Upload
jefpri-simont-raedogawa
View
449
Download
16
Embed Size (px)
Citation preview
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
1/20
BAB IV
TEKANAN FORMASI
Pori-pori formasi yang di bor memiliki tekanan yang disebut dengan tekanan formasi
(Formation Pressure). Pada perencanaan dan pelaksanaan operasi pemboran, tekanan formasi
akan mempengaruhi desain casing, berat lumpur pemboran (mud weight ) dan berpengaruhi
terhadap kemungkinan pipa kejepit (stuck pipe), hole instability dan masalah well control . Penting
juga untuk mendeteksi zona-zona bertekanan tinggi yang beresiko menyebabkan terjadinya
blow-out .
Selain tekanan formasi, diperlukan juga data tentang tekanan rekah ( fracture) formasi atau
batuan. Karena fracture dapat menyebabkan terjadinya loss atau masuk dan hilangnya lumpur
pemboran kedalam formasi atau batuan. Dan juga fracture mendatangkan resiko terhadap
masuknya influx dari formasi yang bisa menyebabkan blowout .
Tekanan formasi dan tekanan rekah merupakan dua data penting dalam mendisain sumur
dan pelaksanaan operasi pemboran. Tekanan didalam lubang sumur harus lebih besar dari
tekanan formasi, namun tekanan dalam lubang tersebut tidak boleh lebih besar dari tekanan
rekah. Tekanan di dalam lubang sumur itu didapat dari kolom lumpur pemboran yang dikenal
dengan tekanan hidrostatik.
Jika tekanan hidrostatik lebih kecil dari tekanan formasi maka fluida dari formasi akan
masuk ke lubang sumur dan bisa menyebabkan kick dan blowout , sedangkan jika tekanan formasi
lebih besar dari tekanan rekah formasi atau batuan tersebut, maka bisa menyebabkan loss atau
hilangnya lumpur pemboran kedalam formasi.
Gambar 4.1 Tekanan Formasi dan Tekanan Rekah pada Casing Setting Depth Selection
P e t r o s k i l l
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
2/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 44
Pada saat pengeboran, kolom lumpur pemboran akan memberikan tekanan hidrostatik.
Jika tekanan hidrostatik lebih besar dari tekanan formasi maka disebut dengan kondisi
overbalance. Sedangkan jika tekanan hidrostatik lebih kecil dari tekanan formasi maka disebut
dengan kondisi underbalance. Strategi pengeboran overbalance atau underbalance akan berbeda
dalam pemakaian berat lumpur, peralatan dan teknik pengeborannya.
I. Tekanan Formasi Normal
Tekanan formasi (Formation Pressure atau Formation Pore Pressure) adalah besarnya
tekanan yang diberikan cairan yang mengisi rongga formasi, secara hidrostatis untuk keadaan
normal sama dengan tekanan kolom cairan yang ada dalam dasar formasi sampai ke permukaan.
Bila isi dari kolom yang terisi berbeda fluida nya, maka besarnya tekanan hidrostatiknya
pun berbeda. Gradien tekanan formasi sebesar 0.433 psi/ft untuk air tawar dengan berat jenis
8.33 ppg (lb/gal), dan 0.465 psi/ft untuk air asin (80,000 ppm salt content) dengan berat jenis 9
ppg (lb/gal), yang merupakan gradien tekanan normal karena biasanya fluida pada pori formasi
berisi garam atau dikenal sebagai brine.
Untuk tekanan formasi yang nilai nya diatas atau dibawah gradien tersebut (0.465 ft/gal)
disebut sebagai tekanan abnormal dan subnormal (abnormal and subnormal pressure).
Tekanan overburden terjadi akibat berat dari matriks batuan dan fluida yang yang mengisi
rongga batuan tersebut yang berada diatas suatu batuan. Secara umum, gradien tekanan
overburden diasumsikan sebesar 1 psi/ft dengan berat jenis 19.23 lb/gal.
Penentuan tekanan formasi bisa dilakukan dari analisa Wireline Formation Test log atau
dari data pengujian formasi Drill Stem Test (DST).
Gambar 4.2 Berat Lumpur dan Gradien Tekanan Pori
H e
r i o t W a t t / D r i l l i n g E n g i n e e r i n g
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
3/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 45
II. Tekanan Formasi Abnormal
Tekanan abnormal terjadi karena tidak adanya komunikasi tekanan secara bebas akibat
sealing atau perangkap, sehingga tekanan tidak cepat terdistribusi untuk kembali menuju kondisi
tekanan normalnya. Mekanisme terjadinya sealing telah ada sebelum tekanan abnormal
terbentuk dan menetap.
Asal Mula Pembentukan Tekanan Formasi Abnormal
1. Proses Kompaksi Sedimen
Gambar 4.3 Tekanan Abnormal Akibat Proses Kompaksi
Pada Gambar 4.3, proses kompaksi terjadi jika sedimentasi lapisan berikutnya diendapkan
di atas lapisan yang pertama. Pertambahan berat batuan di atasnya dapat menyebabkan
berkurangnya volume pori batuan. Setiap batuan akan mengalami proses kompaksi yang berbeda
dengan bertambahnya kedalaman, ada yang mengalami proses kompaksi normal ada pula yang
abnormal. Tekanan abnormal berkaitan dengan sekat (seal) yang mungkin terbentuk dalam
periode sedimentasi, kompaksi, atau tersekatnya fluida di dalam suatu lapisan yang dibatasi oleh
lapisan yang permeabilitasnya sangat rendah.
Gambar 4.4 Pengaruh Tekanan Overburden pada Kompaksi Normal terhadap Besarnya Porositas
N e a l A d a m s / D r i l l i n g E n g i n e e r i n g
N e a l A d a m s / D r i l l i n g E n g i n e e r i n g
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
4/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 46
Pada Gambar 4.4 dapat dilihat kompaksi normal. Volume pori mengecil akibat dari
pertambahan berat beban di atasnya yang mengakibatkan fluida yang ada di dalam ruang pori
terdorong keluar dan mengalir ke segala arah menuju formasi disekitarnya. Sehingga berat batuan
diatasnya akan ditahan oleh partikel-partikel sedimen. Kompaksi normal umumnya menghasilkan
suatu gradien tekanan formasi yang normal.
Kompaksi abnormal akan terjadi jika pertambahan berat beban di atasnya tidakmenyebabkan berkurangnya ruang pori. Ruang pori tidak mengecil karena air yang berada di
dalamnya tidak bisa terdorong keluar. Tersumbatnya air di dalam ruang pori disebabkan karena
formasi itu terperangkap di dalam formasi yang mempunyai permeabilitas sangat kecil (struktur
lensa).
Gambar 4.5 Pengaruh Kompaksi terhadap Besarnya Tekanan Fluida Formasi
Proses kompaksi abnormal umumnya terjadi pada formasi shale, terutama jika terdapat
lapisan pasir yang terperangkap di dalamnya. Pertambahan berat beban di atasnya tidak hanya
ditahan oleh partikel-partikel sedimen, tetapi ditahan juga oleh air formasi yang terperangkap
dalam ruang pori. Hal ini menyebabkan tekanan pori formasi menjadi tinggi dan gradien
tekanannya melebihi gradien tekanan formasi normal.
Ruang pori yang tidak mengecil pada daerah transisi yang berupa lapisan shale
menyebabkan perubahan massa jenis shale tersebut. Pada kompaksi normal makin dalam suatu
sedimen shale terendapkan, makin kecil volume keseluruhan dan makin kompak, sehingga massa
jenisnya membesar sesuai kedalaman. Pada kompaksi abnormal porositas tidak mengecil, karena
adanya air formasi yang terjebak di dalamnya, sehingga bulk volume tidak mengecil. Hal inimenyebabkan massa jenis shale mengecil, dan sewaktu dilakukan pemboran massa jenis shale
ditentukan berdasarkan dari serpih pemboran (cutting), dan hasil ini diplot untuk setiap interval
kedalaman tertentu.
Neal Adams/ Drilling Engineering
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
5/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 47
Gambar 4.6 Penyimpangan Harga Densitas Shale terhadap Kedalaman
Penyimpangan dari arah normal yang merupakan arah kompaksi normal menandakan
bahwa formasi yang ditembus mempunyai tekanan tinggi atau abnormal,
2. Sistem Sumur Artesis
Formasi water-bearing yang menerus akan mengantarkan tekanan hidrostastatik ke dasar
struktur. Seperti pada gambar dibawah, ketika pada kedalaman 1000 ft dibawah rig ditemuitekanan 13.5 ppg EMW (702 psi) akibat pengaruh dari sistem artesis formasi water bearing.
Kondisi sangat berbeda ketika memakai asumsi tekanan normal dibawah rig yang didapat 9 ppg,
dengan :
0.052 x 9 lb/gal x 1000 ft = 468 psi.
Note : Rumus tekanan hidrostatik harus dihapal P = 0.052 x Berat Fluida lb/ft x kedalaman ft
Gambar 4.7 Tekanan Abnormal Akibat Sistem Air Artesis
N e a l A d a m s / D r i l l i n g E n g i n e e r i n g
N e a l A d a m s / D r i l l i n g E n g i n e e r i n g
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
6/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 48
3. Uplift (Erosi dan Pengangkatan)
Tekanan normal pada kedalaman tertentu bisa berubah menjadi abnormal ketika ada
tektonik yang mengangkat sebagian formasi yang sealing. Karena adanya sealing maka tekanan
formasi yang abnormal tersebut tidak bisa menjadi normal dengan melepas tekanan nya ke
formasi lain selama masa geologi nya.
Gambar 4.8 Tekanan Abnormal Akibat Adanya Erosi dan Pengangkatan
4. Lapisan Garam
Lapaisan garam merupakan penyebab tekanan formasi mendekati overburden. Jika
dibandingkan, shale lebih semipermeable sedangkan lapisan garam impermeable,dan bersifat
plastik, meneruskan beban overburden ke formasi dibawahnya.
Gambar 4.9 Pengaruh Adanya Lapisan Garam Terhadap Overburden Stress
N e a l A d a m s / D r i l l i n g E n g i n e e r i n g
N e a l A d a m s / D r i l l i n g E n g i n e e r i n g
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
7/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 49
5. Salt Dome atau Kubah Garam
Sifat plastik garam yang bisa bergerak ke atas akan mengakibatkan formasi dangkal diatas
menjadi terdesak dan terkompaksi, sehingga bias menyebabkan tekanan yang tingi pada formasi
yang dangkal tersebut.
Gambar 4.10 Pengaruh Salt Dome terhadap Besarnya Tekanan Abnormal
6. Perbedaan Densitas Fluida Formasi
Perbedaan densitas fluida formasi antara zona permeability nya berhubungan dapat
menyebabkan tekanan abnormal. Seperti pada contoh dibawah pada zona yang memiliki sealing
diatas dan saling terkoneksi permeability nya.
Gambar 4.11 Pengaruh Perbedaan Densitas Fluida Formasi Terhadap Abnormal Pressure
N e a l A d a m s / D r i l l i n g E n g i n e e r i n g
N e a l A d a m s / D r i l l i n g E n g i n e e r i n g
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
8/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 50
7. Fluid Migration Effect
Aliran fluida dari reservoir yang lebih dalam ke formasi yang dangkal dapat menyebabkan
tekanan abnormal pada formasi dangkal tersebut. Kondisi formasi dangkal yang tekanannya
menjadi abnormal ini dikenal dengan charging. Aliran tersebut bisa terjadi secara natural atau
melalui kondisi buatan seperti pada gambar 4.2. Blowout saat pengeboran beresiko terjadi ketika
tidak ada antisipasi terhadap kemungkinan formasi yang mengalami charging, terutama padalapangan-lapangan tua.
Gambar 4.12 Upward Fluid Migration yang Menyebabkan Abnormal Pressure pada Shallow Formations
B o u r g o y n e / A p p l i e d D r
i l l i n g E n g i n e e r i n g
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
9/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 51
III. Tekanan Formasi Subnormal
Asal Mula Pembentukan Tekanan Formasi subnormal
1.
Depletion
Formasi yang hidrokarbon dan air nya sudah lama diproduksikan akan mengalami
penurunan tekanan secara natural. Biasa nya pengeboran sumur pengembangan pada reservoiryang sudah lama diproduksikan akan menghadapi tantangan ketika tekanan sumur yang di bor
sangat rendah sehingga bereresiko kendala operasi loss.
2. Thermal Expansion
Jika fluida pada pori bisa ekspansi pada temperature tinggi maka density akan menurun,
dan tekanan juga akan menurun.
3. Formation Foreshortening
Selama proses kompresi, ada lapisan formasi yang melengkung ke atas dan ada yangkebawah. Lapisan yang ditengah harus mengisi rongga,yang ada sehingga menyebabkan tekanan
lapisan yang subnormal. Sedangkan bagian atas dan bawah bisa menyebabkan overpressure.
Gambar 4.13 Formation Foreshortening
4. Precipitation
Pada daerah yang kering atau gersang (seperti di timur tengah) permukaan air tanah bisa
jadi berada ratusan feet dibawah permukaan, sehingga akan mengurangi tekanan hidrostatik.
5.
Potentiometric Surface
Mekanisme ini tergantung relief structural formasi dan bisa menghasilkan zona subnormal
dan juga zona overpressure. Potentiometric surface merupakan permukaan imajiner ketinggian
air dari tempat yang terkurung, yang muncul pada sumur yang di bor. Potentiometric surface bisa
ribuan feet di atas dan dibawah permukaan tanah.
Gambar 4.14 Efek Potentiometric Surface terhadap Permukaan Tanah menyebabkan Over dan Subnormal Pressure
Heriot Watt/ Drilling Engineering
Heriot Watt/ Drilling Engineering
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
10/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 52
6. Epeirogenic Movements
Perubahan elevasi bisa menyebabkan tekanan abnormal pada formasi secara lateral
namun sealing. Jika singkapan tersebut naik maka akan menyebabkan overpressure, namun jika
singkapannya turun maka akan menyebabkan pressure subnormal.
Gambar 4.15 Dua potentiometric surface pada dua reservoir A dan B
Antara zona tekanan normal dan zona overpressure disebut dengan zona transisi.
Gambar 4.16 Zona Transisi dari Tekanan Normal ke Overpressure (Abnormal)
H e r i o t W a t t / D r i l l i n g E n g i n e
e r i n g
Heriot Watt/ Drilling Engineering
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
11/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 53
IV. Prediksi dan Deteksi Tekanan Abnormal
Prediksi tekanan dapat dilakukan sebelum pengeboran, selama pengeboran, dan juga
setelah pengeboran, dengan teknik dan cara yang berbeda.
1. Before Drilling1.
Seismic Data
2.
Geology Studies
3. Off-Set Well Data
a. IADC Report
b. Mud Logger Report
c.
Drilling Fluid Report
2. While Drilling
• Shale Density
• Gas Reading
• Drill Cutting
•
Flow Line Temperature• D – Exponential
3. After Drilling
1. Shale Resistivity Log
2. Sonic Log
3. Repeat Formation Test - RFT
4.
Formation Test – DST
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
12/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 54
Gambar 4.17 Parameter Dalam Prediksi dan Deteksi Tekanan Formasi
Setelah sumur selesai, wireline logging dapat digunakan untuk mengukur tekanan
abnormal, seperti :a. Resistivity, conductivity log
b.
Sonic log
c.
Density log
d. Neutron porosity log
e. Gamma ray, spectrometer
f. Velocity survey or checkshot
g.
Vertical seismic profile
Penyimpangan trend line dari beberapa logging ditunjukan pada gambar berikut :
H e r i o t W a t t / D r i l l i n g E n g i n e e r i n g
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
13/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 55
Gambar 4.18 Metoda Skematik Respons Wireline Logging
1.
Penentuan Tekanan Formasi Dengan Metoda Hottman dan Johnson Berdasarkan DataResistivity Log
Prosedur Penentuan adalah :
1.
Kecenderungan atau trend normal didapat dari hasil ploting resistivity shale versus
kedalaman pada kertas semilog.
2. Tentukan pada kedalaman berapa harga resistivity shale menyimpang dari trend
normal.
3.
Tentukan rasio shale normal dengan resistivity shale yang mengalami penyimpangan
(observasi).
4. Dengan menggunakan Gambar 4.20 dan hasil langkah ketiga dapat ditentukan
besarnya gradien tekanan formasi (FPG).
5.
Tentukan besarnya tekanan formasi dengan mengalikan hasil langkah ke empatterhadap kedalaman.
Gambar 4.19 Hubungan Observed Shale Resistivity Terhadap Kedalaman
H e r i o t W a t t / D r i l l i n g E n g i n e e r i n g
N e a l A d a m s / D r i l l i n g E n g i n e e r i n g
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
14/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 56
Gambar 4.20 Hubungan Antara Ratio Shale Resistivity (Normal dan Observasi) dengan FPG
2. Perkiraan Tekanan Formasi Dengan Metoda Hottman dan Johnson Berdasarkan Data-
Data Acoustic Log
1.
Ploting data acoustic log shale versus kedalaman pada kertas grafik semilog.
2.
Hubungan titik-titik langkah pertama sehingga didapat kurva linier (normal trend).
3. Puncak dari daerah formasi yang bertekanan abnormal ditandai dengan dimulainya
penyimpangan arah garis lurus tersebut (abnormal trend).
4. Tentukan penyimpangan waktu interval trasit, yaitu dengan mengurangi trend kurva
abnormal dengan normalnya.
Gambar 4.21 Hubungan Antara Travel Time Versus Kedalaman
5. Tentukan besarnya gradien tekanan formasi berdasarkan data langkah ke empat
dengan Gambar 4.22
6.
Tentukan tekanan formasi dengan perkalian FPG dengan kedalaman.
N e a l A d a m s / D r i l l i n g E n g i n e e r i n g
Neal Adams/ Drilling Engineering
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
15/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 57
Gambar 4.22 Hubungan Antara Differensial Travel Time Versus FPG
3. Pengukuran Langsung Tekanan Formasi
-
Data Repeat Formation Tester (RFT)
RFT merupakan alat wireline untuk mengukur tekanan formasi dan mengambil sample
fluida formasi.
- Data Drill Stem Test (DST)
DST merupakan salah metoda pengetesan tekanan dan fluida formasi.
4. D Exponent
Deteksi tekanan formasi yang lebih besar dari pada gradien hidrostatik formasi normal
(0,465 psi/ft atau 9 ppg berat lumpur) salah satu nya dengan metoda D eksponent dengan
menggunakan parameter-parameter saat pengeboran.
xB
WOB RPM
ROP
d
610
.12log
.60
log
(4-1)
dimana:
d = d-exponent
ROP = laju pemboran (ft/hr)
WOB = weight on bit (lbs)
RPM = kecepatan putar (rpm)
B = diameter bit (inch)
Neal Adams/ Drilling Engineering
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
16/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 58
Persamaan (4-1) kemudian dimodifikasikan, dengan memasukkan pengaruh densitas
lumpur, menjadi:
ECD
NPP d d
corr (4-2)
dimana:
dcorr = d-exponent terkoreksi
NPP = gradien tekanan formasi normal (» 9 ppg)
ECD = berat lumpur pada saat sirkulasi, ppg
Jika harga dcorr diplot terhadap kedalaman, akan menunjukkan peningkatan secara linier
jika tekanan pori formasi normal, akan tetapi akan berkurang secara tajam jika laju pemboran
meningkat akibat peningkatan tekanan pori formasi.
Sebagai contoh, dapat digunakan data-data yang terdapat pada tabel 4-1 berikut.
Tabel 4-1 Data Tekanan Formasi dan d-exponent
Plot antara laju pemboran terhadap kedalaman dapat dilihat pada Gambar 4.23, dimana
terdapat penurunan laju pemboran dari 100 ft/hr pada kedalaman 6000 ft menjadi kurang dari 20
ft/hr pada kedalaman 12800 ft.
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
17/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 59
Gambar 4.23 Laju Pemboran vs Kedalaman
Dari data laju pemboran, RPM, WOB, diameter bit, dapat dihitung besarnya d-exponent
pada tiap kedalaman dengan menggunakan persamaan (4-1). Dengan memasukkan data densitas
lumpur yang digunakan, diasumsikan bahwa densitas lumpur normal (NPP) adalah 9 ppg,
dilakukan perhitungan d-exponent terkoreksi menggunakan persamaan 4-2. Hasil perhitungan d-
exponent terkoreksi kemudian diplot terhadap kedalaman, seperti yang terlihat pada Gambar
4.24.
Pada Gambar 4.24 tersebut terlihat harga dcorr meningkat secara linier hingga kedalaman
10500 ft dan kemudian menurun secara tajam. Dari kenyataan tersebut, dapat ditarik suatu garislurus yang melewati titik-titik dcorr sebelum kedalaman 10500 ft dan garis tersebut dinamakan
garis d-exponent normal (dnormal) dengan kemiringan garis adalah 0,000038, sehingga garis
tersebut mempunyai persamaan garis sebagai berikut:
dnormal = 0.000038 x depth + 1.23
Untuk menentukan besarnya tekanan pori formasi dapat digunakan persamaan berikut:
corr
normal
n
d
d G P (4-3)
dimana:
P = tekanan pori formasi ekivalen, ppg EMW
Gn = gradien hidrostatik normal, 9 ppg
Plot antara tekanan pori formasi terhadap kedalaman dapat dilihat pada Gambar 4.25.
Neal Adams/ Drilling Engineering
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
18/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 60
Gambar 4.24 D-Exponent Terkoreksi vs Kedalaman
Gambar 4.25. Tekanan Pori vs Kedalaman
Neal Adams/ Drilling Engineering
Neal Adams/ Drilling Engineering
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
19/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I - STT Migas Balikpapan 61
V. Tekanan Rekah
Tekanan rekah adalah tekanan hidrostatik maksimum yang dapat ditahan formasi tanpa
menyebabkan terjadinya pecah pada formasi tersebut. Besarnya gradien tekanan rekah
dipengaruhi oleh besarnya tekanan overburden, tekanan formasi dan kondisi kekuatan batuan.
Mengetahui gradien tekanan rekah sangat berguna ketika meneliti kekuatan dasar casing,sedangkan bila gradien tekanan rekah tidak diketahui maka akan mendapat kesukaran dalam
pekerjaan penyemenan dan penyelubungan sumur.
Prediksi gradient rekah sangat penting dalam disain sumur. Pada perencanaan
pengeboran, gradient rekah dihitung dari data offset well. Jika data offset well tidak tersedia
maka gradient rekah di prediksi dengan berbagai metoda yang diajukan beberapa ahli. Metoda
yang banyak digunakan adalah Hubbert and Willis method .
Metoda yang umum digunakan untuk mendapatkan gradient tekanan rekah adalah Leak-
Off Test. Selain LOT, dikenal juga Formation Integrity Test (FIT), yang pada prinsipnya sama,
dengan memberikan tekanan dengan memompa lumpur secara bertahap sampai terlihat tanda-
tanda mulai pecah, yaitu ditunjukkan dengan kenaikan tekanan terus menerus kemudian tiba-tiba
turun.
LOT dilakukan sampai formasi mulai pecah, biasanya dilakukan pada sumur- sumur
eksplorasi, sedangkan FIT biasanya dilakukan pada sumur development namun tidak sampai
pecah (karena nilai tekanan rekah nya sudah diperkirakan dari data sumur offset yang pernah
dilakukan LOT).
LOT dan FIT dilakukan dibawah setiap casing shoe. Tekanan yang didapat lalu di konversi
ke EMW (Equivalent Mud Weight) untuk menentukan nilai maksimal MW sebagai primary well
control untuk pengeboran section berikutnya.
Gambar 4.26 Grafik Leak-Off Test
Maksimum MW =
=
Atau dengan formula
EM = MW +
(4.4)
biasanya dipakai safety factor 0.5 ppg dengan pengurangan pada maksimum MW.
H u s s e n
R a b i a / W e l l E n g i n e e r i n g a n d C o n s t r u c t i o n
8/18/2019 Bab IV Tekanan Formasi
20/20
Tekanan Formasi
Teknik Pemboran I STT Migas Balikpapan 62
Contoh :
Saat LOT, di permukaan didapatkan tekanan sebesar 940 psi ketika formasi mulai rekah. Casing
shoe pada kedalaman 5010 ft TVD dengan berat lumpur (MW) untuk pengujian LOT 10.2 ppg.
Berapa berat lumpur maksimum yang sanggup di tahan formasi untuk pengeboran selanjutnya?
Jawab :
Maksimum Tekanan pada shoe saat LOT
= Tekanan hidrostatik lumpur + Tekanan LOT di permukaan
= (0.052 x 10.2 ppg x 5010 ft) + 940 psi
= 3597 psi
Maksimum MW yang sanggup ditahan pada kedalamaman ini =
P = 0.052 x MW x TVD
MW =
=
= 13.8 ppg
Dikurangi safety factor 0.5 ppg, maka maksimum MW = 13.3 ppg.
DAFTAR PUSTAKA
1. Neal Adams, "Drilling Engineering", Penn Well Publishing Company, Tulsa-Oklahoma, 1985
2. Wolfgang F. Prassl, “Drilling Engineering”, Curtin University of Technology
3.
Rudi Rubiandini RS, Bahan Kuliah Teknik Pemboran, 2009
4.
Heriot Watt, Drilling Engineering
5. Hussen Rabia, Well Engineering and Construction