UNDERBALANCED DRILLING

DEFINISI :
Merupakan metode pemboran dimana tekanan hidrostatik kolom fluida di dalam lubang bor sengaja dibuat dan dijaga lebih rendah daripada tekanan formasi batuan yang dibor.

Pencapaian Kondisi Underbalanced
Secara Alami Cara ini diterapkan pada zona-zona yang memiliki permeabilitas dan tekanan formasi yang cukup tinggi.
Secara Buatan Cara ini diterapkan pada zona-zona bertekanan rendah.
Menggunakan fluida pemboran berdensitas (udara, gas, mist atau foam) sehingga menghasilkan tekanan hidrostatik rendah.
Menginjeksikan gas ke dalam fluida untuk menurunkan densitas fluida pemboran atau tekanan hidrostatik fluida.
Injeksi gas ke dalam liquid (gasfield liquid) dapat dilakukan dengan berbagai cara :
Drillstring Injection
Annulus Injection
Parasitic String Injection
Parasitic Casing Injection
Completion Injection
PROBLEM PEMBORAN DAN KERUSAKAN FORMASI

Beberapa problem yang sering terjadi diasosiakan dengan aplikasi overbalance drilling dan dapat diminimalkan dengan aplikasi underbalanced drilling adalah :
Penurunan penetration rate saat hard rock drilling
Differential pipe sticking
Loss circulation
Kerusakan formasi

PENURUNAN PENENTRATION RATE

Laju penembusan bit (penetration rate) yang lambat akan menambah waktu pemboran dan pada akhirnya akan meningkatkan biaya pemboran.
Salah satu faktor yang mempengaruhi penetration rate adalah jenis atau tipe fluida yang digunakan.
Beberapa sifat-sifat fluida pemboran yang mempengaruhi laju pemboran atau penetration rate adalah :
1. Berat fluida pemboran
2. Viskositas fluida pemboran
3. Filtrate loss
4. Kadar minyak
5. Kadar padatan
DIFFERENTIAL PIPE STICKING,
LOST CIRCULATION DAN KERUSAKAN FORMASI


Faktor Penyebab :
Jenis Formasi
Formasi porous dan permeable
Formasi sangat permeable, seperti rekahan-rekahan, celah-celah atau rongga-rongga
Formasi yang mengandung clay
Kondisi Formasi
Fluida Pemboran
Fluida pemboran berdensitas besar dapat menciptakan tekanan hidrostatik fluida lebih besar daripada tekanan formasi batuan. Kondisi tersebut akan menimbulkan :
Proses filtrasi fluida pemboran di batuan sekitar lubang bor.
Invasi fluida pemboran ke dalam formasi batuan di sekitar lubang bor.
Masuknya sebagain atau seluruh fluida pemboran ke dalam zona-zona yang sangat permeabel dan atau zona bertekanan rendah.




Mekanisme Terjadinya Pipe Sticking


Tekanan hidrostatik fluida pemboran melampaui tekanan formasi batuan.
Terjadi proses filtrasi fluida pemboran pada dinding lubang bor.
Filtrate fluida pemboran (air) masuk ke dalama matrik batuan
Padatan fluida pemboran tertinggal dan menempel pada dinding lubang bor membentuk lapisan berpermeabilitas rendah (filtrate cake)
Filtrate cake semakin tebal
Annulus tertutup oleh filtrate cake
Drillstring terjepit


Mekanisme Terjadinya Lost Circulation

Tekanan hidrostatik fluida pemboran melebihi tekanan formasi batuan
Bila :
Pemboran menembus formasi yang sangat permeable atau
Tekanan hidrostatik fluida pemboran melampaui tekanan rekah formasi, sehingga batuan terbentuk rekahan-rekahan.
Lost circulation akan terjadi.


Mekanisme Terjadinya Kerusakan Formasi

1. Tekanan hidrostatik fluida pemboran melebihi tekanan formasi batuan.
2. Pemboran menembus batuan reservoir yang mengandung clay.
3. Terjadi invasi fluida pemboran ke dalam matrik batuan dan berakibat :
Timbul reaksi antara filtrate fluida pemboran dengan mineral clay dan menyebabkan terjadinya pengembangan clay dan menurunkan besarnya pori-pori efektif batuan.
Padatan pemboran masuk ke dalam matrik batuan dan menurunkan besarnya pori-pori batuan.
4. Permeabilitas batuan akan menurun.



PARAMETER UTAMA DALAM SIRKULASI FLUIDA PEMBORAN UNTUK SETIAP TEKNIK PEMBORAN



TEKNIK PEMBORAN
PARAMETER UTAMA DALAM SIRKULASI FLUIDA PEMBORAN
KETERANGAN




AIR GAS DRILLING



Menentukan kebutuhan volumetrik udara/gas untuk hole cleaning. Dengan Metode Angel, 1957.
Formula :
Qmin = Qo + NH
Qmin­ = Laju injeksi minimum, scfm
Qo = Laju injeksi di kedalaman nol yang disamakan dengan kecepatanannular 3000 fps, scfm.
N = Faktor yang tergantung pada laju penembusan
H = Kedalaman sumur, ribu-ft





MIST DRILLING




Menentukan kebutuhan volumetrik udara/gas untuk hole cleaning. Dengan Metode Angel, 1957.
Formula sama seperti air gas drilling, namun dilakukan koreksi, oleh karena adanya fasa cair. Langkahnya adalah sebagai berikut :
1. Tentukan ROP apperent (ROPe), ft/hr :
ROPe = 380 QL/D2
QL = Total laju cairan, bph
D = diameter bit, in
2. Tentukan ROP artificial (ROP’) untuk mengangkat cutting dan cairan.
ROP’ = ROPe + ROPd
ROPd = penetration rate yang diharapkan, ft/h.
3. Tentukan Qmin berdasarkan ROP’.



TEKNIK PEMBORAN
PARAMETER UTAMA DALAM SIRKULASI FLUIDA PEMBORAN
KETERANGAN


FOAM DRILLING
Menentukan kebutuhan volumetrik udara dan cairan serta tekanan injeksi.
Dilakukan dengan pembacaan grafik yang telah disediakan oleh :
¨1 Okbiri dan Ikoku, 1986, dengan backpressure.
¨2 Krug dan Mitchell, 1972, tanpa backpressure.





MIST DRILLING




Menentukan kebutuhan volumetrik udara/gas untuk hole cleaning.
Dilakukan dengan :
¨1 Pembacaan grafik yang telah disediakan oleh Poettman dan Bergman, 1955.
¨2 Persamaan yang dikembangkan oleh POettman dan Bergman, 1955.

1. Untuk Metode Stanpipe Injection
P2 = P1 + 0.052 hrd
2. Parasite String Injection
P2 = P1 + 0.052 hrd – 0.052 (h – hp) rf




Keterangan :
h = Kedalaman (TVD), feet
P1 = tekanan permukaan, psia (= 14.7 psi atau tekanan barometer setempat jika tidak ada back pressure)
P2 = Tekanan pada suatu kedalaman, psia (tekanan formasi ditambah tekanan barometer)
Qa = Laju gas (udara, nitrogen), Scf/bbl
Tavg = Temperatur annulus rata-rata, 0R
rd = Densitas fluida pemboran rata-rata yang diharapkan, ppg
rf = Densitas fluida pemboran, ppg
h = Kedalaman (TVD), ft
hp = Kedalaman parasite string (TVD), ft
P2 = Tekanan pada kedalaman parasite string, psia











AIR GAS DRILLING MIST DRILLING FOAM DRILLING GASFIELD LIQUID DRILLING FLOWDRILLING
Dengan udara, nitrogen, natural gas
Untuk hard rock drilling
ROP tinggi
Usia bit lama
Minimal water influx
Sloughing dapat terjadi
Downhole fire
Torsi/drag tinggi Dengan gas (kontinyu) dan air + surfactant (diskontinyu)
ROP tinggi
Formasi memproduksi sedikit air
Menurunkan mud ring
Sloughing dapat terjadi
Downhole fire
Torsi/drag tinggi Dengan air + surfactant (kontinyu) dan gas (diskontinyu)
Formasi memproduksi banyak air
Kapasitas pengangkatan sangat baik
Menurunkan problem sloughing dan downhole fire
Biaya tinggi
Korosi peralatan
Separasi permukaan sulit

Dengan air/lumpur (kontinyu) dan gas (diskontinyu)
Injeksi gas dalam string maupun annulus
Meminimalkan problem sloughing dan downhole fire
Problem drag/torsi dapat diminimalkan
Pemboran berarah dapat dilakukan
Korosi peralatan
Biaya untuk running parasite atau temporary casing Dengan air atau lumpur
Dilakukan dengan sistim terbuka atau tertutup
Meminimalkan problem sloughing
Unit MWD dan downhole motor dapat digunakan
Biaya peralatan permukaan
Keselamatan di lokasi bila produktifitas terlalu tinggi







PENGARUH SIFAT-SIFAT FLUIDA PEMBORAN TERHADAP LAJU PEMBORAN


SIFAT-SIFAT FLUIDA PEMBORAN PENGARUHNYA TERHADAP LAJU PEMBORAN



DENSITAS Densitas fluida pemboran akan menentukan besarnya tekanan hidrostatik fluida di dalam lubang bor. Tekanan hidrostatik fluida dalam sumur akan mempengaruhi kemampatan atau compressive strength daripada formasi batuan di bawah bit yang akan di bor. Semakin besar densitas fluida pemboran, semakin besar tekanan hidrostatik fluida pemboran, maka batuan akan semakin mampat atau mengalami penambahan compressive strength –nya, sehingga batuan makin sulit untuk dikorek oleh gigi bit dan kemajuan penembusan bit menjadi rendah.







VISKOSITAS Kekentalan atau viskositas fluida pemboran memang diperlukan untuk menahan serbuk bor jatuh kembali ke dasar sumur. Namun faktanya, dinyatakan bahwa makin besar viskositas fluida pemboran, laju pemboran akan makin rendah.
Viskositas fluida pemboran yang terlalu tinggi (kental) akan berakibat :
Ø1 Menambah kehilangan tekanan dalam sistim sirkulasi, oleh karen friksi terhadap dinding pipa/casing maupun dinding formasi. Hidrolika pada bit dan proses pembersihan dasar sumur menjadi jelek, sehingga laju penembusan akan rendah.
Ø2 Dibutuhkan tekanan sirkulasi yang besar sehingga kemungkinan akan terjadi breakdown, bila tekanan rekah formasi dan berpotensi terjadi hilang sirkulasi.
Ø3 Filtrate akan lebih sulit meresap ke dalam batuan untuk mengisi ruangan yang telah ditinggalkan serbuk bor, sehingga batuan suah untuk ditembus.
Ø4 Viskositas yang tinggi akan menjadi bantalan bit di atas batuan dan fungsi pelumasan bit tidak efektif, sehingga menghalangi proses penghancuran batuan dan selanjutnya laju penembusan akan rendah.








FILTRATE LOSS Keuntungan adanya filtrate loss :
Masuknya filtrate fluida pemboran ke dalam formasi di sekitar bit akan melunakkan batuan yang akan dibor dan yang lebih penting adalah mempercepat penetralan (memimnimalkan perbedaan tekanan antara tekanan hidrostatik fluida pemboran dengan tekanan formasi. Dengan perbedaan tekanan yang kecil dan kondisi batuan yang menjadi lunak, maka bit akan semakin mudah untuk menghancurkan batuan, sehingga laju penembusan akan semakin cepat.
Kerugian adanya filtrate loss yang tinggi pada overbalance drilling :
Filtrate loss akan menghasilkan filtrate cake, dimana akan semakin tebal selama proses filtrasi masih terjadi. Filtrate cake yang tebal dapat menyebabkan drillstring terjepit, kegiatan operasi pemboran akan terhambat dan akan menambah waktu pemboran.




KADAR MINYAK Kandungan minyak dalam fluida pemboran akan bermanfaat dalam :
Ø1 Memeperbaiki pelumasan pada bit dan drillstring, sehingga kerja bit akan efektif, problem drag dan torsi yang tinggi dapat diminimalkan.
Ø2 Mencegah bit balling, sehingga kerja bit akan lebih efektif.
Ø3 Meminimalkan terjadinya problem shale, oleh karena minyak yang tidak reaktif terhadap shale.
Berbagai problem dapat dicegah atau diminimalkan, sehingga waktu pemboran lebih cepat.



SIFAT-SIFAT FLUIDA UNDERBALANCE DRILLING
MENCEGAH PROBLEM PEMBORAN DAN KERUSAKAN FORMASI

SIFAT-SIFAT FLUIDA PEMBORAN ALASAN DAPAT MENCEGAH PROBLEM
PEMBORAN DAN KERUSAKAN FORMASI










DENSITAS Semakin rendah densitas fluida pemboran, semakin rendah tekanan hidrostatik fluida dalam lubang bor yang rendah dari tekanan formasi. Dengan tekanan hidrostatik fluida pemboran yang rendah dari pada tekanan formasi. Maka:
1. Formasi batuan di bawah bit tidak mengalami penambahan compressive strength oleh berat fluida pemboran, batuan mudah di hancurkan dan laju penembusan akan tinggi.
2. Meminimalkan proses regriding bit oleh karena tidak adanya gaya penahan oleh berat fluida pemboran terhadap cutting di depan bit. Umur bit dapat di tingkatkan dan laju pemboran akan semakin cepat.
3. Mencegah terjadinya problem hilang sirkulasi (lost circulation ) ataupun filtration loss pada dinding lubang bor yang dapat menciptakan filter cake dan dapat menjepit drillstring.
4. Akan terjadi inflow aliran fluida formasi dan tekanan inflow ini akan membantu pembersihan lubang bor
5. Infasi fluida pemboran ke dalam batuan reservoir dapat diminimalkan, sehingga dapat mencegah tingkat kerusakan formasi yang lebih besar.




SIFAT-SIFAT FLUIDA PEMBORAN ALASAN DAPAT MENCEGAH
PROBLEM DAN KERUSAKAN FORMASI







VISKOSITAS Fluida underbalance cenderung memiliki viskositas yang rendah, sehingga :
1. Cenderung terbentuk aliran turbulen yang memiliki kecepatan tinggi dan terdistribusi secara merata di seluruh titik, sehingga akan mencegah pengendapan cutting dan memperbaiki pembersihan cutting di dalam lubang bor, problem terjepitnya drillstring dan drag ataupun torsi yang tinggi dapat diminimalkan, selanjutnya laju pemboran akan lebih cepat.
Akan meminimalkan kehilangan tekanan friksi dalam sistem sirkulasi, daya pancar yang dihasilkan pada nozzle bit akan lebih tinggi dan kecepatan fluida pada bit maupun di dalam annulus akan lebih besar, sehingga pembersihan cutting di bawah bit ataupun di dalam annulus lebih cepat dan laju penembusan akan lebih cepat. Proses regriding bit dan keausan gigi bit dapat di hindari, sehingga usia bit dapat lebih lama.
FILTRATE LOSS Filtrate loss fluida pemboran adalah merupakan fungsi dari densitas dan viscositas serta karakteristik batuan .
1. Semakin rendah viskositas fluida, maka filtrate loss semakin cepat . filtrate loss dalam underbalance driling terjadi di sekitar bit, terutama di bawah bit, sebagai dampak dari tenaga jet fluida dari nozzle bit yang tinggi. Filtrate loss di bawah bit akan melunakan permukaan batuan, sehingga batuan semakin mudah di bor dan laju penembusan bit yang tinggi.
Dengan densitas fluida yang rendah, maka penembusan filtrate yang lebih jauh dapat diminimalkan, sehingga kerusakan formasi yang lebih besar dapat di cegah.

SIFAT-SIFAT FLUIDA PEMBORAN ALASAN DAPAT MENCEGAH PROBLEM PEMBORAN DAN KERUSAKAN FORMASI


KADAR MINYAK Bila underba;ance drilling menembus batuan reservoir, inflow minyak ke dalam lubang bor akan terjadi. Inflow minyak tersebut memberikan keuntungan ganda dalam operasi pemboran, diantaranya adalah :
1. Menurunkan berat kolom fluida di dalam lubang bor, oleh karena ia memiliki denstas yang lebih rendah dari air. Tekanan hidrostatik menjadi lebih rendah dan selanjutnya compressive strength pada formasi batuan dapat diminimalkan, sehingga akan meningkatkan laju penembusan bit.
2. Inflow minyak akan memperbaiki pelumasan drillstring dan bit, sehingga problem shale, bit balling dan drag ataupun torsi yang tinggi dapat dicegah atau diminimalkan. Berbagai problem diminimalkan, selanjutnya laju pemboran akan semakin cepat.
3. Bila inflow minyak merupakan hidrokarbon ringan, maka akan menurunkan densitas dan viskositas fluida pemboran di dalam annulus. Kehilangan tekanan dalam annulus dapat diminimalkan, sehingga akan meningkatkan kapasitas pengangkatan fluida pemboran dan pembersihan lubang bor menjadi lebih baik, selanjutnya laju pemboran akan semakin cepat.


PERBEDAAN PEMBORAN OVERBALANCED
DENGAN PEMBORAN UNDERBALANCED


KRITERIA OVERBALANCED UNDERBALACED
1. Kondisi tekanan dalam lubang bor Tekanan hidrostatik lumpur mengimbangi tekanan formasi Tekanan hidrostatik lumpur lebih kecil dari tekanan formasi
2. Jenis Lumpur Semua jenis lumpur Semua jenis lumpur yang digasifikasi
3. Jenis Formasi Semua jenis formasi - Formasi yang memiliki kemungkinan lost circulation.
- Zona-zona yang memiliki permeabilitas antar butir di atas 1000 md.
- Formasi yang mempunyai rekahan-rekahan alami, celah-celah ataupun rongga-rongga di dalamnya.
- Formasi bertekanan rendah.
- Formasi keras


PEMBAHASAN

Untuk menentukan drawdown optimum, maka dihitung tekanan dasar sumur pada kedalaman tegak 5951 feet untuk berbagai harga kombinasi laju alir lumpur dasar (lumpur dasar yang dipakai adalah air denga densitas 8,33 ppg) dan laju injeksi gas yang dipakai (gas yang dipakai Nitrogen dengan specific gravity 0,97). Dari hasil perhitungan dapat dilihat dengan bertambahnya laju injeksi gas akan menurunkan tekanan dasar sumur. Hal ini karena densitas campuran cairan-gas menurun dengan bertambahnya laju injeksi Nitrogen.
Untuk pengoperasian underbalanced, pemilihan kombinasi laju alir air dan laju injeksi Nitrogen dapat dipilih dari area operasional grafik tersebut.
Dari grafik dapat dilihat tekanan maksimal sebesar 2113 psi (pressure drawdown = 250 psi) dan tekanan minimal 1863 psi (pressure drawdown 500 psi).
Berdasarkan grafik ”Penentuan Pressure Drawdown Optimum” pemilihan laju alir air dan laju injeksi gas dipermukaan agar tercapai kondisi optimum adalah sebesar 188 gpm dan 399 scfm. Pemilihan laju alir air dan laju injeksi gas dipermukaan ini menghasilkan tekanan dasar sumur sebesar 2058 psi (pressure drawdown 305 psi).
Dengan kombinasu laju alir ait dan laju injeksi Nitrogen dihitung kecepatan minimal fluida aerasi untuk pengangkatan serbuk bor, dari hasil perhitungan didapat kecepatan minimal fluida aerasi untuk pengangkatan serbuk bor sebesar 180 feet/menit.
Pada pemboran underbalanced sumur X dipakai mud motor yang mempunyai kapasitas laju alir yang melewati motor (flow through motor) minimal 175 gpm dan maksimal 275 gpm, dimanan dari hasil perhitungan menghasilkan tekanan dasar sumur (BHP) 0,00487 psi sampai 2578,0531 psi.
Hasil perhitunga kombinasi laju alir air dan laju injeksi Nitrogen dipermukaan, perhitunga kecepatan minimal fluida dan perhitungan mud motor diplot pada grafik yang sama (lampiran B.10). TEORI DASAR PEMBORAN UNDERBALANCED


3.1 Definisi Pemboran Underbalanced
Pemboran underbalanced adalah pemboran dimanan tekanan dasar sumur lebih kecil dari pada tekanan formasi, sehingga ada influx formasi secara kontinyu ke permukaan. Karena itu pemboran underbalanced sering disebut sebagai ”flow drilling”
Suatu sumur dikatakan balanced jika tekanan kolom lumpur pada lubang sumur besarnya dengan tekanan formasi. Biasanya pada operasi pemboran, tekanan fluida pemboran didesain lebih besar dibandingkan dengan tekanan formasi, kondisi inilah yang dikenal dengan overbalanced kondisi tekanan formasi setiap saat selalu lebih tinggi dibandingkan dengan tekanan kolom lumpur. Biasanya tekanan hidrostatik yang diperlukan adalah sekitar 100 – 200 psi di bawah tekanan formasi.
Secara garis besar pemboran underbalanced dilakukan dengan dua tujuan, yaitu :
- Memaksimalkan perolehan hidrokarbon
- Meminimalkan masalah-masalah yang ditemukan selama pemboran
Pemboran underbalanced memiliki keuntungan-keuntungan dibandingkan dengan pemboran overbalanced, yaitu :
meningkatkan laju penetrasi dan umur pahat
mengurangi kemungkinan terjepitnya drill pipe
meminimumkan lost circulation
meningkatkan formation evaluation
menaikan produktivitas sumur
Mengurangi atau menghindarkan keperluan stimulasi dikemudian hari.
Selain keuntungan, pemboran underbalanced juga mempunyai beberapa kerugian, yaitu :
1. Masalah stabilitas dan konsolidasi lubang sumur
2. Masalah safety dan pengontrolan sumur pada kondisi tekanan tinggi
3. Drilling cost lebih tinggi
4. Kompatibilitas dengan sistem MWD konvensional
5. Berat rangkaian meningkat akibat berkurangnya gaya apung.
6. Kemungkinan meningkatnya drag dan torsi.

3.2 Penilaian Kriteria Reservoir
Sebelum melakukan opearsi underbalance, perlu dilakukan studi mengenai treservoir-resevoir yang akan dibor. Apakah pemboran underbalanced ini cocok diaplikasikan atau tidak.
Kriteria reservoir yang baik untuk opearsi pemboran underbalanced, yaitu :
Formasi-formasi yang biasanya mengalami kerusakan selama pemboran dan komplesi.
Formasi yang cenderung terjadi di9fferential sticking.
Formasi dengna zona loss circulation atau invasi fluida selama pemboran atau komplesi.
Formasi sensitif yaitu formasi yang mengandung terdapat shaleyang sensitif terhadap air dan akan lebih stabila apabila menggunakan fluida udara, gas, mist atau foam.
Formasi yang jika dibor secara overbalanced drilling menghasilkan ROP yang sangat rendah.

Kriteria reservoir yang kurang baik untuk operasi pemboran underbalanced, yaitu :
Sumur-sumur yang memerlukan biaya sangat rendah bila dibor secara pemboran overbalanced.
Reservoir-reservoir dengan permeabilitas rendah.
Formasi tidak terkonsolidasi dengan baik
Stabilitas lubang bor rendah.

3.3 Teknik Pemboran Underbalanced
Fungsi utama dari sirkulasi fluida pemboran underbalanced adalah untuk mengeluarkan serbuk bor dari lubang bor. Ada banyak teknik pemboran underbalanced yaitu dry air drilling, nitrogen drilling, natural gas drilling, mist drilling, stable foam drilling, stiff foam drilling, gasfield liquids, flowdrilling, mudcap driilling, snub drilling dan closed systems. Tabel 3.1 menunjukan densitas dari fuida pemboran yang biasa dipakai pada berbagai teknik pemboran underbalanced. Masing-masing teknik underbalanced drilling juga membutuhkan peralatan dan operasional yang berbeda. Pada sub bab ini akan diuraikan hanya mengenai teknik pemboran underbalanced yaitu flow drilling.
Tabel 3.1 Densitas Lumpur Pemboran

Deskripsi Fraksi Cairan (%) Densitas (ppg)
Gas - 0,01 – 0,1
Mist < 2,5 0,1 – 0,3
Foam 2,5 - 25 0,3 – 3,54
3,5 – 6,95
Gasfield/Aerated > 25 4,0 – 6,95
Liquid 100 6,95 – 19,0

3.4 Sistem Fluida Pemboran Pada Underbalanced Drilling
Pemilihan sistem fluida pada underbalanced drilling merupakan hal penting untuk mencapai keberhasilan dalam operasi underbalanced drilling.
1.4.1 Fluida Kompresibel (Dua Fasa)
Pada pemboran yang menggunakan fluida kompresibel, umumnya fluida air atau lumpur kemudian dicampur atau diganti gas. Fluida-fluida kompresbiel ini meliputi : udara, mist, foam dan aerated mud.
1.4.1.1 Fluida Gas
Pada awalnya fluida yuang banyak digunakan adalah udara, namun pada saat ini penggunaannya tidak dilanjutkan, hal ini dikarenakan oleh kombinasi natural gas dan oksigen dapat bersifat eksplosif, sehingga saat ini penggunaannya digantikan dengan nitrogen.
Pemboran dengan fluida gas memiliki karakteristik tertentu, antara lain :
- ROP yang tinggi
- Umur pakai bit lebih lama
- Penyemenan yang lebih baik
- Kecepatan di annulus sangat berperan dalam pengangkatan serbuk bor.

1.4.1.2 Mist Drilling
Sistem mist ini dibentuk dengan menambahkan liquid dalam jumlah kecil ke dalam sistem gas. Liquid yang dimasukkan ke dalam gas ii akan terdispersi menjadi droplet-droplet kecil. Sistem ini memiliki ciri-ciri sebagai berikut :
- Hampir sama dengan sistem gas, tetapi dengan tambahan liquid
- Bergantung pada kecepatan di annulus untuk mengangkat serbuk bor
- Volume liquid digunakan lebih banyak, sekitar 30% - 40% lebih banyak dari gas.
- Tekanan fluida pemboran yang dihasilkan umumnya lebih tinggi dari gas.
- Perbandingan gas-liquid yang tidak tepat akan menyebabkan runtuhnya lubang bor.
1.4.1.3 Foam Drilling
Bila ke dalam fluida pemboran ditambahkan lebih banyak lagi liquid dan surfactant maka akan terbentuk foam. Salah satu masalah yang ditemukan dalam penggunaan foam ini adalah apabila foam tersebut sukar untuk dipecahkan pada saat kembali ke permukaan sehingga akan mempersulit pemisahaan fluida di separator. Namun saat ini telah ditemukan sistem foam yang mudah untuk dipecah dan juga mudah untuk dijadikan foam kembali sehingga foaming agent yang digunakan untuk memecah dan membuat foam.
Kualitas foam di permukaan yang digunakan berkisar 80% sampai 95% dimana 80% - 95% berupa gas dan sisanya adalah liquid, dikarenakan oleh tekanan hidrostatik pada kolom annulus, maka di dalam sumur kualitas foam di bottom hole menurun menjadi sekitar 50 – 60%.
Karateristik dari sistem foam :
- Memiliki kapasitas pengangkatan serbuk bor lebih tinggi
- Laju pompa rendah karena kemampuan pengangkatan serbuk bor yang baik


1.4.1.4 Gasfield System
Bila sistem foam terlalu ringan untuk sebuah sumur, maka sistem gasfield dapat digunakan. Dalam sistem ini fasa liquid/cairan digasifikasikan untuk menurunkan densitasnya.
Penggunaan fasa gas dan liquid sebagai sistem sirkulasi akan membuat program hidroliknya menjadi lebih kompleks. Perbandingan gas liquid yang digunakan harus tepat, jika gas yang digunakan terlalu banyak maka akan menyebabkan runtuhnya lubang sumur dan sebaliknya jika kurang akan terjadi kondisi overbalanced.
Sistem ini memiliki ciri-ciri sebagai berikut :
- Pada umunya gas yang diperlukan sedikit
- Kecepatan fluida, khususnya di permukaan relatif rendah
- Mengurangi keausan dari peralatan dalam lubang bor maupun di permukaan.

1.4.2 Fluida Satu Fasa
Umumnya jika memungkinka, air dapat digunakan dalam underbalanced drilling. Namun bila terlalu berat dapat digantikan dengan minyak. Minyak yang digunakan dapat berupa solar mapupn crude oil. Namun jika formasi yang ditembus saat berlangsunya pemboran menghasilkan crude oil, maka sistem sirkulasinya akan menjadi crude oil.

1.5 Pemboran Underbalanced Flowdrilling
Istilah pemboran Underbalanced Flowdrilling4) adalah operasi pemboran dimana akan ada aliran fluida formasi ke permukaan selama pemboran dan fluida pemborannnya cairan (water,solar) tanpa gas. Dengan flowdrilling akan ada cairan hidrokarbon, gas atau air ikut naik ke atas dengan fluida pemboran dan ini akan ditangani di permukaan. Kontrol tekanan kepala sumur dilakuakn di permukaan dan bukan dibawah seperti pada penanganan tekanan pada pemboran overbalanced kalau ada gas kick. Tujuan utama flowdrilling adalah menghasilkan kerusakan formasi dan lost circulation.
Tekanan dasar sumur yang terjadi pada pemboran flowdrilling lebih tinggi dari pada metode pemboran underbalanced dengan menggunakan sistem fluida lainnya (gas, mist, foam, dan gasfield). Batas flowdrilling adalah bagaimana aliran fluida di permukaan bisa ditanggulangi dengan peralatan yang ada. Bahkan permeabilitas besar, laju besar atau bertekanan besar bisa dilkukan dengan flowdrilling kalau peralatan permukaan memenuhi. Tanpa perlu injeksi gas, maka peralatan juga semakin sedikit, selain itu pembacaan MWD dan mud motor tidak jadi persoalan.
Flowdrilling didesain hanya untuk formasi-formasi yang berstruktur stabil, bukan untuk formasi pasir atau shale yang tidak kompak. Dalam flowdrilling masalah-masalah penanganan sumur diatasi di permukaan. Sebuah sumur yang berproduksi diatasi dengan cara tidak dimatikan selama pengeboran.
Seluruh teknik tergantung pada operasi pengeboran seperti sirkulasi maupun pengeboran. Didalam teknik flowdrillling dimungkinkan memproduksikan minyak dan gas selama pengeboran, proses tersebut dilakukan dengtan memasang suatu rotating head di atas BOP stack dengan suatu flowline bertekanan tinggi, RCH valve dan suatu sistem di permukaan yang didesain untuk memisahkan fluida pemboran, serbuk bor, minyak dan gas.
Rotating head dibutuhkan untuk mengalirkan minyak, gas, dan serbuk bor serta fluida pemboran yang bertekanan ke sistem di permukaan pada saat pemboran dilakukan. Flowdrilling digunakan untuk membuat lubang sumur mengalami underbalanced sehingga terbebas dari kerusakan formasi, differential sticking dan meminimalkan hilang sirkulasi.

1.5.1 Mendapatkan Kondisi Underbalanced
Agar underbalanced drilling terjadi, maka tekanan dasar sumur harus lebih kecil dari tekanan formasinya. Karena batas underbalanced sering terlalu dekat dengan tekanan formasi, maka bisa saja kadang-kadang terjadi overbalanced, terutama kalau ada beberapa zona dan yang satu kecil dan yang satu agak besar tekanannya. Aliran dari dasar sumur yang mengalir adalah minyak atau gas, maka tekanan dasar sumur akan berkurang dan aliran akan meningkat lajunya. Gambar 3.1 memperlihatkan pemboran horizontal dengan menggunakan sistem pemboran underbalanced pada formasi yang memiliki rekahan alamiah.



1.5.2 Fluida Pemboran Underbalanced Flowdrilling
Kondisi yang diinginkan pada underbalanced flowdrilling adalah tekanan sumur selalu di bawah tekanan formasi dan minimum sumurnya tetap stabil (tidak ada formasi gugur) oleh karena itu densitas lumpur harus dipilih yang berada dirange ini.
Fluida dasar pemboran harus terdiri dari fluida yang bersih padatan, viscosifier harus terhindarkan kalau mungkin sebab hal ini akan mempersulit pemisahan fluida kalau ada produksi hidrokarbon dan sulit untuk terpisah dari fluida dasar pemboran dipermukaan.
Banyak polimer akan menyebabkan emulsi. Juga perlu dihindarkan lubricant additive untuk mengurangi trque dan drag dengan fluida bersih ini. Konsentrasi bentonite harus dikurangi, kalau untuk menutupi zona loss rekahan dimana untuk sumur bertemperatur tinggi lumpur bentonite bisa menjadi gel keras dan tidaj akan bisa dialirkan kembali.
Untuk membersihkan lubang bor cukup dengan mengalirkannya turbulent dan kecepatannya tinggi tanpa viscosifier. Pada flowdrilling ini adanya aliran dari formasi akan membantu mempercepat aliran.
Kecepatan pada sumur horizontal dan directional harus lebih cepat lagi. Kalau lubang berdiamater besar karena adanya korosi atau gugur maka baru diperlukan viscosifier.


1.5.3 Peralatan Khusus
Pada dasarnya peralatan yang digunakan pada underbalanced flow drilling hampir sama dengan peralatan pada pemboran overbalanced. Karena pada underbalanced flowdrilling pelaksanaan pemboran dapat dilakukan sambil memproduksikan fluida formasi yang keluar maka peralatan tambahan yang digunakan harus bisa menangani hal-hal tersebut.

3.5.3.1 Rotating Blow Out Preventer (RBOP)
Rotating Blow Out Preventer RBOP) dipasang di atas BOP. RBOP ini berfungsi untuk mengatur aliran balik dari dalam lubang bor. Pada saat beroperasi mampun menahan tekanan balik dari formasi sampai 2500 psi. RBOP ini terdiri dari beberapa komponen, yaitu :
Rotating Control Head (RCH) Bowl
RCH Bowl dipasang di atas BOP stack dengan menggunakan sambungan bottom flange, dalam hal ini 13 5/8” – 5000 psi. RCH bowl sendiri mempunyai ukuran 7 1/16” dan tekanan kerja sebesar 5000 psi. Semua sambungan flange harus sesuai dengan standart API.



Rotating Control Head (RCH) Bearing Assembly
Rotating Bearing Assembly diletakkan/didudukan di RCH Bowl dan dikunci dengan menggunakan Hydraulic Operated Clamp untuk menjaga annulus. RCH Bearing Assembly terdiri dari dua stripper-rubber yaitu Top Rubber dan Bottom Rubber yang dipasang di dalam Bearing Assembly. Bottom Rubber yang dipasang di dalam Bearing Assembly.
Bottom Rubber berfungsi sebagai penahan awal dari meningkatnya tekanan lubang bor dan selanjutnya ditahan oleh Top Rubber. Kedua stripper-rubber ini berfungsi untuk melindungi drillstring ketika berputar di dalam RBOP dan didesain untuk semakin melekat ketika tekanan lubang bor meningkat.
Jadi stripper-rubber ini berupa karet yang dapat melekatkan drillstring secara aktif. Stripper-rubber harus diganti bila sudah tidak mampu memegang rangkaian drillstring.
Ukuran stripper-rubber ini juga dapat diganti ukurannya sesuai dengan ukuran drillstring yang melaluinya. Di atas Top Rubber masih terdapat kelly driver bila menggunakan meja putar dan bila menggunakan top drive maka kelly driver ini tidak dipasang.

3.5.3.2 Separator
Separator yang dipakai pada pemboran underbalanced biasanya merupakana separator horizontall 4 fasa yang dapat memisahkan gas, air, minyak dan serbuk bor. Tekanan kerja separator antara 175 – 250 psi dengan kapasitas 160 bbls. Sanggup menangani aliran gas sebesar 65 mmcfd dan aliran minyak sebesar 40.000 bopd.

3.5.3.3 Choke Manifold
RBOP mengarahkan aliran ke choke manifold. Aliran fluida, yang dihasilkan dari pemboran, serbuk bor, fluida pemboran, gas injeksi dan hidrokarbon yang terproduksi masuk melalui satu dari dua choke valve. Choke dioperasikan secara remote.

3.5.3.4 Float Valve
Biasanya dua float valve yang dipasang di drillstring, satu dipasang di atas bit dan satu dipasang dekat permukaan. Float valve yang dipasang di atas bit berfungsi untuk menahan aliran balik dari annulus menuju drillstring dan juga berfungsi untuk menahan aliran gas menuju drillstring ketika operasi tripping. Float valve yang dipasang di atas bit biasanya yang bertipe dart. Untuk float valve disebut juga string float, dipasang dekat permukaan (3000 – 4000 ft dari permukaan) berfungsi menahan aliran balik gas injeksi ke rig ketika dilakukan penyambungan float valve yang dipasang didekat permukaan ini biasanya bertipe flapper.

1.5.4 Prosedur Standar Operasi
Flowdrilling digunakan untuk membuat lubang sumur mengalami underbalanced sehingga terbebas dari formation damage, drill pipe differential sticking dan meminimalkan lost circulation. Operasi pemboran harus mengusahakan agar keadaan underbalance tetap aman dan tidak banyak hambatan.
Mula-mula waktu mengebor dibawah kaki casing arus balik harus dikirimkan ke shale shaker. Segera setelah fluida formasi mulai mengalir ke sumur dengna flowdrilling maka aliran balik harus ditujukan ke choke manifold pada separator permukaan.
Tekanan maksimum permukaan harus diketahui sebelum pemboran, tentunya hal ini tergantung rating RBOP. Jika tekanan operasi mencapai rating ini maka harus diusahakan mengurangi tekanan tersebut. Ini dapat dilakukan dengan menutup sumur dan melakukan bullheading cairan ke annulus. Jalan lain influx tersebut dikeluarkan melalui choke. Sekali tekanan permukaan dapat dikendalikan dan stabil maka pemboran tersebut bisa berjalan kembali.
Jika tekanan di annulus naik waktu diadakan connection atau trip dan sirkulasi dihentikan mungkin karena adanya gas influx besar naik ke atas dalam hal ini menaikan viscositas fluida pemboran dapat mengurangi kenaikan tekanan. Tetapi pemisahan gas dari fluida pemboran akan sulit di permukaan.
Prosedur khusus harus dilakukan pada flowdrilling untuk connection dan tripping dimana akan membutuhkan waktu lebih lama daripada kalau pemboran buasa. Bila membuat sambungan maka tekanan pada drill pipe harus dilepaskan dahulu di atas drill string float paling atas. Satu atau lebih float dipasang untuk memberikan efek check valve dan mencegah aliran balik karena tekanan underbalanced. Float valve yang dipasang setiap 12 joint akan memberikan cara terbaik untuk tripping dan connections.
Setelah underbalanced drilling ini selesai maka completion juga harus dilakukan secara underbalanced. Tidak ada gunanya pemboran underbalanced tetapi completionnya overnalance kecuali fluida drillingnya diganti ke fluida completion.

1.5.5 Batasan Penggunaan Flowdrilling
Penggunaan flowdrilling mempunyai batsan-batasan di lapangan, yaitu :
Tekanan annulus terlampaui tinggi/tidak pasti
Kalau tekanan formasi dan lajunya terlalu tinggi maka peralatan di permukaan tidak sanggup menahan tekanan lagi dimana kapasitas peralatan untuk mengalirkan fluida balik telah terlampaui. Ukran peralatan di permukaan yang benar akan dapat menahan laju produksi dari formasi tersebut. Kalau ini salah dan lajunya terlalu tinggi, maka tidak mungkin pemboran underbalanced dipertahankan. Aliran bisa dipaksa masuk kembali ke formasi.
Laju ada dua cara penyelesaian masalah ini, pertama menaikan densitas fluida pemboran atau kedua merubah teknik pemboran menjadi overbalanced.
Tekanan formasi yang tidak pasti sebenarnya tidak ciocok untuk flowdrilling karena tidak bisa menentukan apakah tejadi underbalanced atau tidak. Biasanya pada horizontal well tekanan sudah diketahui sehingga flowdrilling memang cocok untuk diaplikasikan.
Sumur tidak stabil
Pemboran underbalanced Flowdrilling mempunyai densitas fluida lebih tinggi dari cara enlightening yang lain. Formasi lemah atau mudah gugur bisa di bor dengan lebih aman tetapi kalau masih tidak mampu menahan keguguran formasi maka flowdrilling tak bisa dipakai. Selanjutnya adanya laju fluida pemboran yang tinggi di annulus bisa mengerosi dinding sumur akibatnya flowdrilling tidak cocok untuk formasi unconsolidated.