Vol 7. No.1 Juli 2016
PERHITUNGAN TRAJECTORY PADA DIRECTIONAL DRILLING SUMUR GEOTHERMAL AL2 DI PT. PERTAMINA DRILLING SERVICE INDONESIA
1) Sefilra Andalucia, 2) Aldhi  Priambudi
1,2) Program Studi Tek nik  Ek splorasi Produk si Migas, Jurusan Tek nik  Perminyak an Politek nik  Ak amigas Palembang Jl. Kebon Jahe, Komperta Plaju, Palembang, Indonesia Email : andalucia@pap.ac.id

## Abstrak
Design  Trajectory  merupak an langk ah awal sebelum dilak ukannya pemboran berarah atau sebagai acuan untuk  pelaksanaan program pemboran, dari penentuan azimuth, sudut inklinasi, penentuan Kick Of  Point, dan penentuan panjang total lintasan yang dipredik si dari perhitungan dan analisa formasi. Sehingga saat  operasi  pemboran  berlangsung d riller mampu  meminimalisir  k esalahan yang akan dibuat k arena ada proyek si sebagai acuan. Dalam penentuan parameter parameter yang ak an dicari, metode radius k elengk ungan digunakan dalam perhitungan manual design trajectory ini, dimana hasil yang didapat dari penentuan KOP adalah 200 mTVD dengan ink linasi sebesar 40.33 o dan azimuth yang diperoleh sebesar N 239.98 o E. Model lintasan pemboran ini menggunakan tipe Build and Hold k arena nilai R  adalah 859.87 meter  yang lebih k ecil dari panjang  displacement horizontal sepanjang 1620 meter.  Pembelajaran serta  pemahaman mengenai  design trajectory pada lok asi Hululais AL-2,  Rig PDSI #43.3/AB1500.E ak an membahas perhitungan design dari lintasan pemboran dari surface hingga target sumur yang telah ditentuk an demi berlangsungnya operasi pemboran di Hululais.
Kata  kunci : Design Trajectory, Mathematic Directional Drilling, Pemboran.

## 1. Pendahuluan
Dalam  melakukan  proses  pemboran  suatu formasi,  seharusnya  selalu  menginginkan  arah lubang  bor  yang tegak/vertikal.  Arah  lubang  yang vertikal,  secara  operasinya  lebih  mudah,  dan umumnya  membutuhkan  biaya  yang  relatif  mura h dibanding dengan melakukan  pemboran  horizontal. Akan tetapi, letak suatu formasi kadang berbeda jauh dengan  kondisi  yang  diinginkan,  sehingga  harus dilakukan  pemboran  berarah.  Faktor  yang menjad i sebab  dilakukannya  pemboran  berarah  karena kondisi  permukaan,  alasan  geologi,  ekonomi,  dan alasan  lainnya.  Jadi  pemboran  berarah  hanya dilakukan alasan  dan  keadaan  khusus  saja. Pemboran  berarah  adalah  teknik  pemboran  dengan lintasan  pemboran  yang  diarahkan  mengiku t i lintasan  yang  telah  direncanakan  menuju  kearah tertentu  untuk  mencapai target  yang  telah ditentukan.
Tujuan    penelitian  di  PT.  Pertamina  Drillin g Service Indonesia adalah:
1. Mengetahui panjang lengkungan yang terbentuk dari KOP  sampai EOB.
2. Mengetahui  sudut  inklinasi  maksimal  dan azimuth.
3. Mengetahui  panjang  total  sebenarnya  dari surface sampai target.
4. Dapat  membandingkan  perhitungan  secara manual  dan  perhitungan software yang digunakan perusahaan.
2. Dasar Teori
2.1 Pengertian  Pemboran
Pemboran  sumur  merupakan  usaha yang dilakukan  untuk mencari  sumber  energi guna untuk memenuhi  kebutuhan energi. Oleh karena  itu  pada  proses  ini  memerlu ka n integrasi  berbagai  faktor  mulai  dari  berbagai macam  disiplin  ilmu,  personel  pelaksana (perusahaan jasa, kontraktor konsultan dan oil company ), hingga diperlukan  keahlian  khusus pelaksanaan kegiatan pemboran penuh dengan resiko, yaitu resiko keselamatan kerja  maupun resiko  kegagalan  mendapatkan  hasil  yang diharapkan.  Pemboran  sumur  memerlu ka n biaya yang tinggi yang harus  dikeluarkan  oleh perusahaan.

## 2.2 Jenis Jenis Pemboran
Jenis pengeboran ini  didasarkan pada bentuk  lubang  yang  dibuat  atau  dibentuk pada  operasi  pemboran  yang  dilakukan . Berdasarkan  bentuk  lubangnya,  pemboran dibedakan menjadi  :
- Pemboran tegak ( straight hole drilling/vertical drilling )
Jurnal Teknik Patra Akademika
Vol 7. No.1 Juli 2016
- Pemboran berarah ( directional dan horizontal drilling ) Gambar  2.1 Desain Pemboran

## 2.3 Pemboran  Horizontal
Pemboran  horizontal  merupakan ilmu pengetahuan terapan dari teknik perminyaka n yaitu  suatu  pengetahuan   tentang  teknik pemboran dalam  mengarahkan lubang sumur dari  vertikal  menjadi  horizontal  pada  jara k dan  arah  tertentu  untuk  mencapai  suatu formasi  yang  dituju.  Kalau  dilihat  secara sederhana  pemboran  sebuah  sumur  seolah- olah  sangat  mudah  dilakukan sampai menembus suatu lapis an formasi target, tetapi pada pemboran  horizontal  dilakukan  dengan peralatan yang canggih dan rumit . Keberhasilan  dalam  menggunakan  semua peralatan  tersebut didapat  melalui  studi dan pengalaman.
2.4 Definisi & Terminologi
Directional drilling adalah metodologi untuk mengarahkan sumur bor di sepanjang  lintasan  yang  telah  ditentukan untuk  mencapai  target.  Sumur  vertika l biasanya didefinisikan  sebagai sumur dengan kemiringan  dibawah  5°.  Sumur  dengan kemiringan  lebih dari 60°  disebut juga sumur berarah. Sumur dengan bagian yang memilik i kemiringan  lebih  besar dari  85°  untuk jara k yang  signifikan  disebut  sumur  horizontal. Berikut  adalah terminologi  yang digunakan :
1. Azimuth ,  sudut  (°)  penyimpangan lubang  berdasarkan  sumbu  bumi, Utara, Selatan, Barat,  dan Timur.
2. Build-up rate, merupakan  bagian saat sudut  dari  KOP  mulai  terbentuk, terhitung dalam  satuan Build-up rate (°/30  m)  adalah tingkat dimana  sudut dibangun.  Setiap alat pembelo k memiliki  perubahan sudut tertentu.
3. Horizontal
Displacement, penyimpangan  mendatar  dari  suatu titik  di  dalam  lubang  ke  titik  lokasi, atau juga terkenal  dengan notasi (H), drift dan throw.
4. Inclination, sudut yang diukur terhadap  sumur  vertikal  yaitu  dari
permukaan  ke  KOP  dan  sumur horizontal  yaitu dari  EOB  ke    sumur target. 5. Kick -off  point (KOP), kedalama n dimana  sumur  pertama  menyimpan g dari  vertikal  dimana  lubang  mula i diarahkan.  Pada titik  ini dipasang alat pembelok. 6. Measured Depth (MD), istilah  untuk
ukuran depth, kedalaman  ini  diukur berdasarkan  panjang  lubang  atau panjang rangkaian pemboran.
7. Relief  Co-ordinates, atau  titik  lokasi adalah  titik  di  permukaan  menara didirikan.
8. Co-ordinates Target,
titik pemeriksaan tentang arah dan kemiringan  dari  lubang  yang  telah dibuat, ini perlu dilakukan  agar proses pemboran  tidak  jauh  dari  target  dan masih dapat ditoleransi.
9. True Vertik al Depth (TVD) , kedalaman  ini  diukur  secara  vertika l dari  titik  lokasi  sampai  suatu titik  di dalam  lubang dan biasanya digunakan dalam  perhitungan tekanan hidrostatis lumpur.

## 2.5 Aplikasi Pemboran  Berarah
Pemboran berarah sendiri adalah salah satu seni membelokkan  lubang sumur untuk kemudian  diarahkan  ke  suatu  sasaran  di dalam  formasi  yang tidak  terletak  vertikal  di bawah  mulut  sumur.  Dalam  melakuka n pemboran  suatu  formasi,  sebenarnya selalu diinginkan  lubang  yang  vertikal,  karena dengan lubang yang vetikal, selain operasinya lebih  mudah  juga biayanya lebih murah  dari  pada  pemboran  berarah.  Jadi pemboran  berarah  hanya  dilakukan  karena alasan – alasan tertentu.
Gambar  2.2 Aplikasi Pemboran Berarah

## 2.6 Tipe  Lintasan  Pemboran  Berarah
Ada beberapa jenis profil  sumur bor.
Berikut  ini  merupakan ilustrasi profil  sumur yang paling umum:
Vol 7. No.1 Juli 2016
Gambar  2.3 Tipe Sumur  Berarah
1. Build and Hold
Proyeksi  vertikal  merupakan  suatu proyeksi  lintasan  sumur  pada  suatu bidang vertikal  antara lokasi permukaan dan sasaran.
2. Build Hold and Drop
Pada  pemboran  tipe  ini  setelah  titik belok  dilakukan  pemboran  dengan  dua bentuk  lintasan,  yaitu  lintasan  pertama membangun  sudut sampai  besar sudut yang kita  inginkan  ( build  section ),  dan  lintasan kedua pemboran dilakukan dengan mempertahankan  besar  sudut  yang  telah dicapai sampai ke sasaran ( hold section ).
3. Continous Build / Deep Build Jenis sumur  bor ketika  ada halangan, seperti kubah garam,  atau ketika sumur harus side-track .  Sumur  dibor  secara  vertikal  ke KOP  dan  kemudian  kemiringan  dibangun secara  terus  menerus   ke  target.  Pada pemboran  tipe  ini,  pembentukan  sudut setelah  titik  belok  ( k ick   off  point )  terus dilakukan  hingga mencapai sasaran.
2.7      Perencanaan  Lintasan  Pemboran
Berarah Langkah pertama di dala m merencanakan  sumur  berarah adalah dengan mendesain  lintasan  lubang  sumur  hingga mencapai  sasaran.  Langkah-langkah  dala m merencanakan lintasan adalah sebagai
berikut :
1.
Dari data geologi ditentukan kedalaman  sasaran,  jumlah  sasaran dan jarak  horizontal sasaran.
2. Menentukan k ick  off point yang tepat dan laju pembentukan sudut ( build up rate / BUR)  yang akan digunakan.
3. Menentukan tipe lintasan yang sesuai ( continuous build type, build and hold type,  atau  build-hold  and  drop  /  S type ).
4. Mendesain  proyeksi  lintasan  secara vertikal  dan horizontal.
2.8 Geologi  Lapangan Lokasi  lapangan panas bumi  Hululais
secara  administratif  terletak  di  wilaya h
Kabupaten Lebong, Provinsi Bengkulu  160
km  dari kota Bengkulu ke arah Utara. Lokas i sumur  AL-2  direncanakan  terletak  di  Desa Taba  Anyar,  Kecamatan  Lebong  Selatan, Kabupaten Lebong Bengkulu. Gambar  2.4 Peta Lokasi AL-2
Struktur  geologi  yang  berkembang  di prospek Hululais  didominasi  oleh  kelurusan dengan  trend  NW-SE  yang  paralel  dengan patahan besar  Sumatera  serta  NE-SW  yang merupakan  antitetik  dari  patahan Sumatera . Data  struktur  geologi  dari  hasil logging Formation Micro Imager (FMI) Schlumberger  di Sumur AL-C1  mendapatkan data  yang  sangat bermanfaat  terutama  arah dari  struktur-struktur  yang permeable .  Pola rekahan  terbuka (Continous  Conductive Fracture) , terutama pada interval  kedalama n 1800-1900  mMD  dimana  terdapat  hilang sirkulasi  sebagian,  memperlihatkan trend fracture yang  berarah  NW-SE  (N  320 ⁰ E) dengan  kemiringan  ke  arah  NE  dan  sudut kemiringan  berkisar  antara  80-90 ⁰ .  Pola  ini sejalan  dengan  hasil  rekonstruksi  struktur berdasarkan  data  geofisika.  Data  FMI  pada kedalaman  di  bawah  2000  mMD  tidak  bisa didapatkan  di  Sumur  AL-C1  karena  sudut yang  ekstrim  dan  relatif  mendatar  serta temperatur  yang  sangat tinggi  (298ºC shut- in ). Data  gravitasi  ( density :  2.67  gr/cc), anomali  negatif  berada  di  bawah  Bukit Hululais dan Rim  Suban Agung dengan trend pola  struktur  yang  berarah  NW -SE  parale l dengan  Semangko Fault .  Sedangkan,  hasil rekonstruksi MT-resistivity (JICA,  2012), Zona Reservoir geothermal yang bersifat sub- resistif kemungkinan  ditemukan  di  bawah Bukit Hululais dan Rim  Suban Agung dengan trend  NW-SE  selaras  dengan  pola  patahan besar Sumatera.
Vol 7. No.1 Juli 2016
Gambar  2.5 Peta Anomali  dari survei gravitasi
Gambar  2.6 Peta MT-Resistivity Pada Kedalaman  1700  M (JICA,  2012)
2.8 Stratigrafi dan Perkiraan

## Parameter  Pemboran
Lebih  rinci  perkiraan  per  segmen kedalaman  pemboran  terhadap  komposisi batuan dan mineral  serta kondisi fisik  batuan dapat dijelaskan sebagai berikut :
a. Kedalaman  0 – 200  mMD Di  bagian atas ditempati  oleh materia l piroklastik ( unconsolidated ),  di bawah lapisan tersebut didominasi  oleh Breksi  Tufa diselingi  oleh  andesit  dan  breksi  andesit. Tingkat  ubahan  lemah  –  sedang  (20-60%) dengan  mineral  ubahan  didominasi  oleh mineral lempung (5-35%). Dominas i lempung  bersifat wash  out ,  lunak,  lengket, mulai  muncul klorit  masih dijumpai  urat-urat terisi kuarsa.
b. Kedalaman  200  – 550  mMD Batuan  yang  akan  dijumpai  berupa
breksi  andesit  yang  diselingi  oleh  Andesit. Batuan  tersebut  diperkirakan  mengala mi alterasi  dengan intensitas sedang – kuat ( 40 – 60  %),  banyak dijumpai  clay yang bersifat
Wash Out, Stick y & Soft . Breksi  andesit terubah berwarna  abu- abu,  abu-abu  keputihan,  kehijauan  hingga kehitaman.  Klastik  – fragmental,  terdiri  dari fragmen  andesit ±80% dan tuf ±20%.
c. Kedalaman  550  – 750  mMD
Litologi batuan  didominasi oleh breksi  tufa.  Intensitas  ubahan  diperkiraka n sedang  sampai  kuat  (50-90  %)  dan  pada interval  ini  diperkirakan  mineral  penunjuk panas sudah mulai  muncul  ( Base On AL-B/ 1 & AL-C/1). Intensitas  clay  menurun, intensitas kuarsa dan pirit meningkat  (cubical pyrit  individual),  masih  dijumpai  urat  yang terisi kuarsa, pyrit dan epidote. Breksi  andesit terubah berwarna  abu- abu putih hingga kehijauan. Klastik fragmental,  terdiri  dari  fragmen  andesit ±90%  dan  tuff  ±10%.  Fragmen  andesit bertekstur afanitik-porfiritik. d. Kedalaman  750  – 1500  mMD Litologi batuan  didominasi oleh breksi  andesit terubah diselingi  oleh  andesit terubah. Intensitas kuarsa meningkat , intensitas klorit  menurun. Epidote mulai  sulit dijumpai.  Kekerasan  batuan  sedang hingga keras.  Breksi  andesit  terubah  berwarna kehijauan  hingga abu-abu keputihan, klastik fragmental,  terdiri  dari  fragmen  andesit ±10- 20%.  Batuan teralterasi  kuat  menjadi  kalsit , klorit,  pyrit,  epidote, oksida besi dan kuarsa sekunder. Dominasi  mineral  ubahan selang- seling  klorit  dan  kuarsa  sekunder.  Sedikit pyrit berbentuk kubik pyrit
e. Kedalaman  1500  – 3000  mMD
Litologi batuan  didominasi oleh andesit  terubah  dan  breksi  andesit terubah. Batuan  teralterasi  kuat  menjadi  minera l klorit,  pyrit,  trace  epidote    dan  kuarsa sekunder.  Kekerasan  batuan  keras.  Kuarsa dan  pyrit  mengisi  sebagai  urat.  Andesit berwarna  abu-abu  putih  hingga  kehijauan, tekstur mikroporfiritik – afanitik. Berdasarkan
pemboran sumur-sumur sebelumnya,  formasi  batuan  yang  akan tertembus  diperkirakan  memiliki  paramete r yang dapat dijadikan acuan penentuan KOP.
Vol 7. No.1 Juli 2016
Gambar  2.7 Korelasi Sumur  AL-B1,  AL-
C1  Dan AL-  A1 Terhadap AL-2 2.9 Tahapan Perhitungan Data trajectory Dalam suatu  operasi pemboran berarah perlu diamati  pada saat pengontrolan arah  lintasan.  Terutama pada  interval pembentukan sudut dalam  pemboran berarah yaitu  pengontrolan  inklinasi  dan  azimun t secara bersamaan yang merupakan  pekerjaan yang rumit.  Untuk  itulah  diperlukan  adanya perencanaan lintasan.  Sehingga dapat sesuai target yang direncanakan.
Gambar  2.8 Desain Trayek Pemboran Berarah
1.    Tahapan  perhitungan  trayek  pemboran berarah:
a. Jari-jari kelengkungan  (R), adalah demikian:
𝑅 = 180𝑜 𝜋 ∗ 1 𝑞 Keterangan: 𝑅 :  Radius jari  jari  kelengkungan yang akan terbuat, meter. 𝑞 :  dogleg severity yang terbentuk setiap 30 meter. 𝜋 : nilai  kontanta 3,14.
b. Untuk  menemukan  sudut kemiring a n maksimum  (θ), adalah demikian: 90 𝑜
= 𝜃 + (90 𝑜 − Ω) + τ 𝜃 =  𝜃 − τ Keterangan: 𝜃 : Sudut inklinasi  maksimal  yang terbentuk. τ :  Sudut  yang  terbentuk  antara  Dh  dan lintasan yang di Hold .
Ω : Sudut yang terbentuk antara lintasan C-D dan vertikal line Sudut τ dapat ditemukan dengan
mempertimbangkan  OCD  segitiga, dimana  ( kasus R < Dh ) : τ = tan −1 (𝑅 − 𝐷ℎ 𝑇𝑉𝐷3 −𝑇𝑉𝐷1 ) Keterangan: 𝑇𝑉𝐷 1 : Kedalaman  vertikal  A-B,  meter.
𝑇𝑉𝐷 3 : Kedalaman  vertikal  A-C,  meter. 𝐷 ℎ
: Panjang horizontal  dari titik  awal sampai titik  target.
c. Sudut  Ω  dapat  ditemukan  dengan mempertimbangkan  ODC  , di mana :
sin Ω = R OP dan
𝐿 𝑜𝑏 = √(𝑅 − 𝐷 ℎ ) 2 + (𝑇𝑉 𝐷 3 − 𝑇𝑉𝐷 1 ) 2 Keterangan: 𝐿 𝑜𝑏 : Panjang lintasan O-B,  meter.
d. Menggantikan OP  ke Persamaan awal memberikan:
Sin Ω = 𝑅 √(𝑅−𝐷ℎ )2+(𝑇𝑉𝐷3 −𝑇𝑉𝐷1 )2 e. Sudut  kemiringan  maksimal  (  θ  ), untuk  kasus  build  -  dan-terus  mana
Dh> R adalah:
θ = 180 − sin −1 ( 𝑇𝑉𝐷3 −𝑇𝑉𝐷1 𝐷ℎ −𝑅 ) − cos −1 ( 𝑅 𝑇𝑉𝐷3 −𝑇𝑉𝐷1 ) sin (tan −1 𝑇𝑉𝐷3 −𝑇𝑉𝐷1 𝐷ℎ −𝑅 )
f. Panjang  busur ,  bagian  BC  ,  adalah :
𝐿 (𝐵𝐶) = 𝜋 180𝑜 ∗ 𝑅 ∗ θ (2.3 Keterangan:
𝐿 𝐵𝐶 : Panjang lintasan B-C,  meter.
g. Panjang jalur lintasan C-D,  pada sudut kemiringan  konstan dapat ditentukan dari segitiga DCO  sebagai :
tan Ω = 𝐶𝑂 𝐿 𝑐𝑏 = 𝑅 𝐿 𝑐𝑏
h. Total  kedalaman  diukur  dalam  MD, untuk kedalaman  vertikal  sejati 𝑇𝑉𝐷 3 adalah :
𝐷 𝑀 = 𝑇𝑉𝐷 1 + π ∗θ∗R 180o + 𝑇𝑉𝐷3 −𝑇𝑉𝐷1 −𝑅∗sin 𝜃 cosθ
Jurnal Teknik Patra Akademika
Vol 7. No.1 Juli 2016
Keterangan: 𝐷 𝑀 :  Panjang  total  lintasan pemboran  dala m ukuran meterMD.

## 3.      Metodelogi  Penelitian
Metodelogi penelitian merupakan  suatu cara atau tahapan kerja yang dilakukan untuk mempermudah dalam suatu proses pengumpulan  data  yang  diperlukan  dala m suatu  analisa  permasalahan  yang  terjadi dilapangan tersebut, sehingga dalam penulisan bisa lebih sistematis dan jelas 3.1 Waktu  dan  Tempat  Penelitian
3.2 Metode Pengumpulan Data
3.2.1 Studi Literatur
3.2.2 Observasi Lapangan
3.2.3 Diskusi
3.3 Pengolahan  dan  Analisa Data
Dalam
mempermudah mema h a mi laporan penelitian  penulis membuat  diagra m alir  sebagai berikut:
1. Penentuan KOP dari Litologi.
2. Penentuan radius of Curvatur.
3. Penentuan Inklinasi Maksimum.
4. Koordinat Azimuth.
5. Perhitungan Trajectory Pemboran

## 4. Pembahasan
Untuk  mendapatkan  hasil  pemboran yang efisien  dalam  menentukan target sumur kita  harus menentukan  rencana  yang sangat matang  untuk  mencari  arah  pemboran  yang tepat pada titik  target berada,  dalam  rencana untuk  menentukan  arah  pemboran  tersebut dibutuhkan beberapa parameter untuk membantu  menyempurnakan  penetuan arah pemboran tersebut, parameter yang digunakaan  tersebut  diantaranya  sebagai berikut : Penentuan Azimuth sebagai arah titik target yang akan menjadi  tujuan dari lintasan, inklinasi  maksimum  sebagai sudut maksima l yang  dapat  terbentuk,  dan  memprediksika n panjang lintasan  sebenarnya sampai  ke  titik akhir  target.

## 4.1 Riwayat  Sumur AL-2
PT.  Pertamina  Geothermal  Energy (PT  PGE)    proyek  Hululais  telah  sukses melakukan  pemboran  sumur  panas  bumi mencapai  kedalaman  3000  meter  (mMD). Sumur  AL-2  tajak pertama  kali  25  Juni 2015 menggunakan Rig  PDSI  tipe 43.3/AB150 0 E dan dinyatakan selesai pada 31 Agustus 2015.
Sumur AL-2 merupakan sumur pemboran berarah tipe big hole dengan sudut inklinasi mencapai 37.03 o . Sumur ini memperlihatkan  potensi produks i yang cukup
menjanjikan.  Dari  profil  pemanasan ( heating up )  selama  13  jam,  sumur  AL-2  dapat mencapai  temperatur  275  -  298 o C  yang artinya  sumur  ini  sangat  memungkinka n untuk  mampu melakukan self-discharge sehingga  dapat    berproduksi  cukup  lama . Zona  loss  sumur  ini  ditemukan  pada kedalaman  2776  meter  (mMD)  dengan tebal 210  meter.
Lokasi  Proyek  Hululasi  terletak  di Kabupaten Lebong, Propinsi  Bengkulu  yang berjarak  sekitar  180  Km  dari  kota Bengkulu. Melalui project Hululais,  PGE diharap
mampu  menyumbang  listrik  sebesar 1  x  55 MW pada tahun 2018.
4.2 Analisa Penentuan  Titik   KOP
Dalam menentukan titik KOP pastinya banyak membutuhkan pertimbangan yang  matang  dan  logis,  dimana  yang perlu diperhatikan  dalam  pemilihan  KOP  salah satunya  adalah  litologi  batuan,  penentuan KOP  dari  litologi  batuan harus diperhatikan dengan melihat  perlapisan  pada batuan dan dapat menentukan  kekompakan  dari  formas i yang mampu  menahan  tekanan  yang terjadi akibat perubahan sudut yang terbentuk.
Pada  sumur  AL-2  yang dipilih  untuk penempatan  KOP  ada  pada kedalaman  200 meter,  karena  pada  stratigrafi  yang  ada kedalaman  0-200  meter  masih  disusun oleh struktur  yang  tidak  kompak, sehingga memungkinkan  titik  KOP  bergeser  ketika sudut  terbentuk  karena  tekanan  dari  pipa yang melengkung. Sedangkan pada
kedalaman  200-550  meter  dari  permukaa n tanah didominasi oleh andesit yang merupakan  batuan yang kompak  karena pada tekstur andesit tersusun lebih banyak fragmen dari pada matriks.
Kedalaman  550-750  meter  lapisan formasi  tersusun dari  batuan kuarsa,  kuarsa merupakan  batuan  yang  sangat  kompa k sehingga masih memungkinkan  dan diyakin i mampu  menahan  tekanan  yang  ada  selama sudut masih  terbentuk,  dan pada kedalama n 750-1500  meter,  intensitas  batuan  kuarsa
Vol 7. No.1 Juli 2016
semakin  meningkat  dan  memuat  formas i pada  kedalaman  ini  semakin  keras  dan kompak  dan  sangat  layak  sebagai  formas i pembentukan  sudut  arah  pemboran.  Maka dari  itu  dipilihlah  kedalaman  200  mete r sebagai  titik awal pembentukan  sudut dimulai.. 4.3 Penentuan  Arah  Pemboran  ( Azimuth ) Parameter ini digunakan dala m perencanaan  lintasan  suatu  sumur  berarah, karena hasil akhir yang dibaca pada pemetaan lintasan sumur adalah jarak  kedalaman  tegak sumur terhadap vertical section dalam section view serta arah  Utara  dan  Timur  pada plan view .  Penentuan  ini  digunakan  agar  tidak terjadi kesalahan arah yang begitu melenceng, dan  sebagai  acuan  untuk mengetahui target dari sumur target. Target Well : 197162.47  mE  & 9640677.74 mN Relief Well : 195759.17  mE  & 9639867.15 mN
Sehingga Perbedaan Jarak yang ada
∆𝐸 ( EAST  )
: 1403.3  meter ∆𝑁 ( NORTH  )  : 810.59  meter
𝑎 = tan −1 ( 1403 .3 810.3 ) 𝑎 = tan −1 1.73 𝑎 = 59.98 𝑜 𝐵𝑒𝑎𝑟𝑖𝑛𝑔 = 180 𝑜 +  59.98 𝑜 → 239.98 𝑜 ≈ N 240 𝑜 𝐸 Sehingga jika  dihubungkan dengan arah mata  angin, arah pemboran.

## 4.4 Radius  Kelengkungan
Merupakan  seberapa jauh  jarak  yang dapat dijangkau  dari  panjang  kelengkungan tersebut, bukan hanya itu  saja penghitungan radius  kelengkungan  yang  terbentuk  juga sebagai indikator perhitungan untuk menentukan persamaan apa yang akan dipilih untuk rencana lintasan  selanjutnya sehingga tidak ada kekeliruan  yang terjadi saat operasi pemboran berlangsung.
𝑅          = 180 𝜋 ∗ 1 2
30
𝑅           =  859.87 𝑚𝑒𝑡𝑒𝑟
Diketahui  : 𝑇𝑉𝐷 3 = 2429  𝑚𝑒𝑡𝑒𝑟 𝑇𝑉𝐷 1 = 200 𝑚𝑒𝑡𝑒𝑟 𝐷ℎ        = 1620 𝑚𝑒𝑡𝑒𝑟
Pada  penggunaan  persamaan  diatas pada lapangan AL-2  telah diketahui bahwa R < D h. Sehingga dapat ditentukan penggunaan
persamaan selanjutnya sesuai dengan indikator R  dan Dh yang berlaku.
4.5 Penentuan  Inklinasi Maksimum
Sudut inklinasi  sendiri  memiliki  nila i yang maksimum  agar spesifikasi dogleg yang ada  tidak  berlebihan  memaksakan build up rate yang  dibuat.  Sebagai  salah  satu faktor penentu  terbentuknya  lintasan  yang  akan dibuat  maka  pasti akan  ada  nilai  kritis  atau maksimal untuk  pembentukan  sudut  itu sendiri  untuk  mencegah  hal  hal  yang  tidak diinginkan dalam  pelaksanaan pemboran θ
= 180 − tan −1 ( 𝑇𝑉𝐷 3 − 𝑇𝑉𝐷 1 𝐷ℎ − 𝑅 )
− cos −1 ( 𝑅 𝑇𝑉𝐷 3 − 𝑇𝑉𝐷 1 ) sin  (tan −1 𝑇𝑉𝐷 3 − 𝑇𝑉𝐷 1 𝐷ℎ − 𝑅 ) 𝜃          = 180 0 − tan − 1 ( 2429 − 200
1620 − 859.87 )
− cos −1 [ 859.87 2429 − 200 ∗ sin(tan −1 ( 2429 − 200 1620 − 859.87 ))]
𝜃          = 180 0 − 71.169 − 68.168 𝜃          = 40.31 0

## 4.6 Penentuan  Panjang  Lintasan  End Of Build
Dengan  penentuan  panjang  EOB atau akhir dari pembentukan sudut pemboran, kita  dapat  memperkirakan  panjang  lintasan yang  melengkung  sehingga kesalahan  pada oprasi pemboran dapat diminimalisir.
D EOB =    (𝜃/𝑞) + 𝐷 𝐾𝑂𝑃
D EOB =    (40.31/ 2 𝑜 30 )  + 200
D EOB =   805 𝑚𝑀𝐷
𝐿 𝐵𝐶 = 𝜋 180 ∗ 𝑅 ∗ 𝜃
𝐿 𝐵𝐶 = 3.14 180 ∗ 859.87 ∗ 40.31 0
𝐿 𝐵𝐶 = 605 𝑚
Sehingga dapat dibuktikan  dengan mengacu pada titik  KOP  yang telah dipastikan nilainya.
𝐾𝑂𝑃     = D EOB − 𝐿 𝐵𝐶 𝐾𝑂𝑃     = 805 − 605 = 200 𝑚𝑒𝑡𝑒𝑟 r Serta panjang horizontal departure titik EOB  ( 𝐷 𝐸 ) dapat dicari  dengan persamaan: 𝐷 𝐸 = 859.87 ∗ (1 − cos 40.66 0 ) 𝐷 𝐸 = 219.26 𝑚
Vol 7. No.1 Juli 2016
Gambar  4.2 Lintasan Program Drilling
Program AL-2.

## 4.7 Penentuan  Panjang  Total  Lintasan Pemboran
Penent  uan panjang  total    dari  suatu pemboran  merupakan  perhitungan  panjang dari permukaan  sampai ke titik  target, karena dengan panjang total  itu  sendiri  perusahaan dapat memperkirakan
dengan logis kebutuhan  dari  proses  pemboran,  panjang yang  dihitung  bukanlah  kedalaman  yang terhitung secara vertikal  (meter TVD)  namun secara measure  depth (meter  MD) sehingga benar  benar  memberi  gambaran  tentang pengeboran yang akan dilakukan.
𝐷 𝑀 = 𝑇𝑉𝐷 1 + π∗θ∗R 180 o + 𝑇𝑉 𝐷 3 −𝑇𝑉𝐷 1 −𝑅∗sin 𝜃 cosθ 𝐷 𝑀 = 200 + ( 3.14 ∗ 40.66 ∗ 859.87 180
+ 2429 − 200 − 859.87 ∗ sin(40.66)
cos 40.66 )
𝐷 𝑀 = 3009 𝑚𝑒𝑡𝑒𝑟 𝑀𝐷
Dengan adanya gambaran dari lintasan  pemboran  yang  nantinya  akan dijadikan  sebagai prosedur setelah  disetujui oleh pihak yang berwenang untuk melaksanakan drilling project tesebut.
Table  4.1 Table Trajectory Drilling Program 4.8 Perbandingan  Perhitungan Manual  dan  Software Dalam melakukan  analisa  yang semakin  mendekati  keberhasilan  tentunya dibutuhkan sebuah  pembanding untuk
membuat pendekatan yang mamp u
digunakan  untuk  mendekati  hasil  yang efisien. Salah satunya  adalah  dengan penggunaan software. Berukut ini merupaka n gambar  hasil dari perhitungan software yang digunakan.
Table  4.2 Hasil Perhitungan Software Pada Sumur  AL-2
Dalam mempermudah pembacaan perbandingan maka dapat dilihat dalam Table 4.3 dimana perbandingan paramete r pemboran berarah dengan  perhitungan software dan perhitungan manual.
AL-
2
Jurnal Teknik Patra Akademika
Vol 7. No.1 Juli 2016
Table  4.3 Perbandingan Data Perhitungan Manual dan Data Software. Parameter Perhitungan Manual Data Software Panjang Total Lintasan (Md) 3009 3000 Inklinasi Maksimal 40.31 40 Azimuth 239.9 240 End Of Build 805 800 Dari  hasil  perhitungan secara manual diperoleh  bahwa,  nilai  perhitungan software tidak jauh berbeda dengan perhitungan secara manual,  hal ini terlihat dari hasil perhitungan panjang  total  lintasan,  inklinasi  maksimu m, azimuth,  dan  panjang  dari  titik surface ke EOB  yang seperti terlihat pada Table 4.3.
3 Kesimpulan
Dari  perhitungan yang telah dilakukan  maka  dapat disimpulkan  bahwa :
1. Besarnya  titik  KOP  ke  EOB  adalah 605 mMD, sebagai  nilai yang
menunjukan panjangnya lintasan pemboran yang melengkung.
2. Dari  hasil analisa  lebih  lanjut dengan menggunakan  metode  perhitungan radius  kelengkungan  nilai  inklinas i maksimal yang  terbentuk  sebesar 40.31 0 dan arah azimuth  yang bernila i N 239.8 0 E.
3. Panjang  total  lintasan  adalah  sebesar 3009  mMD,  diperkirakan  dari  titik surface sampai titik  target.
4. Berdasarkan perhitungan manual
(Inklinasi, Azimuth, Panjang Kelengkungan,  dan  Panjang  Total Lintasan)  tidak  terdapat  perbedaan yang  signifikan  pada  hasil  analisa perhitungan
manual
dengan
perhitungan hasil  komputer  (Sofware Sperrysan). Daftar  Pustaka Bourgoyne, A.T., Millheim, K.K., Chenevert, M.E.,  and Young, F.S.  Jr., 1991:    Applied  drilling  engineering. SPE  Textbook  Series, 2, 502  pp.
Ellins  Vivien  2009  “The  Mathematic  Of Directonal  Drilling”    :  University  of Aberdeen. Mitchell  B  1995.”Advanced  Oil  Well Drilling  Engineering”  USA  :  USA Library  of Congress Omar  Farah  2013  “Directional  Well  Design, Trajectory  And  Survey  Calculation ”
Iceland : United Nation Unuversity REI, 2008: Drilling and  testing  of geothermal  exploration  wells  in  the Assal Area, Djibouti:    Environmenta l management  plan.  Reykjavik  Energy Invest,  report  REI-2008/Assal  1,  58 pp.
Rubiandini  Rudi  2010  “Teknik  Pemboran
Lanjutan” Bandung : Institut Teknologi Bandung Sperry-Sun,  2001:    Directional  surveying fundamentals.    Sperry-Sun  Training Department,  a  Halliburton  Company, Houston, TX, United States, 108  pp.