trajektori sumur erd- horizontal erd-horizontal well...

Hasan Jamil, 12203052, Semester II 2008

Trajektori Sumur ERD- Horizontal ERD-Horizontal Well trajectori

Oleh: Hasan Jamil

Sari ERD adalah sebuah trajektori pengeboran dimana Horizontal displacement minimum dua kali lebih besar dibandingkan dengan TVD ( dihitung dari KOP). Jika perbandingan antara HD dengan TVD mencapai tiga maka bisa di kategorikan sebagi severe ERD. ERD biasanya mengalami berbagai kendala dalam proses pengeborannya. Ketika trajektori dengan Horizontal displacement yang jauh dan sudut yang hampir mendekati sudut 900 mengakibatkan Drag, Torsi dan Hookload yang jauh lebih besar. Dalam proses design sumur ERD ada beberapa parameter yang harus di perhatikan, yaitu desain drillstring, desain casing, hidrolika dan Trajektori dari lubang sumur. Penambahan bagian horizontal dalam paper ini dimaksudkan untuk menambah daerah pengurasan dari reservoir, sehingga lapangan ini menjadi ekonomis untuk dapat di kembangkan kata kunci :ERD, Drag, torsi, Hookload, trajektori abstract ERD is a drilling trajectory which has very long horizontal displacement with minimum twice longer than it’s TVD (from KOP). If the trajectory has horizontal vs TVD ratio higher than three, it’s called Severe ERD. Extended Reach Drilling often causes problems in drilling process. Having long horizontal displacement and near 900 lateral inclination angle cause higher drag, torque and hook load force. Therefore, there are three critical parameters needed to be focused, those are: drillstring design, casing design, hydraulics and Wellbore trajectory selection is an important thing to be considered when we design an Extended Reach Drilling well. In this paper, the horizontal section goal is to maximizing the drainage area of the reservoir, drainage area has significant effect on economical limit to developed some field. keywords: :ERD, Drag, torsi, Hookload, trajektori * Mahasiswa Program Studi Teknik perminyakan ITB.

I). Pendahuluan Extended Reach Drilling (ERD) merupakan bagian dari metode pemboran berarah yang berkembang karena didukung oleh peralatan dan metode – metode baru di dunia pemboran. ERD mulai diaplikasikan di dunia sejak era 1980-an. Di Indonesia sendiri, ERD merupakan suatu metode baru yang belum banyak diaplikasikan, karena itu belum didapatkan benchmarking untuk metode ini. Gambar di bawah ini mengilustrasikan aplikasi ERD dimana target yang terletak dibawah permukaan laut dapat dicapai dari darat berkat penggunaan metode tersebut dari suatu pulau buatan.

Extended Reach DrillingExtended Reach Drilling

Gambar 1. Aplikasi Metode ERD di Lapangan Ada beberapa definisi untuk memberikan batasan suatu sumur dapat dikategorikan sebagai sumur ERD. Adapun definisi yang

TM-FTTM-ITB Sem2 2007/2008

1


secara umum digunakan dewasa ini diantaranya adalah: • Sumur ERD adalah sumur yang

memiliki perbandingan Horisontal Displacement terhadap True Vertikal Depth (HD/TVD) lebih besar dari dua. Apabila rasio HD/TVD mencapai lebih dari tiga maka sumur dikategorikan sebagai Severe-ERD atau S-ERD.

• Beberapa pihak menyatakan sumur ERD adalah sumur dengan perbandingan Measured Depth terhadap True Vertical Depth (MD/TVD) lebih besar dari dua.

• Pihak lain menyatakan sumur ERD adalah sumur dengan Horizontal Displacement lebih besar daripada 4000 meter.

Walaupun ada banyak definisi yang berbeda, tetapi ada parameter yang sama pada setiap definisi. Setiap sumur ERD pasti memiliki bagian tangent yang sangat panjang dengan sudut yang sangat besar (biasanya lebih besar dari 75o – 80o). Pada kajian ini definisi ERD yang digunakan adalah ERD sebagai sumur yang memiliki perbandingan Horizontal Displacement terhadap True Vertical Depth (HD/TVD) lebih besar dari dua, dihitung dari kedalaman Kick of Point.

Gambar 2. Perbandingan HD/TVD sebagai rasio ERD

II). Data Pemboran Lapangan X akan dilakukan menggunakan metode Complex Tangent Build Curve. Lubang dibor dengan diameter 12” dan 8 – ½” sampai mencapai target yang telah

ditentukan dengan menggunakan BUR (Build Up Rate) antara 3o/100 ft. Panjang lintasan pemboran mencapai 17,300’ MD, 7704’ TVD. Sudut tangensial 68.290 dengan panjang tangensial 8,600 ft. Kemiringan akhir 90o dan sisi Horizontalnya mencapai 3000’ . Horizontal Displacement mencapai 12,997’ dengan rasio ERD 2.54

2.1 Data Semen dan Lumpur

Cement 11.0 ppg Spacer 12.5 ppg lead Slurry 15.8 ppg Tail Slurry (optional)

Mud Data lumpur yang digunakan disini diperoleh dari data sumur di Lapangan-X yang sebelumnya telah dilakukan proses pengeboran. Adapun data lumpur yang digunakan adalah sebagai berikut : Untuk casing 9-5/8 dengan kedalaman 2,500 – 7,000 ft dan lubang sumur 12 -1/4” digunakan lumpur dengan komposisi

Tabel 1 Komposisi lumpur 2% KCl-Polymer-PHPA

Prehydrated Bentonite 10 ppb KOH 0.2-0.3 ppb Soda Ash 0.2 ppb Dextrid LTE 2-4 ppb BARAZAN 0.3-0.7 ppb PAC-R 1-1.5 ppb EZ Mud (Liq) 0.5-1 ppb KCl 15 ppb Barite (9.4 ppg) 31.5 ppb

Adapun properties dari lumpur dengan komposisi diatas adalah sebagi berikut

Tabel 2. Mud Properties Density 9.3-10 Viscosity 45-55 PV 9-12 YP 12-18 Gels 3-7/15-25 API filtrate ≤8 Cl- >22 K pH 9-10.5 Pm 0.3-0.75 Pf 0.1-0.3


2


Mf 0.2-0.5 Untuk casing 7” dengan kedalaman 7,000 – 9756 ft dan lubang sumur digunakan lumpur dengan komposisi Tabel 3 Komposisi Lumpur Casing 7”

4% KCl-Polymer-PHPA Prehydrated Bentonite 10 ppbKOH 0.2-0.3 ppbSoda Ash 0.2 ppbDextrid LTE 4-6 ppbBARAZAN 0.75-1 ppbPAC-L 1.1-1.25 ppbPAC-R 1-1.25 ppbEZ Mud (Liq) 0.5-0.7 ppbBARABLOK 3-4 ppbKCl 15 ppbBarite (9.8 ppg) 53 ppb Adapun properties dari lumpur dengan komposisi diatas adalah sebagai berikut

Tabel 4 Mud Properties casing 7” Density 9.6-9.9 Viscosity 45-55 PV 10-15 YP 12-16 Gels 5-7/10-16 API filtrate ≤6 Cl- 7-18 K pH 9-10.5 Pm 0.25-0.5 Pf 0.4-0.5 Mf 0.5-1

2.2 Data Asumsi Karena beberapa data yang diperlukan dalam perhitungan tidak tersedia maka diberikan beberapa data asumsi. Adapun data asumsi dibagi menjadi dua macam, yaitu asumsi mekanikal dan hidrolika. Data mekanik diperlukan untuk perhitungan desain drillstring dan casing. Data hidrolika digunakan dalam penentuan kecepatan lumpur dan kekuatan pompa minimum dalam desain hidrolika.

Tabel 5. data Hidrolika Hydraulic Parameter

Mud Weight 9.6-9.9 ppg RPM 120 RPM diameter pipa 5 inch diameter lubang bor 12 inch diamater HWDP 5 inch PV 10-15 cp YP 12-16 lb/100ftROP 100 ft/hr P max pompa 7500 psi Diameter cutting 1.3-1.6 inch Densitas cutting 21 ppg Konsentrasi cutting 2 - 5 % Asumsi Mekanikal

Tabel 6. data asumsi mekanikal Parameter Batas

Hookload Limit 400000 lb Hoisting Limit 500000 lb String torque limit 35000 lbf-ft WOB 30000 lbf Critical buckling 373500 lbf MOP 50000 lbf

Rig Block weight 22500 lbf TDD weight 12300 lbf Crownblock weight 15000 lbf Hoisting speed 30 ft/menit Transmission efficiency 90 % Mechanical efficiency 82 % Block efficiency 85 % Lines 12

III). pembahasan Desain trajektory dari sumur Lapangan X mengacu pada desain Complex Tangent build curve dengan BUR1 sebesar 30/100 ft, lalu dilanjutkan dengan sudut tangesial 68.290 sepanjang 8,600 ft. Seperti yang terlihat pada gambar 4.1, yang perlu menjadi perhatian adalah TVD yang mencapai 7,704 ft, sisi lateral yang


3


mencapai 12,997 ft dan sudut akhir yang mencapai 90o. Sesi lateral yang panjang dengan sudut yang besar merupakan ciri khas dari sumur ERD, adapun ratio dari Trajektori pada Lapangan X adalah 2.54. Pada bagian ini perlu diberikan perhatian lebih terutama menyangkut masalah drag, torsi dan hidrolika. 3.1 Desain Drillstring Konfigurasi drillstring yang paling optimal didesain dengan mengacu dari desain trajektory. Adapun rangkaian drillstring yang akan digunakan didesain berdasarkan empat parameter yaitu drag, torsi, hookload dan Gaya dorong. Keempat parameter tersebut kemudian dibandingkan dengan spesifikasi rig dan pipa yang digunakan. Pada umumnya, ada empat jenis “pipa” yang dipadukan pada suatu rangkaian pemboran yaitu drillpipe (DP), Heavy Weight Drill Pipe (HWDP), Drill Collar (DC) dan Bottom Hole Assembly (BHA). Pada tinjauan desain drillstring yang dilakukan pada studi ini, keberadaan BHA pada desain drillstring akan diabaikan. Hal ini dilakukan karena BHA tidak terlalu panjang dibandingkan panjang drillstring secara keseluruhan. Panjang BHA tidak terlalu memberikan efek yang signifikan pada drag, torsi dan berat pipa. Selain pada proses desain dan pengeboran sumur ERD biasa di gunakan Rotary Steerable System. Berdasarkan asumsi tersebut, maka rangkaian drillstring akan terdiri dari DP dan HWDP/DC. Penempatan DP dan HWDP/DC pada rangkaian drillstring dapat dilakukan dengan berbagai variasi. Untuk mendapatkan rangkaian yang optimal, ada empat batasan yang diberikan dalam penempatan DP dan HWDP/DC pada rangkaian drillstring, batasan tersebut adalah: 1. Tripping in, tripping out

sesedikit mungkin. Proses triping in/out pada sumur ERD akan memakan waktu yang

cukup lama karena panjangnya lintasan lubang bor. Semakin lama proses tersebut maka biaya yang dikeluarkan akan bertambah besar. Selain itu kemungkinan untuk terjadi masalah pemboran menjadi lebih tinggi.

2. Rangkaian pipa menghasilkan kebutuhan spesifikasi rig seminimal mungkin. Spesifikasi rig akan semakin menurun apabila beban rangkaian pipa yang harus ditanggung oleh rig semakin berkurang.

3. Rangkaian pipa membutuhkan HWDP/DC sesedikit mungkin. Dari segi biaya, penggunaan DP akan memakan biaya lebih murah daripada penggunaan HWDP/DC. HWDP/DC memiliki pounder yang lebih berat dari DP sehingga harganya lebih mahal.

4. Rangkaian pipa membutuhkan kualitas DP serendah mungkin.

Keempat batasan di atas merupakan parameter teknis yang perlu disesuaikan dengan kondisi lapangan, seperti ketersediaan pipa dan rig yang terbatas, waktu penyewaan rig, dan faktor–faktor lain. Keempat batasan diatas akan dibandingkan dengan perhitungan desain drillstring yang tergantung dari konfigurasi drillstring. Desain drillstring Lapangan X akan difokuskan pada penempatan HWDP/DC pada sesi lateral untuk memberikan gaya dorong ketika proses pengeboran dilakukan. Penempatan HWDP/DC pada sesi Lateral akan dibatasi oleh parameter drag, titik netral, torsi dan hookload. Alternatif konfigurasi drillstring sumur Lapangan X ditunjukan pada gambar 4.2


4


Gambar 3.Desain Konfigurasi Drillstring Lapangan X

3.2 Drag & Weight Force Drag dan Weight Force adalah parameter awal yang harus dianalisa dalam perencanaan drillstring ERD. Harga Drag dapat dinyatakan sebagai hambatan yang harus dilawan pada saat pengeboran berlangsung. Sedangkan Weight Force adalah gaya dorong yang melawan gaya Drag sehingga pengeboran dapat dilakukan dengan harga WOB yang diinginkan. Harga maksimum drag terakumulasi di drillstring bagian atas. Rekapitulasi besarnya harga drag di titik paling atas (MD = 0) untuk setiap panjang HWDP yang digunakan dalam drillstring design, dari rekapitulasi ini bisa dihasilkan drillstring yang aman digunakan tanpa mengalami kompresi ataupun buckling. Selain itu dari hasil rekapitulasi ini kita juga bisa mendapatkan panjang HWDP optimum untuk digunakan pada design drill string di Lapangan X. Pada sesi lateral ini pemasangan HWDP/DC dapat membantu memberikan gaya dorong ketika proses pemboran diadakan. Pemasangan HWDP/DC tentunya lebih

mahal jika dibandingkan dengan pemakaian DP biasa. Pemasangan HWDP/DC pada bagian lateral dibatasi oleh dua faktor yaitu: 1. Kebutuhan gaya dorong yang

hanya dapat diberikan oleh HWDP/DC.

2. Posisi titik netral yang tidak boleh berada pada DP.

Titik netral adalah suatu titik yang terletak pada rangkaian drillstring yang tidak mengalami kompresi ataupun tension pada saat pemboran berlangsung. Titik netral menjadi batasan pemasangan HWDP/DC pada sesi Lateral. Posisi titik netral menjadi penting karena rangkaian pipa yang terletak di bawah titik netral akan berada pada keadaan kompresi sedangkan rangkaian pipa yang terletak di atas titik netral akan berada pada keadaan tension.Titik netral merupakan titik dimana HWDP/DC masih bisa dipakai di sisi lateral Hasil perhitungan berbagai parameter yang berhubungan dengan Drillstring design dapat ditampilkan dalam bentuk grafik sebagai berikut:

gambar 4. Grafik Drag Sepanjang Pipa

dengan Konfigurasi HWDP 13300’ Gambar diatas adalah contoh yang menunjukkan besarnya drag sepanjang pipa dengan konfigurasi HWDP = 13300 ft dan koefisien gesek sebesar 0.2, 0.25, 0.3 dan 0.35.


5


Gambar 5. Grafik Gaya Dorong dengan

Konfigurasi HWDP 13300’ Gambar 4.4 diatas adalah contoh yang menunjukkan besarnya gaya dorong yang dihasilkan dari rangkaian drillstring dengan konfigurasi HWDP = 13300 ft. Harus diingat bahwa drillpipe tidak boleh dalam kondisi kompresi sehingga hanya berat HWDP saja yang digunakan sebagai pemberat.

Gambar 6. Grafik Axial Force

Gambar diatas adalah contoh axial force yang dapat diiberikan selama proses pemboran dengan konfigurasi HWDP = 13300 ft dan koefisien gesek sebesar 0.2, 0.25, 0.3 dan 0.35.

Gambar 7. Grafik Drag/Weight Force

VS HWDP

Gambar 7 menunjukkan contoh hasil perhitungan Drag / Weight Force VS HWDP dari sumur Lapangan X Pada skenario koefisien gesek 0.25 dan menggunakan HWDP tanpa DC, analisa grafik menunjukkan harga panjang HWDP minimum dan optimum yang dapat digunakan di sumur Lapangan X. HWDP minimum adalah panjang HWDP yang memberikan gaya dorong setara dengan gaya Drag yang ditimbulkan oleh drillstring, dalam gambar diatas ditunjukkan dengan panjang HWDP sebesar 11,000 ft. Sedangkan HWDP optimum adalah panjang HWDP yang memberikan gaya dorong setara dengan gaya Drag yang ditimbulkan drillstring ditambah Weight On Bit (WOB) yang dikehendaki (30,000 lbf), dalam gambar diatas ditunjukkan dengan panjang HWDP sebesar 13,300 ft.

Gambar 8. Grafik Drill String

Configuration


6


Gambar 8 diatas merupakan hasil rekapitulasi desain drill string yang menghasilkan panjang HWDP optimum dan minimum untuk berbagai harga koefisien gesek (0.2, 0.25, 0.3 dan 0.35). Hasil tersebut dapat dilihat dalam tabel berikut: Sebagai langkah selanjutnya akan dipilih konfigurasi pada koefisien gesek = 0.25 yang berasumsi menggunakan lumpur pemboran jenis OBM. Sebagai ilustrasi, konfigurasi drill string dapat digambarkan sebagai berikut: Sebagai langkah selanjutnya akan dipilih konfigurasi pada koefisien gesek = 0.25 yang berasumsi menggunakan lumpur pemboran jenis OBM. Sebagai ilustrasi, konfigurasi drill string dapat digambarkan sebagai berikut:

Gambar 9. Desain Konfigurasi Drill String Optimum dan minimum

3.3 Torsi Perhitungan torsi akan menjadi salah satu batasan pemasangan HWDP pada sesi lateral. Mekanisme perhitungan torsi dilakukan secara segmental dimana beban torsi tiap segmen dikumulatifkan untuk dibebankan pada bagian pipa diatasnya. Dalam Drill String Configuration, faktor Torsi merupakan faktor pembatas apakah desain Drill String aman digunakan atau tidak. Hasil perhitungan dari Torsi ini menunjukkan apakah konfigurasi yang sebelumnya didapat dengan menggunakan analisa Drag dan Weight Force bisa menahan beban pada saat Torsi atau tidak.

Gambar 10. Torsi Sepanjang Pipa dengan Berbagai Koefisien Gesek

Gambar 10 di atas merupakan Torsi total sepanjang pipa untuk konfigurasi HWDP optimum (13300 ft) dan berbagai harga koefisien gesek (0.2, 0.25, 0.3 dan 0.35). Adapun Drillpipe yang digunakan adalah pipa dengan Grade S. Dengan melakukan plotting antara beban torsi untuk tiap koefisien gesek dan Torsional Strength drill pipe setiap grade dapat dilihat bahwa koefisien gesek 0.25 memberikan torsi drill pipe lebih kecil dari Torsional Strength Grade G yang telah dikalikan dengan safety factor 90%. Selanjutnya dari uji sensitivitas terhadap Torsional strength Grade pipa lainnya, Grade G merupakan pipa yang paling memenuhi ketahanan Torsi untuk koefisien gesek yang besar, sebagai


7


antisipasi bila ternyata koefisien gesek mencapai 0.35. Sedangkan pipa dengan Grade dibawahnya akan mengalami kegagalan ketika pipa diputar. Hasil lengkap sensitivitas dapat dilihat dari gambar 4.13 berikut ini.

3.4 Tripping Tripping yang dimaksud adalah perhitungan hookload yang dilakukan pada saat rangkaian pipa diangkat ke permukaan. Pada kondisi ini rig dan pipa di bagian permukaan menanggung beban terbesar akibat MOP, drag dan berat rangkaian pipa dengan konfigurasi HWDP sebesar 13300 ft dan berbagai harga koefisien gesek (0.2, 0.25, 0.3 dan 0.35). Perhitungan dilakukan untuk mengetahui perbandingan beban yang harus diangkat terhadap kekuatan pipa atau tensile strength. Perhitungan beban hookload dilakukan secara segmental mulai dari titik target sampai dengan titik awal. Hasil perhitungan diakumulasikan terhadap beban hookload pada kedalaman yang lebih dangkal, sehingga beban hookload terbesar dialami oleh pipa yang paling atas.

Gambar 11 Tension Sepanjang Drillstring Pada Saat Tripping

Gambar 11 merupakan Tension total sepanjang pipa untuk konfigurasi HWDP optimum (13300 ft) dan berbagai harga koefisien gesek (0.2, 0.25, 0.3 dan 0.35). Adapun drillpipe yang digunakan adalah pipa dengan Grade G.

Dengan melakukan plotting antara beban tension untuk setiap koefisien gesek dan Tensional Strength drill pipe setiap grade, dapat dilihat bahwa koefisien gesek 0.35 masih memberikan Tension Drillpipe yang lebih kecil dari Tensional Strength Grade G yang telah dikalikan dengan safety factor 90%. Selanjutnya dari uji sensitivitas terhadap Tensional Strength Grade tersebut, dapat dilihat Grade G merupakan pipa yang memenuhi ketahanan Tension untuk koefisien gesek yang maksimum, sebagai antisipasi jika ternyata koefisien gesek di atas 0.25. Sedangkan pipa dengan Grade dibawahnya akan putus ketika dilakukan Proses Tripping. Hasil sensitivitas dapat dilihat dari gambar 4.15 berikut ini.

3.5 Hidrolika Perhitungan hidrolika dilakukan untuk menentukan kecepatan pompa minimum yang dibutuhkan untuk menjaga lubang bor tetap dalam keadaan bersih. Pada perhitungan ini digunakan kecepatan putaran pipa 120 RPM yang disesuaikan dengan kapasitas sistem TDD dan RSS yang dimiliki. Kebersihan lubang bor akan dijaga sehingga cutting yang tersisa adalah sekitar 2% sampai dengan 5%, sesuai dengan penelitian yang dilakukan oleh Moore dan Larsen yang telah dimodifikasi oleh Rudi (SPE 57541, tahun 1999). 3.6 Hookload Untuk menentukan kekuatan hookload minimum yang harus disediakan oleh rig maka perlu diketahui terlebih dahulu beban maksimum yang harus ditahan oleh rig. Beban maksimum dapat terjadi baik pada saat pemboran maupun pada saat pemasangan casing.

( ) DragLpxWpWeightPipe +Σ= ( ) MOPDragWeightBlockLpxWpWeightMax +++Σ=.

weightblockcrownline

linexeffblock

weightloadHook +Σ

+Σ=

2.

.max


8


Dari hasil perhitungan, diketahui bahwa beban maksimum yang harus di tanggulangi adalah ketika proses pemboran. Yaitu sebesar 1200 klbs. 3.7 Drawwork Beban drawwork minimum yang harus disediakan oleh rig juga didasarkan pada beban maksimum yang mungkin harus diatasi oleh rig.

...33000max

effblockeffmechaniceffntransmisiospeedhoistingweightDrawwork

××××

=

Dari hasil perhitungan diperoleh besarny Drawwork yang diperlukan adalah 1200 Hp.

IV). Kesimpulan Setelah dilakukan analisa berbagai parameter pemboran, dapat diambil kesimpulan mengenai desain dari operasi pemboran sumur Field-X sebagai berikut:

1. Drillstring yang digunakan pada

sumur Field-X adalah sebagai berikut

a. Drillpipe Tabel 7. Konfigurasi drill pipe optimum

dan minimum

b. HWDP:

Tabel 8 Konfigurasi HWDP optimum dan minimum

Properties Value Units Optimum Length: 13400 ft Minimum Length: 11220 ft Outside Diameter: 5 inch

Inside Diameter: 3 inch Tool Joint Diameter: 6.5 inch

Nominal Weight: 49.3 lb

2. Penggunaan Drill Collar atau HWDP dengan pounder yang lebih berat memiliki keunggulan dalam penggunaan HWDP/DC yang lebih pendek. Hanya saja harus diimbangi dengan penggunaan drillpipe dengan grade yang lebih tinggi.

3. Penggunaan Oil Based Mud (OBM) sangat direkomendasikan agar operasi pemboran dapat berlangsung dengan koefisien gesek yang rendah.

4. Penggunaan WBM tidak dianjurkan karena akan memberikan koefisien gesek yang lebih tinggi sehingga diperlukan grade drillpipe yang lebih tinggi dan HWDP yang lebih panjang.

5. Pompa Lumpur yang digunakan harus mampu memberikan rate minimum 652 gpm dengan konsentrasi cutting 5%. Sebaiknya digunakan Pompa yang memiliki rate 842 gpm agar lubang bersih dan hanya memiliki konsentrasi cutting 2%.

Tabel 9. Hasil perhitungan Hidrolika

6. Running Casing dengan Trajektori

Baru dan konfigurasi casing yang disampaikan oleh Medco ternyata dapat dilakukan dengan menggunakan metode konvensional.

7. Hookload minimum yang dibutuhkan untuk konfigurasi Drillstring baru yang akan di gunakan di sumur Field-X adalah 1200 Klbs.

Properties Value Units Optimum Length: 3900 ft Minimum Length: 6080 ft

Grade: G-105 Outside Diameter: 5 inch Inside Diameter: 4.276 inch

Tool Joint Diameter: 6.5 inch Nominal Weight: 19.5 lb

Torsional Strength: 51870 ft-lb Tensional Strength: 498450 lbf

Konsentrasi (%)

V cut (ft/s)

V slip (ft/s)

V min (ft/s)

Q pump (gpm)

2 2.02 4.26 6.28 842 3 1.35 3.88 5.23 700 4 1.01 3.98 4.99 669 5 0.81 4.05 4.86 652


9


8. Drawwork minimum yang dibutuhkan untuk Sumur Field-X adalah sebesar 1200 HP. Ini masih jauh lebih kecil dari Drawwork yang telah digunakan di Field-X sebelumnya, yaitu sebesar 2000 HP.

DAFTAR SIMBOL D = drag, lb Wm = pipe weight in mud, ppg L = pipe length, ft μ = friction factor θ = inclination, degree T = torque, lb – ft OD = outside diameter, inch Wair = pipe weight in air, ppg Wmud = pipe weight in mud, ppg Vs = slip velocity, ft/s ρm = mud density, ppg RPM = Rotary Per Minute Vsv = Vs vertical Moore, ft/s Vmin = minimum velocity to lift cutting, ft/s Vcut =cutting velocity, ft/s

DAFTAR PUSTAKA 1.J.M Peden, J.T Ford, and M.B Oyeneyin,

Heriot – Watt U, SPE Paper “Comprehensive Experimental Investigation of Drilled Cuttings Transport in Inclined Wells Including the Effect of Rotation and Eccentricity Drillpipe”, Oktober 1990. SPE No 20925.

2.M.L. Payne, and A.J. Hatch, SPE Paper “Critical Technologies for Success in Extended Reach Drilling”, September 1994, SPE No 28293.

3.Moore, P.L “Drilling Practice Manual” , PennWell Publishing Company, Tulsa, (1974).

4.R. Rudi R.S, ”Equation for Estimating Mud Minimum Rate for Cutting Transport in an Inclined-Until Horizontal Well”, SPE – 57541, Middle East Drilling Technology Conference, Abu Dhabi, November 1999.

5.S. Frank, “Horizontal Well Planning-Build Curve Design”, Drilling

Technology,Inc., SPE 12050 Reprint Series, 1989.

5.T.I. Larsen,A.Apilehveari, and J.J.Azar, SPE Paper “Development of A New Cutting Transport Model for High-Angle Wellbores Including Horizontal Wells”, Juni 1997, SPE No 25872.


10


Lampiran


11


Gambar F.1 Trajektori sumur ERD-Horizontal


12


gambar F.2 Chart penghitungan Hidrolika dengan Metode Moore, Eden dan larsen

CconcDD

ROPVcut

hole

pipe

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

=2

136

min

)(5V

DDYPV pipeholep

a

−+=μ

a

slcutf xVxDxNRE

μρ928

=

NREf

NRE40

3

=

<

NREf

NRE22

3003

=

<<

54.1

300

=

<

f

NRE

f

fsDcutfVsvρ

ρρ −=

(

001.0<−VslVsvabs 2VslVsvVsl +

=


13


Gambar F.3 Koreksi Hidrolika Metode Moore

svmm

svmmmm

VrpmrpmVs

VrpmrpmrpmrpmVs

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ −+−

=

≥

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ −−−−+++

=

≤

300060031800

45405000

264513512003600270008100045

0

0

ρρθ

ρθθρθρθρθ

Tabel 1. Data drillstring, Casing dan Liner

Drillpipe DP baru OD 5 inch ODTJ 6.5 inch ID 4.4 inch Nominal weight 19.5 lb E X - 95 G-105 S - 135

torsional 41167 52144 57633 74100 ft-lb

tensile 395595 501087 553833 712070 lb

HWDP OD 5 inch ODTJ 6.5 inch ID 3 inch Nominal Weight 49.3 lb

Liner OD 7 inch Grade L-80 Nominal weight 29 lb ID 5.75 inch Wall Thickness 0.625 inch Body yield strength 1878000 lbf

Casing OD 9-5/8 inch Grade H-40 Nominal weight 36 lb ID 8.921 inch Body yield strength 410000 lbf


14


Gambar F.4 Grafik Drag / Weight Force VS HWDP Koefisien gesek 0.2



15



Tabel F.2 Drillstring Configuration

Min (HWDP/DP Length) Optimum (HWDP/DP Length)

Friction Length (ft) MD (ft) Length

(ft) MD (ft)

Titik netral (MD ft)

0.20 8970 8330 11753 5547 6252 0.25 11221 6079 13346 3954 3927 0.30 13219 4081 14141 3159 2106 0.35 14068 3232 14815 2485 -

Tabel F.3 Torque dan Torsional Strength

Torsional Strength x Safety Factor 90% Friction Torque Grade E Grade X Grade G Grade S

0.20 28790 37050 46930 51870 66690 0.25 35988 37050 46930 51870 66690 0.30 43185 37050 46930 51870 66690 0.35 50383 37050 46930 51870 66690


16


Torsional

01000020000300004000050000600007000080000

0.20 0.25 0.30 0.35Koefisien Gesek

Tors

i

TorqueSensitivityGrade E

Grade X

Grade G

Grade S

Gambar F.5 Sensitivitas Torsi

Hookload sensitivity

0

100000200000

300000400000

500000600000

700000

0.20 0.25 0.30 0.35Koefisien gesek

Hoo

kloa

d

HookloadSensitivityGrade E

Grade X

Grade G

Grade S

Gambar F.6 Sensitivitas Hookload

Tabel F.4 Tensional Strength

Tensional Strength x Safety Factor 90% Friction Tension Grade E Grade X Grade G Grade S

0.20 380616 356036 450978 498450 640863 0.25 407192 356036 450978 498450 640863 0.30 433768 356036 450978 498450 640863 0.35 460343 356036 450978 498450 640863


17


Drag Saat 0.25

02000400060008000

100001200014000160001800020000

0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000

Drag

Mea

sure

d D

epth

Drag Saat0.25

Gambar F.7 Drag Ketika Koefisien gesek 0.25 dan HWDP Optimum

Torque Saat 0.25

0

5000

10000

15000

20000

0 10000 20000 30000 40000

Torque

Mea

sure

d D

epth

TorqueSaat 0.25

Gambar F.7 Torsi Ketika Koefisien gesek 0.25 dan HWDP Optimum


18


Gambar F.7 Beban Hookload Saat Pemasangan Casing 9 5/8” Grade J-55. Punder 36

lb/ft

Gambar F.8 Beban Hookload Saat Pemasangan Liner 7” , 42.7 lb/ft


19


Gambar F.9 Beban Hookload Saat Pemasangan Casing 7”, 29 lb/ft

Hydraulics Sensitivity

4

5

6

7

8

9

0 20 40 60 80 100 120 140 160

RPM

V m

in (f

t/s) Cutting conc 2%

Cutting Conc3%

Cutting Conc 4%

Cutting Conc 5%

Gambar F.10 Sensitivitas Hidrolik terhadap Cutting concentration


20

trajektori sumur erd- horizontal erd-horizontal well...

Documents