analisa beban pada drillstring

ANALISA BEBAN TENSION, DRAG, TORSI, DAN BUCKLING PADA DRILL STRING.Mierza Saputra/113100104, Stellafanny Gerina/113100020, Reza Akbar/1131000076

AbstrakAnalisa beban-beban yang terjadi pada drillstring merupakan salah satu perencanaan dalam melakukan pengeboran. Beban-bean yang terjadi pada drill string dibagi menjadi : beban tension, beban drag, beban torsi, dan buckling. Semua beban tersebut harus diperhitungkan agar tidak terjadi masalah pada saat melakukan pengeboran seperti tertekuknya rangkaian, menempelnya rangkaian pada dindind lubang bor, dll. Rangkaian drill string yang dianalisa terdiri dari BHA#2, BHA#4, dan BHA#6. Dari hasil analisa dan perhitungan, diperoleh bahwa rangkaian drill string aman dari semua beban yang dideritanya.

1. PENDAHULUANBerdasarkan arah lubang pada operasi pengeboran, dapat dibagi menjadi pengeboran vertical, pengeboran directional, dan pemboran horizontal. Sebelum melakukan pengeboran, banyak hal yang perlu direncanakan, salah satunya yaitu perencanaan drill string (rangkaian pipa bor). Dalam merencanakan drill string, ada beberapa hal yang perlu di perhatikan, yaitu : Tubulars, Boyancy & Hook Load, BHA Weight & Weight on Bit, Neutral Point, dan Tension, Drag, Torsi, serta Buckling. Pada paper ini, hanya akan dibahas pengaruh dan perencanaan, serta penentuan tension, drag, dan torsi, serta buckling pada pemboran directional. 2. TUJUAN Menentukan tension, drag, torsi, serta buckling pada rangkaian pipa bor. Mengetahui pengaruh tension, drag, torsi, serta buckling pada rangkaian pipa bor. 3. METODOLOGIMetodologi yang digunakan dalam pembuatan paper ini yaitu : Menentukan topic yang akan dibahas. Studi pustaka : mencari sumber-sumber yang akan dijadikan referensi dalam melakukan penelitian.

Analisa topik dan masalah yang ada. Menyimpulkan dari hasil analisa yang telah dibuat. 4. DASAR TEORIBeban-beban yang ditanggung drill string akan dibandingkan dengan kemampuan drill string, apabila kemampuan drill string lebih besar dari beban yang diderita, maka bisa dikatakan bahwa drill string ini aman digunakan dalam pemboran. Beban-beban yang ditanggung drill string tersebut akan dipengaruhi oleh kedalaman dan sudut inklinasi yang dibentuk. Semakin dalam dan semakin besar drill string yang ditanggung, maka beban yang diderita akan semakin besar. 4.1. TensionBeban tension adalah total beban string yang terbenam dalam lubang sumur, beban ini akan dibandingkan dengan kekuatan tensile yield strength dari drill pipe. Beban tension terbesar terdapat pada drill pipe yang paling atas karena drill pipe ini menanggung beban drill string yang ada dibawahnya. Untuk menentukan tension suatu drill string, dapat digunakan persamaan :...(1)...(2)4.2. DragBeban drag dalam pemboran dibedakan menjadi 2, yaitu compressive drag dan tensile drag. Compressive drag adalah beban drag pada saat drill string diturunkan maka drill string kana rebah dan menempel dengan dinding lubang bor. Sedangkan tensile drag adalah beban drag yang ditanggung oleh drill string pada saat drill string dicabut. Pehitungan beban drag dapa dibagi menjadi : Pehitungan beban drag untuk lubang lurus...(3) Perhitungan compressive drag.Jika FA < 0.25 WmR, maka.............(4)Jika FA > 0.25 WmR, maka (5) Pehitungan untuk tensile drag.Jika FA < 0.85WmR, maka..(6) Jika FA > 0.85WmR, maka.....(7)4.3. TorsiTorsi merupakan beban puntiran yang dialami drill string pada saat pemboran dengan menggunakan metode rotary. Beban torsi yang berlebihan akan membatasi panjang bagian lubang yang dapat ditembus. Sehingga perlu ditentukan berapa batas yang diijinkan atau yang dapat diberikan pada drill pipe. Penetuan torsi dapa menggunakan persamaan : Jika WOB < 0.33WmR, maka (8) Jika WOB > 0.33WmR, maka(9)4.4. BucklingBeban buckling kritis pada drill string merupakan dari drill string terhadap tekukan karena adanya pembebanan dari gaya aksial, bending maksimal, WOB, serta pengaruh drag pada drill string. Besarnya beban buckling kritis dipengaruhi oleh ukuran pipa, ukuran lubang bor, berat lumpur yang digunakan serta besarnya kemiringan lubang bor. WOB pada pemboran dengans sudut kemiringan tinggi harus dijaga agar tetap bisa menymbangkan sejumlah beban agar terjadi penetrasi, tetapi besarnya harus lebih rendah dari beban buckling kritisnya. Beban buckling kritis dapa ditentukan dengan persamaan Rapier Dawson dan P.R. Paslay (1984) :(10)5. ANALISA DATA DAN PERHITUNGAN5.1. Analisa DataTabel V-1. Parameter Pemboran dan Data LumpurBHA#246

Hole Section17 1/2"12 1/2"8 1/2"

Depth In (m)858001552.83

Depth Out (m)8001552.831950

Mud (ppg)9.29.9911.16

WOB1-4 tonne5-7 tonne7 tonne

Inklinasi Awal ()2.0312.2213.49

Inklinasi Akhir ()13.1313.1315.04

Tabel V-2. Data Drilpipe dan Tool JointDrill Pipe

ClassPremium Class Grade E

OD (in)5

ID (in)4.276

Wt (lb/ft)19.5

Tool Joint

TypeNC 50 (IF)

OD (in)6 3/4"

ID (in)3 1/2"

5.2. PehitunganNote: untuk perhitungan tiap BHA, dapat dilihat pada lampiran. 5.2.1. BHA#2 DP Grade EData-data yang diperlukan : Kedalaman : 2619.42 ft Panjang BHA: 843.18 ft Berat BHA: 66.269 lbs Berat BHA dibawah jar: 40719 lbs Nominal Weight (DP + TJ): 24.33 lb/ft Densitas besi: 65.5 ppg Densitas lumpur: 9.2 ppg Inclination: 13.13 WOB: 8818.49 lbsTbel V-3. Hasil Pehitungan Pada Kedalaman Akhir Trayek 17.5Tension94106.3 lbs

Yield strength teoritis295613 lbs

MOP165505.89 lbf

Beban torsi996.6 ft-lbf

Make up torque16773 ft-lbf

Beban drag6303.67 lbf

Maks. WOB29749.74 lbs

WOB actual8818.49 lbs

Critical Buckling14650.5 lbf

5.2.2. BHA#4 DP Grade EData-data yang diperlukan : Kedalaman : 5094.84 ft Panjang BHA: 826.91 ft Berat BHA: 66546 lbs Berat BHA dibawah Jar: 44015 lbs Densitas besi: 65.5 ppg OD DP: 5 ID DP: 4.276 ODjts: 6.75 Dh: 12.25 Inclination: 13.13 WOB: 11023.1 lbfTabel V-4. Hasil Pehitungan Pada Kedalaman Akhir Trayek 12.25Tension141351.2 lbs


MOP118259 lbf


Make up torque16773. ft-lbf



WOB actual11023.1 lbf


5.2.3. BHA#6 DP Grade EData-data yang diperlukan : Kedalaman : 6397.99 ft Panjang BHA: 827.53 ft Berat BHA: 51585.77 lbs Berat BHA dibawah jar: 27917 lbs Densitas besi: 65.5 ppg Densitas lumpur: 11.16 ppg OD DP: 5 ID DP: 4.276 ODjts: 6.75 Dh: 8.5 Inklinasi: 15.04 WOB: 15432.4 lbfTabel V-5. Hasil Perhitungan Pada Kedalaman Akhir Trayek 8.5Tension155230.7 lbs


MOP104378 lbs


Make up torque16773 ft-lbf



WOB actual15432.4 lbf


6. PEMBAHASANDari tabel V-3, untuk BHA#2 dapat dilihat bahwa semua beban yang diderita drill string dibawah kemampuan drill string. Beban dragnya lebih kecil daripada maks WOB dan MOP-nya, sehingga drillstring masih mampu menahan beban drag yang dierita. WOB actualnya lebih kecil dari dari critical buckling force nya, jadi drill string ini aman dari tertekuknya pipa. Sama seperti pada BHA#2, pada tabel V-4, dapat dilihat bahwa BHA#4 mampu menahan semua beban yang diderita baik itu drag ataupun torsi. BHA tersebut aman dari tekukan, karena WOB actualnya masih dibawah critical buckling force nya. Dari tabel v-5, dapat dilihat bahwa BHA#6 mampu menahan semua beban. Maks WOB dan MOP nya masih mampu menahan beban drag baik pada saat penurunan ataupun pencabutan drill string. WOB actualnya masih dibawah critical buckling force nya, sehingga aman dari tekukan. Pada BHA ini beban terbesar terjadi, karena BHA ini harus menahan beban-beban yang diderita oleh BHA-BHA diatasnya. 7. KESIMPULAN Beban tension terbesar terjadi pada trayek 8.5, tapi beban tensionnya masih dibawah tensile yield teoritisnya, sehingga masih aman. Beban torsi dari drillstring masih dibawah make up torque, sehingga dril string masih bisa menahan beban puntiran yang terjadi saat pemboran berlangsung. Maks WOB dan MOP drill string lebih besar daripada beban dragnya, sehingga rangkaian drill string masih aman. Drill string aman terhadap tekukan, karena WOB actualnya masih dibawah critical buckling nya. REFERENSI Muqorobin, Anggi. 113060149. Analisa Beban Tension, Torsi, Drag, dan Buckling Pipa Bor Sumur Directional X Lapangan Y Pertamina EP.2012 Baker Hughes INTEQ.Drilling Engineering Workbook.1995

analisa beban pada drillstring

Documents