Lumpur Berbasis Air Rendah Padatan dan Tahan Temperatur Tinggi Bagi Pemboran di Formasi Serpih
DOI:
https://doi.org/10.29017/LPMGB.48.2.1217Keywords:
Lumpur pemboran, lumpur densitas tinggi, shale gasAbstract
Tulisan ini membahas mengenai fl uida pemboran untuk formasi serpih. Selama ini permasalahan dalam
pemboran banyak terkait dengan ketidakstabilan lubang sumur di lapisan serpih. Hal ini menjadi perhatian
mengingat meningkatnya usaha eksplorasi serpih gas yang merupakan upaya dalam mencari sumber energy
alternative. Tujuan dari penelitian yang sudah dilakukan adalah untuk mencari formulasi fl uida pemboran
berbasis air yang kompatibel dengan formasi serpih, dalam arti tidak mengakibatkan ketidakstabilan lubang
sumur. Untuk itu dilakukan pengujian terhadap beberapa formulasi lumpur, dalam interaksinya dengan
perconto shale, dengan menggunakan linear swell tester (LSM). Disamping itu juga dilakukan analisa
terhadap mineralogy perconto dengan menggunakan metoda x-ray diffraction (XRD), untuk mempelajari
sensitivitas masing-masing mineral terhadap berbagai formula fl uida pemboran yang dirancang. Hasil
dari penelitian ini adalah formulasi fl uida pemboran yang diberi nama Brine Mud. Dibandingkan dengan
lumpur KCl Polimer yang biasa dipakai, Brine Mud memberikan hasil LSM yang lebih baik.
References
American Petroleum Institute (2010) â€API Petroleum
And Natural gas Industries Field Testing Of Drilling
Fluids â€, Specifi cation 13-B1.
Brady, M.E. & Craster, B. J, (1988) “Highly Inhibitive,
Low-Salinity Glycol Water-Base Drilling Fluid for
Shale Drillingâ€, SPE Paper #46618.
Breden, D., Dougan, C., Shank, D., & Summers, S.,
(2011) “Newpark Drilling Fluidâ€, LLC, AADE-11-
NTCE-39, Haynesville Performance Review: Unique
Clay Free Water Base Mud Polimer Drilling.
Blatt, H , Middleton, H & Murray, R.C (1972). Origin
of sedimentary rocks. Prentice-Hall, Englewood
Cliffs, N.J
Chenevert, M.E. (1970) “Shale Control with Balanced
Activity Oil Mudsâ€, JPT Trans AIME, Vol. 249, pp
-1316, October.
Ewy, R.T. & Morton, E.K. (2009) “Wellbore Stability
Performance of Water Based Mud Additivesâ€, SPE
was prepared for presentation at the 2008 SPE
Annual Technical Conference and Exhibition held in
Denver, Colorado, USA, September 21-24.
KESDM (2013) “Unconvensional oil and gas potential in
Indonesia with special attention to shale gas and coal
bed methaneâ€, Badan Geologi.
Khodja, M., Canselier, J.P., Bergaya, F., Fourar, K.
dan Khodja, M.Colaut N, & Benmounah A. (2010)
“ Shale Problems And Water-Based Drilling Fluid
Optimisation in The Hassi Messaoudâ€.
Lal, M.,(1999) :â€Shale Stability: Drilling Fluid Interaction
and Shale Strengthâ€, SPE54356 paper presented
at SPE Latin American and Caribbean Petroleum
Engineering Conference, Caracas, Venezuela, 21–23
April 1999.
Meng, Y.F., Jiao, D. &Wu, SR. (1996) “Affection of
Shale Hydration for Stress Sensitive Gas Reservoir
Productionâ€, SPE Paper #35602.
Mody, F.K. & Hale, A.H. (1993) “Borehole-Stability
Model to Couple the Mechanics and Chemistry of
Drilling-Fluid/Shale Interactionsâ€, J. Pet. Tech., Vol.
, pp 1093-1101.
O’Brien, D.E. & Chenevert, M.E. (1973), “Stabilizing
Sensitive Shales with Inhibited, Potassium-Based
Drilling Fluidsâ€, J. Pet. Tech. Vol. 25, pp: 1089-
Osisanya, S.O. & Chenevert M.E. (1996) “Physico-
Chemical Modelling of Wellbore Stability in Shale
Formationsâ€, The Journal of Canadian Petroleum
Technology, Vol.35(2), pp 53-63, February.
Rojas, J.C., Clark, D.E.,; Greene B, & Zhang J.,(2006);
AADE-06-DF-HO-11, Optimized Salinity Delivers
Improved Drilling Performance,
Tare, U. & Mody, F. (2000) “Stabilizing boreholes while
drilling reactive shale formations with silicate base
drilling fl uidâ€. Journal of Drilling Contractor, May/
June 2000
