9.3.3.2 Biopolimer Asal: Dibentuk oleh bakteri dari limbah pemurnian gula. Karakteristik: Viskositas menurun ketika shearing action Penurunan kehilangan tekanan Penetrasi meningkat Yield tinggi viskositas meningkat ketika garam khrom ditambahkan

Penggunaan: Solid rendah, densitas lumpur rendah Konsentrasi 3 kg/m3 Kg chromide chlorite

9.3.4 Thinner Fungsi: Menurunkan viskositas lumpur. 9.3.4.1 Air Selalu efisien tetapi meningkatkan volume dan menurunkan densitas, mengubah karakteristik fluida pemboran. 9.3.4.2 Fosfat Sampai 0,3 kg/m3 Reaksi sangat kuat Hancur pada temperatur 45oC

9.3.4.3 Tannin Telah digantikan oleh lignosulfonat. 9.3.4.4 Lignin Asal: Cairan hitam dari kertas kerja. Penggunaan:

Disperser menyukai kestabilan dari system persebaran Mengurangi filtrate Tidak sensitif pada kontaminan Stabil sampai pada 200oC Konsentarsi: 5 sampai 30 kg/m3. Selalu dengan kaustik soda (sekitar 5/1) Lignit: Dapat digunakan pada temperatur tinggi

9.3.5 Weighting Material Karakteristik: Densitas tinggi Tidak terlarut dan inert secara kimiawi Hancur secara sempurna Tidak abrasive

9.3.5.1 Kalsium karbonat d = 2,7 Memperbolehkan densitas lumpur 1,3 untuk dicapai Dapat diasamkan

9.3.5.2 Barite d = 4,2 Densitas lumpur mencapai 2,4

9.3.6 Produk Spesifik 9.3.6.1 Lost Circulation Material Masalah lost circulation dapat diturunkan. Tiga kategori: Granular (contoh: kulit kacang) Lamellar (kertas kaca) Fibrous (jerami)

Kita secara umum menggunakan campuran dari ketiganya.

9.3.6.2 Anti-foam Aluminium harus dilarutkan pada diesel (20 kg/100 liter) Anti-foam siap digunakan

Takaran: 0,1 sampai 0,3 liter per kubik meter. 9.3.6.3 Produk Kimia Kaustik Soda Mengontrol pH Meningkatkan yield dari clay Menurunkan kelarutan dari Ca dan Mg

Hati-hati dengan cipratan BERBAHAYA Sodium Karbonat (Soda Ash) Menurunkan kelarutan Ca2+ Bikarbonat Soda Untuk menurunkan kapur bebas ketika membor semen kita gunakan sekitar 400 kg per kubik meter semen keras untuk dibor. 9.3.7 Produk untuk Inverted Mud 9.3.7.1 Emulfor Emulfor ST: Emulsifier utama melapis solid dengan minyak 25 sampai 40 kg/m3. Emulfor ER: Emulsifier filtrate mengurangi agen sampai 30 sampai 50 kg/m3. Emulfor BE: Agen gel 0 sampai 2 kg/m3 Emulfor BH: Agen viscosity 0 sampai 5 kg/m3 meningkatkan efisiensi BE Emulfor MO: Agen oil wetting dari solid dan barite 0 sampai 5 kg/m3 Lime : Mengontrol kadar alkali lumpur 15 sampai 30 kg/m3.

9.3.8 Parameter Rheology Berhubungan dengan Viskositas fasa liquid Jumlah dan ukuran solid

Ketika membor peningkatan PV akan secara umum mengindikasikan peningkatan solid content. Yield point (lbs/ 100 ft) yield point adalah pengukuran energy antara partikel pada fluida di bawah kondisi aliran. Hal tersebut bergantung pada: Jumlah dan kualitas solid (clay, limestone) Kesetimbangan elektrokimia fluida

Peningkatan yield point disebabkan kontaminasi kimia (garam, kapur bata (gyps), semen, dll) atau pemboran menembus clay yang menyebar. Yield point menurun oleh: Menghilangkan kontaminan Penggunaan thinner untuk menetralkan energy diantara partikel.

Apparent viscosity: Merupakan viskositas yang diukur pada harga shear rate yang diberikan dan berubah terhadap shear rate, tidak mempunyai makna kecuali pada shear rate ketika pengukuran. Gel strength thixotropy: Gel strength merupakan pengukuran tenaga pada kondisi di bawah static. Fluida disebut thixotropy jika, tipis ketika mengalirinya membentuk gel struktur ketika stationer dan menjadi tipis kembali energy yang cukup diaplikasikan. 9.4 Hidrolika Drill String Tujuan utama dari program hidrolika adalah untuk membor sumur pada bentuk yang paling efisien. Hal ini dilakukan dengan mensirkulasikan lumpur pada volume dan tekanan yang cukup untuk mendinginkan bit, membersihkan bawah lubang (untuk mencegah cutting dibor kembali), menyediakan aksi jetting untuk membantu membor lubang dengan erosi hidrolika dan mentransportasikan cutting keluar lubang. Ketika hidrolika bukan merupakan tanggung jawab utama DD, dia harus mengerti apa saja yang terlibat di dalamnya. Ada kesempatan-kesempatan (ketika menjalankan mud motor)

ketika DD harus menspesifikasi laju alir dan ukuran nozzle. Ada kesempatan lain (ketika menjalankan Andergauge stabilizer dan MWD dalam BHA) ketika drillstring ekstra penurunan tekanan yang terlibat harus dihitung dan dikomunikasikan dengan wakil perusahaan/mud engineer/tool pusher. Batasan hidrolika rig harus diketahui. 9.4.1 General Penurunan tekanan pada lintasan lumpur (untuk laju alir yang diberikan) adalah fungsi dari: 1. Berat lumpur dan rheology P2 = P1 W2 / W1 di mana W1 = berat lumpur lama (ppg) W2 = berat lumpur baru (ppg) P1 = penurunan tekanan (psi) menggunakan berat lumpur W1 P2 = penurunan tekanan (psi) menggunakan berat lumpur W2 2. Jenis aliran (laminar atau turbulen). Aliran laminar dikarakterisasi dengan pola aliran yang halus.

Aliran turbulen terjadi ketika kecepatan aliran meningkat disebabkan oleh gerakan aliran yang liar dan berlapis.

Kecepatan annular lumpur ke atas harus melampaui kecepatan slip cutting ke bawah. Secara umum, turbulen flow terjadi di surface lines, drill pipe, dan drill collar. Di dalam annulus, aliran laminar, transisional, dan turbulen dapat terjadi pada waktu yang bersamaan. Perlu dicatat bahwa aliran turbulen sangat baik untuk membersihkan cutting, juga untuk mengerosi lubang lebih dari aliran laminar. Pada turbulen flow, viskositas mempunyai efek yang kecil dalam penurunan tekanan ketika mengalir.

3. Dimensi pipa /collar dan geometri lubang. 9.4.2 Laju Alir Untuk tiap ukuran lubang, ada jarak laju alir yang mana operator sukai untuk membor (e.g. 600-700 gpm untuk lubang 12 menggunakan BHA rotary standar). Laju alir ini harus cukup untuk membersihkan lubang bor. Berat lumpur, yield point, dan rotasi pipa semuanya meningkatkan efisiensi transport cutting.

Sejak susunan BHA telah diputuskan sebelumnya, variabelnya menjadi ukuran nozzle. Kita akan melihat, penurunan tekanan menembus nozzle bit secara normal sangat signifikan dalam penurunan tekanan secara total. Semua komponen dari system penurunan tekanan dipengaruhi oleh laju alir. Laju alir (GPM) = Volume Discharge Pompa (Gal/stroke) . Laju pompa (Stroke/min) 9.4.3 Peralatan Permukaan Pada perhitungan hidrolika, hal ini terdiri dari standpipe, hose, swivel washpipe dan gooseneck, dan kelly. Empat kombinasi peralatan permukaan telah dipilih. Hal ini dikenal sebagai case 1, 2, 3, dan 4. Spesifikasi rig tiap case diberikan pada table di bawah.

9.4.4 Mud Pump DD harus mengecek jenis pompa apa yang digunakan di rig (biasanya, tapi tidak selalu, triplex). Dia juga harus mengecek ukuran liner yang sedang digunakan. Hal ini akan menentukan laju discharge pompa (gal/stroke atau liter/stroke) untuk panjang stroke tertentu. Juga ditentukan batasan untuk efisiensi pompa (e.g. 97% untuk pompa lumpur pada keadaan bagus). Mud pump discharge pressure rating harus diketahui. Pada mud pump yang diberikan, hal ini akan ditentukan oleh ukuran liner. Batasan tekanan ini juga menentukan berapa tekanan maksimum standpipe dapat dicapai. Sebagian besar toolpusher lebih suka mengoperasikan sumur di bawah batasan tekanan untuk memperpanjang usia komponen pompa lumpur. Kecepatan operasi pompa (SPM) seharusnya tidak melebihi RPM operasi pada pompa atau prime mover. Tekanan mulai menurun pada mud pump discharge dan terus melewati sistem sirkulasi sampai tekanan 0 psi di mana lumpur kembali mencapi pit.

Kehilangan Tekanan Sistem Total = Kehilangan tekanan pada Peralatan Permukaan + Kehilangan tekanan pada Drillpipe + Kehilangan tekanan pada HWDP + Kehilangan tekanan pada Drill Collar (Steel + Magnetic) + Kehilangan tekanan pada MWD + Kehilangan teknan pada Mud Motor/Turbin + Kehilangan tekanan pada Bit + Kehilangan tekanan di Annulus dari Bit sampai atas Drill Collar + Kehilangan tekanan di Annulus sekeliling HWDP dan drillpipe

9.5 Perhitungan Tangan Hidrolika

Walaupun tersedia program computer yang cukup bagus (e.g. REED) untuk menampilkan perhitungan hidrolika, work sheet di atas berguna untuk mengetahui bagaimana melakukan perhitungan hidrolika dasar secara manual. Menggunakan Hydraulics Worksheet, prosedurnya sbb: Lines 1 dan 4: Didapat dari toolpusher atau wakil perusahaan.

Line 2: Biasanya range laju alir dari program pemboran. Line 3: Kecepatan annular (ft/min) AV = di mana Q = laju alir (GPM) Dh = diameter lubang (inc) Dp = OD dari drill string (inc) Catatan: Kita dapat menghitung kecepatan annular pada semua bagian dari drill string. Dan selalu didapat lebih rendah di sekeliling drillpipe daripada di sekeliling drill collar. Untuk suatu laju alir, kecepatan annular menurun saat ukuran lubang bertambah. Bagaimanapun, pada ukuran lubang yang lebih besar, volume cutting yang diangkat lumpur menjadi bertambah. Dua factor yang berkombinasi tersebut berarti bahwa sering terjadi pembersihan lubang yang kurang cukup pada lapisan dangkal, lubang permukaan dengan diameter besar (e.g. lubang 26). Pada situasi normal, kecepatan annular yang dua kali kecepatan slip cutting dianggap cukup. Diasumsikan rig mempunyai dua pompa lumpur. Jika satu pompa sedang diperbaiki, hal ini berarti bahwa ketika membor lubang besar (e.g 17 ) pada ROP tinggi, lebih baik untuk menghentikan pemboran dan sirkulasi dengan satu pompa. Tunggu sampai pompa lain diperbaiki sebelum melanjutkan pemboran. Jika tidak, pembersihan lubang tidak memadai yang mana menyebabkan hole problem di masa mendatang. Lines 5 9: Didapat dari table hidrolika. Line 10: Penjumlahan kehilangan tekanan dari langkah 5-9 (tidak termasuk bit) dalam system, dikoreksi untuk berat lumpur yang digunakan. Line 11: Kehilangan tekanan yang tersisa atau maximum allowable pressure drop pada bit. Line 12: Pilih kombinasi nozzle untuk lubang tersebut, misal nozzle 3x13/32 pada lubang 12 . Line 13: Hitung Total Flow Area (TFA)

Cross sectional area untuk tiap nozzle = .R2(in2) di mana R = jari-jari nozzle TFA merupakan penjumlahan cross-sectional area pada nozzle. Line 14: Penurunan tekanan pada bit dapat ditemukan pada table. Dapat dihitung sbb: P bit = (Q2.W)/10858 A2 di mana Q = laju alir (GPM) W = berat lumpur actual (lbs/gal) A = TFA (in2) Line 15: Hitung Jet Velocity. Jet velocity (ft/sec) = 0,32086.Q/An di mana An = luas nozzle (in2) Kecepatan jet direkomendasikan oleh manufaktur bit yang seharusnya digunakan sebagai acuan. Roller cutter dapat tererosi pada kecepatan jet yang tinggi. Line 16: Kehilangan tekanan total = (Line 10 + Line 14) Kita dapat melihat jika telah mencapai spesifikasi rig. Jadi gunakan prosedur iterasi dan coba ukuran nozzle yang berbeda. Line 17: Hydraulic Horsepower pada Bit (Hbit) Hbit = P bit.Q/1714 (HHP) Line 18: Persentase Hidraulic Horsepower pada Bit % HHP pada Bit = (Line 14).100% / (Line 16) Line 19: Luas area lubang

Luas area lubang = di mana D= diameter bit (in)

/4 (in2)

Line 20: Hydraulic Horsepower/in2 dari lubang (HSI) HSI = (Line 17)/(Line 19) HHP/in2 Catatan: Program computer dapat memilih ukuran nozzle yang pantas dengan mencocokkan TFA yang diperlukan dengan penurunan tekanan maksimum pada bit, untuk laju alir yang diberikan. Jika tidak, program akan meminta kombinasi ukuran nozzle (prosedur iterasi). 9.6 Optimisasi Hidrolika Program hidrolika lumpur rata-rata didesain sehingga setengah sampai dua pertiga tenaga kuda hidrolika yang tersedia dihabiskan pada bit. Harga yang lebih tinggi biasanya lebih efektif pada formasi lebih lunak, berdasar pada pembersihan ekstra yang diperlukan pada struktur cutting bit dan pemboran berdasar pada tenaga jetting hidrolika. Pada pemboran normal, semakin dalam, horsepower yang tersedia pada bit berkurang. Hal ini bisa jadi menjadi kritis, khususnya ketika kita membor lebih dalam dari yang direncanakan atau ketika berat lumpur harus dinaikkan. AV yang diperlukan bergantung pada kecepatan slip dari cutting, yang mana mengukur kapasitas pengangkatan dari lumpur. ROP akan menentukan volume cutting untuk ukuran lubang yang diberikan. AV yang lebih tinggi menyebabkan penurunan tekanan yang lebih besar pada bagian open hole. Hal ini dapat berkontribusi pada lost circulation. 9.6.1 Mud Motor Runs Ketika mud motor direncanakan, laju alir maksimum yang diijinkan seringkali kurang signifikan daripada ketika menggunakan BHA rotary konvensional. Hal ini khususnya benar pada PDM 1:2 lobe. PDM dengan torsi tinggi dan steerable mempunyai kapasitas laju alir yang lebih besar. Penurunan tekanan pada PDM harus dicatat untuk perhitungan hidrolika. Hal tersebut sangat penting. Bergantung pada situasi (kekerasan formasi, dll), DD akan mengoperasikan PDM di

suatu posisi di bawah perbedaan tekanan. Sekali lagi, motor dengan torsi tinggi mempunyai lebih banyak penurunan tekanan yang diijinkan daripada desain 1:2. Penurunan tekanan yang diijinkan pada bit ketika menggunakan PDM sangat bervariasi diantara perbedaan tipe motor (1:2 lobe atau multilobe, dll). DD akan tahu spesifikasi PDM tersebut. Perhitungan hidrolika yang dilakukan mirip dengan situasi pertama (conventional rotary drilling) kecuali bahwa kita sekarang mempunyai kehilangan tekanan tambahan pada system (P motor) dan kita mempunyai batasan penurunan tekanan pada bit (P bit). Ketika menggunakan mud motor tipe 1:2, kehilangan tekanan system total hampir selalu di bawah batasan tekanan rig (kecuali dijalankan pada kedalaman lebih besar). Bagaimanapun dengan PDM torsi tinggi, karena tingginya P motor dan P bit dan laju alir yang lebih besar yang mungkin, kecuali DD berhati-hati, dia dapat mengakhiri pada situasi di mana dia tidak dapat memompa GPM yang diinginkan, untuk mencapai batasan tekanan yang lebih tinggi dari rig. Performa pemboran dengan PDM torsi tinggi sering berarti beroperasi dekat pada batasan perbedaan tekanan motor dan kehilangan tekanan pada bit untuk laju alir tertentu. DD harus yakin bahwa dia mempunyai semua spesifikasi yang berhubungan pada PDM yang dia punya di rig. Dia seharusnya juga memperbolehkan variasi pada properti lumpur dan lainnya. 9.6.2 Ikhtisar 1. DD perlu untuk memperhatikan property dasar lumpur (berat lumpur, viskositas, water loss, yield point, gel strength). 2. Jangan lupa mencatat kehilangan tekanan pada MWD, Andergauge, dll. 3. Selalu pastikan bahwa wakil perusahaan mempunyai stok nozzle bit yang cukup dengan ukuran yang sesuai pada rig. Rencanakan di awal. Penggunaan motor sering memerlukan penggunaan nozzle yang lebih besar daripada BHA rotary konvensional (khusunya pada kasus PDM 1:2). 4. Pada kasus PDM sedang bekerja, yakinkan perhitungan hidrolika. Beberapa factor harus dicatat batasan tekanan rig, spesifikasi motor, tipe formasi, tipe bit, property lumpur, dll. 5. Ketika menjalankan mud motor, DD hampir selalu desain program hidrolika atau minimal mempunyai inputnya. Sehingga dia harus tahu minimum jumlah hidrolika.

6. DD seharusnya tahu bagaimana menjalankan program hidrolika (dengan Macintosh atau dengan Advisor).

SECTION 10 BOTTOM HOLE ASSEMBLIES 10.1 Rotary BHA Sebelum datangnya peralatan MWD dan atau steerable motor, pendekatan klasik pada bidang DD sbb: 1. Satu atau lebih BHA rotary (biasanya lubang 36 dan 26) digunakan untuk membor bagian lubang atas. Sebuah BHA rotary 17 digunakan untuk membor casing shoe 20 dan KOP. Sumur direncanakan mempunyai open hole yang cukup dari casing 20 sampai titik kick off untuk mengurangi kemungkinan interferensi magnetic ketika kick off. 2. Kombinasi bit/mud motor/bent sub adalah RIH. Survei magnetic single-shot diambil pada interval yang pendek. Inklinasi lubang 8o pada formasi keras dan sekitar 15o pada formasi lunak. 3. BHA build rotary adalah RIH. Inklinasi dicapai dekat pada sudut maksimum yang diperlukan pada perencanaan sumur. Dengan mengontrol parameter pemboran, usaha dilakukan untuk mengarahkan azimuth sumur. 4. A rotary lockup BHA was then RIH. Pada sumur miring, tujuan utama adalah mengendalikan inklinasi sampai casing point selanjutnya. Variasi kecil pada inklinasi diperbolehkan. Parameter pemboran dapat divariasikan jika dianggap perlu. Dari skenario di atas, cukup jelas bahwa beberapa trip diperlukan untuk mengubah BHA. Ketika masalah directional terjadi, beberapa hari akan hilang. Lebih buruk, lintasan lubang yang berbelok-belok kadang-kadang terjadi. Survey MWD memungkinkan DD mempunyai kontrol lebih terhadap tiap interval survey. Hal itu menjadi umum untuk melakukan survey pada setiap titik pada fasa kick off dan build up. Bahkan lebih baik, pada formasi lunak melakukan build up pada inklinasi maksimum

(sampai 50o) dengan bit/mud motor/bent sub/kombinasi MWD. Kedatangan steerable motor berarti bahwa fasa lubang komplet menjadi mungkin menggunakan BHA tunggal yang mana termasuk kombinasi steerable motor/string stabilizer/MWD. Biaya ekstra yang terjadi dari menggunakan steerable motor dinetralkan oleh trip time yang berkurang dan pengurangan pemakaian drill string. Perbandingan steerable dan BHA klasik, lebih komplek dari penjelasan di atas. Pada bagian tertentu, BHA steerable lebih efektif untuk harga pada pihak klien. Tapi ada banyak bagian lainnya di mana BHA konvensional lebih murah. Sebagai tambahan, kondisi lubang biasanya lebih bagus (friksi berkurang) ketika lebih dari satu trip dilakukan. Yang mana yang direkomendasikan untuk klien? Seringkali klien mempunyai pilihan tertentu. Analisis harga dan keuntungan harus dibuat. Penggunaan steerable motor berarti keuntungan lebih untuk Anadrill daripada menggunakan bent sub/motor. Bagaimanapun, akhirnya harga adalah factor yang sangat menentukan. Adanya bent housing surface-adjustable dan downhole-adjustable membuat steerable motor lebih berguna. Bagaimanapun, akan ada kelanjutan applikasi di mana bent sub lebih disukai dari segi biaya, seperti sidetrack. 10.1.1 Teori Rotary BHA Sekali pembelokan awal dan arah sumur telah dicapai oleh bit /mud motor/bent sub, sisa sumur dibor menggunakan teknik pemboran rotary konvensional. 10.1.1.1 Prinsip Rotary BHA BHA mempengaruhi lintasan lubang bor. Desain BHA dapat bervariasi dari sederhana (bit, drill collar, drillpipe) sampai rumit (bit, shock sub, roller reamer, stabilizer, drill collar nonmagnetic, steel drill collar, cross over sub, extension sub, jars, HWDP, drillpipe).

10.1.1.2 Tenaga Samping (Side Force) Semua BHA menyebabkan tenaga samping pada bit yang mana menyebabkan peningkatan inklinasi lubang (tenaga samping positif Efek Fulcrum), tidak ada perubahan inklinasi atau penurunan inklinasi (tenaga samping negative Efek Pendulum). Tambahan, perubahan arah lubang dapat diminimalisasi atau ditingkatkan dengan BHA rotary yang spesifik dan parameter pemboran.

10.1.1.3 Kekakuan (Stiffness) Sebagian besar komponen pemboran di BHA dapat diperlakukan sebagai silinder berlubang. Kekakuannya dapat secara mudah dihitung.

Stiffness coefficient = E.I di mana E =Modulus Young (lb/in2) I = Momen Inersia (in4) Momen Inersia, I = .(OD4-ID4)/64 di mana OD = diameter luar ID = diameter dalam Stiffness coefficient merupakan mengukur komponen kekakuan. Tabel Modulus Young pada berbagai material diberikan pada Tabel 10-1. Catat bagaimana aluminium limber dan bagaimana tungsten padat dibandingkan dengan baja campuran; tentukan kekakuan drill collar baja: a. OD = 8 dan ID =2-13/16 Solusi: E.I = 30 x 106 x (84 2,81254) / 64 = 5,9397 x 109 b. OD = 7 dan ID = 2-13/16

Solusi:

E.I = 30 x 106 x (74 2,81254) / 64 = 3,444 x 109

Pada kasus ini, pengurangan OD 12,5% (untuk ID yang sama) menghasilkan pengurangan kekakuan sampai 42%! Maka penting untuk mencatat kekakuan drill collar ketika mendesain BHA. Di mana peralatan MWD digunakan dekat pada bit, maka sangat penting untuk mengetahui kekakuan MWD collar. Jika tidak dog leg severity akan berbeda jauh dari yang diprediksi.

10.1.2 Slick Assembly Tipe BHA paling simple ditunjukkan oleh Figure 10-4.

Dengan berat nol di bit, tenaga samping negative (efek pendulum) yang bekerja. Tenaga maksimum pendulum di bit diberikan oleh: H = (Wc.L.BC.Sin )/2 di mana

L = panjang tangent BC = Bouyancy Factor Wc = Weight of Collar di udara (lbs/ft) a = inklinasi Semakin besar inklinasi lubang, semakin besar tenaga pendulum. Jika kita menerapkan beban aksial (WOB), tenaga positif akan terjadi. Titik tangensial akan lebih dekat pada bit. Tenaga pendulum akan berkurang. Kondisi tenaga samping nol akan tercapai pada beberapa titik. Jika kita menggunakan drill collar yang lebih kaku, tenaga pendulum yang lebih besar akan terbentuk. WOB yang lebih besar harus digunakan untuk mencapai kondisi seimbang. Hal itu bisa jadi tidak mungkin terjadi. Kenyataannya bahwa ketidakpastian (kurangnya control) ketika menggunakan slick assembly akan mengarah pada hasil yang tidak dapat diprediksi. Sehingga, tipe BHA ini tidak dapat digunakan pada sumur berarah. 10.1.3 BHA dengan Satu Stabilizer Sebuah cara mudah untuk mengontrol titik tangensial untuk memasukan stabilizer di BHA. Jika stabilizer cukup jauh dari bit, maka tidak mempunyai efek pada perilaku BHA. Bagaimanapun, jika stabilizer bergeser lebih dekat pada bit, titik tangensial akan berubah. Collar diantara bit dan stabilizer akan membengkok ketika berat tertentu pada bit bekerja. Titik dicapai di mana tenaga samping negative (pendulum) maksimum terjadi. Mendekatkan stabilizer pada bit akan mengurangi tenaga pendulum. Suatu titik akan didapat di mana tenaga samping nol terjadi. Menggeser stabilizer lebih jauh memberikan tenaga samping positif. Collar di atas stabilizer secara langsung membengkok ketika berat bekerja. Stabilizer mendorong bit menuju sisi atas dari lubang. Hal ini disebut efek Fulcrum. Meningkatnya WOB (sampai harga tertentu) memicu peningkatan build up rate.

Lebih lentur collar di atas stabilizer dekat bit, build up rate menjadi lebih besar. Lebih kecil OD collar di atas near-bit, kontak point menjadi lebih dekat pada bit. Sehingga, tenaga samping positif yang lebih tinggi dapat dicapai. BHA dengan satu stabilizer tidak secara normal digunakan. Pada keadaan stabilizer tunggal tidak dijalankan, multi-stabilizer yang dijalankan. Perilaku BHA yang lebih dapat ditebak dan kondisi lubang yang lebih baik dihasilkan dari penggunaan dua atau lebih stabilizer pada tiap BHA. 10.1.4 BHA dengan Dua Stabilizer BHA multi-stabilizer yang paling sederhana mempunyai stabilizer dekat bit dan sebuah stabilizer pendukung di atasnya.

Untuk berat yang diberikan pada bit, jarak bit dengan stabilizer pertama (L1) dan diantara stabilizer (L2) menentukan titik tangensial.

Jika tangent terjadi diantara bit dan stabilizer bawah, tenaga samping negative terbentuk. Perbandingan harga tenaga samping untuk BHA pendulum satu stabilizer dengan BHA pendulum dua stabilizer dapat dilihat pada Figure 10-8. Stabilizer kedua meningkatkan tenaga samping negative dengan mengurangi efek dari tenaga building positif.

Figure 10-9 menunjukkan BHA dua stabilizer 90 yang mana bagian tangent terjadi diantara dua stabilizer. Berbagai bit dan ukuran collar ditunjukkan, bersama dengan tenaga samping bit untuk WOB = 30000 lbs untuk tiap kasus.

Figure 10-10 menunjukkan efek dari peningkatan WOB.

10.1.5 BHA dengan Multi-Stabilizer Penambahan stabilizer ketiga pada 30 di atas stabilizer asli mempunyai efek signifikan pada respon BHA building. Figure 10-11 menunjukkan plot inklinasi versus side force pada bit untuk tiga BHA dengan dua stabilizer. Figure 10-12 menunjukkan bagaimana penggunaan stabilizer ketiga meningkatkan side force.

Pada BHA lock up, penggunaan stabilizer ketiga sangat penting. Jika tidak, perilaku BHA tidak menentu dan sulit diprediksi. Bagaimanapun, pada BHA pendulum, BHA dua stabilizer cukup normal. Stabilizer ketiga mempunyai efek yang dapat diabaikan pada sebagian besar kasus. Kecuali benar-benar diperlukan, disarankan untuk membatasi jumlah stabilizer di BHA sampai tiga buah. Hal itu akan membantu menjaga torsi putaran pada batasan yang dapat diterima dan mengurangi peralatan mekanik pada lubang bor. 10.1.5.1 Stabilizer Dekat Bit Undergauge Jika stabilizer dekat bit undergauge, kehilangan side force dari bit terjadi. Dengan BHA build up, laju build berkurang. Dengan BHA lock up, penurunan inklinasi terjadi. Semakin undergauge, efeknya semakin besar. Pada BHA drop off, penggunaan stabilizer dekat bit undergauge direkomendasikan pada sumur S pada awal bagian drop off.

10.1.5.2 Stabilizer Kedua Undergauge Jika stabilizer kedua adalah undergauge, maka menjadi mudah untuk mendapatkan titik tangensial di bawahnya. Menjadi lebih mudah untuk membangun sudut. Semakin undergauge, semakin besar efeknya.

10.1.5.3 Wash Out Pada formasi lunak, erosi lubang bor terjadi pada kecepatan annular tinggi. Percobaan menjaga atau membangun inklinasi lebih sulit (tidak mungkin untuk menjaga WOB dengan cukup). Pada formasi yang sangat halus, mungkin perlu untuk menggunakan laju alir yang lebih rendah ketika membor dan menggunakan laju alir penuh pada tiap stand sebelum membuat connection. Jika hal ini tidak memecahkan masalah, round trip untuk collar yang lebih lentur mungkin diperlukan. Jika tidak dapat dilakukan, motor run mungkin diperlukan. Hal ini penting untuk DD untuk menyakinkan bahwa dia tidak jauh di belakang program.

Kadang-kadang diperlukan untuk membor pilot hole pertama lalu dilanjutkan dengan hole opener/under reamer. Penting untuk dicatat bahwa hal tersebut hanya acuan.

10.1.6 BHA untuk Membentuk Inklinasi Figure 10-6 menunjukkan contoh secara umum BHA yang digunakan untuk membentuk inklinasi. Rate of build 5o/100 dan yang lebih tinggi mungkin dengan BHA no.9,

bergantung pada geologi, inklinasi, diameter lubang, diameter collar, dan parameter pemboran.

BHA no.3 digunakan untuk membangun inklinasi sempit sampai medium, bergantung pada berapa banyak undergauge pada stabilizer medium, dan bagaimana respon pada berat BHA. Untuk BHA manapun, stabilizer dekat bit harus dekat dengan gauge penuh. Semakin kecil lubang, semakin kritis hal tersebut. Rate peningkatan inklinasi (buildup rate, dalam o/100 ft) sangat penting. Jika rate lengkungan tinggi dan terjadi pada kedalaman dangkal, key seat bisa saja terbentuk. Jika lengkungan itu dicasing, casing itu mungkin bisa lelah ketika bagian bawah lubang dibor. Hali ini disebabkan pipa berotasi pada daerah lengkungan tinggi. Beberapa klien akan menetapkan dogleg severity maksimum 3o/100 ft (atau bahkan kurang). Sangat penting untuk memperhatikan batasan yang dapat diterima oleh klien untuk build up rate. Keefektifan kekakuan akan meningkat jika RPM meningkat. Hal tersebut akan mengurangi build up rate.

Ketika inklinasi meningkat, maka menjadi mudah untuk membangun sudut. Maka, jika terdapat MWD, disarankan untuk melakukan survey setiap fasa build up. Hal ini dapat membuat DD mencegah dog leg yang tidak diingkan. WOB mungkin perlu dikurangi dan atau pelebaran lubang dilakukan di mana akselerasi build up terjadi. Menjadi hal yang umum untuk menggunakan jumlah minimum drill collar di BHA. Biasanya dua stand drill collar. Berat tersisa pada bit didapat dari HWDP. Perhitungan berat harus dibuat pada saat desain BHA (inklinasi, buoyancy factor, posisi drilling jar, dan safety factor). 10.1.7 BHA untuk Menjaga Inklinasi Untuk menjaga inklinasi lubang tetap bagus, kondisi net side force nol harus diupayakan. Jenis BHA harus kaku. Kekakuan BHA juga membantu mengontrol kerja bit. Dalam prakteknya, sedikit perubahan pada inklinasi sering terjadi bahkan pada BHA terkunci yang sangat tepat. Bagaimanapun, tujuannya adalah mendapatkan bit run komplet tanpa memerlukan POOH untuk pergantian BHA. Pengalaman lapangan akan membuat DD mendapatkan data BHA yang tepat.

Jenis BHA lock up untuk lubang 12 pada inklinasi 30o ditunjukkan pada Figure 10-18. BHA no.1 pada Figure 10-17 dapat untuk membangun atau menurunkan inklinasi. BHA ini menggunakan 8 collar pada lubang 17 pada formasi lunak yang mungkin hampir tidak

menjaga inklinasi. Bagaimanapun, menggunakan BHA yang sama dan collar pada lubang 12 bisa jadi dapat membangun build up rate yang lebih baik (0,5o-1,0o/100 ft).

Respon BHA tipe ini ditentukan oleh factor-faktor berikut: 1. Ukuran lubang 2. Jarak antara stabilizer dekat bit dengan stabilizer lower string 3. Kekakuan collar tepat di atas dekat bit. 4. Ukuran stabilizer 5. Efek formasi 6. Parameter pemboran Rangkumannya, mengurangi ukuran dari stabilizer kedua memberikan hasil yang sama dengan menetapkan satu stabilizer saja tapi meningkatkan jarak diantaranya dengan ner-bit dengan jarak tertentu. Bagaimanapun, untuk tujuan pemboran berarah, pendekatan lama lebih baik. 10.1.8 BHA untuk Menurunkan Inklinasi Pemilihan assembly yang umum untuk menurunkan inklinasi pada Figure 10-19. BHA no.5 (60 pendulum) adalah yang paling umum di mana rate drop off tinggi (1,5o-4o/100 ft) diperlukan, seperti pada sumur jenis S. Bagaimanapun, sumur jenis S direncanakan mempunyai drop-off rate 1o-2o/100 ft. Hal ini untuk mencegah keyseat dan aus berlebihan. Sehingga, pendekatan umum untuk memulai drop-off lebih awal daripada program dengan BHA kurang agresif digabung dengan undergaude stabilizer dekat bit (modifikasi BHA no.1). Drop-off rate sekitar 1o-1,5o/100 ft sering diperoleh dengan BHA seperti itu. Ketika inklinasi telah turun sampai 15o, round trip perlu dilakukan. BHA no.5 digunakan untuk membor sampai total depth. Rencana ini perlu didiskusikan dengan klien.

Rate drop-off biasanya di bawah inklinasi 8-10o/100 ft. Ketika inklinasi turun sampai 2o, sumur dianggap vertical. Bagaimanapun, inklinasi tetap harus dimonitor, untuk menyakinkan bahwa tidak naik lagi. Disarankan untuk memperlebar tiap koneksi. Ada sedikit control pada arah lubang ketika menggunakan BHA pendulum. Kadang-kadang sumur berjalan terlalu berlebihan ketika menggunakan bit tricone selama drop-off. DD seharusnya mempunyai toleransi pada arah lubang selama drop-off. RPM dijaga tetap tinggi. BHA lock up yang digabungkan dengan undergauge dekat bit dikenal sebagai BHA semidrop. Jenis BHA ini sering digunakan pada sumur miring di mana DD berada di atas lintasan dan ingin menurun sampai target dengan rate drop-off rendah (0,1-0,5/100 ft). Rate drop-off ditentukan dengan menentukan berapa banyak undergauge dekat bit. Bagian seni dari DD adalah memilih gauge stabilizer yang tepat pada situasi tertentu.

10.1.9 BHA Spesial Tandem Stabilizer. Hal yang umum untuk menggunakan string stabilizer tepat di atas nearbit. Hal yang normal untuk tujuan mengontrol arah.

Torsi tinggi mungkin terjadi. Sangat berbahaya untuk menjalankan tandem stabilizer tepat setelah BHA yang lebih lentur. Disarankan untuk memperlebar lubang ketika ada indikasi bit mulai terasa berat. Karena kekakuan yang naik dari tandem stabilizer, maka normal untuk menaikkan jarak antara tandem stabilizer dengan stabilizer selanjutnya, dibandingkan dengan stabilizer dekat bit yang digunakan. Roller Reamers. Pada formasi keras/medium, di mana torsi putaran berlebihan, mungkin diperlukan untuk menggabungkan roller reamer dengan beberapa stabilizer pada BHA. Roller reamer merupakan alternative yang cukup bagus. Bagaimanapun, walau cukup mudah untuk berputar, roller reamer berperilaku cukup berbeda pada stabilizer dari sisi pengarahan lubang. Roller reamer mempunyai kecenderungan untuk membuat drop angle. Oleh karena itu, jarak antara near-bit roller reamer dengan lower string reamer/stabilizer harus lebih besar daripada cara konvensional menggunakan stabilizer saja. Jarak rincinya didapat dari pengalaman di lapangan. Jetting BHA. Pada formasi yang sangat halus, jetting merupakan cara yang mudah dan costefective untuk membelokkan sumur. Jet sangat cocok dengan MWD. Jetting mempunyai keuntungan sumur dapat dibelokkan sepanjang arah yang diperlukan dan inklinasi dibangun sampai maksimum hanya dengan satu kali run. BHA jetting yang digunakan untuk membelokkan lubang 17 pada kedalaman dangkal (missal 500) pada formasi lunak ditunjukkan pada Figure 10-21.

Tindakan pencegahan yang perlu diambil ketika menjalankan BHA jetting: 1. Rencanakan pekerjaan! Ambil drill collar pada BHA untuk mencapai berat BHA yang cukup. Yakinkan driller tidak bermasalah dengan masalh berat BHA. 2. Jangan menjalankan drilling jar dengan BHA jetting

3. Jangan menyemprot terlalu lama pada suatu interval! Cek dogleg severity pada setiap interval. Naikkan/turunkan penyemprotan jika diperlukan. Bersihkan dogleg berlebihan dengan memperlebar/mencuci lubang dan melakukan survei kembali. BHA Lubang Lurus. Beberapa tahun yang lalu, BHA pendulum 60 sering digunakan pada control pembelokan pada sumur vertical. Pendekatan ini masih digunakan sampai area yang tidak mempunyai kemiringan sangat besar. Bagaimanapun, jika WOB tinggi diterapkan pada BHA jenis ini, lubang berbelok-belok akan terbentuk. Sekarang, BHA kaku (packed hole) lebih disukai. Jika lubang berbelok-belok terbentuk, mungkin perlu untuk menjalankan mud motor atau BHA pendulum (dengan WOB rendah dan RPM tinggi), untuk mendapatkan sumur kembali ke arah vertical sebelum menjalankan kembali BHA kaku. BHA Gilligan. BHA Gilligan adalah BHA build up fleksibel didesain untuk aplikasi specific di mana rate build up tinggi diperlukan, misal pada pekerjaan DD konvensional ketika berada di bawah garis pada directional plot; pada horizontal drilling.

Rate build-up yang mungkin sekitar 6-11o/100 ft, bergantung pada fleksibilitas komponen pipa (collar fleksibel, heavyweight, atau drillpipe) tepat di atas stabilizer dekat bit. Inklinasi lubang meningkat, rate build up naik. Cukup umum sebelum adanya mud motor untuk menggunakan jenis BHA Gilligan untuk memperoleh blind sidetrack (vertical well) dengan menggunakan cement plug. 10.2 Masalah BHA 10.2.1 Efek Formasi Sering terjadi ketika TVD telah dicapai, perilaku BHA berubah signifikan, misal BHA yang mana inklinasi sampai 5000 sudutnya mulai menurun. Mengapa? Hal tersebut kemungkinan karena efek dari formasi (berubahnya formasi, berubahnya dip/strike formasi). Jadi sangat penting untuk mempunyai database yang baik dan mencoba untuk mengatasi masalah pada sumur selanjutnya. Formasi abrasive merupakan masalah bagi DD. Yakinkan bahwa bit mempunyai perlindungan gauge yang baik. Gunakan stabilizer dengan resistansi abrasi yang bagus. Cek gauge stabilizer ketika POOH. Awasi alur/lekukan pada pinggiran stabilizer indikasi perlu tidaknya mengganti stabilizer. Ketika sangat sulit untuk menurunkan inklinasi, kadang collar dengan OD lebih besar digunakan sebagai bagian bawah dari pendulum. Kemungkinan lain adalah penggunaan collar pendek tungsten konsentrasi dari berat yang sama untuk elemen yang lebih pendek seharusnya memberikan side force pendulum yang lebih efektif. 10.2.2 Bit Aus (Worn Bit) Pada bagian lubang panjang pada formasi lunak berlapis keras, gigi panjang bit bisa jadi aus. ROP akan turun dengan tajam. Sehingga, BHA yang sedang membangun inklinasi akan mulai membentul sudut menurun. Bagaimanapun jika titik survey berada di belakang bit, penurunan sudut ini tidak akan terlihat sementara waktu. Jika bit aus salah ditafsirkan sebagai bit yang membola dan pemboran tetap berjalan, kerusakan serius akan terbentuk pada lubang. Telah terjadi bahwa penuruna inklinasi 6o akan mengakibatkan dogleg severity. Sehingga sangat penting untuk POOH bit aus.

10.2.3 Accidental Sidetrack Pada formasi lunak, di mana multi stabilizer (build-up ataupun lock-up) bekerja setelah mud motor/bent sub bekerja, langkah hati-hati harus dilakukan. Sirkulasi harus dilakukan sebelum kickoff point. BHA harus dicuci menggunakan laju alir penuh. DD harus berada di rig floor ketika hal ini berlangsung. Coba bekerja sampai lubang menyempit. Jika rotasi string sangat perlu dilakukan, jaga RPM rendah dan pastikan waktu rotasi sampai benar-benar minimum. Resiko sidetracking sumur sangat tinggi. Ketika kickoff selesai dilakukan pada pilot hole di formasi lunak, underreamer atau hole opener digunakan untuk membuka sumur agar casing dapat masuk. Untuk menjaga sidetrack yang tidak diinginkan, bull-nose dan mungkin extension sub/short collar seharusnya di-run di bawah under-reamer/hole opener. 10.2.4 Pinched Bit (Bit Mengurus) Pada formasi keras, sangat penting untuk mengecek gauge bit setiap POOH. Ketika RIH dengan bit baru dan atau BHA, keharusan bagi seorang driller untuk mulai melebarkan lubang pada tanda pertama dari lubang under-gauge. Jika dia mencoba untuk menjejalkan bit ke bawah, bit akan mengurus (pinched). Umur bit akan pendek. 10.2.5 Differential Sticking Ketika differential sticking menjadi masalah, lebih dari tiga stabilizer akan bekerja sebagai usaha untuk meminimalisasi kontak dinding dengan drill collar. Bagaimanapun, jarak di antara stabilizer ekstra ini normalnya hanya mempunyai efek yang kecil. Mereka hanya berpengaruh pada naiknya torsi putaran. Sangat penting untuk menimalkan waktu yang diambil untuk survey (bahkan dengan MWD) di area potensi terjadi differential sticking. 10.2.6 Parameter Pemboran Putaran tinggi cenderung akan membuat string menjadi kaku. Sehingga, pada pemboran berarah, jika mungkin, RPM tinggi digunakan selama fasa build-up, ketika BHA lebih lentur. Bagaimanapun, sangat penting untuk mengecek bersama MWD engineer untuk menentukan range RPM. Pada pekerjaan baru spesifikasi rig seharusnya diperiksa dengan toolpusher.

Pada lubang 17 selama build phase/lock phase dengan bit milled-tooth seharusnya 160170 RPM. Transmisi putaran normal jika ditempatkan pada high gear. Pada lubang 12 , RPM normalnya lebih sedikit (100-140), bergantung pada umur bit dan factor lainnya. Untuk meningkatkan rate buildup, WOB harus naik. Namun, ketika WOB mencapai harga tertentu, pembelokan terbalik mungkin terjadi ketika menggunakan BHA buildup fleksibel. Harga maksimum yang disarankan untuk WOB untuk lubang 17 adalah 55000 lbs. Sangat penting bagi DD untuk mengamati rate buildup secara seksama. Parameter pemboran normalnya harus sering diganti (biasanya setiap survey). Dengan MOOD, tidak ada alasan untuk menjaga control rate buildup. Klien biasanya tidak akan mempersalahkan DD mengambil terlalu banyak survey. Tetapi klien akan mempermasalahkan jika sumur berada pada control yang kurang oleh DD! 10.3 Perlengkapan dan Peralatan BHA Merupakan tanggung jawab DD untuk menyakinkan bahwa semua yang diperlukan untuk adanya BHA di rig. DD harus mengecek semua peralatan berarah mulai kedatangannya di rig. Tambahan peralatan harus dipesan dengan mempertimbangkan waktu. Peralatan cadangan dari motor, bent sub, dan lain-lain harus ada di rig. Untuk BHA rotary, berikut adalah beberapa anjuran: 1. Pemilihan stabilizer (normalnya kombinasi sleeve-type dan integral blade untuk 17 dan lubang yang lebih kecil) dengan cakupan 360 dinding harus tersedia. 2. Drill Collar pendek merupakan komponen penting dari BHA lock up. Jika memungkinkan, pemilihan short collar (5, 10, 15) harus tersedia. 3. Cek apakah rig mempunyai drill collar dan HWDP yang cukup. 4. Cek apakah klien mempunyai nozzle bit untuk tiap ukuran (termasuk apa yang diperlukan ketika menjalankan mud motor). 5. Mempunyai minimal satu non-magnetic drill collar cadangan untuk tiap ukuran. 6. Crossover sub, float sub, bit sub, dan lain-lain yang diperlukan nantinya harus tersedia di rig. Berpikirlah ke depan! DD seharusnya berpikir minimal satu BHA ke depan!

10.4 Ikhtisar 1. Untuk membangun inklinasi, selalu gunakan stabilizer dekat bit full-gauge. 2. Semakin lentur collar bawah, semakin besar rate build up yang dapat dicapai. 3. Lakukan survey secara teratur (setiap dengan MWD) selama fasa build up (semua sumur) dan fasa drop off (jenis sumur S) untuk bereaksi pada tren yang tidak diprediksi. 4. BHA jetting merupakan BHA build up modifikasi. Jangan menyemprot terlalu jauh! Awasi WOB yang tersedia untuk penyemprotan. 5. Untuk menurunkan inklinasi, gunakan under-gauge-near-bit (semi-drop BHA, untuk rate drop-off rendah) atau no-near-bit (BHA pendulum, untuk rate drop off tajam). 6. BHA terkunci yang mana menjaga inklinasi dengan stabilizer under-gauge di atas short collar akan mulai menurunkan inklinasi jika stabilizer dibuat full-gauge. 7. Pada sumur jenis S, coba untuk memulai drop-off lebih awal menggunakan semi-drop BHA. Ganti BHA pendulum, misal pada inklinasi 15. 8. Cobalah untuk tidak membuat inklinasi sampai target lebih baik untuk menurun perlahan-lahan sampai target. 9. Tiga stabilizer cukup pada satu BHA. Pada BHA pendulum, cukup dua stabilizer. 10. Gunakan beberapa drill collar jika mungkin. Gunakan HWDP sebagai berat sisa di bit. 11. Coba gunakan BHA standar. Jangan coba BHA khayalan pada area baru. Dapatkan pengalaman di lapangan! 12. BHA Gilligan bukan standar. Hanya gunakan satu jika mendesak. 13. DD seharusnya ada di drill floor ketika menjalankan BHA rotary pada kick off point di formasi lunak. Cegah adanya sidetrack pada sumur! 14. Setelah kick off atau koreksi run pada formasi medium dank eras, perlebar lubang sampai drag normal. 15. Pada formasi abrasive atau keras, ukur stabilizer ketika POOH. Ganti stabilizer jika diperlukan. Cek bit. Jika dalam kondisi undergauge, pelebaran lubang diperlukan.

16. Cek semua peralatan DD sebelum dan sesudah pekerjaan. 17. Pada area potensi differential sticking, minimalisasi waktu survey. 18. BHA yang berperilaku sangat baik pada satu area bisa jadi berperilaku berbeda pada area lain. 19. Putuskan kapan POOH untuk mengganti BHA yang merupakan tugas DD. 20. Pada bagian tangent, pergantian BHA mungkin perlu dilakukan pada stabilizer tepat di atas short collar. 21. RPM tinggi akan membuat kaku BHA. 22. Biasanya lebih mudah untuk membangun inklinasi dengan RPM yang lebih rendah. Tapi bagaimanapun, DD ingin menggunakan RPM tinggi selama fasa build up. WOB merupakan parameter utama yang mempengaruhi buildup rate. 23. Untuk membantu memulai right hand walk, disarankan menggunakan WOB lebih besar dan RPM lebih rendah. 24. Pada formasi lunak, mungkin diperlukan untuk mengurangi laju alir lumpur untuk mendapatkan WOB yang cukup dan mengurangi pembersihan lubang. 25. Pelebaran lubang sangat efektif dalam mengontrol buildup rate pada formasi lunak. 26. Dogleg severity yang lebih rendah = lubang bor lebih halus = friksi lebih rendah = torsi putaran lebih rendah = masalah keyseat berkurang = pipa aus berkurang = masalah trip berkurang. Semua ini membuat klien senang, tapi jangan lupa untuk menembus target!

SECTION 11. OPERASI PEMBORAN 11.1 Berat BHA Sebelum BHA didesain, estimasi WOB perlu dibuat. Hal ini bergantung pada spesifikasi bit dan formasi. Saat mencapai dasar lubang, kerja WOB bergantung pada respon arah BHA. BHA harus dipilih yang mana mempunyai WOB yang tepat pada situasi yang diberikan. Jumlah drill collar harus dijaga seminimal mungkin. HWDP digunakan untuk memberikan sisa WOB yang diberikan. Neutral Point (NP) dari drill string adalah di mana pergantian dari tension ke compression. Semua di bawah N dalam compression. Semua di atas N adalah tension. Figure 11-1 menunjukkan di mana N pada DC.

Berat per foot dari tiap ukuran DC dan HWDP diketahui. Lalu, berat udara di BHA dapat dengan mudah dihitung. Bagaimanapun, kita harus mengoreksi berat ini ke kondisi actual di bawah lubang pada sumur berarah. Pada banyak sumur, efek buoyancy lumpur pada drillstring harus dicatat. Tabel harga Bouyancy Factor (BF) tersedia (Chapter 15). Semakin tinggi berat lumpur, semakin rendah harga BF dan semakin rendah berat yang dapat digunakan pada WOB. Bouyancy dapat memberikan efek yang signifikan pada penghitungan WOB. Pada lumpur 14 ppg, 21 % berat di udara hilang karena buoyancy. Pada figure 11-2, objek berat W terletak pada ayunan miring dengan sudut a. W dapat dibagi ke dalam dua komponen, satu tegak lurus pada ayunan dan satu parallel pada ayunan. Tenaga

tegak lurus P cenderung menjaga objek melawan ayunan. Hal itu akan membuat friksi. Tenaga parallel L cenderung mendorong objek ke bawah ayunan. L adalah tenaga tersisa dari berat objek. L lalu menjadi komponen W yang berfungsi sebagai berat. L = W. cos a Pada sumur miring, inklinasi harus diijinkan pada perhitungan WOB yang tersedia. WOB tersedia = (Buoyed Berat BHA). (Cos Inclination)

Sehingga, pada sumur yang mempunyai inklinasi 45o, berat BHA tersedia sebagai WOB hanya 71% dari yang tersedia jika sumurnya vertical. Drillpipe tidak harus di-run pada kondisi kompresi pada sumur non-horizontal. Untuk menyakinkan bahwa drillpipe selalu pada keadaan tension, neutral point harus ada di DC maupun HWDP. Kenyataannya, semakin rendah WOB, semakin dekat N pada bit. Oleh karena itu, BHA harus disiapkan pada kasus terburuk, ketika maksimum WOB bekerja. Safety Factor (SF) digunakan, prakteknya, pada perhitungan berat BHA diperlukan. Biasanya 10%. Jika sumur mempunyai inklinasi a. Berat BHA di udara = (WOB tersedia + SF) / (BF.cos a)

Drillstring runcing (tapered) mungkin digunakan. Normalnya menggunakan dua atau lebih ukuran DC di bawah HWDP. Perhitungan WOB seperti di atas, membolehkan perbedaan berat DC. Akhirnya, posisi drilling jar harus diperhatikan. Mekanisme EQ jar trip seharusnya 5000 lbs pada tension untuk mencegah lokasi neutral point. Untuk optimum performa, jars seharusnya ditempatkan sehingga ada minimal 5000 lbs. Berat BHA di atasnya. Gunakan 20000 lbs drillpipe untuk mendapatkan 8 free stroke yang diperlukan oleh mekanisme tripping EQ Jar. Jar dapat di-run dalam tension atau compression pada BHA. Jika 6 atau 6 EQ jar di-run pada compression, jars sering ditempatkan dekat di bawah HWDP 5. 7 dan ukuran lebih besar ditempatkan pada drill collar. Contoh Lubang 12 ; inklinasi 30; azimuth N25W; MW=12 ppg. Desain BHA tapered untuk menjaga lintasan. EQ jars 6 akan di-run pada tension. Kita hanya perlu 1x30 NMDC di atas MWD. Maksimum WOB yang diperlukan sebesar 45000 lbs. Gunakan SF 10%. Note: Bagian bawah BHA yang memberikn respon arah dipilih berdasarkan pengalaman di lapangan. Berat BHA di bawah jars = (WOB yang diperlukan + SF) / BF.cos I =(45000+4500) / 0,817.cos 30 = 69960 lbs 8 x 2 13/16 berat DC 4642,6 lbs per 31 ft 6 x 2 berat DC 2979,8 lbs per 31 ft 5 x 3 berat HWDP 1480 lbs per 30 ft Note: Rule of thumb berguna ketika melakukan persiapan perhitungan WOB: satu stand 5 x 3 berat HWDP hampir sama dengan 8 x 2 13/16 x 30 DC. Bagian bawah 120 ft akan menentukan respon arah BHA. Ada beberapa kemungkinan membuat berat total BHA yang diperlukan. 8 x 8 DC 6 x 6 DC = 37.140 lbs = 17.878 lbs

11 x 5 HWDP

= 16.280 lbs

Total berat BHA di udara = 71.300 lbs Note: NMDC dan collar MWD dapat termasuk sebagai bagian DC 8. Sebuah BHA dapat sbb: Bit 12 + NB Stab 12 + SDC 8 + Stab 12 1/8 + MWD + PRS + stab 12 + NMDC 1x8 + Stab 6x8+ X/O + DC 6 x 6 + X/O + 11x5 HWDP + Flex joint + EQ jars 6 + HWDP 9 x 5 Note: Dari sudut pandang posisi EQ jar, tindakan pencegahan berikut: Kondisi tension: Kasus terburuk ketika WOB maksimum. Sehingga jars harus agak jauh dari bit untuk menjaga tensi minimum 5000 lbs. pada mekanisme trip. Kondisi compression: Kasus terburuk ketika WOB maksimum, karena tensi pada mekanisme trip jar berkurang. Jar harus cukup jauh dari bit pada kasus ini. Dalam desain BHA, jars seharusnya ditempatkan sehingga kasus terburuk dapat diantisipasi. Ini tidak selalu terjadi. Dalam prakteknya, kompromi diperlukan pada posisi EQ jars dekat pada HWDP. Bahkan jika jars sedang kompresi dengan BHA, tidak disukai mekanisme trip akan mempunyai 5000 lbs tension ketika membor. Kesimpulannya, berdasar posisi EQ Jar di BHA, ada dua batasan: 1. Mekanisme trip EQ Jar harus selalu 5000 lbs ketika tension selama membor. 2. Harus ada 5000 lbs berat BHA di atas EQ Jar agar mempunyai efek penyemprotan. 11.2 Tool Handling DD seharusnya ada di drill floor ketika BHA berarah ditempatkan. Aturan berikut harus diperhatikan. 1. Salinan BHA selanjutnya harus diberikan pada driller dan asisten driller. 2. Crane harus digunakan ketika menangani PDM, NMDC, DC, stabilizer, etc. 3. Yakinkan semua peralatan DD mempunyai pelindung ancaman. 4. Jangan menghalangi pandangan driller ketika menangani BHA. 5. Awasi semua aktivitas di drill floor dan di derrick. 6. Rencanakan cara terbaik dan efisien untuk menangani BHA.

7. Sebelum POOH, yakinkan bahwa driller paham komponen BHA apa yang diperlukan ketika mencapai bit. 8. Periksa rinci masing-masing komponen BHA sebelum memutar koneksi. 9. Yakinkan bahwa drill collar yang baik digunakan pada setiap HWDP. 10. Cek torsi tiap koneksi. 11. Ketika mengganti stabilizer sleeve gunakan palu jika diperlukan. 12. Driller seharusnya tidak mengunakan berat NMDC untuk mendorong float valve ke dalam near-bit stabilizer. 13. Bersihkan rotary table ketika driller membuka BOP. 14. MWD engineer mengawasi collar MWD. 15. Mud motor harus ditangani dengan penanganan khusus. 16. Hati-hati jangan menghilangkan TOTCO ring dari BHA. 17. Kadang-kadang DD diminta wakil perusahaan untuk memeriksa bit ketika POOH. 18. Hubungan baik antara DD dan driller penting untuk kesuksesan pekerjaan! 11.3 Nudging Teknik nudging digunakan pada platform untuk menyebar conductor dan surface casing dan meminimalisasi tabrakan ketika sumur dibor. Dasarnya, ketika lubang permukaan dibor, inklinasi dibentuk pada rate rendah (1/100) pada arah yang tepat. 11.3.1 Teknik Nudging Ketika formasi lunak, jetting adalah teknik paling aman yang digunakan ketika informasi survey tidak tersedia. Metode paling umum adalah penggunaan PDM. Ada dua kemungkinan: Penggunaan bit 17 dan PDM 9 5/8 dengan bent sub 1-1/2o. Kombinasi ini akan memberikan dogleg severity yang rendah. Penggunaan bit 26 dan PDM 9 5/8.

Pada template multiwall/platform, seringkali lebih efisien untuk membor semua bagian permukaan secara bersamaan (misal. 36 dan 26). 11.4 Orientasi PDM/bent sub BHA dapat digunakan untuk membelokkan sumur, untuk koreksi atau sidetrack. Tipe kickoff/koreksi/sidetrack BHA sbb:

Bit + PDM + Bent Sub + Float Sub + Orienting Sub (UBHO) + NMDC + Steel DC + HWDP + DP. Pembelokan dan arah lubang hanya dapat diselesaikan dengan orientasi akurat motor. Arah peralatan harus diarahkan sehingga didapat hasil pasti yang dapat ditemukan dengan Ouija Board. Ini menggunakan diagram vector.

11.4.1 Torsi Reaktif Torsi reaktif dibuat lumpur mendorong berlawanan dengan stator. Ketika membor dengan PDM, WOB naik, torsi oleh motor naik. Ketidakuntungan menggunakan PDM adalah torsi

reaktif membuatnya sulit untuk tetap steady tool face. Menggunakan survey single-shot, DD harus mengestimasi kekuatan torsi reaktif. Pada parameter pemboran, khususnya tekanan pompa, harus dijaga konstan ketika menggunakan PDM. Mengurangi laju alir berarti torsi reaktif berkurang. Mengurangi WOB juga berarti torsi reaktif berkurang. Akhirnya, penggunaan bit yang kurang agresif berarti torsi reaktif berkurang. 11.4.2 Magnetic and Gravity Tool Face Dari arah vertical sampai inklinasi 5o, gaya gravitasinya minimum. Sebuah lubang bor tidak mempunyai well-defined high side (atau low side). Sampai poin ini, tool face di-set relative ke utara. Hal ini disebut pengaturan Magnetic Tool Face (MTF). Di atas inklinasi 5o, tool face diatur menggunakan sisi atas lubang sebagai referensi. Ini disebut High Side Tool Face atau Gravity Tool Face (GTF).

Orientasi GTF ditunjukkan oleh Figure 11-4. Pada Figure 11-5, berbagai posisi tool face relative pada sisi atas dari lubang. Jika GTF tepat pada 0o ketika membor dengan PDM, tidak ada pergantian dalam arah sumur akan terjadi. Semua bent sub dan bent housing akan digunakan untuk menaikkan inklinasi. Sebaliknya, jika GTF tepat 180o ketika membor dengan PDM, tidak ada pergantian arah akan terjadi. Semua bent sub dan bent housing akan digunakan untuk menurunkan inklinasi. Ada beberapa rule of thumb:

a) Diatas inklinasi 30o dan ketika menggunakan bent sub dan PDM, pada pengaturan tool face sejauh 60o dari high side, lubang inklinasinya akan menurun. b) Ketika berbelok ke kiri, torsi reaktif bergerak dengan arah yang sama dengan berat BHA.

c) Koreksi sempurna di mana kita POOH dengan inklinasi yang sama ketika kita mulai. d) Berdasarkan penjelasan di atas, DD seharusnya mengantisipasi penurunan inklinasi pada sudut lebih dari 60o dari high side.

Ketika melakukan koreksi tangan kiriasumsikan akan terjadi torsi reaktif lebih tinggi daripada acuan PDM. Atur tool face. Jika tool face selama pemboran memicu peningkatan inklinasi ketika berbelok ke kiri, DD dapat mengatur tool face selanjutnya lebih ke kiri. Normalnya lebih mudah melakukan koreksi tangan kanan daripada tangan kiri, karena alas an di atas. 11.4.3 Single Shot Kickoff/Correction Run/Oriented Sidetrack Hal ini mungkin bagian paling sulit dan kritis dari pekerjaan DD. 11.4.3.1 Steering Tool Menggunakan wireline konduktor tunggal. Analog dan Digital tersedia.

Menggunakan system penjajaran yang mirip pada Single Shot. Torsi Reaktif dapat dilihat dengan jelas Analog Display. Dapat menggunakan Circulating Head atau Side Entry Sub dengan Standoff untuk Kelly Bushing. Hanya dapat digunakan pada pemboran terorientasi. Mempunyai fasilitas untuk memicu survey singleshot magnetic sebelum ditarik pada akhir motor run. 11.4.3.2 Penggunaan MWD Tool pada PDM/Turbine/Steerable BHA 1. Jauh lebih mdah untuk DD. Bagaimanapun, sudut offset dari MWD Tool Face Reference di sekeliling posisi Bent Sub Scribe Line harus diukur akurat. 2. Jika MWD Tool rusak, UBHO Sub kadang di-run tepat di atas MWD. 11.4.3.3 GYRO Single Shot Orientation a.) Menggunakan UBHO yang sama sebagaimana Magnetic single Shot Orientation. b.) Remainder of gyro Running Gear berbeda dari Magnetic Single-Shot system c.) Sistem ini hanya digunakan pada kedalaman dangkal. 11.4.3.4 Single Shot Kickoff Procedure 1. Buat kickoff BHA. 2. Setelah mencapai bawah, sirkulasi dengan singkat. 3. Tempatkan slip. 4. Buat tanda kapur pada drillpipe segaris dengan tand akapur pada frame rotary table. 5. Run survey orientasi. 6. Baca survey. 7. Memperbolehkan torsi reaktif dari mud motor. 8. Belokkan drillstring 9. Kerja drillstring menggunakan elevator pengunci.

10. Lakukan survey orientasi. 11. Baca survey. 12. Susun Kelly. 13. Bor. 14. Buat koneksi secara hati-hati. 15. Lakukan survey. 16. Pasang lagi tool face jika diperlukan. 17. Jika perubahan tidak besar, tidak perlu melakukan check shot. 18. Ulangi langkah 13-17. 19. Ketika inklinasi 5o tercapai, gunakan Gravity Tool Face. 20. Ketika inklinasi 15o tercapai di formasi lunak, BHA dapat di-POOH. 21. Ikuti terus BHA buildup rotary. 11.5 Correction Runs Putuskan jika correction run diperlukan sebagai salah satu tugas penting DD. Berikut beberapa rule of thumb: 1. Jangan mengoreksi terlalu cepat. 2. Jangan terlambat meninggalkan koreksi. 3. Jenis correction run seharusnya 5 120 pergantian arah. 4. Coba lakukan correction run sebelum formasi menjadi keras. 5. Pilih bent sub yang tepat. 6. Untuk ukuran lubang lebih dari 8 , gunakan bent sub 1 o atau 2o untuk correction run. 7. Inklinasi lubang semakin besar, semakin rendah rate belokan, pada dogleg severity yang diberikan. 8. Tentukan berapa banyak single yang diperlukan untuk melakukan koreksi. 9. Pilihan bit sangat penting. 10. Coba untuk tidak menurunkan inklinasi selama correction run.

11.6 Ouija Board Ouija Board adalah alat yang digunakan untuk menentukan performa mud motor berdasarkan diagram Ragland. Ouija Board berdasarkan diagram vector sederhana ditunjukkan pada Figure 11-7. Vektor mempunyai arah dan besaran.

Observasi berikut dapat dibuat dari diagram vector. 1. Untuk dogleg yang diberikan, pergantian arah dapat dicapai menurun dengan inklinasi meningkat. 2. Ketika tidak ada pergantian arah di antara stasiun survey, pergantian inklinasi menjadi dogleg. Ada 5 skala pada Ouija Board: a) Previous Drift angle. b) Dog Leg c) Direction Change d) New Drift Angle e) Tool rotation

Kita perlu tahu 3 diantara 5 nilai, lalu menggunakan Ouija Board untuk menemukan 2 nilai lainnya. Dog Leg Severity (o/100 ft)=dog leg x 100 /Course length 11.6.2 Bagaimana Menggunakan Ouija Board Ada beberapa cara menggunakan Ouija Board.Ada banyak kemungkinan kombinasi apa yang perlu diketahui dan dihitung. Di tiap kasus, prosedur sbb: 1. Set Previous Drift Angle ke harga yang diketahui. 2. Tempatkan dua harga yang diketahui lainnya pada Ouija Board. 3. Baca dua harga yang tidak diketahui daro Ouija Board. 11.6.3 Jenis Penggunaan Ouija Board 11.6.3.1 Estimasi Dog Leg dan Dog Leg Severity (DLS) Pada kasus ini, kita akan melakukan dua survey Measure Depth, Inklinasi dan Arah. 1. Set harga inklinasi pada survey pertama pada Previous Drift Angle. 2. Set rotasi skala pada divisi yang tepat pada Resultant Direction Change. 3. Tempatkan harga dari inklinasi kedua pada penggaris New Drift Angle. 4. Baca dog leg di mana inklinasi kedua berpotongan dengan dog leg semicircle. 5. Normalisasi dog leg pada course length 100 untuk menemukan DLS. Temukan tool face setting untuk mendapatkan belokan diinginkan ketika

membentuk/menurunkan sudut: Kita gunakan drift angle, pergantian arah, harga DLS, lalu temukan dog leg. Kita sekarang mempunyai 3 input pada Ouija Board. Kita dapat menemukan inklinasi baru dan tool face setting dari Ouija Board. Selain itu juga dapat dihitung sudut build/drop yang diinginkan ketika lubang berbelok dan arah baru saat diberikan tool face dan dog leg severity. 11.6.3.2 Perhitungan Deflection Tool Persamaan Ouija Board utama ada di bawah ini. Persamaan tersebut diturunkan dari diagram vector dasar pada Figure 11-7, menggunakan fungsi trigonometri sederhana.

Dog leg = (a2 + b2 - 2 ab cos c)0,5 di mana b = drift angle survey point 1 a = drift angle survey point 2 c = change in direction Tool Face Setting 1. Jika b > a, inklinasi menurun TF = 180o tan-1 (a sin c / b-a . cos c) 2. Jika b < a, inklinasi naik TF = tan-1 (a sin c / a.cos c - b) Pergantian Arah Lubang New Drift Angle Perubahan Maksimum dari Possible Direction 11.6.4 Ragland Diagram Hasil dari multiple tool dapat dilihat dengan memplot inklinasi dan arah tiap stasiun pada kertas polar graph. Hal ini dikenal sebagai Ragland Diagram (Figure 11-9). Ragland Diagram dapat digunakan untuk menunjukkan di mana tool face sebenarnya bekerja ketika membor di antara dua stasiun survey.

11.7 Constant Rate of Turn to Target Menggunakan PDM/bent sub atau steerable motor untuk melakukan correction run adalah operasi yang cukup cepat. Belokan dicapai pada jarak yang relative pendek. 11.7.1.1 Total Turn yang Diperlukan Mencapai Total Target Diasumsikan kita melakukan survey dan menghitung Rectangular Coordinates, member kita titik S pada rencana horizontal. Azimuth diukur terhadap arah utara. Targetnya titik T. Arah dari S ke T adalah b. Jadi perubahan azimuth diperlukan untuk mencapai target T dari titik akhir survey S adalah (b-a). (b-a) = c.

Jika sumur diinginkan berbelok dari S ke T, kita dapat menggambar busur ST. Radius of Curvature (Rc) dari busur = OS = OT. Garis XY = tangent pada titik S. Hal itu mencerminkan azimuth dari stasiun survey terakhir. Azimuth target akan menjadi (a + d) = (a + 2c) 11.7.2 Rate of Turn yang Diperlukan untuk Mencapai Target Dari Rencana Sumur Horizontal, kita dapat menghitung Angka Perubahan Arah yang diperlukan per 100, sebut saja ini sebagai r.

Untuk menghitung rate of turn yang diperlukan per 100, kita perlu tahu inklinasi lubang. Sebut rate of turn sebagai rt. I = Inklinasi lubang rata-rata untuk mencapai target. Rt = r x sin I Rc = 180o/ (.r) Gambar OP tegak lurus pada ST. OS = OT = Rc SP = SQRT (OS2 OP2) PT = SQRT (OS2-OP2) Sehingga, Sehingga, SP = ST/2 Sudut SOP = (180 90 e) = 90 e = c Rc busur ST = OS = SP/sin c Namun SP = ST/2 Sehingga, Rc = OS = ST/2 sin c SP = PT

Panjang busur ST sekarang dapat dihitung Busur ST = 2.Rc.d / 360o Dan Rc = OS = ST / 2 sin C = d = 2c busur ST = .ST.c /(180.sin c)

Oleh karena itu,

11.7.3 Rate of turn pada bagaian Horizontal untuk Mencapai Target = Total Turn x 100 / panjang busur (o/100) ROT = 36000.sin c.sin I / .ST , o/100

Dalam prakteknya, metode pengukuran Rate of turn perlu untuk mencapai Left-Hand Edge, center, atau Right-hand edge dari stasiun survey yang diberikan. Catat bahwa hal ini mengasumsikan constant rate dari titik akhir survey menuju target. Metode ini paling cocok pada tangent section dari sumur. Kenyataannya, perhitungan selama fasa build-up atau dropoff sumur lebih sulit. 11.7.4 Prosedur 1. Hitung data survey terakhir. Plot survey pada Rencana Horizontal dan Vertical. 2. Pada Rencana Horizontal, ukur arah lubang dari survey terakhir sampai Left-hand edge, Center, Right-hand edge Target. 3. Perbedaan antara azimuth pada survey terakhir dan masing-masing azimuth di atas akan memberikan turn yang diperlukan (left atau right) untuk mencapai Left,Center, right-hand edge. 4. Kita dapat menghitung total turn yang diperlukan untuk mencapai Left, Center, dan Righthand Edge. 5. Dari rencana vertical, kita dapat mendapatkan hasil bagus dari MD tersisa dari survei terakhir menuju target. 6. Rate of turn left or right diperlukan pada masing-masing kasus sbb: ROT = (Total turn).100 / DMD 11.8 Constant Rate Drop/Build Kita memperlakukan rate drop-off/build-up dengan cara yang sama. I1 inklinasi pada titik survey terakhir (S). I merupakan perubahan inklinasi yang diperlukan untuk mencapai pusat target. Dalam kasus ini, kita perlu menurunkan sudut jika kita ingin mencapai target.

11.8.1 Prosedur 1. Pada Vertical Plot, ukur inklinasi dari survey terakhir sampai pusat target. 2. Menggunakan survey inklinasi, kita dapat dengan mudah menghitung perubahan inklinasi yang diperlukan untuk mencapai target. 3. Mengasumsikan constant rate drop-off, kami menghitung dengan cepat Total Drop yang diperlukan untuk mencapai target. 2 x Perubahan Inklinasi = 2.I 4. Kita mempunyai pendekatan MD tersisa sampai target. I = tan-1SEC/TVD 5. Rate of drop yang diperbolehkan: ROB = Total Drop.100/MD 6. Inklinasi akhir pada target menjadi (I 2 I). 11.9 Open Hole Sidetracking Ada dua tipe open hole sidetrack:

1. Blind Sidetrack. Ini merupakan sidetrack pada vertical well, biasanya digunakan untuk mencegah junk (misal core barrel, BHA). Cement plug di-set di atas fish. Sumur lalu di-sidetrack menggunakan bit/PDM/bent sub BHA. 2. Oriented Sidetrack. Sidetrack ini digunakan untuk mencapai target spesifik. Hal itu sangat diperlukan disebabkan pekerjaan fishing yang tidak berhasil pada sumur miring. Kadang, setelah mencapai TD, log open hole tidak terlihat menjanjikan. Klien bisa jadi lebih menyukai plug back dan melakukan sidetrack open hole dengan lokasi lubang yang jauh berbeda. Perubahan inklinasi 60o atau lebih tidak umum dilakukan. Aplikasi lainnya adalah horizontal drilling. Klien mungkin membor pada pilot hole pada inklinasi tertentu. Pada TD, sumur dilakukan logging. TVD yang tepat dari zona target dipastikan. Pilot hole lalu di-plug back dan sidetrack menjadi sumur horizontal. Ketika sidetracking, ada beberapa rule of thumb, diantaranya: 1. Cement plug yang bagus sangat penting. Satu-satunya cara untuk memastikan kekerasan plug cement adalah dengan membornya sedikit. 2. DD tidak boleh terburu-buru dalam melakukan tugasnya. Jika tidak, kesuksesan sidetracking akan berkurang banyak. 3. Bit sidetrack yang tepat akan meningkatkan kesuksesan sidetrack sampai 50% pada berbagai formasi. 11.9.1 Cement Job 1. Survei caliper akan menentukan volume semen yang diperlukan (berapa banyak excess volume). Hal tersebut juga membantu menentukan titik sidetracking. 2. Untuk mengurangi kontaminasi cement slurry. 3. Menggantikan cement slurry dengan open end drill pipe (OEDP). 4. Penggunaan pasir dalam campuran semen tidak direkomendasikan karena mengurangi compressive strength dari semen. 5. Campuran semen dengan densitas 16 ppg atau lebih tinggi seharusnya digunakan. 6. Ketika melakukan sidetrack suatu fish, ketinggian minimum kolom semen 150-200.

11.9.2 Pemilihan Bit untuk Sidetrack Lubang 17 : Normalnya tidak ada masalah. Lubang 12 : Bit tricone dengan Bearing Sealed dan Gauge Protection seharusnya bertahan selama 15 jam. Lubang 8 : Jika formasinya medium-keras, sidetrack mungkin perlu menggunakan bit lebih dari satu. 11.9.3 Prosedur Sidetrack Open Hole 1. RIH dengan OEDP. Set cement plug. Siram pipa. POOH. 2. Atur BHA rotary untuk menghias plug. Gunakan bit milled-tooth. 3. RIH sampai casing shoe. Wait on Cement minimal 12 jam. 4. Tandai semen. Bor beberapa feet dari plug untuk membandingkan dengan ROP ketika sumur pertama dibor. Tentukan apakah plug cukup keras. Jika plug cukup keras, lakukan sirkulasi dan POOH. 5. Jika kekerasan semen masih kurang, pilihannya adalah melakukan POOH sampai casing shoe dan WOC kembali atau membor semua cement plug dan melakukannya kembali. Cukup dapat diterima jika cement plug tidak cukup keras dalam 24 jam, kontraproduktif untuk menunggu lebih lama lagi. 6. Susun BHA sidetrack. Jenisnya: Bit + PDM + Bent Sub + Float sub + UBHO + NMDC + DC. Kombinasi lainnya ada pada Tabel 11-3. 7. RIH sampai atas cement plug. Gunakan pipa. Arahakan pipa menggunakan survey singleshot atau MWD. 8. Tandai cement plug. Gunakan P motor rendah untuk mencapai ROP rendah. 9. Cek sampel cutting yang dibor. Jika persentase cutting meningkat signifikan, kita boleh meningkatkan WOB.

10. BHA selanjutnya akan bergantung pada situasi. Pada blind sidetrack di lubang vertical, menggunakan BHA pendulum 60, didesain untuk menurunkan inklinasi sampai vertical. Berikut beberapa acuan: Jaga BHA selentur mungkin. Jika menjalankan BHA yang kaku, hati-hati! Jika formasinya lunak, jangan sampai melakukan sidetrack pada sidetrack. Jika formasinya medium-keras, perlebar lubang sampai drag kembali normal.

11.9.4 BHA Jetting untuk Sidetrack Kadang, BHA jetting digunakan untuk sidetrack cement plug di formasi lunak. Direkomendasikan untuk menggunakan satu nozzle lebar dan dua blank, untuk menimalisasi kemungkinan pembersihan seluruh plug. 11.9.5 Low-side Sidetracking

Kadang, pada sumur miring dengan inklinasi > 10o, jika penggantian arah tidak perlu dilakukan, mungkin diputuskan untuk menggunakan BHA pendulum dan melakukan sidetrack pada sisi rendah lubang. Pada inklinasi 35o, disarankan menjalankan BHA drop-off yang kurang drastic. Pendulum 30 dapat digunakan. Jika tidak, gaya gravitasi akan membuat dogleg yang berlebihan. Mencoba sidetrack sisi rendah di mana inklinasi sumur < 10o cukup sulit, khususnya pada formasi keras. Jika WOB rendah digunakan pada formasi keras, ROP akan menjadi sangat rendah. 11.9.6 Steerable PDM Menggunakan BHA mud motor steerable, cement plug dapat dimanfaatkan dan lubang disidetrack dalam satu kali run. 11.9.7 Turbodrill Untuk melakukan sidetrack dalam di formasi keras, diamond bit, short turbin, dan bent sub telah sering digunakan dengan sukses. BHA pendulum menggabungkan bit sidetrack dan turbin (tanpa bent sub) juga telah digunakan dengan sukses untuk mendapatkan sisi rendah dari cement plug. 11.9.8 Whipstock Open Hole Ada situasi tertentu di mana whipstock dapat digunakan pada sidetrack open hole. Contoh bagus pada sumur panas bumi. Cement plug di-set dan di-dressed seperti deskripsi di atas. Lubang disirkulasikan agar bersih. BHA whipstock disusun, di-run ke bawah, diorientasi (jika perlu), dan bagian bawahnya ditancapkkan dengan kuat pada cement plug. 11.10 Sidetrack Cased Hole Kadang, biasanya karena alasan geologis, penting untuk melakukan sidetrack dari dalam casing. Ada dua pendekatan: 1. Whipstock casing permanen: Whipstock ditempatkan ke dalam casing dan membuat window. 2. Section Milling. Bagian casing dibor pada interval kedalaman yang diinginkan menggunakan bagian mill.

Paling baik untuk melubangi pada bagian tepat di bawah casing collar. Normalnya, dua kali run diperlukan untuk melubangi bagian casing. Kekerasan plug sangat penting pada suksesnya pemboran. Terlepas dari bit tetap masuk ke formasi, sangat penting bagi plug untuk tidak tererosi oleh putaran pipa. Cement plug ditempatkan sekitar 4 dari atas bagian yang akan dilubangi. Pada titik ini, lubang disirkulasikan sampai bersih sebelum POOH untuk BHA sidetrack (bit, PDM, bent sub, dll). Hati-hati dengan interferensi magnetic karena kompas magnetic bisa saja melewati window! Jika inklinasi lubang > 5o, Gravity Tool Face dapat digunakan untuk mengarahkan bit keluar casing pada arah yang diinginkan. GTF tidak terpengaruh dengan gaya magnetic.

SECTION 12 DD AT THE RIG SITE 12.1 Kedatangan di Rig Pada kedatangannya di rig, berikut adalah rekomendasi rutin: 1. Akrabkan diri dengan prosedur keamanan. 2. Bertemu dengan wakil perusahaan. Diskusikan program sumur. Awasi operasi yang sedang terjadi di lapangan. 3. Bertemu dengan toolpusher. Cek apakah ada drill collar dan HWDP yang cukup di rig. 4. Bertemu dengan driller. Jika ada instruksi yang perlu diberikan, lakukan saat itu juga. 5. Hadiri pertemuan keamanan dengan anggota Anadril lainnya. 6. Lakukan inventarisasi directional tool dengan rinci. 7. Gunakan daftar cek.

8. Pada pekerjaan baru masih lama untuk dilakukan, disarankan agar peralatan seperti sub, stabilizer, short collar disimpan. Hal ini untuk meminimalisasi tempat untuk peralatan DD dan mudah ditemukan. 9. Isi kertas inventaris DD. Berikan salinan pada wakil perusahaan. 10. Cek semua instrument survey secara sistematis. 11. Cek semua gear survey. 12. Peralatan yang mungkin diperlukan selama pengerjaan sumur disimpan pada tempat penyimpanan di belakang drawwork. 13. Peralatan yang berlebihan seharusnya disimpan di lemari besi di rig. 14. Cek peralatan rig. 15. Akrabkan diri dengan drillers console. 16. Jalankan GEOMAG program, bersama dengan MWD engineer. 17. Pada platform mutiwell, yakinkan bahwa koordinat tiap sumur dimasukkan ke Advisor dan atau Macintosh sehingga program anti-tabrakan dapat dijalankan nantinya. 18. Atur file survey pada Advisor dan atau Macintosh untuk sumur yang akan dibor. 12.2 Tugas Utama DD Selama Sumur Berkembang 1. Yakinkan bahwa drilling supervisor tetap menjaga perkembangan sumur DD standpoint. 2. Yakinkan bahwa driller dan asisten driller diberikan salinan BHA selanjutnya pada waktu yang tepat. 3. Miliki komunikasi yang bagus dengan driller. 4. Survey dapat dilakukan jika diperlukan. 5. Selama kick off, tidak selalu mudah untuk memplot survey pada waktu yang singkat. DD yang baik akan mengetahui bagaimana kick off berkembang tanpa harus memplot tiap survey. 6. Selama kick off, tiap survey seharusnya dihitung dan dilaporkan dengan segera kepada wakil perusahaan. 7. Ketika kick off hampir selesai, disarankan untuk memplot beberapa survey. 8. Jaga semua kertas kerja DD up to date.

9. Lakukan pemeliharaan dasar untuk UBHO sub, roller reamer, stabilizer sleeve dan lainlain. 10. Underreamer dan hole opener seharusnya didimpan dalam rendaman minyak ketika tidak digunakan. 11. Peralatan survey seharusnya tetap dijaga di quarter atau di dog house. 12. DD seharusnya berada di drill floor ketika EQ jar atau Shock Guard diangkat atau diturunkan. 13. Disarankan untuk berada di drill floor ketika pergantian driller. 14. Yakinkan bahwa wakil perusahaan diberikan informasi terbaru. 15. Pemeriksaan bit seringkali adalah usaha bersama DD dan driller. 12.3 Kebijakan Lokasi DD mempunyai tugas tanggung jawab di rig. Namun, ada beberapa hal yang dapat memicu masalah besar bagi DD. Beberapa saran dan acuan sbb: 1. Anadril adalah service company. Kita bekerja untuk memuaskan klien. 2. Membor sumur berarah adalah usaha bersama klien dengan perusahaan DD. 3. Sejumlah otoritas DD bergantung pada beberapa factor: Level pengalaman dan kompetensi DD. Level kepercayaan yang klien punyai pada DD. Hal ini sering berdasar pada performa DD sebelumnya. Sejumlah pengalaman yang klien punyai pada sumur berarah. Sejumlah control drilling superintendent menghendaki pemilihan bit.

4. Beberapa DD membuat semua keputusan yang terlibat pada pemboran sumur berarah, memutuskan ketika melakukan correction run, dan memilih parameter pemboran. 5. Penting untuk member informasi kepada manajer Anadrill tentang perkembangan sumur. 6. Jika ada ketidaksetujuan antara DD dan wakil perusahaan pada hal yang berkaitan pada DD jika perlu untuk memanggil manajer Anadrill dan menginformasikan situasi. 7. DD seharusnya yakin bahwa dia tidak terjebak diantara geologist dan drilling supervisor.

8. Jika mungkin, disarankan untuk hadir saat drilling supervisor meminta laporan pagi pada drilling superintendent. 9. Seperti yang disebutkan di awal, pompa lumpur perlu diperbaiki ketika ROP tinggi, DD harus merekomendasikan penghentian pemboran sampai pompa kembali bekerja. 10. Setelah pekerjaan, DD mengunjungi drilling superintendent lalu menutup putaran.