Penerapan Casing Directional Drilling Pada Sumur-X untuk Mengurangi Biaya Operasional dan Masalah Pemboran Oleh : Tengku Fauzi Ikhsan* Prof. Dr. – Ing. Ir. Rudi Rubiandini R.S** Sari Sumur-X yang menjadi studi kasus dalam penelitian ini merupakan sumur delineasi jenis S-type atau sering disebut dengan return to vertical. Sumur ini memiliki target pemboran pada formasi Cibulakan Atas yang bertujuan untuk memproduksikan minyak dan gas yang berada didalamnya dan juga sekaligus bertujuan untuk melakukan evaluasi formasi pada formasi Talangakar. Selama proses operasi pemborannya, sumur-X menghadapi lost circulation yang sangat besar ketika melakukan pengeboran melewati formasi Parigi, sebuah formasi yang berada di atas formasi Cibulakan Atas. Formasi Parigi adalah formasi batuan karbonat build-up yang cukup tebal, memiliki kolom gas yang sangat besar dan dibawahnya merupakan suatu aquifer. Ketika akan dilakukan proses tripping out, drillstring dan BHA terjepit pada kedalaman 585,6 ft. Dilakukan usaha untuk menarik rangkaian tersebut dengan daya yang sangat besar beberapa kali, tapi tidak berhasil sehingga akhirnya dilakukan operasi fishing dan berlanjut pada dilakukannya sidetracking. Masalah loss circulation dan pipe sticking merupakan masalah yang sangat diperhatikan secara kontinu dalam dunia industri perminyakan. Beberapa metode telah dikembangkan, salah satunya adalah Casing Drilling. Casing drilling adalah metode pemboran sumur yang bersamaan dengan proses running casing dimana casing perminyakan konvensional digunakan sebagai drillstring. Masalah loss circulation dihadapi dengan cara pengeboran secara blind drilling menggunakan casing drilling pada beberapa waktu tertentu. Loss hanya dihadapi ketika mengebor melewati zona lemah tersebut, tetapi dengan cepat dapat “diobati” ketika casing melewati zona tersebut. Fenomena tersebut diyakini sebagai hasil dari “Smear effect” pada casing drilling yaitu efek plasterisasi dimana cutting (serbuk bor) yang naik keatas melalui annulus casing-open hole ditendang dan digiling pada dinding lubang bor akibat adanya perputaran casing. Penerapan teknologi inovatif ini di Indonesia khususnya pada sumur-X akan sangat menguntungkan. Pada perhitungan dan analisis yang telah dilakukan untuk penerapan pada sumur-X ini ternyata didapatkan kesimpulan bahwa tidak diperlukan pergantian spesifikasi rig dan desain casing sehingga penggunaan rig dan casing yang digunakan pada pemboran sumur-X dengan cara konvensional diharapkan mampu digunakan dengan penambahanpenambahan peralatan khusus. Abstract Well-X is a delineation S-type well that have target drilling point on Cibulakan Atas formation to produce oil and gas from it and aimed to take formation evaluation on Talangakar formation. During drilling operation time, well-X faced severe lost circulation when drilling pass through Paragi formation, an upper layer of Cibulakan Atas formation. Parigi formation is a thick carbonate buildup formation with large column of gas underlain by aquifer. It has high porosity and good gas permeabilities up to several Darcies. Lost circulating materials (LCM) has spotted to encountered the severe lost circulation, but was not succeed and required multiple stage cementing off the loss zone. Drilling operation went ahead after it, but when tripping out process at the depth of 585.6 ft the drillstring and BHA became stuck. Tried to pulled it up with high power but was not succeed, conducted to fishing operation and the well was sidetracked. Casing drilling is the method allows well to be drilled and cased simultaneously by using conventional oilfield casing as the drillstring. Losses were encountered when drilling through the weak zone, but it quickly healed as the casing passed by the zone. The remainder of the well was drilled with no losses, even while with 10.5 ppg mud. This phenomenon believed to be the result of cutting flow up the annulus kicked by the rotated casing to the wellbore wall and plaster it. This plastering affect mechanically builds an impermeable filter cake that seals both the normal formation porosity and fractures and makes wellbore integrity become stronger. Applying this innovative technology in Indonesia especially onto well-X would be extremely profitable. From the calculation and analysis for the application of this technology onto this well, no need to change the specification of the rig and casing design. So the design of the rig and casing on the application of conventional drilling in well-X can be used in order to casing drilling program. * Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB ** Dosen Pembimbing Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB
1
1. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Sumur-X merupakan sumur delineasi jenis S-type atau return to vertical yang memiliki target pemboran pada formasi Cibulakan Atas yang bertujuan untuk memproduksikan minyak dan gas yang berada didalamnya dan sekaligus bertujuan untuk melakukan evaluasi formasi pada formasi Talangakar. Selama proses operasi pemborannya, sumur-X menghadapi loss circulation yang sangat besar ketika pemboran melewati formasi Parigi-sebuah formasi yang berada di atas formasi Cibulakan Atas. Setelah terjadi loss, permasalahan lain yang terjadi adalah stuck pipe yang mengakibatkan perlunya operasi fishing dan sidetracking. Hal ini akan semakin menambah besar Non-Productive Time (NPT) dari suatu operasi pemboran. Masalah loss circulation dan pipe sticking merupakan masalah yang sangat diperhatikan secara kontinu dalam dunia industri perminyakan. Beberapa metode telah dikembangkan, salah satunya adalah Casing Drilling. Casing drilling adalah metode pemboran sumur yang bersamaan dengan proses running casing dimana casing perminyakan konvensional digunakan sebagai drillstring. “Smear effect” pada penerapan casing drilling merupakan sesuatu yang menguntungkan dari penerapan casing drilling. Akibat adanya hal ini, maka casing drilling dapat digunakan untuk menghadapi NPT yang besar akibat masalah pemboran tersebut. Penerapan teknologi inovatif ini di Indonesia khususnya pada sumur-X akan sangat menguntungkan. Akan tetapi, diperlukan studi kelayakan rancangan konfigurasi sumur dan spesifikasi rig konvensional sebelumnya akibat beban drag dan torsi yang lebih besar daripada pemboran konvensional dengan menggunakan drillpipe dan/atau melakukan perencanaan ulang jika konfigurasi sumur sebelumnya tidak dapat memenuhi kriteria keteknikan. Paper ini akan mendiskusikan program casing drilling yang akan diterapkan pada sumur-X tersebut secara keteknikan dalam upaya untuk penurunan
jumlah waktu dan biaya operasi jika dilakukan penerapan teknologi tersebut. 1.2 Tujuan Tujuan dari paper ini adalah menguji kelayakan spesifikasi rig dan desain casing rekomendasi yang diajukan sebelumnya pada pemboran konvensional sumur-X, untuk dicobakan pada penerapan pemboran menggunakan casing drilling dalam usaha untuk mengurangi biaya dan waktu pemboran. 2. TEORI DASAR 2.1 Casing Drilling Casing drilling adalah metode pemboran dengan menggunakan casing perminyakan konvensional dalam proses pemboran sumur yang bersamaan dengan proses running casing. Sistem pemboran ini terdiri dari komponen peralatan permukaan dan bawah permukaan (downhole) yang memberikan kemampuan casing konvensional dapat digunakan sebagai drillstring. Casing diputar dari permukaan dalam setiap operasinya kecuali ketika dilakukan pemboran dengan sliding mode yang menggunakan rangkaian downhole motor dan bent housing untuk mengarahkan sumur. Akan tetapi, demi menjaga agar penumpukan cutting bed tidak terlalu besar, pengarahan lubang bor dilakukan dengan menggunakan Rotary Steerable system (RSS) sehingga tidak hanya komponen BHA saja yang berputar melainkan seluruh rangkaian akan ikut berputar. (gambar 1) Aplikasi casing drilling yang paling sederhana adalah penerapan sistem pemboran dimana special bit (drillable bit) digunakan. Bit ini dihubungkan pada ujung casing untuk membor hole section vertikal yang berinterval pendek dan lunak. Setelah mencapai casing setting point yang diharapkan, bit tersebut tidak dicabut hingga ke permukaan, melainkan akan dibor dengan menggunakan casing string yang akan diturunkan berikutnya. Aplikasi lainnya adalah menggunakan conventional bit yang diturunkan dengan casing 2
string untuk pemboran hole section terakhir dimana setelah mencapai TD, bit tersebut dibiarkan tertingal didalam sumur tersebut. Akan tetapi, beberapa aplikasi sumur vertikal dan directional pada saat sekarang telah menggunakan retrievable drilling assembly yang dapat membuat bit dan BHA dapat digantikan di permukaan tanpa harus dilakukan proses tripping out terlebih dahulu. Retrievable drilling assembly adalah rangkaian BHA yang dapat dicabut dan dipasang kembali pada ujung casing bagian bawah sehingga dapat memudahkan dan menghemat waktu untuk melakukan penggantian BHA. 2.1.1 Manfaat Casing Drilling Casing drilling memberikan banyak kelebihan daripada sistem pemboran konvensional karena dapat mengurangi biaya operasional dan masalah pemboran yang sering sekali terjadi pada pemboran konvensional. Beberapa kelebihan tersebut adalah: Waktu yang dibutuhkan untuk membor suatu hole section dan running casing akan sangat dapat dikurangi sehingga rig time akan semakin kecil Permasalahan Well control dan lost circulation dapat dikurangi atau bahkan dapat dihilangkan Jumlah casing string yang digunakan dalam suatu sumur dapat dikurangi Fluida pemboran atau filtratnya yang masuk kedalam zona produksi dapat dikurang sehingga akan menurunkan tingkat kerusakan formasi dan meningkatkan laju produksi nantinya. Hal-hal tersebut menjadikan daya tarik untuk semakin mengembangkan teknologi casing drilling bukan hanya untuk sumur vertikal tapi juga sumur-sumur directional. Kelebihan-kelebihan tersebut tidak terlepas dari pengaruh efek plasterisasi yang biasa disebut sebagai “Smear effect” yang dapat menaikkan kestabilan lubang bor. Efek ini dapat dideskripsikan sebagai efek yang terjadi akibat adanya gaya lateral dari casing yang berotasi dan membentur lubang bor serta menggiling cutting yang sedang bergerak keatas dalam anulus
casing-lubang bor (gambar 2). Akibat dari efek ini, tercipta suatu impermeabel cake yang sangat efektif mengurangi fluid loss serta ketidakstabilan lubang bor lainnya. Peristiwa ini sangat mungkin terjadi mengingat clearance antara wellbore-casing sangat kecil, berbeda halnya dengan pemboran konvensional yang menggunakan drillpipe sebagai drillstring-nya. 2.1.2 Casing Directional Drilling Pemboran sumur dengan menggunakan metode casing directional drilling membutuhkan retrievable drilling assembly yang digunakan: 1.) untuk memperoleh kembali peralatan directional drilling dan guidance tools yang dipakai pada running casing sebelumnya, 2.) untuk menggantikan peralatan downhole tool yang rusak sebelum tercapainya casing point, dan 3.) untuk memberikan akses yang cepat serta biaya yang efektif menuju formasi dibawah casing shoe seperti untuk proses coring dan lain sebagainya. Sistem casing directional drilling ini telah dicobakan menggunakan casing 7 in. dan 9-5/8 in. untuk melakukan pemboran sumur yang mempunyai inklinasi hingga 80°. Akan tetapi, operasi casing directional drilling ini membutuhkan teknologi yang tidak sesederhana pada pemboran konvensional. Respon BHA akan memiliki perbedaan jika dibandingkan dengan pemboran dengan sistem konvensional yang menggunakan drillpipe. Torsi dan drag harus diatur sedemikian rupa melalui penyeleksian pada casing connection, stabilization, mud property dan pengoperasionalannya di well site. Peralatan casing handling khusus yang berada di rig akan meningkatkan efisiensi proses casing directional drilling tersebut. 2.1.3 Aksesoris Peralatan Casing Drilling Untuk mendukung proses pemboran dengan menggunakan casing drilling, dibutuhkan beberapa aksesoris-aksesoris peralatan berikut: (gambar 3) Profile Nipple, adalah dudukan Retrievable BHA pada ujung casing yang mempunyai “pengunci” dari pergerakan BHA akibat gaya aksial maupun torsional Multi-Lobe Torque (MLTTM) Rings berguna untuk mengantisipasi beban torsi yang 3
besar pada pemboran dengan menggunakan casing drilling Wear Bands, berguna untuk menjaga koneksi/sambungan pada casing sehingga tahan terhadap torsi dan abrasi Rotating centralizers/stabilizers, berguna untuk mempertahankan Casing tetap berputar ditengah Casing Shoe, berguna untuk membantu kelancaran masuknya casing String. 2.2 Desain Casing String Pada Pemboran Berarah Casing string didesain untuk dapat mentransmisikan beban yang cukup pada bit sehingga mampu menembus suatu lapisan batuan tertentu dalam operasi pemboran. Selain itu, casing string juga memberikan fungsi kedalaman dan sebagai jalan sirkulasi fluida pemboran. Dalam proses pemboran, rangkaian ini akan mengalami berbagai macam pembebanan sehingga harus didesain dengan beberapa pertimbangan agar tidak mengalami kegagalan dalam proses pemboran, seperti: Beban torsi Beban drag Buckling 2.2.1 Beban Torsi Beban torsi didefinisikan sebagai perkalian antara gaya dan jari-jari. Beban torsi terjadi pada saat casing string dirotasi dan gigi bit tertahan oleh batuan formasi maka casing string mengalami puntiran. Selain itu, pada pemboran berarah beban torsi juga diakibatkan karena casing string yang dirotasi mengalami kontak dan bergesekan dengan dinding lubang bor. Analisis beban torsi menjadi penting dalam proses pemboran karena beban torsi yang berlebih akan membatasi kedalaman lubang bor yang dapat ditembus. Torsi dari peralatan pemboran dibatasi oleh tiga buah parameter: Torsi maksimum yang dapat dibangkitkan oleh Top Drive Drilling atau Rotary Table
Kekuatan torsi pada bagian pipa yang paling tipis. Nilai terkecil dari ketiga parameter di atas menjadi pembatas kapasitas maksimal torsi yang boleh dialami selama pemboran. Pada analisis beban torsi, akan ditentukan besarnya beban torsi yang dialami oleh casing string pada tiap bagian pemboran seperti bagian vertikal, build, tangent, dll. sehingga dapat diperkirakan total beban torsi yang diderita casing string selama pemboran. Dengan demikian dapat diperkirakan besar prime mover (penggerak mula) yang harus disiapkan untuk mengatasi beban torsi tersebut serta kekuatan coupling/sambungan dan jenis pipa yang akan digunakan. Jika casing string mengalami beban torsi yang berlebih maka langkah selanjutnya adalah pendesainan ulang lintasan lubang bor sehingga diperoleh beban torsi yang minimum. Perhitungan beban torsi dibagi menjadi dua yaitu untuk lubang yang melengkung dan untuk lubang lurus, baik itu lubang miring ataupun lubang horizontal. a. Perhitungan torsi untuk lubang lurus (gambar 4)
T
OD Wm L Sin 24
b. Perhitungan melengkung
torsi
(1) untuk
lubang
Dalam penentuan torsi pada bagian pertambahan sudut, persamaan yang dikembangkan oleh Rudi Rubiandini – Dody Lesmana dapat digunakan dengan batasanbatasan berikut ini: (gambar 5) Jika Fo/(WR) < 0.3 Maka, TB = µ( Aθ2 + Bθ + C )( µODWR )
(2)
Jika Fo/(WR) > 0,3 Maka, TB = 0,088( Aθ2 + Bθ + C )( µODWR ) (3)
Kekuatan torsi pada bagian sambungan pipa 4
Keterangan mengenai nilai A, B, dan C dari persamaan Rudi Rubiandini – Dody Lesmana dapat dilihat pada lampiran.
DB = 9,19 µ (Aθ2 + Bθ + C)(WR)
2.2.2 Beban Drag Drag adalah gaya yang harus dilawan oleh rangkaian casing string akibat kontak dan gesekan antara casing string dengan dinding lubang bor ketika casing string bergerak turun ataupun naik (slack off dan pick up). Casing yang telah mencapai casing setting point ataupun belum mencapainya tidak dilakukan tripping out (dicabut ke permukaan) seperti halnya pemboran konvensional kecuali hanya pengangkatan dalam hal untuk tidak terjadi stuck pipe. Oleh karenanya, penggantian BHA hanya akan dilakukan dengan menggunakan wireline retrievable assembly. Secara teori, casing string tidak mengalami beban drag pada pemboran vertikal, namun dengan adanya daerah pertambahan sudut akan menyebabkan casing string rebah dan menempel pada dinding lubang bor sehingga menimbulkan beban drag yang arahnya berlawanan dengan gerak casing string. Sama halnya dengan analisis torsi, analisis drag untuk tiap bagian dalam trajektori pemboran perlu dilakukan agar total drag yang dialami casing string dapat ditentukan. Dengan demikian kita dapat menentukan kekuatan kapasitas hookload rig, kekuatan coupling casing, serta kekuatan casing yang dapat digunakan. Drag dapat mengurangi efisiensi berat casing string yang dibebankan pada bit. Selain itu drag dapat mengakibatkan buckling yang pada akhirnya mengakibatkan pipe sticking. a.
Perhitungan drag pada lubang lurus (gambar 5) D = µWm L sinθ
b.
Perhitungan melengkung
persamaan yang dikembangkan oleh Rudi Rubiandini–Dody Lesmana. Persamaan berikut hanya berlaku pada saat penurunan casing string ke dasar sumur (Gambar 6) :
drag
pada
(4) lubang
Untuk bagian pertambahan sudut, beban drag dapat diperkirakan dengan menggunakan
(5)
Keterangan mengenai nilai A, B, dan C dari persamaan Rudi Rubiandini – Dodi Lesmana dapat dilihat pada lampiran. 2.2.3 Beban Buckling Buckling adalah tertekuknya casing string akibat stress yang berlebihan. Biasanya ini merupakan gabungan antara gaya axial dan lateral dalam memberikan beban untuk menghasilkan WOB. R.F. MITCHEL, telah menurunkan persamaan untuk meramalkan tertekuknya pipa pada lubang lurus. Inti dasar dari persamaan ini adalah gaya gravitasi bumi menarik bagian tengah badan pipa ke arah bagian bawah lubang yang cenderung melengkungkan pipa, kekakuan pipa cenderung mempertahankan kelurusan pipa dan beban pada bagian akhir pipa cenderung melengkungkan pipa. Berikut ini adalah persamaan yang dikembangkan untuk menentukan besar aksial load maksimum (Fc) yang dapat menyebabkan pipa melengkung pada lubang lurus.
Fc
I Wa 65.5 M W Sin 550 DH DTJ
0 .5
(6)
dengan,
I As
OD 2 ID 2 16
As = 0.7854 (OD2 - ID2)
(7) (8)
2.2.2 Desain Pengangkatan Cutting Dalam proses pemboran, bit yang dipakai selalu menggerus batuan formasi dan menghasilkan cutting sehingga semakin dalam pemboran berlangsung semakin banyak pula cutting yang dihasilkan. Supaya tidak menumpuk di bawah lubang dan tidak menimbulkan masalah kebersihan lubang seperti pipe sticking, maka cutting tersebut perlu 5
diangkat ke permukaan dengan baik, yaitu banyaknya cutting yang terangkat idealnya adalah sebanyak cutting yang dihasilkan. Namun, lumpur dapat dikatakan mengangkat cutting secara efektif apabila konsentrasi cutting dalam lumpur dapat dijaga serendah mungkin. Harga maksimum konsentrasi cutting yang diperbolehkan adalah 5%. Parameter yang sangat berpengaruh dalam mekanisme pengangkatan cutting: Vslip (kecepatan slip) yaitu kecepatan kritik dimana cutting mulai akan terendapkan. Vcut (kecepatan cutting) yaitu kecepatan cutting untuk naik ke permukaan . Vmin (kecepatan minimum) yaitu kecepatan lumpur minimum sehingga cutting dapat terangkat ke permukaan tanpa terjadi penggerusan kembali. Ketiga parameter tersebut akan dijelaskan dalam diagram alir yang dikembang oleh Larsen (Vcut), Moore(Vslip), lihat gambar 7.yang kemudian dilakukan koreksi oleh Rudi-Shindu terhadap inklinasi, densitas lumpur, dan RPM untuk mencari kecepatan minimum cutting.
Korelasi Rudi – Shindu 3. Perencanaan Casing Directional Drilling 3.1 Langkah Kerja Terdapat tiga aspek utama yang sangat kritis dalam perencanaan casing directional drilling untuk melakukan pemboran sumur-X. Ketiga aspek tersebut adalah 1.) desain casing yang juga bertindak sebagai casing string, 2.)
desain BHA untuk melakukan directional control, 3.) serta hidrolika dalam pembersihan lubang. Ketiga aspek tersebut menjadi sangat kritis dalam pemboran dengan menggunakan metode casing directional drilling ini karena besarnya drag dan torque yang harus dihadapi selama pemboran berlangsung. Well trajectory yang baik akan memberikan drag dan torque yang kecil atau minimal lebih kecil dari kemampuan maksimum pada rig. Banyaknya pembentukan sudut dan jauhnya horizontal displacement akan menyebabkan kenaikan yang sangat besar pada torque dan drag. Oleh karenanya, dibutuhkan sistem BHA yang memiliki kemampuan khusus untuk membuat lintasan aktual lubang sumur yang mulus (smooth). Akan tetapi, pada paper ini tidak dibahas mengenai desain directional control-nya. Selain itu, hole cleaning yang baik juga akan sangat mengurangi faktor friksi sehingga kapabilitas pemboran akan semakin besar. Friksi yang besar akan menyebabkan compressive load yang semakin besar. Hal ini akan menyebabkan semakin tercapainya nilai critical buckling pada pipa, dan jika harga ini telah terlampaui maka luas bidang kontak pipa-dinding lubang bor akan semakin besar sehingga akan menambah besar nilai friksi. Nilai friksi yang besar akan sangat berhubungan dengan drag dan torque yang besar pula. Rentetan kejadian ini akan terus saling mempengaruhi selama proses pemboran sehingga harus diantisipasi sedini mungkin mengenai pengaruh tersebut (SPE 30521). Desain casing yang biasanya hanya berdasarkan seleksi kriteria burst, collapse, tension, dan biaxial harus dicobakan/diseleksi kembali pengaruhnya terhadap drag, torque, dan buckling yang berpotensi menyebabkan fatigue dan wearness, dan lain sebagainya sehingga ketika akan dilakukan proses pemboran tidak terjadi kegagalan pemboran. Dengan diketahuinya titik awal pemboran, titik target, dan keadaan geologi sumur-X maka dapat direncanakan lintasan pemboran (trajectory) yang efektif sehingga mengurangi beban pada rig seperti drag, torsi, dan lain sebagainya. Pada penelitian ini trajektori yang 6
telah direncanakan untuk pemboran sumur-X akan dicobakan terlebih dahulu kelayakannya jika digunakan metode casing drilling pada lintasan tersebut. Akan tetapi, jika ternyata torsi dan drag yang terjadi sangat besar, maka akan dilakukan pendesainan ulang terhadap lintasan pemboran pada sumur-X tersebut dimana akan dilakukan sensitivitas terhadap letak KOP, BUR, panjang tangent, dan lain sebagainya yang efektif sehingga beban-beban tersebut akan dapat diminimalisir. Melalui proses perhitungan tersebut, akan diketahui layak atau tidaknya rig pemboran yang digunakan sebelumnya oleh sumur-X dan jika tidak layak maka akan diketahui berapa batas minimal kemampuan rig yang dapat mendukung kegiatan pemboran dengan casing drilling ini. Dalam perhitungan hidrolika, tujuan akhirnya adalah untuk menentukan kebutuhan daya pompa lumpur dan laju sirkulasi minimum agar lubang bor tetap bersih sehingga tidak tercipta suatu cutting bed yang dapat menyebabkan stuck pipe, regrinding dan lain sebagainya. Dari parameter –parameter diatas maka dapat ditentukan kebutuhan rig untuk melakukan pemboran sumur-X dengan menggunakan metode casing directional drilling ini. Rekomendasi dari hasil perhitungan yang dilakukan berupa kapasitas minimum hookload, kapasitas minimum drawwork dan kapasitas minimum pompa yang dijelaskan berikut. Kekuatan hookload rig Hookload adalah beban yang harus dapat ditopang oleh rig. Beban tersebut merupakan akumulasi dari berat tubular dan drag yang dialami rangkaian pipa. Hookload terbesar pada casing drilling dialami saat dilakukan tripping peralatan BHA yaitu sama dengan ketika seluruh rangkaian casing digantung yaitu:
PipeWeight
(8)
Wp x Lp per _ section
Besarnya hookload maksimum yang harus dialami selama pemboran sangat mempengaruhi spesifikasi rig yang dibutuhkan. Adapun
kapasitas hookload yang dimiliki oleh rig dihitung dengan menggunakan formula sebagai berikut: Max.Weight Hook load
Wp x Lp
Block Weight
max . weight line 2 x block eff . line
(9)
crown block weight
Kapasitas drawwork Besarnya beban maksimum yang harus ditanggung selama pemboran sangat mempengaruhi kapasitas drawwork yang dibutuhkan. Adapun perhitungan daya drawwork yang dibutuhkan adalah sebagai berikut: Drawwork
max weight hoisting speed 33000 transmision eff . mechaniceff . block eff .
(10) Daya pompa fluida pemboran Fungsi dari pompa fluida pemboran adalah mendorong fluida pemboran dengan tekanan dan laju alir tertentu sehingga tercapai pembersihan lubang yang diinginkan. Pompa fluida pemboran merupakan peralatan yang perlu diperhatikan dalam pemilihan spesifikasi rig karena peran pompa dalam keberhasilan operasi hole cleaning selama proses pemboran. Adapun perhitungan daya pompa yang dibutuhkan dihitung dengan prosedur sebagai berikut:
Q min HP
K x AannulusxV min Pm.Q min 1714
(11)
(12)
4. Studi Kasus 4.1 Pemboran Konvensional Sumur-X Sumur-X berada pada lapangan Randegan yang terletak 20 km sebelah barat daya kota Cirebon provinsi Jawa Barat. Sumur ini merupakan sumur delineasi yang bertujuan untuk menambah titik serap hidrokarbon di bagian utara struktur Randegan pada lapisan reservoir batu gamping Cibulakan Atas dan memastikan potensi hidrokarbon di Talangakar. 7
Dari hasil pemboran sumur-sumur Randegan yang ada, telah terbukti menghasilkan minyak dan gas dari lapisan Cibulakan Atas. Usulan pemboran tersebut terletak pada lapangan Randegan yang berlokasi pada cluster RDG-BM. Pemboran sumur-X diperkirakan akan menembus puncak lapisan Cibulakan Atas di kedalaman 870 mbpl (meter bawah permukaan laut) dan diharapkan pemboran sumur ini akan dapat menambah produksi gas. Pada sumur-X diperkirakan dapat diproduksikan minyak dengan Qo 150 BOPD. Rencana profil lintasan sumur dan penempatan casing point dapat dilihat pada gambar 9 dan rencana profil sumur pada gambar 10. 4.2 Permasalahan Pemboran Konvensional Sumur-X Pada pemboran sumur Delineasi-X dengan menggunakan metode pemboran konvensional, terdapat permasalahan bawah permukaan yang dipaparkan sebagai berikut: a. Terjadi total loss circulation pada kedalaman 745.39 mMD/689.04 mTVD yaitu pada zona Parigi. Akibat terjadinya total loss ini, terindikasi juga adanya kick akibat berkurangnya kolom lumpur pada lubang bor yang seharusnya memberikan kesetimbangan gaya hidrostatik terhadap tekanan fluida formasi. Dilakukan spotting LCM yaitu Fracseal F, Fracseal M, CaCO3 F, CaCO3 M akan tetapi tidak berhasil. Kemudian ketika dilakukan pencabutan rangkaian drillstring, terjadi kick. Hal ini mengindikasikan bahwa terjadi efek swabbing (penyedotan) ketika dilakukan pencabutan rangkaian tersebut. Fluida kick terdeteksi banyak mengandung gas, seperti diketahui bahwa zona Parigi memang berpotensi besar dalam akumulasi gas. Gas yang sampai di permukaan kemudian dibakar di gas flare agar tidak membahayakan personel di lokasi pemboran. b. Setelah dilakukan upaya menciptakan suatu bridging di zona loss tersebut dengan menggunakan fracseal ternyata tidak berhasil, dilakukan upaya dengan memasukkan Diesel-M yang kemudian diikuti dengan
memasukkan BDO akan tetapi masih tidak berhasil. c. Terjadinya stuck pipe pada kedalaman 584.5596 m. Walaupun diberikan MOP 35-250 klbs, rangkaian tetep belum bisa bergerak. Karena sudah dilakukan beberapa kali usaha untuk menarik drillstring tidak berhasil, akhirnya dilakukan pemutusan rangkaian BHA (fishing operation). d. Setelah dilakukan fishing, terjadi total loss kembali, kemudian dilakukan kembali spotting LCM agar aliran tidak terus-menerus masuk ke formasi, berhasil. Kemudian dilakukan side tracking dengan melakukan proses plug back cementing terlebih dahulu yang berakibat pada perubahan trajektori dari yang direncanakan. e. Setelah masalah-masalah dari hole problem tersebut terselesaikan, dilakukan pergantian rencana yaitu dilakukan setting dari casing intermediate 13-3/8” lebih dangkal. Casing ini direncanakan duduk pada kedalaman 1079 m (3539,1 ft). Akan tetapi akibat hole problem ini begitu rumitnya, actual setting dari casing ini dilakukan pada kedalaman 698 m. Hal ini tentunya akan menurunkan produktivitas sumur ini nantinya. Dengan adanya pen-setting-an casing 13-3/8” lebih awal, akan dilakukan penambahan trayek casing untuk kedalaman berikutnya sehingga direncanakan casing akhir adalah sebesar 4½” yang artinya tubing yang dapat dimasukkan akan semakin kecil dan akan menyulitkan operasi-operasi lifting nantinya. (gambar 11) 4.3 Perencanaan Casing Directional Drilling Pada Sumur-X Untuk merancang pemboran sumur-X dengan menggunakan metode casing drilling, maka dibutuhkan data-data baik dari data lapangan, data literatur maupun rule of thumb yang telah berlaku di dunia perminyakan. Data yang dibutuhkan yaitu data desain trajektori sumur dan desain casing sebelumnya baik data mekanikal maupun data hidrolika saat running casing tersebut.
8
4.3.1 Data Trajektori Pemboran sumur-X yang akan dibor dengan menggunakan metode casing directional drilling ini tetap menggunakan trajektori yang telah dirancang untuk digunakan dalam pemboran dengan menggunakan metode konvensional. Hal ini dikarenakan pembuatan trajektori lama sudah melalui pertimbangan bukan hanya dari segi teknik pemboran tetapi juga sudah mencakup dari segi geologi seperti penempatan titik KOP yang harus berada pada zona batuan keras dan lain-lain. Akan tetapi, jika ternyata lintasan yang diberikan tidak memenuhi syarat menurut teknik pemboran seperti drag dan torsi yang dialami terlalu besar hingga mencapai batas kemampuan baik dari casing dan koneksi serta spesifikasi rig, maka akan dilakukan pendesainan ulang lintasan pemboran berdasarkan teknik pemboran. Rekomendasi trajektori itu pun harus diteliti lagi berdasarkan keadaan geologi yang ada. Desain lintasan prmboran ini dapat dilihat pada gambar 9 4.3.2 Data Mekanikal dan Hidrolika Data mekanikal diperlukan baik pada desain casing, hidrolika maupun pada pemilihan rig. Adapun yang termasuk kedalam data mekanikal adalah: spesifikasi casing, koneksikoneksi seperti BTC, stabilizer/centralizer maupun spesifikasi rig yang digunakan pada pemboran konvensional yang akan dicobakan kelayakannya untuk pemboran dengan menggunakan metode casing drilling. Data hidrolika dibutuhkan untuk menentukan kecepatan minimum hingga penentuan daya pompa. Tabel 2 berisi data mekanikal dan hidrolika yang didapatkan dari percobaan Moore, Larsen, Peden, dan Rudi Rubiandini. 5. Hasil dan Pembahasan 5.1 Desain Trajektori Bentuk desain trajektori sumur-X merupakan sumur S-type atau return to vertical. Build up rate (BUR) pertama sebesar 3°/100 ft digunakan untuk membangun sudut arah sehingga dapat mencapai sudut tangen sebesar
36,88° yang akan kembali menuju sudut 0° melalui drop rate sebesar 2°/100 ft. Titik KOP dipilih pada kedalaman 230 m (754,4 ft) yang berada pada zona formasi Cisubuh. Formasi ini secara geologi merupakan zona endapan sedimen klastik serpih, batu lempung, dan batupasir yang di beberapa tempat terbatas terdapat juga endapan batu lempung tipis. Formasi ini tepat berada diatas fomasi Parigi. Titik KOP dipilih pada formasi cisubuh ini karena alasan kekuatan batuan dimana pada formasi tersebut batuannya cukup kokoh dan yang terpenting diprediksi tidak terjadi loss circulation yang akan menyebabkan sulitnya proses pembelokan sumur. Faktor ini juga yang menyebabkan titik KOP tersebut dipertimbangkan untuk tidak terlalu dekat dengan zona Parigi yang terkenal dari pengalaman-pengalaman pemboran sebelumnya merupakan zona yang rentan terjadi loss. Selain karena pertimbangan kekuatan batuan sebagai penopang untuk melakukan pembelokan sumur, alasan konfigurasi sumur juga termasuk pertimbangan penentuan titik KOP tersebut. Pada sumur S-type, digunakan titik KOP yang rendah adalah agar build up dan drop rate yang digunakan tidak terlalu besar sehingga drag dan torsi nantinya juga tidak terlalu besar. Kedalaman KOP sangat menentukan besarnya gaya dorong yang diperlukan untuk melakukan operasi pemboran. Dari permukaan hingga KOP sumur berada pada kondisi vertikal. Pada kondisi ini diasumsikan tidak terjadi beban drag dan torsi. Gaya yang dominan pada section ini adalah gaya berat dari rangkaian pipa. 5.2 Desain Casing Parameter-parameter yang perlu ditentukan agar dapat diperoleh desain casing yang optimum yaitu kondisi di mana desain casing cukup untuk menanggung beban gaya-gaya yang bekerja padanya untuk melakukan pemboran dan biaya yang diperlukan untuk rangkaian casing tersebut adalah minimum. Dengan mengetahui parameter desain casing sebagai drillstring pada metode casing drilling yang mempengaruhi beban torsi dan 9
drag, maka dapat ditentukan konfigurasi casing string dalam hal:
kelayakan
a. Beban torsi total < 0,9 x torsional strength casing string yang telah menggunakan MLT TM Rings. Selain itu, harus dipastikan juga bahwa beban torsi total juga lebih kecil dari rig torque limit (rotating system), kekuatan torsi pada sambungan, dan kekuatan torsi pada bagian pipa yang tipis. b. Beban hookload + MOP < 0,9 x Yield strength casing. Analisis ini dilakukan saat pengangkatan rangkaian (pick up). Hal tersebut bertujuan untuk mencegah putusnya pipa selama proses pemboran. c. Gaya dorong > Gaya yang harus didorong (downdrag). Bila gaya dorong dari suatu casing string kurang dari downdrag, maka pemboran dapat terhenti karena ketidakmampuan casing string untuk melawan gaya gesek dan menembus lapisan batuan dengan WOB tertentu. d. Fcritical > FA-EOC Dalam analisis buckling, harus dipastikan bahwa beban kompresi pada proses drilling lebih kecil daripada maximum axial load yang boleh diderita oleh pipa. Hal tersebut bertujuan untuk mencegah tertekuknya pipa (buckling) selama pemboran. Desain Casing 9-5/8” dan Liner 7” Casing 9-5/8” pada sumur-X ini akan ditentukan kelayakannya oleh beberapa parameter berikut: a. Beban Torsi Torsional strength N-80 yang diestimasi oleh Tesco memiliki harga 9630 lb-ft (0,9.Torsional strength (TS) = 8667 lb-ft). Akan tetapi, memiliki harga total torsi maksimum akibat adanya instalasi MLT TM torque rings menjadi sebesar 39620 lb-ft (0,9 TS = 35658 lbft). Gambar 13 yang memperlihatkan grafik MD Vs torsi pada berbagai faktor friksi memperlihatkan bahwa casing grade N-80 tidak layak untuk digunakan pada pemboran sumur ini jika sifat pelumasan lumpur pemboran tidak
baik. Diperlukan lumpur yang menjaga faktor friksi lebih kecil dari 0,2 (biasanya digunakan OBM untuk mencapai harga friksi serendah ini). Dengan adanya penggunaan MLT TM rings pada koneksi BTC casing menyebabkan peningkatan torsional strength casing sehingga casing N-80 dapat dengan aman digunakan untuk pemboran casing drilling walaupun faktor friksi sangat besar yaitu melebihi 0,5. Pada gambar 13 juga dapat terlihat bahwa kapasitas torsi yang dapat dibangun oleh top drive memiliki harga yang lebih besar dari kemungkinan beban torsi total berbagai friksi sehingga pemboran aman untuk dilakukan dengan rotating system yang kita gunakan. Pemilihan stabilizer juga diperlukan suatu analisis terhadap beban torsi. Gambar 14 memperlihatkan hal tersebut. Terlihat bahwa stabilizern K-55 hanya bisa digunakan pada sifat pelumasan lumpur (OBM) yang sangat baik agar tidak terjadi kerusakan jika diputar. Sementara stabilizer N-80 dan C-95 dapat digunakan jika lumpur merupakan WBM. Sebenarnya penggunaan dua stabilizer ini sudah memuaskan, tetapi jika diperlukan keamanan dari kerusakan maka diperlukan stabillizer P-110 43,5 ppf agar dapat melebihi seluruh beban torsional setiap friksi. Begitu halnya dengan Torsi pada liner 7”. Dari gambar 15 terlihat bahwa penggunaan liner 7” yang menggunakan MLTTM torque rings akan dapat menghadapi beban torsi setiap keadaan faktor friksi. Pada gambar tersebut juga terlihat bahwa seluruh drillpipe yang digunakan untuk membawa liner ketika melakukan pemboran, dapat digunakan seluruhnya. Oleh karenanya, untuk menghemat biaya pemboran, digunakanlah drillpipe jenis E karena paling ekonomis. Dalam pemilihan stabilizer, direkomendasikan penggunaan stabilizer jenis N-80 selain karena diyakini cukup kuat untuk menghadapi beban torsi, juga ekonomis.(gambar 16)
10
b. Beban Hookload Beban hookload terbesar pada pemboran casing drilling adalah pada saat dilakukan pick up. Casing diangkat ketika terjadi indikasi stuck pipe. Perlu diingat bahwa pada casing drilling, jika casing terindikasi stuck, tidak diperlukan pengangkatan rangkaian hingga ke permukaan melainkan hanya usaha pencabutan hingga kirakira mencapai beban hookload maksimum rig yang boleh dicapai. Jika ternyata masih belum terangkat atau benar-benar terjadi stuck, maka rangkaian hanya dibiarkan berada pada lubang dan langsung disemen. Perhitungan hookload casing ini dihitung secara segmental dari casing paling ujung bawah hingga ujung atas dengan yang paling banyak menerima beban adalah pada casing bagian paling atas. Melalui perhitungan per kedalaman seperti terlihat pada gambar 17, hookload yang terjadi sangat besar jika dibandingkan yang biasa terjadi pada sistem konvensional. Hal ini dikarenakan oleh berat dan diameter luar casing yang jauh lebih besar dari drillpipe pada umumnya. Hal yang paling menjadi perhatian adalah pada casing bagian paling atas. Terlihat bahwa harga maksimum hookload pada friksi tertinggi masih dapat ditanggulangi oleh 0,9. Body yield strength dari casing N-80 40 ppf yang digunakan (824400 lb).
pada tabel 4 memperihatkan bahwa gaya dorong (83160,69 lb) dapat menghadapi seluruh gesekan yang terjadi selama pemboran pada berbagai harga faktor friksi. d.Buckling Perhitungan buckling dilakukan pada daerah lateral yang lurus yang dalam hal ini merupakan interval tangen. Interval vertikal dibiarkan dalam keadaan tension agar tidak terjadi buckling, sementara vertikal setelah drop section dipastikan terjadi buckling sehingga diperlukan stabilisasi oleh stabilizer yang dapat “memegang” casing tetap pada tengah lubang sehingga dapat mengurangi kerusakan akibat terjadi buckling ini.
Pada penggunaa liner 7” juga terlihat bahwa hookload yang terjadi juga sangat besar. Akan tetapi harga hookload maksimum yang terjadi masih dapat ditanggulangi dengan penggunaan liner N-80 26 ppf yang memiliki 0,9.body yield strength sebesar 60400 lb dan drillpipe E yang digunakan sebesar 295265 lb.
Melalui perhitungan dengan menggunakan persamaan untuk buckling, didapatkan hasil harga maksimum aksial load yang diperboleh agar tidak terjadi buckling adalah 174745 lb dimana untuk setiap gaya axial yang bekerja saat pemboran dilakukan dinyatakan aman dari terjadinya buckling tersebut. Pada tabel 5 terlihat bahwa untuk setiap harga friksi pada pemboran casing 9-5/8” dapat dilakukan pemboran tanpa terjadinya buckling dan pada tabel 6 terlihat bahwa pada pemboran liner 7” akan terjadi kegagalan pemboran jika digunakan lumpur dengan sifat pelumasan yang kurang baik karena melebihi buckling kritisnya (48770 lb). Selain karena buckling kritis tersebut terlampaui pada friksi lebih dari 0,33, pengunaan OBM sangat dianjurkan karena pemboran liner tersebut adalah pada zona produktif sehingga akan menyebabkan kerusakan formasi jika digunakan WBM sebagai lumpur pemboran pada hole section tersebut.
c. Gaya dorong
5.3 Hidrolika
Perhitungan downdrag juga secara segmental dari ujung bawah ke ujung atas casing. Akan tetapi karena pada interval vertikal dianggap tidak terdapat friksi, maka gaya yang harus didorong adalah sama dengan gaya pada KOP (FKOP). Tabel 3 menunjukkan bahwa gaya dorong (158237,35 lb) yang berasal dari berat yang dimiliki rangkaian casing mencukupi untuk melakukan pemboran karena lebih besar dari FKOP pada setiap harga faktor friksi. Sedangkan
Pada perhitungan desain hidrolika, digunakan kecepatan putaran pipa 120 RPM. Dari gambar 19 dan 20, 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 11
D
= Drag pada lubang lurus vertical atau tangent (lbf) DB = Drag pada phase build rate (lbf) DH = Diameter lubang bor (in) DTJ = Diameter Tool Joint (in) Fo = Beban kompresi di EOC (lb) I = Moment inersia (in4) ID = Diameter dalam pipa (in) K = Konstanta perhitungan (lb) L = panjang pipa (ft) Mw = Densitas lumpur (ppg) OD = Diameter luar tool joint atau collar (in) Qmin = Rate minimum lumpur (gpm) R =Jari-jari bagian pertambahan sudut (ft) T = Torsi friksi pada sumur miring (ftlbf) TB =Torsi friksi pada bagian pertambahan sudut (ft-lbf) Wa = Berat pipa di udara (lb/ft) Wm = Berat pipa dalam lumpur (lb/ft) = Koefisien friksi/gesekan = Sudut kemiringan sumur (derajat)
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 memberikan rate minimum (Qmin) antara 669,89 - 975,99 gpm untuk pemboran dengan casing 9-5/8” dan 457,6 – 604,98 gpm untuk pemboran liner 7” (lihat tabel 7 dan 8). 5.4 Spesifikasi Rig minimum Dari hasil pengolahan data, dapat disimpulkan mengenai spesifikasi rig minimum untuk tiap skenario pemboran seperti yang ditunjukan tabel 9 pada berbagai perhitungan spesifikasi rig sesuai dengan yang telah dijelaskan sebelumnya. Dari tabel tersebut dapat disimpulkan bahwa spesifikasi rig baik yang dibutuhkan ketika running casing 9-5/8” maupun liner 7” dapat dipenuhi oleh spesifikasi rig yang direkomendasikan sebelumnya yang digunakan pada pemboran konvensional pada sumur-X sebelumnya. Kesimpulan 1. Casing directional drilling dapat diterapkan pada sumur-X untuk mengurangi biaya operasional dan masalah pemboran 2. Desain casing rekomendasi pada sumur-X dapat memenuhi kebutuhan digunakannya casing sebagai drillstring pada operasi casing drilling 3. Spesifikasi rig minimum untuk dapat melakukan pemboran dengan casing drilling pada sumur-X dapat dipenuhi oleh spesifikasi rig sebelumnya.
DAFTAR SIMBOL Aannulus As BF BL
= Luas area annulus (inch2) = Luas penampang pipa (in2) = Gaya apung (psi) =Beban minimum penyebab tertekuknya pipa (lbs)
DAFTAR PUSTAKA 1. 2.
3. 4. 5.
6.
Rabia, H., Well Engineering & Construction. Raksagati, S., “Well Drillability – Horizontal Well Torque And Drag Prediction And Its Application For Erd Wells”, Final Thesis, Petroleum Engineering Department, ITB, Bandung, 2008. Rubiandini, R.R.S., Diktat Kuliah TM-2231 Teknik Operasi Pemboran, Penerbit ITB, Bandung, 2004. Rubiandini, R.R.S., Diktat Kuliah TM-4021 Teknik Pemboran Modern, Penerbit ITB, Bandung, 2009. Rubiandini, R.R.S., Mucharam, L., Dimas Y.S., Darmawan, A., “Extended Reach Drilling (ERD) Design In Deepwater Application”, SPE115286-PP, IADC/SPE Asia Pacific Drilling 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.
12
LAMPIRAN
Gambar 4. Ilustrasi torsi pada lubang lurus
Gambar 1. Penerapan Casing Drilling
Gambar 2. Mekanisme “Smear effect”
Gambar 3. Peralatan bawah permukaan Casing drilling system jenis Retrievable assembly
Gambar 5. Ilustrasi torsi pada lubang lengkung
Gambar 6. Ilustrasi Drag lubang lurus
Gambar 6. Ilustrasi Compressive Drag pada lubang melengkung
Gambar 6. Ilustrasi Tensile Drag pada lubang melengkung
Gambar 7. Ilustrasi Buckling
Input : Cconc-m , n, K, Dh,OD, ρ, ρs,dcut,ROP
ROP
Vcut 36 1
OD pipe Dh
2
Cconc
Asumsi Vslip1 = 0.01
m
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 8. Diagram Alir Perhitungan Vslip Metode Moore
Gambar 9. Rencana Profil Lintasan Sumur Dan Penempatan Casing Point
Gambar 10. Rencana Profil Sumur
Gambar 11. Perubahan rencana Casing Setting Point
Gambar 12. Grafik Lama Waktu Pemboran VS Kedalaman
Gambar 13. Grafik MD Vs Torsi untuk casing 9-5/8”
Gambar 14. Grafik MD Vs Torsi casing 9-5/8” dalam pemilihan stabilizer
Gambar 11. Grafik MD Vs Torsi untuk liner 7”
Gambar 15. Grafik MD Vs Torsi untuk Liner 7”
Gambar 16. Grafik MD Vs Torsi Liner 7” dalam pemilihan stabilizer
Gambar 17. Grafik MD Vs Hookload untuk Pick up casing 9-5/8”
Gambar 18. Grafik MD Vs Hookload untuk Pick up Liner 7”
Gambar 19. Grafik RPM Vs Qmin saat pemboran menggunakan casing 9-5/8”
Gambar 20. Grafik RPM Vs Qmin saat pemboran menggunakan liner 7”
Tabel 1. Data Trajektori Sumur-X Titik Kedalaman
MD (m)
Inklinasi (derajat)
Azimuth (derajat)
TVD (m)
North (m)
East (m)
Spud KOP EOB EOT EOD TD
0 230 598,8 1598,8 2152 2794,29
0 0 36,88 36,88 0 0
0 0 49,76 49,76 0 0
0 230 573,66 1373,75 1889,53 2531,82
0 0 74,06 461,75 572,85 572,85
0 0 87,52 545,63 676,91 676,91
Dogleg Toolface (derajat) (derajat) 0 0 3 0 2 0
0 0 49,76 0 180 0
Vsec 0 0 114,65 714,79 886,77 886,77
Tabel 2. Data Mekanikal dan Hidrolika OD Casing Grade Nominal Weight Wall Thickness Estimated Torque (no rings) Boost Torque(with MLT TM Ring) Total Torque Body Yield Strenght connection OD Coupling
Section Lubang 12 ¼” 9 5/8" inch Parameter Hidrolika N-80 Mud Weight 8,91-9,58 ppg 40 ppf RPM 120 0,395 inch PV 5 - 12 cps lbf-ft 9630 YP 10 - 30 lb/100ft 29990 lbf-ft ROP 100 ft/hr 39620 lbf-ft Pmax pompa 7500 psi 916000 lbf Diameter cutting 1,24 inch @ Peden BTC Densitas Cutting 21 ppg @ Larsen 10,625 inch Konsentrasi Cutting 2-5 %
OD Liner Grade Nominal Weight Wall Thickness Estimated Torque (no rings) boost Torque(with MLT TM Ring) Total Torque Body Yield Strenght connection OD Coupling
Section Lubang 8 ½” 7" inch Parameter Hidrolika N-80 Mud Weight 9,58 - 10 Ppg 26 ppf RPM 120 0,362 inch PV 5 – 13 Cps lbf-ft 7000 YP 10 - 25 lb/100ft 14080 lbf-ft ROP 100 ft/hr 21080 lbf-ft Pmax pompa 7500 Psi 604000 lbf Diameter cutting 1,24 inch @ Peden BTC Densitas Cutting 21 ppg @ Larsen 7,656 inch Konsentrasi Cutting 2-5 %
DP OD OD Tool Joint ID Nominal Weight Torsional Tensile
Drillpipe untuk running Liner 7” Baru 5 inch 6,5 inch 4,4 inch 16,25 lbm E X-95 G-105 35044 44389 49062 328073 415559 459302
Parameter Batas Hookload Limit 400000 Hoisting Limit 500000 WOB 30000 Critical Buckling 373500 MOP 50000
S-135 63079 590531
lbf-ft lbf-ft
lbf lbf lbf lbf lbf
Rig Block Weight TDD Weight Crownblock Weight Hoisting Speed Transmission Efficiency Mechanical Efficiency Block Efficiency Lines
22500 12300 15000 30 90 82 85 12
lbf lbf lbf ft/menit % % %
Tabel 3. Gaya yang harus didorong pada pemboran casing 9-5/8” Parameter
µ = 0,1
µ = 0,2
µ = 0,33
µ = 0,4
µ = 0,5
FKOP
48941,76
59792,98
73943,02
81582,64
92521,08
Ket.
Aman
Aman
Aman
Aman
Aman
Tabel 4. Gaya yang harus didorong pada pemboran liner 7” Parameter
µ = 0,1
µ = 0,2
µ = 0,33
µ = 0,4
µ = 0,5
FKOP
38273,38
47441,32
60776,26
68655,18
80803,84
Ket.
Aman
Aman
Aman
Aman
Aman
Tabel 5. Harga FEOC berbagai friksi pada pemboran casing 9-5/8” Parameter
µ = 0,1
µ = 0,2
µ = 0,33
µ = 0,4
µ = 0,5
FEOC
48941,76
59792,98
73943,02
81582,64
92521,08
Ket.
Aman
Aman
Aman
Aman
Aman
Tabel 6. Harga FEOC berbagai friksi pada pemboran casing 9-5/8” Parameter
µ = 0,1
µ = 0,2
µ = 0,33
µ = 0,4
µ = 0,5
FEOC
38273,38
47441,32
60776,26
68655,18
80803,84
Ket.
Aman
Aman
Tidak Aman
Tidak Aman
Tidak Aman
Tabel 7. Parameter Hidrolika Vs cutting concentration untuk casing9-5/8” Ccon (%)
Vcut (ft/s)
Vslip (ft/s)
Vmin (ft/min)
Qmin (gpm)
2
3,6296
1,8716
416,62
975,99
3
2,4198
1,8716
344,03
805,94
4
1,8148
1,8716
307,73
720,91
5
1,4519
1,8716
285,95
669,89
Tabel 8. Parameter Hidrolika Vs cutting concentration untuk liner 7” Ccon (%) 2 3 4 5
Vcut (ft/s) 2,1237 1,416 1,062 0,8495
Vslip (ft/s) 1,8716 1,8716 1,8716 1,8716
Vmin (ft/min) 313,84 271,36 250,13 237,38
Qmin (gpm) 604,98 523,1 482,16 457,6
Tabel 9. Spesifikasi Rig Minimum dan Batasannya Parameter Hookload (lbs) Drawwork (HP) Daya Pompa (HP)
Casing 9-5/8”
Liner 7”
465324 475,48 2931,26
320627 322,70 2002,33
Parameter batas 500000 1000 -
