan, pump pressure naik, sirkulasi
cutting tidak lancar diannulus, terjepitnya rangkaian drill string pada
kedalaman 2079 ft pada trayek 12-1/4” saat menembus formasi telisa yang
didominasikan lapisan shale dengan ketebalan 517 ft. Penangan secara mekanis
pun dilakukan untuk mengatasi hambatan yang terjadi yaitu : dengan melakukan
cabut rangkaian dengan overpull, melakukan reaming sambil sirkulasi dan wash
down saat turun rangkaian.
Dari data yang didapat
dilapangan penggunaan potassium chloride (KCI) pada sumur NR-30HZ sebesar 10.200
mg/ I untuk mengatasi swellignclay yang dapat dilihat dari daily fluid report
yang terdapat pada lampiran, komposisi lumpur pemboran sumur NR-30HZ ini
khususnya densitas 9,3 ppg mg/I sama dengan 49,4 Ib/bbl. Untuk mengatasi
swelling clay (lihat lampiran sifat fisik KCI pada berbagai densitas lumpur
pemboran). Sedangkan konsentrasi KCI 10.200mg/I -18.000mg/I baiknya digunakan
pada densitas lumpur 8.37-8.42ppg
Sesudah memahami
karakteristik hidrasi ialah mengetahui macam additif penghambat shale ,zat-zat tersebut
dapat diklasifikasikan kedalam empat kelompok, yaitu :
§ Ion Potassium \
§ Polimer
§ Ion Cholorida
1.
Sodium Asphalt sulfonate
Sistem lumpur PHPA mrupakan salah satu sistem lumpur yang
menggunakan ion potassium (K+). Ion Potassium Yang Digunakan Untuk
Mensubtitusikan Ion Tersebut Mempunyai diameter terhidrasi yang kecil, sehingga
dapat mengurangi atau boleh dikatakan menghilangkan daya swelling yang terdapat
pada shale. Sumber ion potassium tersebut bisa didapatkan KCI. Lumpur PHPA
didesain sebagai penstabil shale. Ini merupakan sistem lumpur water base mud
yang paling efektif dalam mengatasi gangguan pada lubang bor, terutama yang
disebabkan oleh shale. Penerapan penggunaan konsentrasi seara tepat akan
meminimalkan masalah pemboran, penyemenan yang lebih baik dan berkurangnya
kerusakan formasi karena adanya ion potassium, dan sifat lumpur itu yang tidak
melarutkan. Lumpur PHPA ini sesuai untuk mencegah masalah shale,
ketidakstabilan lubang bor sering terjadi pada lapisan shale yang bertekanan
abnormal. Pemecahan dari kasus tersebut pada dasarnya adalah secara fisik atau
mekanik, dan tidak berhubungan dengan komposisi kimia dari sistem lumpur. Jika
pada shale benar-benar terjadi tekanan yang abnormal, maka pemecahanya adalah
dengan mnaikkan tekanan hidrostatik dalam lubang bor untuk mengimbangi tekanan
formasi.
Mineral clay
umumya ditemukan pada hampir semua trayek pemboran. Mineral clay terutamam
bentonite digunakan sebagai sifat pengontrol adalah attapulgite. Hidrasi dari
bentinite yang menyebabkan terjadi8nya swelling, memiliki efek positif dalam
pembuatan lumpur pemboran, sedangkan hidrasi pada formasi yang mengandung clay
dapat menimbulkan ketidakstabilan yang serius pada lubang bor.
Mineral clay umumnya ditemukan pada saat pemboran
menjumpai smectite, hanya smectite yang memperlihatkanswelling yang cukup besar
dari hasil hidrasi. Pada studi pemboran yang lebih mendalam, ditegaskan bahwa
hidrasi dan swelling berhubungan dengan kandungan smectite. Smectite menyerupai
lempeng tipis secara normal tersusun seperti bungkusan . lempeng ini sebenarnya
terdiri dari tiga lapisan struktur : silica – allimina silica, yang disebut
sebagai lapisan unit. Kation yang paling umum terdapat pada lempeng tersebut
sodium, calsium, dan pottasium. Masing-masing kation memi8liki diameter
terhidrasi yang berlainan.
Penambahan kation potassium pada sistem lumpur umumnya
akan mengurangi jumlah swelling pada clay, melalui hasil dari pergantian
ion-ion yang terdapat pada basal plane, ion potassium terbukti sangat efektif
untuk tidak hanya monovalen Na+, tetapi juga dwivalen Ca++ .
bentuk lumpur potassium ini sangat penting, karena banyaknya mineral clay,
terutama smectite yang diketemukan dalam operasi pemboran. Manfaat lain dari
potassium adalah sifatnya yang mempunyai hidrasi terbatas dan juga ionya yang
sangat sulit untuk berpindah. Jadi secara potensial dapat menstabilkan formasi,
terutama yang mengandung mineral clay. Sistem lumpur KCI – PHPA merupakan
sistem water base mud, yang dapat ditambahkan aditif-aditif yang diperlukan.
Tujuan perencanaan lumpur water base mude dengan inhibitor KCI polimer antara
lain:
·
Menurangi efek
negatif lapisan shale yang sensitif terhadap air.
·
Pengontrolan sifat
fisik dan kimia (additif) lumpur lebih sederhana pengadaanya lebih mudah
(availabel)
·
Kompensasi biaya
yang relatif murah jika terjadi problem
·
Treatment
(conditioning area) dipermukaan relatif lebih mudah.
Untuk
tujuan mengantiipasi dan memperkecil terjadinya hidrasi antar plat-plat clay
yang ada, kedalam suspensi lumpur diupayakan penambahan CaCI2 dan
atau KCI (salinity source) dan barite sebagai aplikasi pengontrolan sifat
lumpur (tretment) terhadap penanggulanganya problem shale.
Penambahan
CaCI2 dalam water base mud dimaksudkan agar kation C++ dan atau K++ akan menggantikan kation Na+
yang terdapat pada plat-plat clay, sehingga daya pengembanganya (swelling) akan
mengecil, sedangkan kadar CI+ akan menaikan salinitas lumpur dan
berfungsi sebagai elektrolit sehingga dapat menghalangi pelepasan kation-kation
dari plat-plat clay dan akibatnya daya pengembangan kan mengecil. Selain itu,
CaCI2 dan KCI juga berfungsi menghidrasi fluida formasi kedalam
lumpur sehingga lapisan tetap stabil dan relatif kering. Sedangkan barite untuk
menaikkan berat jenis lumpur (weightning agent), berfungsi untuk menahan
tekanan formasi (shale) dengan peningkatan tekanan hidrostatik lumpur saat
sirkulasi.z
BAB V
KESIMPULAN
Data
evaluasi yang telah dilakukan dapat diambil kesimpulan :
1. Hasil
Nilai CEC hasil uji methylene blue sumur NR-30HZ untuk formasi telisa adalah
8,775 meq/100gr merupakan jenis clay bertstruktur keras yang didominasi oleh
mineral monmorilonite dimana formasi ini berpotensi terjadi swelling clay.
2. Dari
data daily fluid report untuk mengatasi swelling clay pada sumur NR-30HZ
digunakan lumpur KCI dengan konsentrasi 10.200mg/I sampai 18.000mg/I yng
densitas lumpurnya 9.3ppg
3. Pada
formasi telisa ini terjadi shale problem karena filtrate lumpur yang terhidrat
oleh clay yang reaktif terhadap air, yang ditandai adanya ukuran cutting yang
yang besar dengan ukuran berkisar 2-3,5 cm saat didistribusikan kepermukaan.
Pump pressure naik, sirkulasi cutting yang tidak lancer dianulus, terjepitnya
rangkaian drill string pada kedalaman 2079 ft pada trayek 12-1/4” yang menembus
formasi telisa yang didominasi lapisan shale dengan ketebalan 517 ft.
4. Penggunaan
KCI dari 10.200 mg/I sampai 18.000 mg/I untuk mengatasi swelling clay pada
sumur NR-30HZ, konsentrasinya masih kurang karena konsentrasi KCI ini sebaiknya
digunakan pada densitas lumpur 8.37ppg/sd 8.42 ppg, dari komposisi lumpur yang
digunakan pada densitas lumpur 9.3ppg sebaiknya penggunaan konsentrasi KCI
adalah 49.4Ib/bbI (140,900 mg/I)
DAFTAR
PUSTAKA
1. Milpark
Drilling Fluida “PT. Ciba pemenang Menkarya”.
2. Mufhasal,
Mufti., g “laporan tugas akhir”
“penggunaan Lumpur KCI Polimer pada
pemboran Lubang 17-1/2” di sumur MG-01, PT. Pertamina EP”
3. Mud
Log NR-28 (L5A-266), “PT. Mitramandala Nusabhakti” “ 1 September 2011.
4. “Program
Lumpur Pemboran Sumur NR-30HZ” PT. Pertamina Drilling Services Indonesia Area
Sumbagsel”, CPM Drilling Fluids, PT. Ciba Pamenang Menkaraya.
Langganan:
Postingan (Atom)