Oleh : Fadli Satrio Fadjri* Prof. Dr. Ing. Ir. Rudi Rubiandini R.S

STUDI KELAYAKAN PEMBORAN BERARAH UNTUK PEMINDAHAN WELLHEAD DI LAPANGAN MILIK PT ADARO FEASIBILITY STUDY OF DIRECTIONAL DRILLING OPERATION FOR WELLHEAD RELOCATION ON PT ADARO’S OILFIED Oleh : Fadli Satrio Fadjri* Prof. Dr. – Ing. Ir. Rudi Rubiandini R.S. Abstract Directional drilling is a technique to change of a wellbore direction and then direct it to a certain target which is not located vertically under a well. To achieve a high level performance, it’s essential to analyze the interrelationship among the elements involved in the entire drilling process. These are well trajectory profile, drillstring design, casing running design, and hydraulic design for hole cleaning. Well trajectory optimization is analyzed to achieve a well trajectory which result not only a small torque and drag, but also achieve all geological targets. Drillstring design optimization is analyzed based on four parameters, these are torque load, slack off load, pick up load, and buckling load. Casing running operation can be done by three alternative methods, these are conventional method, casing floatation method, and partial floatation method. Hydraulic design is analyzed to achieve a required minimum rate to lift cuttings by considering well inclination, RPM, and mud density. By using data from field X, 4 directional drilling scenarios which have a different horizontal displacement from each other are created. These scenarios are completed with torque, drag, and hydraulic analysis to conclude drillstring configuration, casing running method, and required minimum rate for each scenarios. In the end of this feasibility study, a minimum rig specification is given for each scenarios which include minimum hookload, minimum drawwork, and minimum pump power. Keywords : directional drilling, horizontal displacement, well trajectory design, drillstring design, casing running design, hydraulic design, and minimum rig specification. Sari Pemboran berarah adalah suatu teknik membelokan lubang sumur untuk kemudian diarahkan pada suatu sasaran tertentu di dalam formasi yang tidak terletak vertikal di bawah sumur. Untuk mendapatkan performa yang baik dalam pemboran, perlu dilakukan analisis yang terintegrasi antara parameter – parameter yang saling berhubungan dalam pemboran berarah. Parameter tersebut adalah profil trajektori sumur, desain drillstring, desain penempatan casing, dan desain hidrolika. Optimasi desain trajektori sumur dilakukan untuk menghasilkan suatu profil sumur yang tidak hanya mencapai target, tetapi juga memberikan beban torsi dan drag yang rendah. Optimasi desain drillstring dilakukan berdasarkan empat parameter, yaitu beban torsi, beban drag saat slack off, beban drag saat pick up, dan beban buckling. Desain penempatan casing dapat dilakukan dengan tiga metode, yaitu metode konvensional, metode casing floatation¸ dan metode partial floatation. Desain hidrolika bertujuan untuk mendapatkan rate minimum yang dibutuhkan untuk mengangkat cutting dengan mempertimbangkan faktor inklinasi lubang sumur, RPM pipa, dan densitas pipa. Dengan menggunakan data dari lapangan X, didapatkan 4 skenario pemboran berarah dengan horizontal displacement yang berbeda. Keempat skenario tersebut dilengkapi dengan hasil analisis torsi, drag, dan hidrolika sehingga didapatkan rekomendasi konfigurasi drillstring, metode penempatan casing, dan rate minimum pompa untuk tiap skenario pemboran. Di akhir studi ini, direkomendasikan pula spesifikasi rig minimum untuk tiap skenario pemboran yang meliputi kebutuhan hookload rig minimum, kebutuhan drawwork mimimum, dan daya pompa lumpur minimum. Kata kunci : pemboran berarah, horizontal displacement, desain trajektori sumur, desain drillstring, desain penempatan casing, desain hidrolika, dan spesifikasi rig minimum.

* Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB ** Dosen Pembimbing Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB

Fadli Satrio Fadjri, 12206028, Semester II-2010/2011

1

I. PENDAHULUAN

minimum yang harus dipenuhi agar operasi pemboran tersebut dapat dilaksanakan.

1.1. Latar Belakang II. Di sebuah lapangan migas X akan dibuat lokasi pertambangan. Di masa yang akan datang, sebuah eksploitasi pertambangan akan dilakukan di lapangan migas tersebut sehingga sumur-sumur produksi dan fasilitas produksi di lapangan tersebut harus direlokasi. Oleh karena itu, sumur produksi tidak lagi vertikal tapi bisa menjadi sumur berarah (directional well) atau bahkan sumur horizontal. Gambar A.1 di lampiran menunjukan gambaran lokasi target pemboran dan rencana lokasi kepala sumur. Dalam operasi pemboran, directional drilling atau pemboran berarah adalah suatu teknik membelokan lubang sumur untuk kemudian diarahkan pada suatu sasaran tertentu di dalam formasi yang tidak terletak vertikal di bawah sumur7). Ada beberapa faktor yang membatasi pelaksanaan pemboran berarah, seperti drag dan torsi yang terlalu besar, gaya dorong yang terlalu kecil, akumulasi cutting pada bagian sumur dengan inklinasi tinggi, spesifikasi rig yang tidak memenuhi desain pemboran, terjepit atau tertekuknya pipa, dan putusnya rangkaian pipa9). Faktor-faktor tersebut dapat dihindari dengan perencanaan pemboran yang baik, khususnya perencanaan trajektori sumur, perencanaan desain drill string, desain penempatan casing, dan desain pengangkatan cutting. Dari gambar A.1 di lampiran dapat diperkirakan jarak lokasi kepala sumur yang baru terhadap kepala sumur yang lama, yaitu sebagai berikut : Lokasi Baru OPT 1 OPT 2 OPT 3

Jarak dari wellhead yang lama 5,5 km 3-5 km 2 -3 km

Tabel 1. Jarak antara Lokasi Wellhead Baru dengan Wellhead Lama Dengan melihat jarak tersebut maka akan lebih mudah jika lokasi baru berada di zona OPT 3 atau maksimal OPT 2 karena merupakan lokasi yang paling dekat sehingga beban pemboran sumur baru tidak terlalu berat. 1.2. Tujuan Tujuan dari penulisan Tugas Akhir ini adalah memberikan usulan mengenai lokasi mana saja yang dapat dijadikan lokasi dari wellhead yang baru dan memberikan usulan perencanaan pemboran berarah yang meliputi perencanaan desain drill string, desain pengangkatan cutting, dan desain penempatan casing berdasarkan literatur yang ada. Pada akhirnya, diberikan pula spesifikasi rig Fadli Satrio Fadjri, 12206028, Semester II-2010/2011

METODOLOGI

Metodologi yang digunakan dalam pengerjaan Tugas Akhir ini adalah studi literatur tentang materi kajian. Studi tersebut meliputi desain trajektori, desain drillstring, desain pengangkatan cutting, dan desain casing running. Alur kerja dalam pengerjaan Tugas Akhir ini ditunjukan pada gambar 1. Start

Pengumpulan data dan studi literatur

Perencanaan trajektori sumur

Analisis torsi, drag, dan hidrolika tiap trajektori

Penentuan Spesifikasi Rig Minimum

Penulisan Tugas Akhir

Finish

Gambar 1. Alur Kerja Pengerjaan Tugas Akhir III. TEORI DASAR 3.1. Trajektori Sumur Pada Tugas Akhir kali ini, tipe trajektori yang dipilih adalah tipe build and hold dengan shallow deviation type karena tipe build and hold secara ekonomis paling murah dan paling mudah dibandingkan dengan tipe trajektori lainnya. Selain itu, lateral displacement yang besar adalah alasan dipilihnya tipe trajektori ini5). Dalam Tugas Akhirnya, Yanfindra menyebutkan bahwa ada beberapa pertimbangan dalam penentuan trajektori sumur, yaitu12) : a. Penentuan titik KOP Syarat suatu tempat menjadi KOP adalah tidak terletak di zona lunak, zona rekah, formasi dengan sudut kemiringan tinggi, zona perubahan litologi dan kekerasan, zone loss, dan zona swelling dan terletak cukup jauh di bawah kaki casing 2

b. Kemampuan BUR suatu peralatan Peralatan pembelok konvesional digunakan pada BUR 5-7o/100ft tetapi kebanyakan dipakai pada BUR 4-5o/100ft. Pemboran dengan BUR yang besar mengalami kesulitan dalam pengontrolan sudut arah dan adanya batasan MPDLS casing. Selain itu, peralatan konvensional lebih murah dan didapat di seluruh dunia.

Measured depth sepanjang build up section adalah : D MN = D1 +

(10) q Horizontal Departure sepanjang build up section adalah : X N = r 1 − r 1 .cos θ ’ = r 1 .( 1 − cos θ ’ )

(1)

     

Measured Depth (MD) dari build up section sama dengan panjang dari busur DC, maka : π θ L DC = x r1 x θ = = (4) 180 q Horizontal departure dari buildup section dapat diperoleh dengan memperhatikan segitiga D’OC, dimana X 2 = r 1 − r 1 .cos θ = r 1 ( 1 − cos θ )

(5)

Untuk menghitung TVD sepanjang build up section digunakan persamaan : D 2 = D 1 + r 1 .sin θ’ MD dari tangent section busur CB, maka : r1 D2 LCB = = = tan Ω cos θ Untuk menghitung TVD digunakan persamaan :

(6) sama dengan panjang

X2 (7) sin θ dari tangent section,

D 3 = TVD total – D 1 – D 2 = L CB .cos θ

(8)

Untuk menghitung departure dari tangent section, digunakan persamaan : X 3 = X total – X 1 – X 2 = L CB .sin θ

(12)

Total Measured Depth adalah r θ DM = D1 + + 1 q tan Ω

(13)

Drillstring merupakan rangkaian pipa pemboran yang memberikan beban pada bit sehingga mampu menembus suatu lapisan batuan tertentu. Selain itu, drillstring juga memberikan fungsi kedalaman dan sebagai jalan sirkulasi fluida pemboran. Dalam proses pemboran, suatu rangkaian drillstring akan mengalami berbagai macam pembebanan seperti torsi, drag, dan buckling sehingga suatu drillstring harus didesain dengan beberapa pertimbangan agar drillstring tersebut tidak mengalami kegagalan dalam proses pemboran.

Untuk kasus X 3 > r 1 , persamaan untuk menghitung sudut inklinasi maksimum adalah:  D − D1   − θ = 180 − arc tan  3 (3)  X 3 − r1 

  D3 − D1 arc tan   X 3 − r1 

D 2 = D 1 + r 1 .sin θ

3.2. Desain Drillstring

Sudut inklinasi maximum untuk build-and-hold dimana X 3 < r 1 adalah :  D − D1   − θ = arc tan  3  r1 − X 3  (2)  r1    D − D1      x sin arc tan  3 arc cos    r1 − X 3    D 3 − D1 

  r1  x sin arccos  − D D 1   3

(11)

TVD pada akhir build up section adalah

Penentuan trajektori sumur dengan tipe build and hold dapat menggunakan persamaan sebagai berikut7) : Radius of curvature, r 1 , adalah : 180 1 r1 = x π q

θ

(9)


Ilustrasi dari beban torsi dan drag yang dialami oleh drillstring ditunjukan pada gambar A.3, sedangkan ilustrasi beban buckling pada drillstring ditunjukan pada gambar A.4 di lampiran 3.2.1. Beban Torsi Beban torsi didefinisikan sebagai perkalian antara gaya dan jari-jari. Beban torsi terjadi pada saat drillstring dirotasi dan gigi bit tertahan oleh batuan formasi maka drill string mengalami puntiran12). Selain itu, pada pemboran berarah beban torsi juga diakibatkan karena drillstring yang dirotasi mengalami kontak dan bergesekan dengan dinding lubang bor. Pada analisis beban torsi, akan ditentukan besarnya beban torsi yang dialami oleh drillstring pada tiap bagian pemboran seperti bagian vertikal, build, tangent, dll sehingga dapat diperkirakan total beban torsi yang diderita drillstring selama pemboran. Beban torsi total yang boleh dialami oleh drillstring dibatasi oleh rig torque limit (rotating system), kekuatan torsi pada sambungan, dan kekuatan torsi pada bagian pipa yang tipis6,8) Prosedur perhitungan beban torsi dibagi menjadi 2, yaitu untuk lubang yang melengkung dan untuk lubang lurus, baik itu lubang miring atau lubang horizontal. 3

a.

b.

Analisis Torsi untuk Lubang Lurus OD Wm L µ Sin Φ (14) T= 24 Analisis Torsi untuk Lubang Melengkung

Dalam penentuan torsi pada bagian pertambahan sudut, persamaan yang dikembangkan oleh Rudi Rubiandini – Dodi Lesmana10) dapat digunakan dengan batasan-batasan berikut ini: •

Jika Fo/(WR) < 0.3

T B = µ( Aθ2 + Bθ + C )( µODWR ) •

(15)

•

Jika Fo/WR < 1

D = µ/0.1(Aθ2 + Bθ + C)(WR) •

(19)

Jika Fo/WR > 1

D = (Aθ2 + Bθ + C)(WR)

(20)

Keterangan mengenai nilai A, B, dan C dari persamaan Rudi Rubiandini – Dodi Lesmana dapat dilihat di bagian lampiran D dari Tugas Akhir ini.

Jika Fo/(WR) > 0.3

T B = 0.888( Aθ2 + Bθ + C )( µODWR )

(16)

Keterangan mengenai nilai A, B, dan C dari persamaan Rudi Rubiandini – Dodi Lesmana dapat dilihat di bagian lampiran dari Tugas Akhir ini. 3.2.2. Beban Drag Drag adalah gaya yang harus dilawan oleh rangkaian drillstring akibat kontak dan gesekan antara drillstring dengan dinding lubang bor ketika drillstring bergerak turun (proses drilling) atau bergerak naik (tripping out). Drag yang dialami ketika proses drilling sering disebut dengan downdrag, sedangkan drag yang dialami ketika proses tripping out sering disebut dengan updrag12). Sama halnya dengan analisis torsi, analisis drag untuk tiap bagian dalam trajektori pemboran perlu dilakukan agar total drag yang dialami drillstring dapat ditentukan. Dengan demikian kita dapat menentukan kekuatan hookload kapasitas rig, kekuatan tool joint, serta grade drillpipe yang akan digunakan. Drag dapat mengurangi efisiensi berat HWDP atau DC yang dibebankan pada bit. Berikut ini beberapa persamaan yang dapat digunakan untuk memperkirakan besar beban drag yang timbul akibat adanya daerah pertambahan sudut untuk masing-masing fasa pemboran : a.

dengan menggunakan persamaan berikut (Gambar A.6) :

Lubang Lurus

D = µ Wm L Sin Φ

(17)

b. Lubang Melengkung Sementara untuk bagian pertambahan sudut, beban drag dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan yang dikembangkan oleh Rudi Rubiandini – Dodi Lesmana10). Persamaan berikut hanya berlaku pada saat penurunan drillstring ke dasar sumur (Gambar A.5) : D = 9.19f(Aθ2 + Bθ + C)(WR)

(18)

Sedangkan pada saat penarikan drill string, perhitungan besar beban drag dapat diperkirakan Fadli Satrio Fadjri, 12206028, Semester II-2010/2011

3.2.3. Beban Buckling Buckling adalah tertekuknya drillstring akibat stress yang berlebihan. Biasanya ini merupakan gabungan antara gaya vertikal dan horizontal dimana gaya horizontal biasanya diberikan sebagai aplikasi beban untuk menghasilkan WOB. Akibat stress yang tinggi akan timbul gaya vertikal yang akan menyebabkan tertekuknya drillstring. R.F. MITCHEL telah menurunkan persamaan untuk meramalkan tertekuknya (buckling) pipa pada lubang miring, yaitu seebagai berikut8) :

 I W (65.5 − M W ) Sin Φ  Fc = 550  a  DH − DTJ  

0.5

(21)

OD 2 + ID 2 I = As 16

(22)

As = 0.7854 (OD2 - ID2)

(23)

3.2.4. Parameter Desain Drillstring Setelah mengetahui berbagai macam beban yang dialami drillstring dalam proses pemboran, maka perlu diketahui parameter apa saja yang mempengaruhi beban pada drillstring. Besarnya beban yang dialami selama pemboran dipengaruhi oleh2,4,6) : 1. Sirkulasi lumpur yang kontinyu Kecenderungan cutting untuk mengendap akan berkurang jauh jika sirkulasi lumpur dilakukan secara kontinyu. 2. Dog leg severity Perubahan sudut dog leg yang tiba-tiba akan meningkatkan area kontak antara drillstring dengan lubang bor sehingga meningkatkan beban torsi dan drag yang dialami drillstring. 3. Diameter lubang dan pipa Perbedaan antara diameter lubang dengan OD drillstring menghasilkan clearance. Makin kecil clearance antara drillstring dengan lubang, maka kontak area antara drillstring dengan lubang juga makin besar. 4

4. Berat efektif drillstring Berat efektif dari drillstring yang makin besar akan memperbesar gaya normal dari drillstring dan beban torsi serta drag. 5. Inklinasi Inklinasi yang makin tinggi cenderung akan meningkatkan beban drag dan torsi dari drillstring. Ketika inklinasi suatu sumur lebih besar daripada sudut kritiknya, maka beban drag yang terjadi lebih besar daripada gaya normal yang dimiliki oleh rangkaian pipa2). Hal tersebut mengakibatkan rangkaian drillstring/casing tidak dapat bergerak turun menuju target. 6. Lubrisitas Makin buruk lubrisitas dari lumpur, maka makin besar koefisien gesek antara dinding lubang bor dengan drillstring. 7. Rotasi pipa secara kontinyu RPM yg tinggi dapat memperbaiki pembersihan lubang dimana cutting akan tergerus dan lebih mudah terangkat. Namun, RPM yg tinggi juga dapat mengakibatkan kelelahan pada bent housing motor dan membutuhkan tenaga prime mover yg besar. Dengan mengetahui parameter yang mempengaruhi beban torsi dan drag, maka kita dapat menentukan konfigurasi drillstring yang tepat dengan proses iterasi. Proses iterasi tersebut dibatasi oleh hal-hal sebagai berikut : a. Beban torsi total < 0,9.torsional strength drillpipe b. Beban hookload + MOP < 0,9.yield strength drillpipe c. Gaya dorong > gaya yang harus didorong (downdrag) d. F Critical > F A 3.3. Desain Hidrolika Dalam proses pemboran, bit selalu menggerus formasi dan menghasilkan cutting. Supaya tidak menumpuk di bawah lubang dan tidak menimbulkan masalah kebersihan lubang, maka cutting tersebut perlu diangkat ke permukaan. Lumpur dapat dikatakan mengangkat cutting secara efektif apabila konsentrasi cutting dalam lumpur dapat dijaga serendah mungkin Biasanya harga maksimum konsentrasi cutting yang diperbolehkan adalah 5%. Masalah hole cleaning pada pemboran berarah, akan menjadi lebih kompleks karena sudut inklinasi sumur yang tinggi. Masalah pengangkatan cutting pada sumur berarah dapat dibagi menjadi 3 fasa berdasarkan sudut inklinasi sumur tersebut12) : a. Lubang bor dengan inklinasi lebih kecil dari 25o. Performa lubang bor seperti sumur vertikal dan Fadli Satrio Fadjri, 12206028, Semester II-2010/2011

aliran laminar lumpur dikombinasikan dengan kecepatan pemompaan yang konvensional dapat mengangkat cutting serta pembersihan lubang dengan baik. b. Lubang dengan inklinasi 25o-65o, cutting akan mengendap pada bagian bawah lubang dan bahkan dapat turun ke dasar lubang bila pemompaan dihentikan yang dapat mengakibatkan terjepitnya pipa. Bagian ini adalah bagian yang sulit dibersihkan dimana diperlukan aliran turbulen dengan kecepatan annulus 200-250 ft/min. c. Lubang dengan sudut kemiringan lebih dari 65o, cutting akan mengendap pada bagian bawah lubang. Cutting yang fragmennya lebih besar akan mengendap terlebih dahulu dan akan sulit untuk didesak ke permukaan. Aliran turbulen yang dikombinasikan dengan putaran pipa adalah metode yang efektif untuk mengaduk endapan cutting dan mengangkat cutting serta membersihkan lubang secara simultan. Parameter yang sangat berpengaruh dalam mekanisme pengangkatan cutting7) : a) Vslip (kecepatan slip) yaitu kecepatan kritik dimana cutting mulai akan terendapkan. b) Vcut (kecepatan cutting) yaitu kecepatan cutting untuk naik ke permukaan . c) Vmin (kecepatan minimum) yaitu kecepatan lumpur minimum sehingga cutting dapat terangkat ke permukaan tanpa terjadi penggerusan kembali. Pada perhitungan hidrolika akan digunakan metode Rudi Rubiandini – Lucky Shindu (SPE 57541, 1999) yang merupakan pengembangan dari rumus Moore (”Drilling Practice Manual”, 1974), dimana dilakukan koreksi terhadap inklinasi, densitas lumpur dan RPM12). Gambar 2 menunjukan koreksi yang dilakukan Rudi Rubiandini terhadap korelasi Moore. Skema algoritma mengenai metode moore ditunjukan gambar A.7 di lampiran.

Gambar 2. Korelasi Rudi – Shindu

5

3.4. Desain Penempatan Casing Proses penempatan casing (casing running) pada pemboran berarah lebih sulit daripada proses pemasangan casing pada pemboran vertikal. Hal ini disebabkan adanya efek drag yang muncul karena adanya kontak dan gesekan antara casing dengan dinding lubang bor. Ada 2 metode yang dapat digunakan dalam prose penempatan casing yang telah digunakan pada saat ini. Metode-metode tersebut adalah14) : a. Metode konvensional b. Metode casing floatation Pada pengembangannya metode casing floatation dibagi menjadi 2 metode, yaitu full casing floatation dan selectively and partial casing floatation. Analisis sensitivitas pada proses pemasangan casing dilihat berdasarkan kondisi casing di permukaan. Jika casing berada dalam keadaan compression, artinya casing tidak dapat diturunkan hingga kedalaman target karena gaya normal/gaya dorong casing yang kurang12). Hal sebaliknya terjadi jika kondisi casing di permukaan berada dalam keadaan tensión.

(24) 3.4.3.

Metode Partial Casing Floatation

Metode partial casing floatation adalah metode penempatan casing yang dilakukan dengan mengisi bagian bawah dari casing dengan udara dan bagian atas dari casing dengan lumpur14). Hal tersebut dapat dilakukan karena pada bagian dalam casing terdapat alat yang bernama Selective Floatation Device (SFD) yang memisahkan bagian dalam casing menjadi 2 ruang14). SFD ini dapat berupa inflatable packer atau retrieveable bridge plug. Contoh aplikasi metode konvensional ditunjukan pada gambar A.10 di lampiran Ide metode partial casing floatation muncul karena pengalaman pemboran menunjukan bahwa metode casing floatation, tidak memberikan keuntungan apapun dalam usaha casing untuk mencapai target yang dalam pada pemboran berarah. Hal tersebut dikarenakan, walaupun beban drag berkurang, casing tidak memiliki gaya dorong yang cukup untuk sampai ke target kedalaman karena berat efektif casing yang berkurang drastis14). 3.5. Parameter dalam Pemilihan Rig

3.4.1.

Metode Konvensional

Metode penempatan casing secara konvensional dilakukan dengan mengisi bagian dalam casing dengan lumpur selama proses casing running11). Metode ini umumnya dilakukan pada sumur vertikal dan sumur berarah dengan 1< MD/TVD <2. Contoh aplikasi metode konvensional ditunjukan pada gambar A.8 di lampiran. 3.4.2.

Metode Casing Floatation

Pada operasi pemboran berarah, faktor yang menyebabkan gagalnya casing running adalah beban drag yang terlampau besar. Hal tersebut dapat dikurangi dengan mengurangi koefisien gesek selama proses pemboran dengan menggunakan lumpur seperti OBM. Hal kedua yang dapat mengurangi beban drag selama operasi casing running adalah dengan mengurangi berat efektif dari casing selama casing running dengan cara mengisi casing bagian dalam dengan udara sehingga berat efektif casing akan menjadi lebih ringan. Hal tersebut yang menjadi ide dari metode casing floatation, yaitu metode casing running dimana bagian dalam casing hanya terisi oleh udara saja (kosong)11). Contoh aplikasi metode konvensional ditunjukan pada gambar A.9 di lampiran. Secara matematis, berat efektif casing pada metode casing floatation dapat ditentukan dengan persamaan11) : Fadli Satrio Fadjri, 12206028, Semester II-2010/2011

Rig merupakan peralatan mendasar dalam setiap operasi pemboran. Makin tinggi kesulitan dalam operasi pemboran, baik itu pemboran vertikal, berarah, ataupun horizontal, maka makin tinggi kapasitas kekuatan rig yang dibutuhkan. Spesifikasi yang perlu pemilihan rig adalah11) : 5.1.1.

diperhatikan

dalam

Kekuatan Hookload Rig

Hookload adalah beban yang harus dapat ditopang oleh rig. Beban tersebut merupakan akumulasi dari berat tubular (drill pipe atau casing) dan drag yang dialami pipa. Hookload terbesar dialami pada saat pipa ditarik dan terjepit (stuck pipe). Adapun rumus yang digunakan untuk menghitung beban hookload yang dialami oleh rangkaian pipa adalah: (25) Pipe Weight = Σ(Wp x Lp ) + Drag Beban hookload maksimum dapat terjadi pada saat pemboran ataupun pada saat pemasangan casing. Adapun kapasitas hookload yang dimiliki oleh rig dihitung dengan menggunakan formula sebagai berikut: Max.Weight = Σ(Wp x Lp ) + Block Weight + Drag + MOP max . weight Σline + 2 x block eff . Σline + crown block weight Hook load =

(26)

(27)

6

5.1.2.

b.

Kapasitas Drawwork

Drawwork merupakan peralatan yang dipasang pada lantai rig dan berfungsi sebagai sumber daya untuk memutar, mengangkat, dan menurunkan rangkaian pipa. Besarnya beban maksimum yang harus ditanggung selama pemboran sangat mempengaruhi kapasitas drawwork yang dibutuhkan. Adapun perhitungan daya drawwork yang dibutuhkan dihitung dengan menggunakan rumus sebagai berikut: max weight Drawwork = × 33000 × transmision eff . (28) hoisting speed mechanic eff . × block eff . 5.1.3.

HP =

Pm.Q min 1714

Data trajektori o Diameter lubang = 8.5” o TVD = 4921.5 ft o Horizontal Displacement (HD) Keterangan OPT 3

OPT 2

5

5

OD tool joint (inch)

7

7

ID (inch)

4¼

2 5/8

Nominal weight (lb/ft)

19.5

49.3

Grade DP Class 2

E

X-95

Torsional strength (lb-ft)

32285

40895

Tensile strength (lb)

311535

394612

Grade DP Class 2

G-105

S-135

Torsional strength (lb-ft)

45199

58113

Tensile strength (lb)

436150

560764

Data casing OD casing = 7” Grade casing = V-150 ID casing = 5,75” Nominal weight = 42,7 lb/ft

d.

Data hidrolika

IV. DATA PEMBORAN

a.

HWDP

c.

(30)

Dalam melakukan studi pemboran berarah di lapangan milik PT Adaro, PT Adaro hanya memberika data TVD dan Horizontal Displacement dari alternatif target pemboran sehingga ada beberapa data yang diambil dari paper mengenai pemboran berarah, yaitu paper SPE/IADC 21984 World Record in Extended Reach Drilling, Well 339-C10, Statfjord Field, Norway dan paper SPE 136901 Optimizing the Planning, Design and Drilling of Extended Reach and Complex Wells.

DP OD (inch)

Daya Pompa Fluida Pemboran

Fungsi dari pompa fluida pemboran adalah mendorong fluida pemboran dengan tekanan dan flowrate tertentu sehingga tercapai pembersihan lubang yang diinginkan. Adapun perhitungan daya pompa yang dibutuhkan dihitung dengan prosedur sebagai berikut : Q min = K x Aannulus x V min (29)

Data drillstring

e.

f.

Densitas Lumpur

13.328

ppg

PV

14

cp

YP

10

lb/100 ft2

Diameter cutting

1.6

inch

SG cutting

2.3

Konsentrasi cutting

2-5

%

Data parameter pemboran MOP

50000

lbf

ROP

65

ft/hr

RPM

85

WOB

30000

lbf

Data parameter rig Block weight

22500

lbf

HD (km)

HD (ft)

TDD weight

12300

lbf

2

6561.68

Crown block weight

15000

lbf

2.5

8202.1

Hoisting speed

30

ft/min

3

9842.52

Transmission efficieny

90

%

3.5

11482.94

Mechanical efficiency

82

%

4

13123.36

Block efficiency

85

%

4.5

14763.78

Lines

12

16404.2

Pump Pressure

500

5


psi

7

V.

HASIL DAN ANALISIS

Langkah pertama dalam mendesain suatu proses pemboran berarah adalah perencanaan trajektori sumur atau well planning. Dalam papernya, Armstrong menyebutkan bahwa well planning adalah suatu proses iterasi untuk menentukan trajektori sumur sehingga didapatkan hasil yang optimal dalam penentuan kebutuhan hidrolika, desain drillstring, torsi dan drag, desain casing, dll1). Dalam penentuan trajektori sumur untuk pemboran berarah, dipilih tipe trajektori single build curve. Selain itu, dilakukan analisis sensitivitas terhadap KOP dan BUR yang berbeda yaitu KOP sebesar 500, 1000, dan 1500 ft serta BUR sebesar 4, 7, dan 10o/100ft. Setelah menentukan skenario trajektori pemboran berarah, harus dilakukan analisis apakah pemboran untuk membentuk trajektori tersebut dapat dilakukan berdasarkan desain drillstring. Batasan yang menjadi pertimbangan apakah trajektori tersebut layak dipakai adalah torsi dan drag yang terjadi selama proses pemboran. Masing-masing skenario diuji dengan konfigurasi drillstring dimana HWDP ditempatkan sepanjang measured depth. Dalam desain drillstring, harus dipertimbangkan hal-hal sebagai berikut : a. Apakah torsi dan drag yang terjadi melebihi kapasitas torsi dan drag yang dimiliki rig? b. Apakah torsi dan drag yang terjadi melebihi daya tahan torsi dan drag pipa? c. Apakah drillstring memiliki gaya yang cukup untuk melakukan proses pemboran? d. Apakah terjadi buckling pada pipa? Sensitivitas yang akan dilakukan pada analisis desain drillstring berupa koefisien gesek dan panjang HWDP yang digunakan dalam proses pemboran. Variasi koefisien gesek yang digunakan adalah sebesar 0.1, 0.2, 0.33, dan 0.4. Pemasangan HWDP 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. Analisis torsi dan drag juga akan dilakukan terhadap proses casing running. Analisis tersebut bertujuan untuk mempelajari apakah metode konventional dapat dilakukan pada operasi pemboran atau harus menggunakan metode lain seperti casing flotation atau partial flotation. Hal terakhir yang dilakukan dalam studi kelayakan ini adalah mendesain metode pengangkatan cutting/hidrolika yang mampu menjaga lubang bor tetap bersih selama kegiatan pemboran. Dalam perhitungan desain hidrolika ini, akan dilakukan Fadli Satrio Fadjri, 12206028, Semester II-2010/2011

analisis sensitivitas terhadap putaran pipa dan persentase cutting di dalam lubang bor yang masih diperbolehkan selama pemboran. 5.1. Penentuan Trajektori Sumur Telah disebutkan sebelumnya bahwa analisis sensitivitas untuk penentuan trajektori sumur dilakukan dengan 3 KOP dan 3 BUR yang berbeda sehingga tiap 1 lokasi pemboran memiliki 9 skenario trajektori. Karena OPT 3 dan OPT 2 memiliki 7 alternatif lokasi pemboran, maka ada 63 skenario trajektori yang diuji. Skenario tersebut dapat dilihat pada tabel B.1 dan tabel B.2 di lampiran. Masing-masing skenario tersebut diuji dengan konfigurasi drillstring dimana HWDP ditempatkan sepanjang measured depth . Harga koefisien gesek yang digunakan adalah 0.33 untuk WBM dan 0.2 untuk OBM. Hal tersebut sesuai dengan range nilai koefisien gesek lumpur yang dikeluarkan oleh Baker Hughes seperti pada tabel 2. Hasil perhitungan beban torsi dan drag untuk semua skenario pemboran dapat dilihat pada tabel B.3 - B.10 di lampiran. Mud Type

Well Environment

Water Base

Oil Base

Casing

0.17 - 0.28

0.10 - 0.16

Open Hole 0.23 - 0.44 0.13 - 0.26 Tabel 2. Nilai Koefisien Gesek Lumpur untuk Cased Hole dan Open Hole Dari hasil evaluasi beban torsi dan drag pada 63 skenario pemboran tersebut, diambil kesimpulan sebagai berikut : a. Skenario trajektori yang dipilih untuk horizontal displacement sebesar 6562 ft adalah skenario 1 dengan KOP sebesar 1000 ft dan BUR sebesar 4o/100ft (gambar B.1). b. Skenario trajektori yang dipilih untuk horizontal displacement sebesar 8202 ft adalah skenario 22 dengan KOP sebesar 500 ft dan BUR sebesar 4o/100ft (gambar B.2). c. Skenario trajektori yang dipilih untuk horizontal displacement sebesar 9843 ft adalah skenario 16 dengan KOP sebesar 1500 ft dan BUR sebesar 4o/100ft (gambar B.3). d. Skenario trajektori yang dipilih untuk horizontal displacement 11483 ft adalah skenario 37 dengan KOP sebesar 1500 ft dan BUR sebesar 3o/100ft (gambar B.4). e. Pemboran untuk horizontal displacement sebesar 13123.36 ft tidak dapat dilaksanakan karena tidak memenuhi batasan beban drilling drag dan beban buckling. f. Pemboran untuk horizontal displacement sebesar 14763.78 ft tidak dapat dilaksanakan

8

karena tidak memenuhi batasan beban drilling drag dan beban buckling. g. Pemboran untuk horizontal displacement 16404.2 ft tidak dapat dilaksanakan karena tidak memenuhi batasan beban drilling drag dan beban buckling. Keempat skenario tersebut dipilih karena memberikan rasio drilling drag dan rasio buckling yang relatif besar dan aman dibanding skenario lain namun memberikan nilai torsi dan tripping drag yang relatif kecil dibanding skenario lain. Untuk pemboran dengan horizontal displacement 11483 ft, BUR 3o/100ft digunakan untuk pemboran karena terjadi beban drilling drag dan buckling yang terlalu besar jika menggunakan BUR 4 o/100ft, 7 o/100ft, dan 10 o/100ft. Hasil perhitungan beban torsi dan drag untuk pemboran dengan horizontal displacement 11483 ft ditunjukan pada tabel B.11 di lampiran. 5.2. Analisis Torsi dan Drag Pada bagian ini, dilakukan analisis terhadap beban torsi dan drag yang dialami oleh drillstring dan casing. Contoh proses perhitungan beban torsi dan drag hanya ditunjukan pada kasus pemboran dengan HD 6562 ft, sedangkan proses perhitungan beban torsi dan drag pada kasus pemboran lain ditunjukan di lampiran B. 5.2.1. Desain Drillstring a.

Pemboran dengan HD 6562 ft

• Evaluasi beban slack off (downdrag) Hubungan antara panjang HWDP yang digunakan dengan rasio F Dorong /F Didorong untuk berbagai koefisien gesek ditunjukan pada gambar B.7. Berdasarkan gambar B.7, pemboran dapat dilaksanakan dengan aman pada koefisien gesek sama dengan 0.33 karena memenuhi batasan F Dorong /F Didorong > 1.1. Dari hasil perhitungan, diketahui bahwa , untuk koefisien gesek 0.33, besarnya beban slack off adalah 157889. lbf sedangkan besarnya gaya dorong adalah 176861.525 lbf. Artinya pemboran dapat dilaksanakan dengan menggunakan WBM dengan konfigurasi drillstring sebagai berikut : DP

HWDP

Length (ft)

0-51.18

51.18 - 8931.18

Weight (lbs/ft)

19.5

49.3

OD (inch)

5

5

OD Tool Joint (inch)

7

7

Tabel 3. Konfigurasi Drillstring Sementara Fadli Satrio Fadjri, 12206028, Semester II-2010/2011

Setelah menenetukan konfigurasi drillstring berdasarkan evaluasi beban slack off, maka konfigurasi drillstring tersebut dianalisis berdasarkan beban hookload, torsi, dan buckling. • Evaluasi beban torsi Hubungan antara koefisien gesek dengan beban torsi yang dialami drillstring ditunjukan di gambar B.8 dan tabel B.12 di lampiran. Berdasarkan gambar B.8, DP grade class 2 E dipilih untuk pemboran karena walaupun merupakan DP dengan grade terendah, DP class 2 E memenuhi batasan torsi dimana beban torsi total kurang dari 0.9 torsional strength DP. • Evaluasi beban hookload (updrag) Hubungan antara koefisien gesek dengan beban hookload yang dialami drillstring ditunjukan di gambar B.9 dan tabel B.13 di lampiran. Berdasarkan gambar B.6, DP grade class 2 G-105 dipilih untuk pemboran karena memenuhi batasan hookload dimana beban hookload ditambah MOP kurang dari 0.9 yield strength DP. • Evaluasi beban buckling Hubungan antara koefisien gesek dengan rasio F AEOC /F C untuk berbagai koefisien gesek ditunjukan pada gambar B.10. Berdasarkan hasil perhitungan, diketahui bahwa beban buckling kritik yang bisa ditahan oleh rangkaian drillstring adalah 115637.4832 lbf. Nilai beban buckling kritik ini lebih besar daripada beban kompresi pada EOC ditambah dengan WOB , yaitu sebesar 104939.0132 lbf sehingga pemboran dapat dilakukan tanpa terjadi buckling pada koefisien gesek 0.33. • Kesimpulan Berdasarkan evaluasi 4 batasan di atas, maka dipilih konfigurasi drillstring sebagai berikut : Properties

DP

HWDP

Length (ft)

0-51.18

51.18 - 8931.18

Weight (lb/ft)

19.5

49.3

OD (inch) 5 OD Tool Joint 7 (inch) Grade Class 2 G-105 Torsional Strength 45199 (lbs-ft) Yield Strength 436150 (lbf) Tabel 4. Konfigurasi Drillstring

5 7 -

-

9

b. Pemboran dengan HD 8202 ft, 9843 ft, dan 11483 ft Dengan proses perhitungan beban torsi dan drag yang sama seperti kasus pemboran dengan HD 6562 ft, didapat konfigurasi drillstring untuk tiap lokasi pemboran yang ditunjukan pada tabel B.22 dan B.23 di lampiran B. Proses perhitungan beban torsi dan drag untuk kasus pemboran dengan HD 8202 ft, 9843 ft, dan 11483 ft dapat dilihat pada tabel B.12 – B.21 dan gambar B.11 – B.22 di lampiran B. 5.2.2. Desain Casing Running a.

Pemboran dengan HD 6562 ft

Hubungan antara F Dorong /F Didorong dengan koefisien gesek ditunjukan pada gambar B.23. Metode yang digunakan adalah metode konvensional. Berdasarkan gambar B.23, casing running dengan menggunakan WBM (koefisien gesek 0.33) dapat dilakukan dengan aman karena memenuhi batasan F Dorong /F Didorong > 1.1. Hal tersebut menandakan bahwa casing memiliki gaya dorong yang cukup agar casing tersebut dapat ditempatkan pada target baik. Beban slack off yang dialami casing adalah 99626.31 lbf sedangkan casing memiliki gaya dorong sebesar 153184.32 lbf. b. Pemboran dengan HD 8202 ft, 9843 ft, dan 11483 ft Dengan proses perhitungan beban slack off yang sama dengan kasus casing running dengan HD 6562 ft, didapat tipe casing running untuk tiap lokasi pemboran yang ditunjukan pada tabel B.24 Grafik hubungan antara koefisien gesek dengan rasio F Dorong /F Didorong untuk kasus casing dengan HD 8202 ft, 9843 ft, dan 11483 ft dapat dilihat pada gambar B.24 – gambar B.26 di lampiran B. 5.2.3.

Desain Hidrolika

Pada perhitungan desain hidrolika, digunakan kecepatan putaran pipa 85 RPM yang direkomendasikan oleh Armstrong dalam papernya1). Hubungan antara Qmin dengan RPM pada berbagai cutting concentration ditunjukan gambar B.27. Berdasarkan gambar B.27, untuk menjaga kebersihan lubang bor dimana hanya ada 2 – 5 % volume cutting yang tersisa di dalam lubang bor, maka dibutuhkan Qmin antara 465.394 gpm sampai 577.37 gpm. Tabel B.25 merupakan kesimpulan dari perhitungan hidrolika.

5.2.4.

Spesifikasi Rig Minimum

a. Pemboran dengan HD 6562 ft Untuk merekomendasikan rig yang layak dipakai dalam suatu pemboran, maka rig tersebut harus memenuhi batasan minimum kekuatan pompa, beban hookload, dan drawwork yang harus disediakan oleh rig. Adapun analisisnya seperti di bawah ini. • Hookload Dari hasil perhitungan, beban maksimum yang dialami pada saat pemboran adalah 262890 lbf sedangkan beban maksimum yang dialami pada saat pemasangan casing adalah 228747.88 lbf. Dengan menggunakan persamaan 26 dan 27, didapatkan kekuatan hookload minimum yang harus disediakan, yaitu sebesar 492221 lbs. • Drawwork Beban drawwork dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan 28. Dari perhitungan tersebut, didapat kekuatan drawork minimum yang harus disediakan, yaitu sebesar 503.877 HP • Daya Pompa Dengan menggunakan persamaan 30, maka kekuatan pompa yang dibutuhkan sebesar 135.76 – 168.43 HP. b. Pemboran dengan HD 8202 ft, 9843 ft, dan 11483 ft Dengan proses perhitungan drawwork dan daya pompa yang sama seperti kasus pemboran dengan HD 6562 ft, didapat spesifikasi rig minimum untuk tiap lokasi pemboran yang ditunjukan pada tabel B.26 dan B.27. Analisis spesifikasi rig minimum untuk kasus pemboran dengan HD 8202 ft, 9843 ft, dan 11483 ft dapat dilihat pada tabel B.28 di lampiran B. VI. DISKUSI 6.1. Analisis Drag dan Torsi a. Desain Drillstring Dari hasil pengolahan data, didapat kesimpulan hanya ada 4 lokasi yang dapat dijadikan sebagai lokasi pemboran, yaitu : Keterangan

OPT 3

OPT 2

HD (km)

HD (ft)

2

6561.68

2.5

8202.1

3

9842.52

3.5

11482.94

Tabel 5. Alternatif lokasi Pemboran di Lapangan Migas PT Adaro


10

Pemboran dengan displacement 4-5.5 km tidak dapat dilakukan karena mengalami kegagalan akibat beban slack off dan beban buckling yang terlalu besar. Berdasarkan gambar B.28, skenario pemboran dengan HD 2 km, 2.5 km, 3 km, dan 3.5 km digolongkan sebagai medium reach drilling sehingga dapat menggunakan teknologi konvensional dalam pelaksanaannya. Dari hasil pengolahan data, dapat pula disimpulkan mengenai konfigurasi drillstring untuk tiap skenario pemboran seperti seperti yang ditunjukan tabel B.22 dan B.23. Rasio pemakaian DP dan HWDP untuk tiap skenario ditunjukan pada tabel 6 dan 7. Horizontal Displacement (ft)

HD 2 km (6562 ft)

HD 2.5 km (8202 ft)

Mud Type

Water Base

Oil Base

Properti

DP

HWDP

DP

HWDP

L Pipe (ft)

51.18

8880

2154.17

7980

L Pipe /Total MD

0.0057

0.9943

0.21256

0.78744

Tabel 6. Rasio pemakaian DP dan HWDP untuk Pemboran dengan HD 2 km dan 2.5 km Horizontal Displacement(ft)

HD 3 km

HD 3.5 km

Mud Type

Oil Base

Oil Base

Properti

DP

L Pipe (ft)

719.25

L Pipe /Total MD

0.05805

HWDP

DP

HWDP

11670

120.5

14070

0.94195

0.00849

0.99151

Tabel 6.14. Rasio pemakaian DP dan HWDP untuk Pemboran dengan HD 3 km dan 3.5 km Pada tabel di atas, terlihat bahwa pemboran dengan HD 2 km memiliki rasio L Pipe /Total MD yang paling besar dibanding rasio L Pipe /Total MD pada pemboran lokasi lain. Bahkan, HWDP yang digunakan pada pemboran dengan HD 2 km lebih panjang daripada HWDP yang digunakan pada pemboran dengan HD 2.5 km. Hal tersebut dikarenakan pemboran dengan HD 2 km menggunakan WBM yang diasumsikan memberikan koefisien gesek 0.33 sehingga mengakibatkan beban slack off yang besar. Karena beban slack off yang besar, maka dibutuhkan HWDP yang sangat panjang sebagai penyedia gaya dorong untuk mengatasi beban slack off tersebut. Pada pemboran dengan HD 2 km, penggunaan HWDP yang sangat panjang juga mengakibatkan digunakannya DP dengan grade yang tinggi, yaitu grade G-105. Gambar B.28 menunjukan hubungan antara koefisien gesek dengan panjang HWDP yang digunakan pada masing – masing skenario. Dari gambar B.28, terlihat bahwa penggunaan OBM (koefisien gesek 0.2) pada pemboran dengan Fadli Satrio Fadjri, 12206028, Semester II-2010/2011

HD 2 km akan mengakibatkan pemakaian HWDP yang lebih pendek dibanding pemboran dengan menggunakan WBM (koefisien gesek 0.33). Dengan menggunakan HWDP yang lebih pendek, maka grade DP yang lebih rendah dari grade G-105 dapat digunakan pada pemboran dengan HD 2 km. Pada akhirnya, analisis drag dan torsi berperan dalam menentukan kapasitas rig yang akan digunakan. Makin besar beban hookload yang dialami oleh drillstring, maka makin besar kekuatan drawwork rig yang diperlukan. Sementara itu, makin besar beban torsi yang dialami oleh drillstring, maka makin besar rig torque limit (rotating system) yang diperlukan. b.

Desain Casing Running

Pada analisis desain casing running, OBM digunakan pada operasi casing running dengan HD 9843 ft dan 11483 ft. Hal tersebut dikarenakan, untuk kasus HD 9843 ft dan HD 11483 ft, beban drag yang terlalu besar dialami oleh casing jika menggunakan WBM sehingga gaya berat yang dimiliki casing tidak dapat mendorong casing untuk sampai ke target. Ditinjau dari segi finansial, metode partial floatation memang lebih menguntungkan daripada metode konvensional untuk digunakan pada kasus casing running dengan HD 9843 ft dan 11483 ft. Hal tersebut dikarenakan metode partial floatation dapat menggunakan WBM sebagai drilling fluid, sedangkan metode konvensional harus menggunakan OBM sebagai drilling fluid. Tetapi di sisi lain, penggunaan metode partial floatation mengakibatkan proses pemasangan casing menjadi lebih lambat dan resiko collapse yang lebih besar dibanding metode konvensional. Hal tersebut harus dipelajari lebih detil terlebih dahulu sebelum menggunakan metode partial floatation. 6.2. Analisis Hidrolika Pada perhitungan desain hidrolika, digunakan kecepatan putaran pipa 85 RPM yang direkomendasikan oleh Armstrong dalam papernya1). Dari gambar B.27, dapat dilihat bahwa makin tinggi RPM yang digunakan, maka makin kecil Qmin yang dibutuhkan dalam proses pengangkatan cutting pada cutting concentration tertentu. Hal ini juga menunjukan bahwa rotasi yang kontinyu selama proses pemboran akan membantu terbentuknya desain hole cleaning yang baik. Rotasi yang cepat akan membantu meringankan kerja pompa lumpur pemboran. Untuk menjaga kebersihan lubang bor dimana hanya ada 2 – 5 % volume cutting yang tersisa di dalam lubang bor, maka dibutuhkan pompa lumpur yang mampu 11

memberikan rate minimum (Qmin) antara 465.394 gpm sampai 577.37 gpm. 6.3. Spesifikasi Rig Minimum Dari hasil pengolahan data, dapat disimpulkan mengenai spesifikasi rig minimum untuk tiap skenario pemboran seperti seperti yang ditunjukan tabel B.26 dan B.27. Pada tabel tersebut, terlihat bahwa drawwork minimum untuk pemboran dengan HD 2 km lebih besar daripada drawwork minimum untuk pemboran dengan HD 2.5 km dan 3 km. Hal tersebut dikarenakan pemboran dengan HD 2 km menggunakan WBM sehingga beban hookload yang terjadi pada pemboran dengan HD 2 km lebih besar daripada beban hookload yang terjadi pada pemboran denga HD 2.5 km dan 3 km. Kekuatan drawwork yang harus disediakan oleh suatu rig berbanding lurus dengan beban hookload yang terjadi pada drillstring/casing sehingga makin besar beban hookload yang dialami drillstring atau casing, maka makin besar kekuatan drawwork yang harus disediakan rig tersebut. 6.4. Saran Sebagai usulan dari penulis, perlu dilakukan cost analysis yang lebih baik lagi untuk memutuskan apakah akan digunakan WBM atau OBM pada pemboran dengan HD 2 km. Penggunaan OBM akan mengakibatkan pemakaian HWDP yang lebih pendek dan DP dengan grade yang lebih rendah dibanding penggunaan WBM. Selain itu, dengan pemakaian HWDP yang lebih pendek, maka akan didapatkan spesifikasi rig yang lebih rendah. Hal ini tentu lebih murah dibandingkan penggunaan WBM yang mengakibatkan pemakaian HWDP yang lebih panjang, DP dengan grade yang tinggi, dan spesifikasi rig yang lebih tinggi. Namun, biaya pengadaan OBM yang lebih mahal daripada WBM juga harus dijadikan pertimbangan dalam cost analysis pada pemboran dengan HD 2 km. Selain itu, perlu dipelajari lebih lanjut mengenai desain metode partial floatation untuk memastikan bahwa tidak terjadi collapse pada casing selama proses pemasangannya. VII. KESIMPULAN DAN SARAN 7.1. Kesimpulan Setelah dilakukan studi kelayakan, dapat diambil kesimpulan mengenai desain dari operasi pemboran sebagai berikut : 1. Alternatif lokasi pemboran memiliki jarak horizontal displacement 2-3.5 km (6562-11483 ft). 2. Skenario trajektrori pemboran dengan HD 2-3.5 km dapat dilakukan dengan teknologi Fadli Satrio Fadjri, 12206028, Semester II-2010/2011

3.

4.

5.

6.

7.

konvensional karena merupakan kategori medium reach drilling. Dari keempat skenario pemboran yang ada, hanya pemboran dengan HD 2 km yang memungkinkan menggunakan WBM sebagai drilling fluid selama pemboran. Penggunaan Oil Based Mud (OBM) sangat direkomendasikan dalam operasi pemboran agar drillstring atau casing mengalami beban torsi dan drag yang lebih rendah daripada menggunakan Water Based Mud (WBM). Untuk menjaga kebersihan lubang bor dimana hanya ada 5% volume cutting yang tersisa di dalam lubang bor, maka dibutuhkan pompa lumpur yang mampu memberikan Qmin 465.394 gpm. Metode konvensional casing running digunakan untuk operasi casing running keempat skenario pemboran. Pemboran dengan HD 2.5 km dan 3 km membutuhkan rig yang memiliki kekuatan drawwork minimum 500 HP, sedangkan pemboran dengan HD 2 km dan 3.5 km membutuhkan rig yang memiliki kekuatan drawwork minimum 750 HP.

7.2. Saran 1. Studi kelayakan ini sebaiknya ditunjang dengan data – data yang lebih lengkap sehingga akan diperoleh desain yang lebih baik dan akurat. 2. Diperlukan cost analaysis yang lebih baik agar diperoleh desain yang baik secara teknis dan finansial atau tidak terlalu mahal. SIMBOL D1 D2 D3 X3 q T TB D DB OD L µ θ Wm R Fo Vs ρm RPM Vsv Vmin

: TVD kick of point, feet : TVD buildup section, feet : TVD dasar sumur, feet : horizontal departure, feet : rate of inclination angle buildup, o /panjang : Torsi pada sumur miring (ft-lbf) : Torsi pada bagian build (ft-lbf) : Drag pada lubang miring (lbf) : Drag pada phase build rate (lbf) : Diameter luar tool joint atau collar (in) : Panjang pipa (ft) : Kefisien friksi/gesekan : Sudut kemiringan sumur (derajat) : Berat pipa dalam lumpur (lb/ft) : Jari-jari bagian pertambahan sudut (ft) : Beban kompresi di EOC (lb) : Corrected slip velocity, ft/s : Mud density, ppg : Rotary Per Minute : Vs vertical Moore, ft/s : Minimum velocity to lift cutting, ft/s 12

Vcut : Cutting velocity, ft/s

Horizontal”, Tugas Akhir, Jurusan Teknik Perminyakan, FIKTM, Bandung, 1993.

DAFTAR PUSTAKA 1.

Agbaji, A.L., “Optimizing the Planning, Design and Drilling of Extended Reach and Complex Wells”, SPE 136091, Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, 1-4 November 2010, Abu Dhabi, UAE. 2. Apolianto, E., “Evaluasi Pemboran Horizontal Sumur-X Yang Berbentuk Complex-Tangent Dan Tidak 90o Lateral”, Tugas Akhir, Jurusan Teknik Perminyakan, FIKTM, Bandung, 1994. 3. Bell, R.A., Hinkel, R.M., Bunyak, M.J., Payne, J.D., Hood, J.L., “Application of Innovative Extended Reach and Horizontal Drilling Technology in Oilfield Development”, IADC/SPE 27463, IADC/SPE Drilling Conference, 15-18 February 1994, Dallas, Texas. 4. Payne, M.L., and Hatch, A.J., “Critical Technologies for Success in Extended Reach Drilling”, SPE No 28293, The 69th Annual Technical Conference and Exhibition, 25-2S September 1994, New Orleans, L.A., U.S.A. 5. Rabia, H., Well Engineering & Construction. 6. Raksagati, S., “Well Drillability – Horizontal Well Torque And Drag Prediction And Its Application For Erd Wells”, Final Thesis, Petroleum Engineering Department, ITB, Bandung, 2008. 7. Rubiandini, R.R.S., Diktat Kuliah TM-2231 Teknik Operasi Pemboran, Penerbit ITB, Bandung, 2004. 8. Rubiandini, R.R.S., Diktat Kuliah TM-4021 Teknik Pemboran Modern, Penerbit ITB, Bandung, 2009. 9. Rubiandini, R.R.S., Mucharam, L., Dimas Y.S., Darmawan, A., “Extended Reach Drilling (ERD) Design In Deepwater Application”, SPE-115286-PP, IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition, 25-27 August, 2008, Jakarta, Indonesia. 10. Rubiandini, R.R.S., Lesmana, Dodi. “Modifikasi persamaan beban drag dan torsi pada bagian pertambahan sudut sumur pemboran horizontal untuk berbagai harga friction factor”, Tugas Akhir, Jurusan Teknik Perminyakan, FIKTM, Bandung, 2003. 11. Ruddy, K. E. and Hill D., “Analysis of Buoyancy-Assisted Casings and Liners in Mega-Reach Wells”,IADC/SPE 23878, 1992 lADC/SPE Drilling Conference, 18-21 February 1992, New Orleans. 12. Yanfidra, “Model Analisa Perhitungan Beban Pada Rangkaian Pemboran Sumur Fadli Satrio Fadjri, 12206028, Semester II-2010/2011

13

LAMPIRAN A GAMBAR


14

Gambar A.1. Peta Lapangan X


15

Gambar A.2. Build-and-Hold Type Well Path Untuk X 3 < r 1 7)

Gambar A.3. Model Torsi dan Drag pada Drillstring11)

Gambar A.4 Model Buckling11)

Gambar A.5. Gesekan Pada Lubang Saat Penurunan Drillstring8)


16

Gambar A.6. Gesekan Pada Lubang Saat Penarikan Drillstring8)


17

Input : Cconc-m , n, K, Dh,OD, ρ, ρs,dcut,ROP

Vcut =

ROP   OD 2  361 −  pipe  Cconc − m   Dh    

Asumsi Vslip1 = 0.01

Vslip1 = Vslip 2

Vmin = Vcut + Vslip

Nre < 3

3 < Nre <300

Nre > 300

Tidak Abs(Vsl2-Vsl1)<0.001

Ya Vsl2 = Vsv = Vslip vertical Moore

Gambar A.7. Flow Chart Perhitungan Vslip Metode Moore7)


18

Gambar A.8. Casing Running Metode Konvensional

Gambar A.9. Casing Running Metode Casing Floatation

Gambar A.10. Casing Running Metode Partial Floatation


19

LAMPIRAN B


20

Skenario 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

KOP (ft) 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

TVD (ft) 4921.5 4921.5

H (ft) 6561.68 6561.68

BUR (o/100 ft) 4 7

4921.5 4921.5 4921.5

6561.68 8202.1 8202.1

10 4 7

4921.5 4921.5 4921.5

8202.1 9842.52 9842.52

10 4 7

4921.5 4921.5 4921.5

9842.52 6561.68 6561.68

10 4 7

4921.5 4921.5 4921.5

6561.68 8202.1 8202.1

10 4 7

4921.5 4921.5 4921.5

8202.1 9842.52 9842.52

10 4 7

4921.5 4921.5 4921.5

9842.52 6561.68 6561.68

10 4 7

4921.5 4921.5 4921.5

6561.68 8202.1 8202.1

10 4 7

4921.5 4921.5 4921.5

8202.1 9842.52 9842.52

10 4 7

4921.5

9842.52

10

Θ 65.42 62.43 61.37 70.47 67.65 66.63 73.88 71.28 70.33 69.73 66.25 65.02 74.07 70.91 69.77 76.94 74.10 73.06 61.45 58.89 57.98 67.05 64.54 63.63 70.94 68.57 67.70

MD EOB (ft) 2635.47 1891.91 1613.74 2761.68 1966.36 1666.26 2847.02 2018.34 1703.33 3243.20 2446.41 2150.25 3351.81 2513.00 2197.74 3423.47 2558.58 2230.65 2036.24 1341.32 1079.76 2176.35 1422.04 1136.31 2273.45 1479.55 1176.97

MD EOT (ft) 8931.18 8797.86 8749.19 10452.93 10286.55 10225.10 12015.26 11823.49 11751.94 9240.24 9081.21 9023.61 10800.56 10609.55 10539.34 12389.25 12174.68 12094.88 8654.96 8542.97 8501.76 10134.17 9989.25 9935.47 11666.43 11495.16 11431.05

Δ MD EOB (ft) 1635.47 891.91 613.74 1761.68 966.36 666.26 1847.02 1018.34 703.33 1743.20 946.41 650.25 1851.81 1013.00 697.74 1923.47 1058.58 730.65 1536.24 841.32 579.76 1676.35 922.04 636.31 1773.45 979.55 676.97

Δ MD EOT (ft) 6295.71 6905.95 7135.45 7691.25 8320.19 8558.84 9168.24 9805.15 10048.62 5997.04 6634.81 6873.37 7448.75 8096.55 8341.59 8965.77 9616.10 9864.24 6618.72 7201.64 7422.01 7957.82 8567.21 8799.16 9392.98 10015.61 10254.08

Tabel B.1. Skenario Trajektori Pemboran Berarah OPT 3


21

Skenario

KOP (ft)

TVD (ft)

H (ft)

1

11482.94

2 3 4

13123.36

5 6 7

500 14763.78

8 9 10

16404.2

11 12 13

11482.94

14 15 16

13123.36

17 18 19

1000

4921.5 14763.78

20 21 22

16404.2

23 24 25

11482.94

26 27 28

13123.36

29 30 31 32

1500 14763.78

33 34 35 36

16404.2

BUR (o/100 ft) 4 7 10 4 7 10 4 7 10 4 7 10 4 7 10 4 7 10 4 7 10 4 7 10 4 7 10 4 7 10 4 7 10 4 7 10

Θ 73.75 71.55 70.73 75.86 73.82 73.06 77.50 75.62 74.90 78.81 77.06 76.39 76.32 73.94 73.06 78.13 75.96 75.15 79.52 77.53 76.78 80.63 78.80 78.10 78.95 76.40 75.46 80.44 78.14 77.27 81.58 79.48 78.69 82.48 80.56 79.83

MD EOB (ft) 2343.75 1522.09 1207.28 2396.60 1554.63 1230.61 2437.62 1580.22 1249.03 2470.29 1600.83 1263.93 2907.88 2056.31 1730.62 2953.19 2085.10 1751.46 2988.12 2107.61 1767.83 3015.82 2125.66 1781.01 3473.84 2591.47 2254.60 3511.01 2616.22 2272.75 3539.49 2635.46 2286.94 3561.97 2650.84 2298.32

MD EOT (ft) 13230.04 13037.73 12965.22 14813.39 14604.11 14524.74 16409.87 16186.74 16101.67 18015.48 17780.86 17691.03 13600.86 13389.37 13309.81 15200.85 14973.76 14887.76 16810.29 16570.62 16479.36 18426.25 18176.27 18080.64 13993.75 13761.38 13674.15 15607.85 15361.65 15268.56 17228.19 16970.99 16873.16 18852.82 18586.66 18484.94

Δ MD EOB (ft) 1843.75 1022.09 707.28 1896.60 1054.63 730.61 1937.62 1080.22 749.03 1970.29 1100.83 763.93 1907.88 1056.31 730.62 1953.19 1085.10 751.46 1988.12 1107.61 767.83 2015.82 1125.66 781.01 1973.84 1091.47 754.60 2011.01 1116.22 772.75 2039.49 1135.46 786.94 2061.97 1150.84 798.32

Δ MD EOT (ft) 10886.29 11515.63 11757.94 12416.79 13049.48 13294.13 13972.25 14606.51 14852.64 15545.19 16180.03 16427.10 10692.98 11333.06 11579.19 12247.66 12888.66 13136.30 13822.17 14463.01 14711.54 15410.43 16050.60 16299.64 10519.90 11169.90 11419.55 12096.84 12745.43 12995.81 13688.71 14335.52 14586.22 15290.84 15935.82 16186.62

Tabel B.2. Skenario Trajektori Pemboran Berarah di OPT 2


22

Skenario

µ

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

0.33 0.33 0.33 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.33 0.33 0.33 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.33 0.33 0.33 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2

Tt (lbs-ft) 21857.21 23372.16 23911.49 16604.1 17626.37 17996.43 20175.66 21272.53 21675.1 21477.1 23184.66 23787.09 16407.48 17526.46 17929.48 20006.2 21184.53 21615.69 22195.96 23540.49 24023.45 14080.93 15313.28 18058.67 20336.29 21355.98 21731.45

Beban Torsi (lbs-ft) Tb (lbs-ft) Ttotal (lbs-ft) 2412.23 24269.44 2197.59 25569.75 2208.81 26120.3 1109.76 17713.86 1034.97 18661.34 1033.97 19030.4 1238.7 21414.36 1148.23 22420.76 1140.06 22815.15 2799.93 24277.03 2472.09 25656.75 2448.18 26235.27 1246.11 17653.59 1136.32 18662.79 1123.7 19053.19 1359.19 21365.39 1239.97 22424.51 1221.97 22837.66 2075.84 24271.8 1957.29 25497.79 1998.72 26022.17 986.72 15067.64 943.06 16256.34 952.49 19011.16 1127.2 21463.49 1063.15 22419.13 1064.04 22795.49

Tabel B.3. Evaluasi Beban Torsi pada Tiap Skenario di OPT 3


23

Skenario 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

µ 0.33 0.33 0.33 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.33 0.33 0.33 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.33 0.33 0.33 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2

Dt (lbs) 74939.01 80133.12 81982.26 56928.34 60433.28 61702.05 69173.68 72934.38 74314.62 73635.77 79490.25 81555.74 56254.21 60090.73 61472.52 68592.69 72632.68 74110.93 76100.44 80710.26 82366.1 48277.46 52502.67 61915.43 69724.41 73220.49 74507.83

Beban Drag Tripping Db (lbs) Berat Pipa (lbs) 24481.03 176861.53 27112.85 183718.97 27962.48 186551.88 12510.38 177682.87 14561.11 184067.69 15253.65 186764.13 17048.15 264692.41 19301.06 184456.33 20078.6 187017.9 25796.24 177537.23 28936.47 183950.5 29933.89 186681.37 13018.79 178520.41 15361.76 184410.78 16146.1 186974.05 17740.75 179338.95 20247.4 184841.35 21107.38 187261.58 23288.33 176495.3 25496.81 183617.14 26219.9 186503.46 9501.13 157449.18 11692.99 164196.93 14439.5 186622.3 16394.9 177780.25 18418.38 184154.84 19120.81 186828.5

HL + MOP (lbs) 326281.57 290964.94 346496.62 297121.58 309062.08 313719.83 314692.41 326691.77 331411.12 326969.24 342377.22 348171 297793.42 309863.27 314592.66 315672.39 327721.44 332479.89 325884.08 339824.21 345089.46 265227.77 278392.58 312977.24 313899.55 325793.71 330457.15

Tabel B.4. Evaluasi Beban Tripping Drag dan Hookload pada Tiap Skenario di OPT 3


24

Skenario

µ

1 2

0.33 0.33 0.33 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.2 0.33 0.33 0.33 0.20 0.20 0.2 0.20 0.20 0.2 0.33 0.33 0.33 0.20 0.20 0.2 0.20 0.20 0.2

3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

Dt (lbs) 74939.01 80133.12 81982.26 56928.34 60433.28 61702.05 69173.68 72934.38 74314.62 73635.77 79490.25 81555.74 56254.21 60090.73 61472.52 68592.69 72632.68 74110.93 76100.44 80710.26 82366.10 48277.46 52502.67 61915.43 69724.41 73220.49 74507.83

Db (lbs) 52950.00 49750.80 49977.11 30379.46 27670.14 27274.97 36485.18 33856.99 33685.79 57691.12 53805.73 53867.16 32651.84 29580.38 29086.59 38718.88 35803.39 35561.62 48766.33 46163.74 46534.96 25855.91 23702.49 25621.17 34401.50 32042.41 31937.94

Beban Drag Drilling FKOP (lbs) FDorong (lbs) 157889.01 176861.53 159883.92 183718.97 161959.37 186551.88 117307.80 177682.87 118103.42 184067.69 118977.02 186764.13 135658.87 178470.57 136791.37 184456.33 138000.42 187017.90 161326.89 177537.23 163295.98 183950.50 165422.90 186681.37 118906.05 178520.41 119671.12 184410.78 120559.11 186974.05 137311.57 179338.95 138436.07 184841.35 139672.55 187261.58 154866.77 176495.30 156874.01 183617.14 158901.06 186503.46 104133.37 157449.18 106205.16 164196.93 117536.60 186622.30 134125.91 177780.25 135262.91 184154.84 136445.77 186828.50

Status Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman

Rasio 1.1202 1.1491 1.1518 1.5147 1.5585 1.5697 1.3156 1.3485 1.3552 1.1005 1.1265 1.1285 1.5014 1.5410 1.5509 1.3061 1.3352 1.3407 1.1397 1.1705 1.1737 1.5120 1.5460 1.5878 1.3255 1.3615 1.3693

Tabel B.5. Evaluasi Beban Drilling Drag pada Tiap Skenario di OPT 3


25

Skenario

µ

1 2

0.33 0.33 0.33 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.2 0.33 0.33 0.33 0.20 0.20 0.2 0.20 0.20 0.2 0.33 0.33 0.33 0.20 0.20 0.2 0.20 0.20 0.2

3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

FA-EOC (lbs) 104939.01 110133.12 111982.26 86928.34 90433.28 91702.05 99173.68 102934.38 104314.62 103635.77 109490.25 111555.74 86254.21 90090.73 91472.52 98592.69 102632.68 104110.93 106100.44 110710.26 112366.10 78277.46 82502.67 91915.43 99724.41 103220.49 104507.83

Beban Buckling Fcrit (lbs) 115637.48 114172.43 113609.91 117721.89 116617.26 116180.66 118855.39 118013.17 117672.63 117447.29 116013.83 115454.15 118912.45 117881.38 117464.70 119684.09 118920.82 118604.40 113651.08 112205.87 111655.63 116366.49 115225.86 114781.08 117891.39 116995.47 116639.06

Status Aman Gagal Gagal Aman Aman Aman Aman Aman Aman Aman Gagal Gagal Aman Aman Aman Aman Aman Aman Gagal Gagal Gagal Aman Aman Aman Aman Aman Aman

Rasio 1.102 1.037 1.015 1.354 1.290 1.267 1.198 1.146 1.128 1.133 1.060 1.035 1.379 1.308 1.284 1.214 1.159 1.139 1.071 1.014 0.994 1.487 1.397 1.249 1.182 1.133 1.116

Tabel B.6. Evaluasi Beban Buckling pada Tiap Skenario di OPT 3


26

Skenario 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36

H (ft)

KOP (ft)

BUR (o/100 ft)

11482.94

4 7

13123.36

10 4 7

14763.78

10 4 7

16404.2

10 4 7

11482.94

10 4 7

13123.36

10 4 7

500

14763.78

10 4 7

16404.2

10 4 7

11482.94

10 4 7

13123.36

10 4 7

1000

14763.78

10 4 7

16404.2

10 4 7

1500

10

θ

µ

73.75 71.55 70.73 75.86 73.82 73.06 77.50 75.62 74.90 78.81 77.06 76.39 76.32 73.94 73.06 78.13 75.96 75.15 79.52 77.53 76.78 80.63 78.80 78.10 78.95 76.40 75.46 80.44 78.14 77.27 81.58 79.48 78.69 82.48 80.56 79.83

0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2

Beban Torsi (lbs-ft) Tt Tb Ttotal (lbs-ft) (lbs-ft) (lbs-ft) 23940.51 1233.64 25174.15 25022.02 1156.64 26178.66 25424.18 1151.73 26575.92 27581.31 1316.30 28897.61 28708.50 1230.81 29939.32 29131.05 1221.85 30352.90 31247.52 1381.99 32629.52 32409.60 1290.77 33700.37 32848.12 1278.89 34127.00 34931.91 1435.29 36367.21 36121.37 1340.09 37461.46 36572.70 1326.04 37898.74 23798.60 1334.23 25132.83 24947.18 1234.70 26181.87 25373.38 1221.90 26595.28 27455.02 1407.29 28862.31 28641.13 1302.36 29943.49 29085.12 1286.48 30371.61 31134.15 1464.75 32598.90 32348.58 1356.53 33705.11 32806.38 1338.53 34144.90 34829.29 1511.01 36340.30 36065.75 1400.76 37466.51 36534.55 1381.25 37915.79 23651.02 1441.14 25092.16 24869.32 1317.58 26186.90 25320.51 1296.40 26616.91 27324.90 1502.92 28827.82 28571.66 1377.53 29949.20 29037.75 1354.40 30392.15 31018.10 1551.02 32569.12 32286.06 1425.08 33711.14 32763.60 1400.71 34164.31 34724.73 1589.46 36314.18 36009.01 1463.64 37472.66 36495.63 1438.47 37934.10

Tabel B.7. Evaluasi Beban Torsi pada Tiap Skenario di OPT 2


27

Skenario

µ

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36

0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2

Dt (lbs) 82081.74 85789.77 87168.63 94564.5 98429.16 99877.9 107134.4 111118.6 112622.1 119766.6 123844.7 125392.1 81595.2 85533.18 86994.44 94131.49 98198.16 99720.42 106745.7 110909.4 112479 119414.7 123654 125261.3 81089.2 85266.22 86813.18 93685.37 97959.99 99558.01 106347.8 110695.1 112332.4 119056.2 123459.5 125127.9

Db (lbs) 40389.31 38198.68 38382.15 46315.34 44404.82 44951.3 52213.11 50673.15 51649.8 58106.47 57014.53 58483.41 42462.03 40053.31 40191.53 48370.11 46284.01 46804.29 54248.93 52568.9 53536.23 60124.68 58922.7 60397.34 44651.65 42014.96 42106.64 50519.08 48252.17 48746.43 56362.84 54540.22 55499.25 62209.12 60896.21 62378.17

Beban Drag Drilling FKOP (lbs) FDorong (lbs) 152471.04 178436.7987 153988.44 184489.1142 155550.78 187050.2135 170879.84 179016.0079 172833.97 184800.2653 174829.2 187261.1826 189347.47 179516.6336 191791.77 185079.2261 194271.91 187453.1056 207873.04 179947.6151 210859.25 185325.9402 213875.51 187624.6527 154057.23 179149.179 155586.49 184817.6101 157185.96 187261.353 172501.59 179718.481 174482.17 185135.8283 176524.71 187479.9792 190994.6 180194.9631 193478.31 185411.5076 196015.24 187671.9506 209539.41 180596.135 212576.69 185649.6924 215658.65 187839.4867 155740.85 179996.1985 157281.18 185211.481 158919.81 187515.5048 174204.45 180524.9043 176212.17 185523.1782 178304.43 187733.167 192710.62 180955.3225 195235.27 185785.464 197831.6 187918.6718 211265.33 181310.7115 214355.68 186007.5212 217506.04 188077.2442

Status AMAN AMAN AMAN GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL AMAN AMAN AMAN GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL AMAN AMAN AMAN GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL GAGAL

Rasio 1.1703 1.198071 1.202503 1.047613 1.069236 1.071109 0.94808 0.965001 0.964901 0.865661 0.878908 0.877261 1.162874 1.187877 1.191336 1.041837 1.061059 1.062061 0.943456 0.958306 0.957436 0.861872 0.87333 0.871004 1.155742 1.177582 1.179938 1.036282 1.05284 1.05288 0.939 0.951598 0.949892 0.858213 0.867752 0.864699

Tabel B.8. Evaluasi Beban Drilling Drag pada Tiap Skenario di OPT 2


28

Skenario 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36

H (ft)

KOP (ft)

BUR (o/100 ft)

11482.94

4 7

13123.36

10 4 7

14763.78

10 4 7

16404.2

10 4 7

11482.94

10 4 7

13123.36

10 4 7

500

14763.78

10 4 7

16404.2

10 4 7

11482.94

10 4 7

13123.36

10 4 7

1000

14763.78

10 4 7

16404.2

10 4 7

1500

10

Θ

µ

73.75 71.55 70.73 75.86 73.82 73.06 77.50 75.62 74.90 78.81 77.06 76.39 76.32 73.94 73.06 78.13 75.96 75.15 79.52 77.53 76.78 80.63 78.80 78.10 78.95 76.40 75.46 80.44 78.14 77.27 81.58 79.48 78.69 82.48 80.56 79.83

0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2

Dt (lbs) 82081.74 85789.77 87168.63 94564.5 98429.16 99877.9 107134.4 111118.6 112622.1 119766.6 123844.7 125392.1 81595.2 85533.18 86994.44 94131.49 98198.16 99720.42 106745.7 110909.4 112479 119414.7 123654 125261.3 81089.2 85266.22 86813.18 93685.37 97959.99 99558.01 106347.8 110695.1 112332.4 119056.2 123459.5 125127.9

Beban Drag Tripping Db Berat Pipa (lbs) (lbs) 21064.39 178436.80 23254.58 184489.11 24026.83 187050.21 25940.86 179016.01 28256.12 184800.27 29082.89 187261.18 30960.56 179516.63 33372.54 185079.23 34242.89 187453.11 36082.71 179947.62 38571.43 185325.94 39477.3 187624.65 21859.37 179149.18 24254.32 184817.61 25095.22 187261.35 26848.96 179718.48 29348.11 185135.83 30237.74 187479.98 31960.04 180194.96 34538.42 185411.51 35466.57 187671.95 37157.08 180596.13 39797.49 185649.69 40756.76 187839.49 22694.55 179996.20 25311.91 185211.48 26227.01 187515.50 27795.94 180524.90 30492.3 185523.18 31449.13 187733.17 32996.29 180955.32 35751.44 185785.46 36740.87 187918.67 38265.88 181310.71 41066.3 186007.52 42081.81 188077.24

HL + MOP (lbs) 331582.93 343533.46 348245.68 349521.36 361485.54 366221.97 367611.56 379570.38 384318.11 385796.89 397742.08 402494.06 332603.75 344605.12 349351.01 350698.93 362682.10 367438.14 368900.68 380859.33 385617.53 387167.94 399101.17 403857.55 333779.94 345789.62 350555.69 352006.21 363975.47 368740.31 370299.39 382231.96 386991.90 388632.80 400533.29 405286.92

Tabel B.9. Evaluasi Beban Tripping Drag dan Hookload pada Tiap Skenario di OPT 2


29

Skenario

µ

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36

0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2

FA-EOC (lbs) 112081.736 115789.768 117168.634 124564.497 128429.158 129877.897 137134.366 141118.621 142622.114 149766.565 153844.712 155392.106 111595.197 115533.181 116994.436 124131.487 128198.165 129720.418 136745.67 140909.406 142479.013 149414.724 153653.99 155261.309 111089.199 115266.224 116813.176 123685.365 127959.994 129558.006 136347.775 140695.05 142332.352 149056.205 153459.472 155127.868

Beban Buckling Fcrit (lbs) Status 118815.9 GAGAL 118104.2 GAGAL 117816.5 GAGAL 119412.8 GAGAL 118838.4 GAGAL 118603.1 GAGAL 119818.2 GAGAL 119347 GAGAL 119152 GAGAL 120105 GAGAL 119712.8 GAGAL 119549 GAGAL 119529.3 GAGAL 118873.5 GAGAL 118603.7 GAGAL 119958.9 GAGAL 119437.1 GAGAL 119219.4 GAGAL 120248.2 GAGAL 119824.7 GAGAL 119646 GAGAL 120451.7 GAGAL 120101.9 GAGAL 119953 GAGAL 120134.3 GAGAL 119551.6 GAGAL 119305.3 GAGAL 120418 GAGAL 119960.6 GAGAL 119764.4 GAGAL 120607.5 GAGAL 120239.9 GAGAL 120080.5 GAGAL 120740.2 GAGAL 120438.8 GAGAL 120306.9 GAGAL

Rasio 1.060083 1.026135 1.014059 0.953851 0.925148 0.914828 0.86642 0.841958 0.833082 0.793341 0.772311 0.76462 1.064705 1.028414 1.015569 0.957178 0.926815 0.915939 0.868883 0.843208 0.833919 0.795209 0.773269 0.765264 1.069554 1.030796 1.017145 0.96063 0.92854 0.917087 0.871418 0.844493 0.834778 0.797122 0.77425 0.765923

Tabel B.10. Evaluasi Beban Buckling pada Tiap Skenario di OPT 2


30

Skenario

H (ft)

KOP (ft)

BUR (o/100ft)

θ

µ

37

11482.94

1500

3

81.16087

0.2

Beban Torsi (lbs-ft) Ttotal (lbs-ft) 0,9 TS DP 24183.89616 52301.7

Status Rasio AMAN 2.162666

Beban Drag Drilling Dt (lbs) Db (lbs) FKOP (lbs) FDorong (lbs) 77488.716 47814.882 155303.5975 176639.7

Status Rasio AMAN 1.137383

Tt (lbs-ft) 22600.875

Tb (lbs-ft) 1583.0208

Tabel B.11a. Evaluasi Beban Torsi Skenario 37

Skenario

H (ft)

KOP (ft)

BUR (o/100ft)

Θ

µ

37

11482.94

1500

3

81.16087

0.2

Tabel B.11b. Evaluasi Beban Drilling Drag Skenario 37

Skenario

H (ft)

KOP (ft)

BUR (o/100 ft)

Θ

µ

37

11482.94

1500

3

81.16087

0.2

Dt (lbs) Db (lbs) 77488.716 20267.7071

Beban Drag Tripping Berat Pipa (lbs) HL + MOP (lbs) 176639.7036 324396.1

0,9 TS DP Status Rasio 355150.8 AMAN 1.094806

Tabel B.11c. Evaluasi Beban Hookload Skenario 37

Skenario

H (ft)

KOP (ft)

BUR (o/100 ft)

θ

µ

37

11482.94

1500

3

81.16087

0.2


FA-EOC (lbs) 107488.72

Beban Buckling Fcrit (lbs) Status 120540.675 AMAN

Rasio 1.121426 31

Tabel B.11d. Evaluasi Beban Buckling Skenario 37


32

Grade DP

0.9 x Torsional Strengh DP

Class 2 E Class 2 X-95 Class 2 G-105 Class 2 S-135

25178.4 31892.4 35249.4 45320.4

µ = 0.1 6788.956

Total Torsi µ = 0.2 µ = 0.33 14044.161

24269.443

µ = 0.4 29948.435

Tabel B.12. Evaluasi Beban Torsi pada Pemboran HD 6562 ft

Grade DP

0.9 x Yield Strength DP


243388.8 308293.2 348844.5 438100.2

µ = 0.1

Hookload + MOP µ = 0.2 µ = 0.33

µ = 0.4

249391.991 264066.746 325066.817 356133.756

Tabel B.13. Evaluasi Beban Hookload pada Pemboran HD 6562 ft

Grade DP



25178.4 31892.4 35249.4 45320.4

µ = 0.1 8654.012

Total Torsi µ = 0.2 µ = 0.33 17833.249

30567.091

µ = 0.4 37764.787

Tabel B.14. Evaluasi Beban Torsi pada Pemboran dengan HD 8202 ft

Grade DP



243388.8 308293.2 348844.5 438100.2

µ = 0.1


µ = 0.4

225668.126 265500.727 326677.729 368729.412

Tabel B.15. Evaluasi Beban Hookload pada Pemboran dengan HD 8202 ft

Grade DP



25178.4 31892.4 35249.4 45320.4

µ = 0.1 10341.83

Total Torsi µ = 0.2 µ = 0.33 21365.39145

36844.61

µ = 0.4 45449.77

Tabel B.16. Evaluasi Beban Torsi pada Pemboran dengan HD 9843 ft Fadli Satrio Fadjri, 12206028, Semester II-2010/2011

33

Grade DP



243388.8 308293.2 348844.5 438100.2


µ = 0.1 249701.03

298600.088

µ = 0.4

376135.678

430862.329


Grade DP



25178.4 31892.4 35249.4 45320.4

Total Torsi µ = 0.2 µ = 0.33

µ = 0.1 11694.81

24183.89616

41849.62

µ = 0.4 51531.42

Tabel B.18. Evaluasi Beban Torsi pada Pemboran dengan HD 11483 ft

Grade DP



243388.8 308293.2 348844.5 438100.2


µ = 0.1 261623.03

321535.904

µ = 0.4

411502.634

475693.890


HD (ft)

Koef. Gesek

L DP (ft)

L HWDP (ft)

6562 8202 9843 11483

0.33 0.2 0.2 0.2

51.18 2154.17 719.25 120.5

8880 7980 11670 14070

F Dorong (lbf) 174851.88 121828.06 151095.17 171907.86

Beban Slack Off (lbf)

F Dorong /Slack Off Load

157889.01 113818.62 137311.57 155303.5975

1.11 1.1 1.1 1.11

Tabel B.20. Evaluasi Beban Slack Off Tiap Lokasi Pemboran

HD (ft)

Koef. Gesek

F Crit (lbf)

F A-EOC (lbf)

F Crit /F A-EOC

6562 8202 9843 11483

0.33 0.2 0.2 0.2

115637.5 116366.5 119684.1 120540.7

104939 87552.9 98592.7 107488.7

1.10 1.33 1.21 1.12

Tabel B.21. Evaluasi Beban Buckling Tiap Lokasi Pemboran


34

Horizontal Displacement (ft) Tipe Lumpur Properti Length (ft) Weight (lb/ft) OD (inch) OD Tool Joint (inch) Grade Torsional Strength (lbs-ft) Yield Strength (lbf)

HD 2 km (6562 ft) Water Base Mud DP HWDP 0-51.18 51.18 - 8931.18 19.5 49.3 5 5 7 7 Class 2 G-105 45199 436150 -

HD 2.5 km (8202 ft) Oil Base Mud DP HWDP 0-2154.17 2154.17-10134.17 19.5 49.3 5 5 7 7 Class 2 X-95 40895 394612 -

Tabel B.22. Konfigurasi Drillstring untuk Pemboran dengan HD 2 km dan HD 2.5 km

Horizontal Displacement (ft) Tipe Lumpur Properti Length (ft) Weight (lb/ft) OD (inch) OD Tool Joint (inch) Grade Torsional Strength (lbs-ft) Yield Strength (lbf)

HD 3 km (9843 ft) Oil Base Mud DP HWDP 0-719.25 719.25-12389.25 19.5 49.3 5 5 7 7 Class 2 X-95 40895 394612 -

HD 3.5 km (11483 ft) Oil Base Mud DP HWDP 0-120.5 120.5-14190.5 19.5 49.3 5 5 7 7 Class 2 G-105 45199 436150 -

Tabel B.23. Konfigurasi Drillstring untuk Pemboran dengan HD 3 km dan HD 3.5 km HD (ft) 6562 8202 9843 11483

Metode Konvensional Konvensional Konvensional Konvensional

Koef. Gesek 0.33 0.33 0.2 0.2

F Dorong (lbf) 153184.32 153376.5 155330.1 152992.2

Beban Slack Off (lbf)

F Dorong /Slack Off Load

99626.31 127165.3 84546.83 99544.97

1.54 1.21 1.84 1.53

Tabel B.24. Evaluasi Beban Slack Off untuk Operasi Casing Running di Tiap Lokasi Cutting con (%) 2 3 4 5

Vcut (ft/s) 1.380 0.920 0.690 0.552

Vslip (ft/s) 3.612 3.314 3.408 3.472

Vmin (ft/min) 299.517 254.041 245.879 241.429

Qmin (gpm) 577.367 489.706 473.972 465.394

Tabel B.25. Hubungan antara Konsentrasi Cutting dengan Laju Minimum (Qmin)


35

Horizontal Displacement (ft) Tipe Lumpur Hookload (lbs) Drawwork (HP) Daya Pompa (HP)

HD 2 km (6562 ft) Water Base Mud 492221 503.877 135.76

HD 2.5 km (8202 ft) Oil Base Mud 427177 435.2 135.76

Tabel B.26. Spesifikasi Rig Minimum untuk Pemboran dengan HD 2 km dan HD 2.5 km

Horizontal Displacement (ft) Tipe Lumpur Hookload (lbs) Drawwork (HP) Daya Pompa (HP)

HD 3 km (9843 ft)

HD 3.5 km (11483 ft)

Oil Base Mud 472608 483.168 135.76

Oil Base Mud 504088 516.406 135.76

Tabel B.27. Spesifikasi Rig Minimum untuk Pemboran dengan HD 3 km dan HD 3.5 km

HD (ft) 6562 8202 9843 11483

Beban Maksimum Saat Pemboran (lbf) 262890 215500.7 248600.1 271536

Status > > > >

Beban Maksimum Saat Casing Running (lbf) 228748 207949 230105.7 237661.5

Hookload (lbf)

Drawwork (HP)

492221 427177 472608 504088

503.877 435.2 483.168 516.406

Tabel B.28. Beban Hookload dan Drawwork Minimum Tiap Lokasi Pemboran


36

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0

1000

KOP = 1000 ft (MD)

EOB = 2635.46 ft (MD)

2000

3000

4000

5000 TARGET = 8931.18 ft (MD)

6000

Gambar B.1. Skenario trajektori untuk pemboran dengan HD 6562 ft

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0 KOP = 500 ft (MD)

1000 EOB = 2176.35 ft (MD)

2000

3000

4000

5000 TARGET = 10134.17 ft (MD)

6000



37

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0

1000 KOP = 1500 ft (MD)

2000 EOB = 3423.48 ft (MD)

3000

4000

5000 TARGET = 12389.25 ft (MD)

6000


0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

0

1000 KOP = 1500 ft (MD)

2000

3000

EOB = 4205.36 ft (MD)

4000

5000 TARGET = 14190.5 ft (MD)

6000


38

Gambar B.4. Skenario Trajektori untuk pemboran dengan HD 11482.94

1.21

FDorong/FDidorong

1.20 1.19 1.18

KOP = 500 ft

1.17

KOP = 1000 ft KOP = 1500 ft

1.16 1.15 0

2

4

6

8

10

12

BUR

Gambar B.5. Hubungan BUR dengan F Dorong /F Didorong untuk Displacement 11482.94 ft

1.08 1.07

Fcrit/FA-EOC1

1.06 1.05 1.04

KOP = 500 ft

1.03

KOP = 1000 ft

1.02

KOP = 1500 ft

1.01 1.00 0

2

4

6

8

10

12

BUR

Gambar B.6. Hubungan BUR dengan F Cri t/F A-EOC untuk Displacement 11482.94 ft


39

3.5

FDorong/FDidorong

3 2.5 2

µ = 0.1

1.5

µ = 0.2 µ = 0.33

1

µ = 0.4

0.5 0 0

2000

4000

6000

8000

10000

LHWDP (ft)

Gambar B.7. Evaluasi Beban Slack Off pada Pemboran dengan HD 6562 ft

50000 Torsional strength (lbs-ft)

45000 40000 35000 30000

Total Torsi

25000

Class 2 E

20000

Class 2 X-95

15000

Class 2 G-105

10000

Class 2 S-135

5000 0 0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Koefisien Gesek

Gambar B.8. Evaluasi Beban Torsi pada Pemboran dengan HD 6562 ft


40

500000 450000

Hookload (lbf)

400000

Hookload + MOP

350000

Class 2 E

300000

Class 2 X-95 Class 2 G-105

250000

Class 2 S-135

200000 0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Koefisien Gesek

Gambar B.9. Evaluasi Beban Hookload pada Pemboran dengan HD 6562 ft

2.5

(FC/FA-EOC)

2 1.5 1 0.5 0 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Koefisien Gesek

Gambar B.10. Evaluasi Beban Buckling pada Pemboran dengan HD 6562 ft


41

3

FDorong/FDidorong

2.5 2 µ = 0.1

1.5

µ = 0.2 1

µ = 0.33 µ = 0.4

0.5 0 0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

LHWDP (ft)


50000 45000 40000 Torsi (lbs-ft)

35000 30000

Total Torsi

25000

Class 2 E

20000

Class 2 X-95

15000

Class 2 G-105

10000

Class 2 S-135

5000 0 0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Koefisien Gesek



42

500000

Hookload (lbf)

450000 400000 Hookload + MOP

350000

Class 2 E

300000

Class 2 X-95

250000

Class 2 G-105

200000

Class 2 S-135

150000 0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Koefisien Gesek


2.5

FC/FA-EOC

2 1.5 1 0.5 0 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Koefisien Gesek



43

2.5

FDorong/FDidorong (lbf)

2 1.5

µ = 0.1 µ = 0.2

1

µ = 0.33 0.5

µ = 0.4

0 0

5000

10000

15000

LHWDP (ft)


50000 45000 40000 Torsi (lbs-ft)

35000 30000

Total Torsi

25000

Class 2 E

20000

Class 2 X-95

15000

Class 2 G-105

10000

Class 2 S-135

5000 0 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Koefisien Gesek



44

500000

Hookload + MOP (lbf)

450000 400000 350000

Hookload + MOP

300000

Class 2 E

250000 200000

Class 2 X-95

150000

Class 2 G-105

100000

Class 2 G-105

50000

Class 2 S-135

0 0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Koefisien Gesek


2

FC/FA-EOC

1.5

1

0.5

0 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Koefisien Gesek



45

2.5

FDorong/FDidorong

2 1.5

µ = 0.1 µ = 0.2

1

µ = 0.33 0.5

µ = 0.4

0 0

5000

10000

15000

LHWDP (ft)


60000

Torsi (lbs-ft)

50000 40000

Total Torsi

30000

Class 2 E

20000

Class 2 X-95 Class 2 G-105

10000

Class 2 S-135

0 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Koefisien Gesek



46

500000

Hookload + MOP (lbf)

450000 400000

Hookload + MOP

350000

Class 2 E

300000

Class 2 X-95

250000

Class 2 G-105 Class 2 G-105

200000

Class 2 S-135

150000 0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Koefisien Gesek


2

FC/FA-EOC

1.5

1

0.5

0 0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Koefisien Gesek



47

7

FDorong/FDidorong

6 5 4 3 2 1 0 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Koefisien Gesek

Gambar B.23. Evaluasi Beban Slack Off pada Casing Running dengan HD 6562 ft

6

FDorong/FDidorong

5 4 3 2 1 0 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Koefisien gesek



48

5

FDorong/FDidorong

4 3 2

Konvensional

1 0 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Koefisien gesek


4

FDorong/FDidorong

3

2 Konvensional 1

0 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Koefisien Gesek



49

700 650

Qmin (gpm)

600 550 Ccon = 2%

500

Ccon = 3%

450

Ccon = 4%

400

Ccon = 5%

350 300 0

50

100

150

200

250

RPM

Gambar B.27. Hubungan antara Qmin dengan RPM pada berbagai cutting concentration HD 2.5 km HD 2 km HD 3 km

HD 3.5 km

Gambar B.28. Plot Horizontal Displacement vs TVD yang dikeluarkan oleh K&M


50

16000 14000

LHWDP (ft)

12000 10000 HD 2 km

8000

HD 2.5 km

6000

HD 3 km

4000

HD 3.5 km

2000 0 0

0.1

0.2

0.3

0.4

Koefisien Gesek

Gambar B.29. Hubungan antara Koefisien Gesek dengan Panjang HWDP


51

LAMPIRAN

PERSAMAAN RUDI RUBIANDINI – DODI LESMANA


52

PERSAMAAN RUDI-DODI

1.

Beban torsi

•

Jika Fo/(WR) < 0.3

Tb = f( Aθ2 + Bθ + C )( fODWR ) Dengan : A = 0.0001245 (Fo/WR)2 + 0.0000058 (Fo/WR) + 0.0000043 B = 0.0005435 (Fo/WR)2 + 0.0000057 (Fo/WR) – 0.0000072 C = 0.0609895 (Fo/WR)2 + 0.0134281 (Fo/WR) + 0.0132918 •

Jika Fo/(WR) > 0.3

Tb = 0.088( Aθ2 + Bθ + C )( fODWR )  f = 0.1 A = 0.0000001 (Fo/WR)2 + 0.0000247 (Fo/WR) + 0.0000049 B = - 0.0000105 (Fo/WR)2 – 0.0001859 (Fo/WR) + 0.0002042 C = 0.0094427 (Fo/WR)2 + 0.0305750 (Fo/WR) – 0.0362427  f = 0.2 A = 0.0000003 (Fo/WR)2 + 0.0000494 (Fo/WR) + 0.0000099 B = -0.0000201 (Fo/WR)2 – 0.0003757 (Fo/WR) + 0.0004120 C = 0.0187618 (Fo/WR)2 + 0.0617207 (Fo/WR) – 0.0730363  f = 0.33 A = 0.0000004 (Fo/WR)2 + 0.0000742 (Fo/WR) + 0.0000148 B = 0.0002088 (Fo/WR)2 – 0.0012660 (Fo/WR) + 0.0010414 C = 0.0281426 (Fo/WR)2 + 0.0925815 (Fo/WR) – 0.1095549  f = 0.4 A = 0.0000006 (Fo/WR)2 + 0.000099 (Fo/WR) + 0.0000197 B = -0.0000402 (Fo/WR)2 – 0.0007511(Fo/WR) + 0.0008239 C = 0.0375235 (Fo/WR)2 + 0.1234419 (Fo/WR) – 0.1460731  f = 0.5 A = 0.0000007 (Fo/WR)2 + 0.0001237 (Fo/WR) + 0.0000246 B = -0.0000502 (Fo/WR)2 – 0.0009389 (Fo/WR) + 0.0010299 C = 0.0520795 (Fo/WR)2 + 0.1326814 (Fo/WR) – 0.1617984

2.

Beban compressive drag

D = 9.19f(Aθ2 + Bθ + C)(WR) Dengan : A = 0.0000006 (Fo/WR)2 + 0.0000205 (Fo/WR) + 0.0000107 Fadli Satrio Fadjri, 12206028, Semester II-2010/2011

53

B = -0.000017 (Fo/WR)2 +0.0000765 (Fo/WR) + 0.0002401 C = 0.0028236 (Fo/WR)2 + 0. 0335548 (Fo/WR) – 0.0047065

3.

Beban tensile drag

•

Jika Fo/WR < 1

D = f/0.1(Aθ2 + Bθ + C)(WR) Dengan : A = -.0.0000606 (Fo/WR)2 – 0.0000121 (Fo/WR) + 0.0000091 B = 0.0017879 (Fo/WR)2 + 0.0003636 (Fo/WR) + 0.0002727 C = -0.0117576 (Fo/WR)2 + 0.0110909 (Fo/WR) – 0.0029394 •

Jika Fo/WR > 1

D = (Aθ2 + Bθ + C)(WR)  f = 0.1 A = 0.0000227 (Fo/WR) – 0.0000091 B = -0.0000001 (Fo/WR)2 – 0.0001405 (Fo/WR) – 0.0000768 C = -0.0000006 (Fo/WR)2 + 0.0441972 (Fo/WR) + 0.0132791  f = 0.2 A = 0.0000453 (Fo/WR) – 0.0000182 B = -0.0000001 (Fo/WR)2 – 0.0002812 (Fo/WR) – 0.0001536 C = -0.0000008 (Fo/WR)2 + 0.0883924 (Fo/WR) + 0.0265504  f = 0.33 A = 0.0000678 (Fo/WR) – 0.0000271 B = -0.0000002 (Fo/WR)2 – 0.0004217 (Fo/WR) – 0.0002304 C = -0.0000015 (Fo/WR)2 + 0.1325896 (Fo/WR) + 0.0398396  f = 0.4 A = 0.0000905 (Fo/WR) – 0.0000362 B = -0.0000002 (Fo/WR)2 – 0.0005623 (Fo/WR) – 0.0003072 C = -0.0000018 (Fo/WR)2 + 0.1767855 (Fo/WR) + 0.0531203  f = 0.5 A = 0.0001131 (Fo/WR) – 0.0000452 B = -0.0000002 (Fo/WR)2 – 0.0007029 (Fo/WR) – 0.0003840 C = -0.0000022 (Fo/WR)2 + 0.2209817 (Fo/WR) + 0.0664003


54

Oleh : Fadli Satrio Fadjri* Prof. Dr. Ing. Ir. Rudi Rubiandini R.S

Recommend Documents