PROCEEDING SIMPOSIUM NASIONAL IATMI 2001Yogyakarta, 3-5 Oktober 2001

IATMI 2001-31

ANALISA DAN EVALUASI TERJEPITNYA RANGKAIAN PIPA PEMBORANPADA INTERVAL 12 DAN 8 DI LAPANGAN MUDI,

DEVON, TUBAN, JAWA-TIMUR

Denis RukmindarT. Perminyakan, USAKTI, Jakarta

Kata Kunci : Terjepitnya rangkaian pipa pemboran, Hole Pack-Off, penentuan jenis jepitan.

ABSTRAK

Operasi pemboran yang dilakukan tidak selalu berjalan dengan lancar, adakalanya timbul masalah yang dapat menghambatjalannya operasi pemboran tersebut. Salah satu hambatan itu adalah terjepitnya rangkaian pemboran. Hambatan operasi pemboranpada sumur-sumur Mudi 1 sampai Mudi 18, Tuban, Jawa Timur, Menyebabkan waktu operasi menjadi lebih lama dari yangdirencanakan, serta meningkatnya biaya pemboran sampai dua kali lipat dari biaya yang dianggarkan.

Hambatan pemboran berupa rangkaian terjepit oleh guguran formasi ( Hole Pack-Off), merupakan hambatan utama yang terjadipada interval 12 dan interval 8 , yaitu saat membor formasi Wonocolo dan Ngrayong dimana formasi ini didominasi olehlapisan shale yang mempunyai sifat

High pressure dan reactive shale dengan ekivalen berat lumpur MW 13.5-14.9 ppg, dan High Temperature yangmencapai 200 F. Kemudian pada interval 8 terjadi hambatan pemboran berupa hilang sirkulasi yaitu pada saat membor formasiTuban Carbonate, dimana formasi ini bersifat

High Cavernous Porosity dengan ekivalen berat lumpur MW 8.9-10 ppg.Dari hasil analisa dan evaluasi hambatan pemboran tersebut, maka perlu dilakukan perubahan program lumpur yaitu dari jenis

lumpur Water base mud yang dipakai mulai Mudi-1, Mudi 5 dirubah menjadi Oil Base Mud yang diterapkan pada Mudi 7-Mudi 15pada interval 12 , serta dilakukan perubahan pada disain selubung, khususnya kedalaman sepatu selubung 9 5/8 pada interval 8. Selain itu dari hasil analisa dan evaluasi, dapat ditentukan jenis jepitan , metode-metode untuk mengatasi jepitan tersebut sertapencegahan terjadinya jepitan.

Sumur Mudi-16, menjadi sumur pertama yang menerapkan hasil dari analisa dan evaluasi tersebut, dan berhasil mengatasipermasalahan yang terjadi pada sumur-sumur sebelumnya, serta menghemat biaya pemboran dari yang telah dianggarkan.

I. PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Lapangan Mudi terletak di Tuban Block, Jawa Timur, 30kilometer sebelah selatan dari kota Tuban. JOB PertaminaSanta FE Tuban ( sekarang Devon Tuban ), melakukanpengembangan lapangan Mudi untuk meningkatkan recoverymencapai 63 MMBO dengan produksi rata-rata 17000 BOPDsampai tahun 2003. Tanpa melakukan pemboran sumur-sumurpengembangan, recovery lapangan Mudi hanya 24 MMBO.

Sumur sumur pengembangan yang berjumlah 18 sumur padalapangan Mudi merupakan sumur berarah ( kecuali sumurMudi-1,2,3,4,5) dengan target top Tuban CarbonateReservoir di kedalaman 9429 MD/8527 TVD.

Selama melakukan pemboran berarah, selalu terjadi hambatanpemboran, khususnya pada interval 12 yang menembusformasi Ngrayong dengan lapisan shale yang bersifatReactive dan High Pressure Shale yang diikuti oleh HighTemperature , kemudian Low Pressure Formation padaformasi tuban Carbonate di interval 8

1.2. Geologi

Permukaan 1425 TVD Alluvium ( Holeocene )Terdiri dari batu pasir berbutir sangat halus , dengan sisipanbatu lanau dan batu lempung.

1425-1875 TVD Lidah Formasi

Terdiri dari batu lempung dengan beberapa lapisan tipis batugamping, dibagian atasnya terdapat sisipan batu pasir.1875-5360 TVD Kawengan FormasiFormasi kawengan terdiri atas 2 anggota :1. 1875-4650 TVD Anggota MunduTerdiri dari batu lempung gampingan dengan sisipan batugamping , batu pasir dan batu lanau.2. 4650-5360 TVD Anggota LedokTerdiri dari batu gamping dengan sisipan batu lempung,dimana keduanya banyak mengandung Globigerinidforaminifera

5360-7375 TVD Wonocolo FormasiTerdiri dari batu lempung gampingan selang seling denganbatu gamping, batu lanau dan batu pasir.

7375-8527 TVD Ngrayong FormasiTerdiri dari batu lempung gampingan dengan sisipan batupasir gampingan dan lapisan tipis batu gamping.

8527-8927 TVD Tuban FormasiTerdiri dari batu gamping dan mengandung banyak materialalgal, foraminifera dan fragmen bioclastic

2. TINJAUAN HAMBATAN PEMBORAN

Sumur-sumur pengembangan lapangan Mudi telah mencapai18 sumur , dengan sumur Mudi Mudi-18 sebagai sumurterakhir. Sumur-sumur tersebut adalah sumur berarah(Kecuali sumur Mudi-1,2,3,4,5), dengan target Top TubanCarbonate Reservoir pada kedalaman 9429 MD/8527TVD.

Analisa dan Evaluasi Terjepitnya Rangkaian Pipa Pemboran Denis Rukmindarpada Interval 12 dan 8 di Lapangan Mudi, Devon, Tuban, Jawa-Timur

IATMI 2001-31

Selama pemboran sumur-sumur pada lapangan Mudi,hambatan pemboran selalu terjadi, dimana hambatanpemboran tersebut menjadikan biaya operasi pemboranmeningkat .

Hambatan pemboran yang terjadi pada sumur-sumur Mudi,dapat dikelompokan menjadi 2 bagian, yaitu :1. Hambatan pemboran berupa rangkaian terjepit olehguguran formasi (Hole pack-Off), merupakan hambatan utamayang terjadi pada interval 12-1/4 dan interval 8-1/2, yaitusaat membor formasi Wonocolo dan Ngrayong, dimanaformasi ini didominasi oleh lapisan shale yang mempunyaisifat high pressure & reactive shale dengan ekivalen beratlumpur 13.5-14.9 ppg dan High Temperature yangmencapai 200 F ( flow line )2. Hambatan pemboran berupa hilang sirkulasi yang terjadipada interval 8-1/2 , yaitu saat membor formasi TubanCarbonate sebagai Tuban reservoar , dimana formasi inididominasi oleh lapisan limestone yang memiliki HighCavernous Porosity dengan ekivalen berat lumpur 8.9-10PPG, (hilang sirkulasi tidak dibahas dalam paper ini)

2.1. Rangkaian Terjepit Interval 12 1/4

Dalam usaha mengatasi High pressure & Reactive shale dan High temperature pada interval 12-1/4, pada Mudi-1sampai Mudi-5, pemboran interval tersebut menggunakanwater base mud ( KCL Polymer ), dimana terjadi rangkaianterjepit pada sumur Mudi-1, Mudi-3, Mudi-4, dan Mdui-5 (side-track pada Mudi-1.3.4 ). Kemudian pada sumur Mudi-6sampai Mudi-14, digunakan lumpur pemboran yang berbahandasar minyak ( Oil Base Mud ), dengan jenis HDF 2000sintetis oil base mud.

Penggunaan Oil Base Mud pada interval 12-1/4 walaupundapat mencegah terjadinya guguran formasi shale, tapi tidakmenghilangkan terjadinya rangkaian terjepit, Hal tersebutterlihat dari sumur Mudi-6 sampai Mudi-14, terjadi rangkaianterjepit pada sumur Mudi-7, Mudi-12, dan Mudi-13( Sidetrack pada sumur Mudi-13), sedangkan pengecilanlubang ( tight spot), terjadi pada sumur Mudi-9, Mudi-10 danMudi-14.

2.2. Rangkaian Terjepit Interval 8-1/2

Penempatan casing 9-5/8 100-300 ft diatas Tuban Carbonate,menyebabkan masih terdapatnya lapisan shale yang bersifat High Pressure & Reactive Shale yang tidak terlapisi olehcasing 9-5/9. Untuk mengatasi masalah tersebut diatas,digunakan Water Base Mud ( KCL Polymer ).

Penggunaan Water Base Mud tidak menghilangkanterjadinya rangkaian terjepit , yaitu pada sumur Mudi-9,Mudi-10 dan Mudi-14 ( side-track pada sumur Mudi-9 danMudi-14 ), sedangkan pengecilan lubang terjadi pada sumurMudi-13.

3. ANALISAN DAN EVALUASI

Analisa dan evaluasi yang detail sangat dibutuhkan untukdapat mengetahui dengan pasti penyebab dari hambatanpemboran serta langkah-langkah antisipasi guna mencegahhambatan.

Analisa dan evaluasi yang dilakukan meliputi :1. Analisa dan evaluasi hambatan pemboran2. Analisa dan evaluasi program lumpur3. Analisa dan evaluasi program casing4. Analisa dan evaluasi cutting5. Analisa dan evaluasi program hidrolika6. Analisa dan evaluasi program directional drilling

3.1. Analisa Hambatan Pemboran

Analisa ini dilakukan untuk mengetahui jenis hambatan yangterjadi dengan menganalisa indikasi sebelum hambatanjepitan terjadi

Interval 12-1/4Hambatan rangkaian terjepit yang terjadi pada interval ini,diidentifiskasikan sebagai Hole Pack-Off atau lobang bortertimbun kembali oleh runtuhan . Hal ini terbukti denganterdapatnya tanda awal, waktu atau saat jepitan terjadi yangmenunujukkan jenis jepitan adalah Hole Pack-Off, yaitu :1. Pada saat bor, terjadi kenaikan drag, torsi dan tekanan

sirkulasi secara bertahap.2. Pada saat cabut masuk rangkaian, terjadi kenaikan drag

pada saat cabut maupun masuk rangkaian .3. Pada saat rangkaian terjepit , terjadi hambatan untuk

sirkulasi yang pada akhirnya tidak dapat dilakukansirkulasi.

4. Terjadinya rangkaian terjepit pada saat koneksi dan cabut-masuk , dimana saat sirkulasi tidak dilakukan.

Interval 8-1/2

Seperti pada interval 12-1/4, hambatan rangkaian terjepityang terjadi pada interval 8-1/2, diidentifikasikan sebagai hole pack-off atau lobang bor tertutup kembali oleh runtuhandengan indikasi yang sama seperti pada interval 12-1 4 .Runtuhan formasi shale berasal dari lapisan Ngrayongsepanjang 100-300 ft yang tidak tertutup oleh casing 9-5/8dimana sepatu selubung 9-5/8 ditempatkan 100-3 ft diatasformasi Tuban Carbonate, sehingga shale pada lapisantersebut bereaksi dengan lumpur KCL polymer ( water basemud ) yang digunakan.

3.2. Analisa Program Lumpur

Analisa ini dilakukan untuk mengetahui pengaruh lumpurpemboran terhadap jepitan yang terjadi.

Interval 12-1/4

- Mudi 1 sampai Mudi 5Jenis lumpur yang digunakan pada sumur Mudi-1 sampaiMudi-5 adalah Water Base Mud dan formasi yang ditembusberupa lapisan lempung, sehingga lumpur yang dipergunakanbereaksi dengan lapisan lempung dan menyebabkan formasilobang 12-1/4 runtuh.

- Mudi 6 sampai Mudi-7Jenis lumpur yang digunakan pada sumur Mudi-6 sampaiMudi-14 berubah dari water base mud menjadi oil base mud.Penggunaan oil base mud pada interval 12-1/4, walaupundapat mencegah terjadinya guguran formasi shale, tetapi tidakmenghilangkan terjadinya rangkaian terjepit.

Analisa dan Evaluasi Terjepitnya Rangkaian Pipa Pemboran Denis Rukmindarpada Interval 12 dan 8 di Lapangan Mudi, Devon, Tuban, Jawa-Timur

IATMI 2001-31

Interval 8-1/2

Pada interval 8-1/2 dari sumur Mudi-1 sampai Mudi-14menggunakan jenis lumpur water base mud. Water base mudyang dipergunakan ini bereaksi dengan lapisan shale yangtidak tertutup oleh casing 9-5/8 sehingga menyebabkanjepitan pada rangkaian pemboran.Pada beberapa sumur,penggunaan KCL poymer menunjukkan keberhasilan , dalamarti tidak terjadi shale problem selama pemboran, tetapi padasumur Mudi-9,10 dan 14 terjadi shale problem, bahkan padaMudi-9 dan 14 digunakan oil base mud untuk menembuslapisan shale.

3.3. Analisa Program Casing

Analisa ini dilakukan, untuk melihat peran casing dalammengurangi hambatan pemboran.Penempatan casing shoe 9-5/8 menjadi masalah utama padasaat melakukan pengeboran lobang 8-1/2" dimana casing 9-5/8 ini diset 100-300 ft diatas Tuban Carbonate, sehinggamasih terdapat lapisan shale yang terbuka dan bereaksidengan lumpur KCL polymer (water base mud) yangdipergunakan.

3.4. Analisa Cutting

Analisa cutting ini dilakukan untuk melihat seberapa jauhpengaruh cutting terhadap hambatan pemboranBerdasarkan hasil analisa cutting pada interval 12-1/4, dapatdiketahui bahwa selama dilakukan operasi pemboran, tidakada gejala yang menunjukkan bahwa formasi lobang bor akanruntuh, tetapi pada saat melakukan reaming atau pooh,diketahui bahwa lobang bor akan runtuh.Pada Mudi-1 sampaiMudi-5, runtuhnya lobang bor disebabkan karena bereaksinyawater base mud dengan formasi shale yang ditembus,sedangkan pada Mudi-6 sampai Mudi-14 runtuhnya lobangbor disebabkan karena berat dari lumpur tidak disesuaikandengan bertambahnya sudut lobang bor, sehingga tekananhidrostatis lumpur tidak dapat menahan over burden stress.

3.5. Analisa Program Hidrolika

Analisa ini dilakukan untuk dapat melihat pengaruh GPM,Cutting Velocity, dan Annular velocity terhadap hambatanpemboran .

Pada program hidrolika, GPM yang digunakan sudahmelebihi dari GPM minimum, sehingga pompa mampu untukmengangkat cutting kepermukaan, dari cutting velocity, dapatdilihat bahwa kecepatan cutting untuk naik kepermukaan jugabagus, kecepatan pada annulus terlihat normal, CarryCapacity index rata-rata diatas 1, sehingga lobang kita bersih,tidak ada cutting yang tertimbun. Jumlah cutting yang beradadi annulus terlihat normal.

3.6. Analisa Directional Drilling Pada 12-1/4

Analisa yang dilakukan pada directional drilling untukmelihat hubungan antara MW, vertical section dan sudutlobang, yaitu :- Semakin panjang vertical section, semakin besarkemungkinan terjadinya rangkaian terjepit ,. Sedangkan sumuryang mempunyai vertical section yang pendek, relatif tidakterjadi hambatan seperti pada Mudi-8 dan Mudi-11

- Semakin besar MW lumpur, semakin kecil kemungkinanterjadinya rangkaian terjepit- Semakin besar sudut lobang bor (sudut>25o), semakin besarkemungkinan terjadinya rangkaian terjepit.

4. EVALUASI HAMBATAN PEMBORAN

Berdasarkan keenam analisa hambatan pemboran diatas makadapat dievaluasi :1. Pada Mudi-1 sampai Mudi-5, water base mud yang

dipergunakan bereaksi dengan lapisan shale sehinggamenyebabkan gugurnya lobang bor, sehingga pada Mudi-6 sampai Mudi-14 digunakan Oil base mud yang mampuuntuk mengatasi sifat reactive dan high pressure dariformasi shale.

2. Pada saat melakukan pemboran, tidak nampak gejalalobang bor akan runtuh, hal ini disebabkan karena ECDmampu menahan dinding formasi lobang bor, tetapi padasaat mencabut rangkaian lobang bor, tampak gejala bahwalobang bor akan runtuh, hal ini disebabkan karenaberkurangnya tinggi kolom lumpur dan berat lumpuruntuk menahan dinding lobang bor , selain itu juga adaefek swabbing.

3. Pada interval 8-1/2 hambatan pemboran terjadi karenaadanya lapisan shale yang tidak tertutup oleh casing,sehingga pada Mud-16 casing 9-5/8 diset 20 ft masukTuban Carbonat sehingga hambatan pemboran ini dapatdiatasi.

4. Mengusahakan agar target dari sumur-sumur berarahmempunyai vertical section tidak lebih dari 1500 fett sertamenaikkan berat lumpur mengikuti kenaikkan sudutlobang bor serta mengusahakan agar sudut lobang bor

Analisa dan Evaluasi Terjepitnya Rangkaian Pipa Pemboran Denis Rukmindarpada Interval 12 dan 8 di Lapangan Mudi, Devon, Tuban, Jawa-Timur

IATMI 2001-31

DAFTAR PUSTAKA

1. Pranefo Maaruf, Hole Problem Summary,1999

2. Drilling Report Mudi1-18, Lapangan Mudi, Santa Fe,Jakarta, 2000

3. Bahan Kuliah Teknik Pemboran I dan II, UniversitasTrisakti, Jakarta, 2000.

4. Pranefo Maaruf, Analisa dan Evaluasi Hambatan OperasiPemboran, 2000.