PENGARUH BUR DAN BUILD CURVE PADA DESAIN UNIT SNUBBING RIG UNTUK PEMBORAN HORIZONTAL (STUDI KASUS SUMUR X-01)

PENGARUH BUR DAN BUILD CURVE PADA DESAIN UNIT SNUBBING RIG UNTUK PEMBORAN HORIZONTAL (STUDI KASUS SUMUR X-01)

TUGAS AKHIR Oleh: ANGGI PUTRA YANSE NIM 12206025

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2011

PENGARUH BUR DAN BUILD CURVE PADA DESAIN UNIT SNUBBING RIG UNTUK PEMBORAN HORIZONTAL (STUDI KASUS SUMUR X-01)

TUGAS AKHIR Oleh: ANGGI PUTRA YANSE NIM 12206025

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan Institut Teknologi Bandung

Disetujui oleh: Dosen Pembimbing Tugas Akhir, Tanggal…………………………….

Prof. Dr. Ing. Rudi Rubiandini R. S. NIP 196202091986011001

PENGARUH BUR DAN BUILD CURVE PADA DESAIN UNIT SNUBBING RIG UNTUK PEMBORAN HORIZONTAL (STUDI KASUS SUMUR X-01) Oleh Anggi Putra Yanse* Prof. Dr.ing. Ir. Rudi Rubiandini R.S** Sari Pemboran menggunakan unit snubbing rig terbatas pada pemboran dangkal dan diameter lubang bor yang kecil. Oleh karena itu unit snubbing rig sangat cocok digunakan untuk pemboran horizontal re-entries atau sidetracking pada sumur yang tidak terlalu dalam. Beban Hookload, Slack-Off, dan torsi menjadi kriteria utama dalam desain unit snubbing rig pada operasi pemboran. Beban hookload, Slack-Off, dan torsi tergantung dari besaran drag dan torsi yang terjadi akibat gesekan antara drillstring dan formasi. Sumur X-01 merupakan sumur vertikal pada lapangan X yang akan dilakukan pemboran horizontal re-entries dengan membuat bagian horizontal pada kedalaman 1700 m. Penggunaan unit snubbing rig pada pemboran sumur ini cukup ideal karena target tidak terlalu dalam dan sebatas hanya pemboran re-entries. Dalam Studi ini dilakukan perencanaan trajektori sumur X-01 dengan merubah-ubah besaran BUR dan build curve sehingga dapat ditentukan unit snubbing rig yang digunakan pada besaran BUR dan build curve yang berbeda. Kriteria yang didesain adalah hookload, Slack-off, dan torsi. Perhitungan dimulai dengan mendesain trajektori pada BUR dan build curve yang berbeda, penentuan drag dan torsi, yang akhirnya mendesain unit snubbing rig. Hasil studi menunjukkan sumur X-01 dibor dengan menggunakan unit hydraulic snubbing rig jenis HRS 225 yang mampu menyediakan beban hookload hingga 235000 Lbf, beban slack-Off 120000 Lbf dan torsi maksimum 7000 Lbf-ft. kenaikkan BUR menunjukkan penurunan beban hookload, Slack-Off, dan torsi secara polynomial. Kenaikkan BUR hingga diatas 100/100 ft memberikan pengaruh yang sangat kecil terhadap penurunan beban hookload, slack-off, dan torsi. Kata kunci: Unit snubbing rig, BUR, build curve design, hookload, Slack-Off, torsi Abstract Drilling Operation using snubbing unit rig is limited to shallow drilling and small diameter hole. Therefore snubbing unit rig is suitable for horizontal re-entries drilling or sidetracking of wells that are not too deep. Hookload, slackOff, and torque are main criteria in the design of snubbing unit rig for drilling operation. Those criteria depending on the amount of drag and torque result from friction between drillstring and formation. X-01 well is vertical well in X field that will be drilled for horizontal re-entries by make horizontal section at a depth of 1700m. The use of snubbing unit rig on this drilling operation is ideal because the target is not too deep and just reentries drilling. In this study was conducted trajectory planning of X-01 well by changing BUR and build curve so that it can be determined snubbing unit that are used in different BUR and build curve. The criteria that be designed is hookload, slack-off and torque. The calculation starts with designing well trajectory at different BUR and Build Curve, determination of drag and torque, and finally designing the hydraulic snubbing unit rig. The study shows the X-01 well was drilled by HRS 225 hydraulic snubbing unit rig type which can provide hookload up to 235,000 Lbf, slack-off 120000 Lbf and maximum torque of 7000 Lbf-ft. BUR increase indicates a decrease hookload, slack-off, and torque is polynomial. BUR increase up to over 10 0/100ft gives a very small effect on the decline of hookload, slack-off, and torque. Keywords: Snubbing unit rig, BUR, build curve design, hookload, slack-off, torque. *) **)

Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung

Anggi Putra Yanse, 12206025, Semester II 2010-2011 1

1. PENDAHULUAN 1.1. Latar Belakang Unit snubbing dapat melakukan banyak pekerjaan sumur seperti light workover dan heavy workover. Unit Snubbing juga dapat menjadi alternatif pengganti drilling rig dalam melakukan pemboran. Menurut Hudgon3) unit snubbing rig hanya terbatas untuk melakukan pemboran sumur yang dangkal dan diameter lubang dibawah 10 ¾ inch . Oleh karena itu unit snubbing rig sangat cocok digunakan dalam pemboran re-entries atau sidetracking. Desain snubbing rig perlu dilakukan sebelum pekerjaan pemboran agar dapat diketahui unit snubbing rig yang akan digunakan berdasarkan nilai beban hookload, slack-off, dan torsi. Selain itu nilai beban hookload, slack-off dan torsi perlu didesain hingga sekecil mungkin dengan mendesain trajektori sumur re-entries yang baru. Desain trajektori ini dengan merubah-ubah parameter Build Up Rate (BUR) dan build curve yang dipakai. Oleh karena itu dapat dilhat apakah besaran BUR dan desain build curve berpengaruh pada penentuan unit snubbing rig yang digunakan. 1.2. Tujuan Tujuan dari pembuatan karya tulis ini adalah melihat pengaruh BUR dan build curve terhadap desain unit snubbing rig dan menentukan grade drillpipe dan unit snubbing rig yang akan dipakai pada pemboran horizontal re-entries sumur X-01. 2. TEORI DASAR 2.1. Pemboran Horizontal Re-entries Sasaran utama pemboran sumur horizontal re-entries, yaitu untuk memperpanjang penembusan zona produktif atau dengan kata lain untuk memperluas daerah pengurasan suatu sumur. Tujuan dari pemboran horizontal re-entries, adalah2: Meningkatkan Laju Produksi dan tingkat recovery • Mengontrol terjadinya gas dan water conning • Mengurangi jumlah sumur pengembangan • Meningkatkan operasi Enhanced Oil recovery 2.1.1. Pembentukkan Bagian Pertambahan Sudut (Build Curve Penggambaran bagian pertambahan sudut dilakukan dengan metoda radius of curvarture6). Metoda ini menganggap segmen-segmen lubang bor berupa suatu lingkaran yang menyinggung dua titik survey yang mempunyai sudut kemiringan tertentu.

Tipe-tipe bagian pertambahan sudut dapat didesain dengan beberapa cara tergantung dari kemampuan peralatan yang akan digunakan. Desain pembentukkan build curve6) sendiri diantaranya: •

•

•

•

•

Single Build Curve :cara pembentukkan build up rate (BUR) dengan satu jari-jari kelengkungan dan BUR yang konstan. Simple tangent build curve : cara pembentukan bagian pertambahan sudut dengan membentuk bagian tangensial (kemiringan konstan) diantara lengkungan pertama dan kedua dengan laju pertambahan sudut dan jari-jari kelengkungan yang sama.melalui Complex Tangent Build Curve : suatu cara pembentukan bagian pertambahan sudut yang hampir sama dengan metoda Simple Tangent Build Curve tetapi pada tipe ini laju pertambahan sudut dan jari-jari lengkungan lubang bor fase pertama dan kedua besarnya berbeda Ideal build curve : metoda pembentukan daerah pertambahan sudut dengan menggunakan satu lengkungan yang mulus tetapi dengan laju pertambahan sudut dan jari kelengkungan sumur yang berbeda. End Build Curve : Build up rate (BUR) akhir yang harus dilakukan untuk dapat mencapai posisi target dengan toleransi yang diijinkan

2.1.2. Pembentukan Build Up Rate (BUR) Pengaturan sudut kemiringan dan sudut arah dapat dilakukan dengan mengatur atau mengkombinasikan rangkaian bottom hole assembly (BHA). Pengaturan ini termasuk antara lain mengatur titik kontak, mengatur posisi motor dan stabilizer serta besar sudut bent-housing dan bent-sub, memilih ukuran dan kekakuan drill collar yang tertentu, mengatur WOB dan RPM, mengatur jarak stabilizer pertama dan kedua, sehingga memberikan efek pada pembentukan besar build rate yang ingin dicapai.

•

2.2. Beban Drag dan Torsi Dalam perencanaan rangkaian drillstring harus mempertimbangkan beban drag, torsi (Gambar 1) dan kemungkinan bengkoknya drillstring karena tertekuknya drillstring yang akhirnya menyebabkan beban drag semakin besar serta apabila critical buckling force telah melebihi kekuatan yield rangkaian pipa yang digunakan, maka pipa tersebut akan patah.


Memperpanjang sumur horizontal yang sudah ada. • Pemboran vertikal pada dan dibawah zona lost circulation • Memperdalam sumur vertikal yang sudah ada dan memperbesar diameter sumur dengan menggunakan reamer.. • Untuk sumur-sumur slimhol, baik eksplorasi maupun produksi. Selain aplikasi pemboran diatas, unit snubbing (hydraulic workover unit) juga dapat dikombinasikan dengan rig konvensional untuk pekerjaan pemboran sumur yang baru dan pekerjaan penyelesaian sumur3, seperti: •

Gambar 1. Model Drag and Torsi Drag dan torsi terjadi pada bagian tangent (sudut konstant), bagian pertambahan sudut (build up dan drop off) dan pada bagian horizontal. Drag yang dialami pipa dapat dibagi menjadi dua jenis, yaitu drag yang dialami saat pipa ditarik disebut tensile drag dan drag yang dialami saat pipa didorong disebut dengan compressive drag. Torsi disebabkan oleh adanya gesekan antara pipa dengan lubang sumur. Beban torsi didefinisikan sebagai perkalian antara gaya dan jari-jari atau jarak gaya tersebut yang dihitung tegak lurus dengan arah gaya yang terjadi

• • •

Pemasangan casing atau Liner 7” dan 4.5” Pemasangan tubing Pemboran untuk lubang yang berdiamater lebih kecil.

2.3.2. Unit Snubbing Rig

2.3. Buckling Buckling merupakan peristiwa tertekuknya pipa pemboran. Ini disebabkan karena beban aksial kompresif yang diberikan kepada pipa melebihi daripada buckling load pipa. Buckling sering terjadi pada pemboran horizontal atau pemboran berarah. Perkiraan gaya torsi dan drag untuk suatu sumur horizontal mengasumsikan bahwa tidak terjadi tekukan pada pipa. 2.3. Penggunaan Unit Snubbing Rig Dalam Operasi Pemboran 2.3.1. Aplikasi Pemboran Snubbing Unit Rig Pemboran Snubbing unit rig sangat potensial untuk diaplikasikan pada: •

•

•

•

Horizontal re-entries dari sumur vertikal yang sudah ada untuk meningkatkan produktivitas sumur dan mengurangi gas atau water coning. Horizontal re-entries dari sumur vertikal yang sudah ada untuk membentuk lagi pola pengurasan dari aliran radial ke linier pada proyek-proyek waterflood dan EOR. Horizontal re-entries dari sumur vertikal yang sudah ada untuk tujuan eksplorasi dan evaluasi formasi. Directional re-entries dari sumur vertikal yang sudah ada untuk mencapai reservoir yang heterogen.

Gambar 2. Unit Snubing Rig


Unit snubbing dibagi menjadi 5 sistem utama dan unit-unit pendukung lainnya, yaitu: • Sistem Pengangkatan (Hoisting System) Sistem ini berfungsi untuk menggerakkan pipa sehingga memungkinan pipa untuk dimasukkan ke dalam sumur (running in) atau dikeluarkan dari dalam sumur (pulling out). Pergerakan pipa ini disebabkan oleh jack unit yang bekerja dengan prinsip hidrolik. Secara lengkap bagian dari hoisting sistem ini diantaranya: Jack unit, traveling dan stationary snub/slip, working basket, gin pole, guide tube, stripper bowl, hanger flange, dan crane. • Sistem Pemutar (Rotary System) Sistem ini berfungsi untuk memberikan putaran kepada pipa saat proses-proses tertentu misalnya milling dan drill plug semen. Putaran kepada pipa diberikan oleh rotary table yang digerakkan oleh motor dengan tenaga hidrolik dan dapat memberikan putaran 1500 psia hingga 10000 psia. Torsi pada pipa terbatas, tergantung dari besaran torsional strength pipa yang dipakai, jika torsi melebihi batasan tersebut, maka digunakan Bottom Hole Assembly (BHA) yang memiliki Mud Downhole motor yang dipasang pada bagian bawah drillstring, sehingga rangkaian pipa tidak berputar namun hanya BHA saja yang berputar. • Sistem Pengontrol Tekanan (BOP System) Sistem ini berfungsi untuk mencegah semburan liar pada operasi snubbing yang bekerja pada sumur bertekanan. Sistem pengontrol tekanan ini terdiri dari:  Primary Well Control System berfungsi sebagai sistem utama dalam mengisolasi sumur dari tekanan dan mencegah blow out. Primary well control system terdiri dari stripper rubber, annular blow out preventer, back pressure valve (BVP)  Secondary Well Control System berfungsi untuk mengisolasi sumur dari tekanan dan mencegah blow out saat primary well control system tidak berfungsi atau dalam tahap perbaikan. Alat utama dalam secondary well control ialah Ram Blow Out Preventer yang terdiri dari Stripper ram, blind ram, shear ram, safety ram, slip ram, dan variable bor ram  Tertiary Well Control System berfungsi untuk mengisolasi sumur dari tekanan dan mencegah blow out saat primary well control system dan secondary well

control system tidak berfungsi atau dalam tahap perbaikan • Sistem sirkulasi (circulating System) Tujuan utama dalam sistem ini adalah untuk mengangkat cutting dan menahan tekanan formasi (kondisi overbalance) melalui fluida pemboran. Fluida ini akan dimasukkan melalui pipa, dan akan keluar melalui anulus antara tubing dan pipa macaroni. Selanjutnya fluida akan dialirkan keluar melalui killing valve di BOP lalu menuju ke reverse line untuk selanjutnya akan tersaring di tempat penampungan. Peralatan sistem sirkulasi meliputi: tangki penampungan, pompa, manifold, kill line valve, reverse line, gas buster, shale shaker, desander, dan desilter. • Power System Unit power di dalam snubbing unit berasal dari power pack. Power pack berfungsi untuk mengerakkan mesin-mesin yang digunakan pada snubbing, antara lain jack unit, rotary table, counter balance, slips, snubs, mixer (agitator) dan mengoperasikan BOP (Blow Out Preventer) melalui accumulator (koomey unit). Tekanan hidrolik yang yang dihasilkan diatur dengan unloading valve sampai pada tekanan yang diperlukan oleh masing-masing unit. 2.3.3.Jenis-jenis snubbing Snubbing unit dibedakan dalam 2 kelompok jika ditinjau dari sistem tenaga penggeraknya, yaitu: • Mechanical Snubbing/Conventional Snubbing Tipe ini dipasang pada unit drilling rig biasa bila diperluan snub job. Tenaga pendorong kebawah (snub) mempergunakan drawwork dan traveling block. • Hydraulic Snubbing Unit ini disebut juga Hydraulic Workover Unit (HWO). Tipe ini menggunakan tenaga penggerak hidrolik yang berasal dari power pack. Berdasaran kemampuan dalam mengangkat dan mendorong pipa, hydraulic snubbing dapat dibedakan menjadi beberapa jenis, yaitu: 75K, 150K, 225K, 340K, 400K, dan 600K. Angka-angka tersebut menunjukkan kemampuan hydraulic snubbing dalam mengangkat dan mendorong pipa yang dinyatakan dalam 103 Lbf. Tipe 150K hingga 225 K umumnya digunakan untuk operasi well intervention. Tipe 340K hingga 600K biasanya digunakan untuk operasi


workover dan pemboran. Untuk lebih lengkapnya dapat dilihat pada tabel 1 dan 2 pada lampiran. 2.3.4. Desain Unit Hydraulic Snubbing Rig Pergerakan pipa pada hydraulic snubbing disebabkan oleh jack unit yang bekerja dengan prinsip hidrolik1,3). Jack unit ini mempunyai silinder yang di dalamnya terdapat piston yang digerakkan oleh fluida hidrolik yang berasal dari power pack sehingga menyebabkan piston bergerak naik turun (dapat dilihat pada gambar 1 di lampiran). Gerakan piston dalam silinder ini menyebabkan jack unit dapat naik dan turun mengangkat dan mendorong rangkaian pipa ke dalam sumur. Gaya angkat (hookload) dan gaya dorong (snub force) dapat dihitung menggunakan rumus: Snub Force= 0.785 x (IDs2 - ODp2) x N x P............(1) Pulling Force = 0.785 x IDs2 x N x P.......................(2) Dalam proses pemilihan unit rig, ada tiga parameter yang akan diseleksi7 yaitu hookload, gaya dorong, dan torsi dari drillstring. Unit snubbing rig harus mampu memenuhi ketiga parameter tersebut agar dapat digunakan dalam pemboran suatu sumur. 3. METODOLOGI 3.1. Data Data yang digunakan pada studi kasus ini diambil dari salah satu sumur di lapangan x yaitu sumur X-01. Sumur X-01 merupakan sumur vertikal yang memproduksi minyak dengan kedalaman TVD = 1699.4 m dan MD = 1700 m. Sumur X-01 mempunyai Komplesi dual string dengan menggunakan tubing 3.5 inch dimana susunan casing yang digunakan ialah 20 - 13 3/8 – 9 5/8 Water coning telah terjadi pada sumur X-01, oleh karena itu agar sumur ini tetap dapat memproduksikan minyak sehingga dapat meningkatkan recovery factor lapangan ini, maka akan dilakukan pemboran sidetracking dan membuat sumur horizontal pada kedalaman 1700 meter dimana lubang baru akan dibuat dengan diameter 6 inch. Panjang Lateral diusahakan sepanjang mungkin, namun agar dapat secara efisien memproduksikan minyak, panjang horizontal dibatasi hingga 200 m. Pemboran dilakukan dengan membuat windows (pemotongan casing) dengan jalan melubangi casing 9 5/8 sebelum dilakukan pembelokan lubang sumur yang baru. Lubang baru ini akan dipasang liner diameter 4.5” dengan grade P-110 dan berat 15.1 Lb/ft. Data pemboran selengkapnya dapat dilihat pada tabel 1.

Anggi Putra Yanse, 12206025, Semester II 2010-2011

Tabel 1. Data Pemboran Sumur X-01 Wa DP 19.5 Lbm/ft Wa HWDP 49.3 Lbm/ft Wa DC 75 Lbm/ft Diameter Liner 4.5 In Wa Liner 15.1 Lbm/ft Ρ Fluida Sirkulasi 8.6 Ppg Friksi 0.33 WOB 5000 Lbf MOP 75000 Lbf Eff hydraulic fluid 0.85 Modulus Young Besi 3 x 107 Psi 3.2. Penentuan Trajektori Sumur Perumusan untuk bagian pertambahan sudut (build curve) yang digunakan menggunakan metode radius of curvature6), dengan rumus sebagai berikut ini: ....................................................................(3) ........................................(4) ...........................................(5) ..........................................................(6) Sedangkan pada bagian lubang tanpa pertambahan sudut digunakan metoda tangential6) dengan perumusan: .....................................................(7) ..........................................................(8) 3.3. Skenario Perencanaan Trajektori Skenario perencanaan trajektori sumur X-01 dengan menggunakan sensitivitas nilai BUR dan build curve design. Build curve design yang digunakan yaitu single build curve, simple tangent build curve, dan complex tangent build curve. Skenario perencanaan trajektori dapat dilihat di Tabel 3 pada lampiran, sedangkan contoh gambar trajektori sumur X-01 pada build curve design yang berbeda dapat dilihat pada gambar 1. 3.4. Penentuan Drag, Torsi dan Buckling. 3.4.1. Penentuan Drag Pada bagian horizontal dan kemiringan konstan drag dihitung dengan menggunakan persamaan: .............................................................(9) Sedangkan pada bagian pertambahan sudut, drag dihitung dengan menggunakan persamaan yang diturunkan oleh Rudi-Zumja4) dengan faktor friksi 0.33: pada compressive drag: Db = {Aθ2 + Bθ + C} x {WR}...............................(10)

5

Dengan, A= -4.10-6 (Fo/WR)2 + 3.10-5 (Fo/WR) + 5.10-5 B = 0.0056 (Fo/WR) – 0.0021 C = 0.0014 (Fo/WR) + 0.00125 dimana, Fo = Dh + WOB + BHA..........................(11) Pada tensile drag: Untuk, Fo/WR > 1 Db = {Aθ2 + Bθ + C} x {WR}...............................(12) Dengan, A = 2.10-5 (Fo/WR) – 5.10-5 B = 0.0056 (Fo/WR) + 0.0021 C = 0.0012 (Fo/WR) – 0.0127 Untuk, Fo/(WR) < 1 A =-2.10-5 (Fo/WR)2 – 4.10-5 (Fo/WR) + 3.10-5 B = 0.0059 (Fo/WR)2 + 0.0012 (Fo/WR) + 0.0009 C = -0.0388 (Fo/WR)2 + 0.0366 (Fo/WR) – 0.0097 Dimana, Fo = Dh + BHA........................................(13) 3.4.2. Penentuan Torsi Pada bagian horizontal dan kemiringan konstan torsi dihitung dengan persamaan: ..............................................(14)

TT =

Untuk sudut yang kemiringannya tidak 900 maka digunakan persamaan torsi yang telah diturunkan oleh Rudi-Zumja4), yaitu: Untuk Fo/(WR) > 0.5 Tb = {Aθ2 + Bθ + C} x {f OD WR}/12 ................(15) Dengan A = 0.0001 B = 0.0085 (Fo/WR) – 0.0085 C = -3.10-5 (Fo/WR)2 – 0.0001 (Fo/WR) + 0.0009 Untuk Fo/(WR) < 0.5 A = 8.10-5 (Fo/WR) + 3.10-5 B = -0.0049 (Fo/WR) + 0.0014 C = -0.0358 (Fo/WR)2 + 0.0418 (Fo/WR) – 0.0004 Dimana Fo = WOB 3.4.3. Buckling Penentuan buckling load untuk lubang miring dan horizontal dengan menggunakan rumus Dawson dan Paslay8) yang telah menurunkan persamaan untuk meramalkan terjadinya buckling, yaitu: Fc =

549

.................................(16) I =A s

..........................................................(17)

As = ID2).............................................(18)

0.7854(OD2-

3.5. Penentuan Beban Hookload, Slack-Off, dan Torsi drillstring dan Liner

Beban hookload, Slack-off, menggunakan persamaan5): Hookload =

torsi

dihitung

........................(19) Slack-Off = .............................................(20) Torsi =

........................................(21)

3.6. Penentuan Unit Snubing Rig Dalam studi kasus ini digunakan hydraulic snubbing rig atau hydraulic workover unit. Unit hydraulic snubbing rig yang dipilih disini berdasarkan nilai beban hookload, slack-off dan torsi. Beban hookload, slack-off dan torsi harus dibandingkan antara drillstring dengan liner. Beban hookload, slack-off dan torsi yang paling besar akan menjadi spesifikasi minimum hookload, snub force (slack-off) dan kriteria rotary table pada unit hydraulic snubbing rig sehingga dapat ditentukan unit hydraulic snubbing rig yang digunakan berdasarkan tabel 1 dan 2 pada lampiran. 4. HASIL DAN PEMBAHASAN 4.1. Pengaruh BUR dan Build Curve Terhadap Trajektori Sumur Kenaikan BUR dapat menyebabkan penurunan departure dan Total Measured Depth (TMD) yang dapat berpengaruh terhadap nilai hookload, slack-off dan torsi drillstring. Jika dilihat dari grafik hasil pengolahan data antara BUR terhadap TMD dan departure di setiap build curve, dapat disimpulkan bahwa dengan kenaikan BUR besaran departure dan TMD akan berkurang di setiap desain build curve. Namun pengaruh BUR disini hanya terlihat pada BUR yang kecil. Dapat dilihat dari grafik di gambar 3 pada perencanaan single build curve dan gambar 4 dan 5 pada simple tangent build curve (lampiran) bahwa kenaikan BUR hingga diatas 100/100 ft hanya membuat sedikit penurunan dari besaran departure dan TMD. Pada perencanaan dengan menggunakan complex tangent build curve, dimana terdiri dari dua jenis BUR yang besarannya berbeda, yaitu BUR pertama saat pembentukan bagian melengkung (build) pertama diatas bagian tangent dan BUR kedua saat pembentukan bagian melengkung (build) hingga mencapai bagian horizontal. Pengaruh BUR pertama dan kedua pada complex tangent build curve yaitu akan menurunkan TMD dan departure dengan naiknya BUR, namun seperti halnya perencanaan


dengan menggunakan single build curve dan simple tangent build curve, BUR hanya membuat sedikit penurunan dari besaran TMD dan departure pada BUR yang besar yaitu diatas 100/100 ft. Perubahan sudut tangent pada simple tangent build curve dan complex tangent build curve hanya sedikit mempengaruhi besaran TMD dan departure bahkan pada simple tangent build curve pengaruh sudut tangent bisa dikatakan tidak ada, karena besaran departure dan TMD yang hampir sama dengan berubahnya sudut tangent (dapat dilihat di gambar 8 dan 9 di lampiran) 4.2. Pengaruh BUR dan Build Curve Terhadap Drag dan Torsi Tensile drag terjadi ketika proses rangkaian drillstring diangkat ke permukaan dari dalam lubang bor, sebaliknya compressive drag terjadi ketika proses pemboran dan ketika rangkaian pipa diturunkan ke dalam lubang bor. Dengan semakin kecilnya total measured depth (TMD) dan departure maka tensile drag, compressive dan torsi cenderung semakin kecil. Pada perencanaan single build curve dan simple tangent build curve, Jika dilihat pada gambar 12, 13, 14, 15, dan 16, kenaikan BUR akan menurunkan besaran tensile drag, compressive drag dan torsi. Namun penurunan drag dan torsi tidak terlalu besar pada BUR diatas 10 0/100ft, bahkan pada BUR diatas 160/100 ft tensile drag yang terjadi mengalami kenaikan dengan naiknya besaran BUR, tetapi kenaikan tensile drag ini tidak terlalu besar. Oleh karena itu dapat disimpulkan bahwa pengaruh BUR terhadap drag dan torsi sangat kecil pada besaran BUR yang tinggi. Hubungan BUR dengan besaran drag dan torsi pada perencanaan single build curve dan simple tangent build curve ini ialah polynomial. Pada perencanaan complex tangent build curve, kenaikan BUR kedua akan menurunkan besaran tensile drag, compressive drag dan torsi. Namun pengaruh BUR terhadap tensile drag, compressive drag dan torsi ini akan semakin kecil dengan bertambahnya besaran BUR. Dari gambar 17, 18, 19, dan 20 dapat dilihat bahwa kenaikan BUR pertama akan menaikkan besaran tensile drag pada sudut tangent 450 dan 600 tetapi kenaikan ini tidak terlalu besar. Besaran torsi juga semakin besar dengan naiknya BUR pertama. Dapat disimpulkan bahwa BUR pertama hanya sediki berpengaruh pada besaran drag khusunya pada tensile drag. Perubahan sudut tangent berpengaruh terhadap besaran drag dan torsi, kenaikan sudut tangent akan memperkecil besaran drag dan torsi dengan perubahan BUR kedua,

sedangkan pada perubahan BUR pertama drag dan torsi cenderung membesar dengan kenaikan sudut tangent. 4.3. Pengaruh BUR dan Build Curve Terhadap Beban Hookload dan Slack-Off Besaran tensile drag akan mempengaruhi nilai hookload sedangkan compressive drag akan mempengaruhi nilai slack-off. Nilai hookload dan slack-off ini yaitu saat pemboran dan pemasangan liner. Dari gambar 21, 22, 23 dan 25 dapat dilihat bahwa pada perencanaan trajektori single build curve dan simple tangent build curve, kenaikan BUR akan menurunkan beban hookload dan slack-off namun seperti halnya pengaruh BUR terhadap drag, pengaruh BUR terhadap beban hookload dan slack-off terlihat besar pada BUR yang kecil, namun dengan semakin naiknya nilai BUR, pengaruh BUR akan semakin kecil terhadap penurunan beban hookload dan slack-off. Pada gambar 21, 23 dan gambar 24 (lampiran) dapat dilihat bahwa pada BUR diatas 160/100 ft, kenaikan BUR akan menaikkan beban hookload drillstring dan hookload pemasangan liner, tetapi kenaikan ini tidak terlalu besar karena pengaruh besaran BUR yang kecil pada perubahan besaran BUR diatas 10 0/100 ft. Pada complex tangent build curve, kenaikan BUR kedua akan menurunkan beban hookload dan slackoff. Namun semakin naiknya nilai BUR, pengaruhnya terhadap penurunan besaran hookload dan slack-off akan semakin kecil, terutama pada beban hookload. Bahkan pada BUR diatas 16 0/100 ft kenaikan BUR akan menaikkan besaran hookload namun kenaikan ini tidak terlalu besar. Pada gambar 27 dapat dilihat pengaruh BUR pertama sebanding dengan besaran hookload, yang berarti kenaikan BUR pertama akan menaikkan besaran hookload. Sudut tangent tidak terlalu berpengaruh terhadap besaran hookload dan slack-off pada perencanaan simple tangent build curve, namun pada complex tangent build curve terlihat bahwa sudut tangent cukup berpengaruh terhadap beban hookload dan slack-off. Dari analisa diatas dapat disimpulkan bahwa pada kasus pemboran horizontal re-entries sumur X-01, dengan menggunakan perencanaan complex tangent build curve, sebaiknya besaran BUR pertama kecil dan besaran BUR kedua lebih besar, namun dibawah 10 0/100 ft, karena diatas BUR tersebut pengaruh BUR terhadap penurunan beban hookload, slack-off, dan torsi tidak besar. Begitu pula dengan perencanaan menggunakan single build curve dan simple tangent


build curve, sebaiknya nilai BUR besar namun dibatasi hingga 10 0/100 ft. Nilai hookload, slack-off dan torsi yang kecil lebih diharapkan agar unit snubbing rig dapat bekerja secara efisien dan menghindari permasalahan yang terjadi akibat keterbatasan dari kemampuan unit snubbing rig dalam menurunkan dan mengangkat drillpipe pada proses pemboran dan pemasangan liner. 4.4. Desain Drillstring Telah dijelaskan pada bab 5, bahwa susunan drillstring yang digunakan dalam studi kasus pemboran sumur X-01 ini menggunakan Drillpipe (5”) jenis New Drillpipe, HWDP (5”), dan drillcollar (5.5”). Sedangkan pemasangan liner (4.5”) menggunakan drillpipe (4.5”). Grade yang digunakan akan disesuaikan terhadap beban hookload dan torsi. Tabel dibawah merupakan nilai yield strength dan torsional strength jenis drillpipe baru setelah dikalikan safety factor 0.9. Nilai yield strength harus lebih besar dari hookload dan torsional strength harus lebih besar dari torsi, agar drillpipe tidak rusak atau putus saat pemboran dan pemasangan liner. Pemilihan grade diutamakan mulai dari yang terbawah yaitu grade E hingga yang paling atas yaitu S-135. Hal ini dikarenakan harga menjadi pertimbangan utama, karena semakin kecil grade drillpipe, maka harganya semakin murah. Tabel 2. Nilai Yield Strength dan Torsional Strength pada Drillpipe baru 5 inch dan berat 19.5 Lb/ft Grade

0.9 x Yield strength

0.9 x torsional strength

E

356035.5

37050.3

X-95

450978.3

46929.6

G-105

498449.7

51869.7

S-135

640863

66690

Tabel 3. Nilai Yield Strength dan Torsional Strength pada Drillpipe baru 4 ½ inch dan berat 13.75 Lb/ft Grade E

0.9 x Yield strength 243030.6

X-95

307838.7

G-105

340242.3

S-135

437454.9

Selain nilai yield strength dan torsional strength, desain drillstring harus mempertimbangkan buckling

kritik pada pipa, untuk mengetahui apakah terjadi buckling atau tidak pada lubang horizontal dan miring. Perhitungan buckling kritik pipa 8 menggunakan persamaan dawson dan paslay . Dari hasil yang didapat pada gambar 33-36 (lampiran), dapat disimpulkan bahwa semua skenario pada single build curve, simple tangent build curve, dan complex tangent build curve aman untuk dilakukan, karena besaran buckling kritik pada lubang drillpipe di miring dan horizontal lebih besar dari gaya aksial di awal bagian horizontal (FEOC) dan awal bagian tangent (FEOB). 4.5. Pengaruh BUR dan Build Curve terhadap Desain Unit Snubbing Rig Desain unit snubbing rig berdasarkan beban hookload, slack-off dan total torsi. Besaran hookload dan slackoff yang akan dijadikan spesifikasi rig ini harus dibandingkan antara beban hookload dan slack-off pada drillstring dengan liner. Hookload dan slack-off yang paling besar akan menjadi spesifikasi hookload dan slack-off pada unit snubbing rig. Sedangkan besaran torsi drillstring akan menjadi kriteria dari rotary table di snubbing unit. Nilai hookload, slack-off dan total torsi drillstring ini dibagi dengan efisiensi dari hydraulic fluid yaitu diambil 0.85, sehingga didapatkan spesifikasi yang harus dipenuhi unit snubbing rig. Dapat dilihat dari hasil penentuan unit snubbing rig pada tabel 3- 9 dilampiran. Dapat disimpulkan bahwa pada single build curve dan simple tangent build curve pada BUR yang berbeda-beda, digunakan unit hydraulic snubbing rig tipe HRS 225 yang spesifikasinya dapat dilihat pada tabel 2. Sedangkan pada complex tangent build curve, pada BUR pertama 20/100 ft dan BUR kedua yang lebih besar, skenario menunjukkan penggunaan unit snubbing rig HRS 225, sebaliknya pada BUR kedua 20/100 ft dan BUR pertama yang lebih besar, dibutuhkan penggunaan unit snubbing rig 250. Dari hal diatas dapat disimpulkan bahwa pengaruh BUR pada single build curve dan simple tangent build curve sangat kecil bahkan tidak memberikan efek yang besar terhadap desain unit snubbing rig, karena dengan BUR yang berbeda-beda pada kasus pemboran re-entries sumur X-01 tetap dibutuhkan unit hydraulic snubbing HRS 225. Ini disebabkan karena pengaruh BUR terhadap kriteria unit snubbing rig yaitu hookload, slack-off, dan torsi tidak terlalu besar terutama pada perubahan BUR yang besar. Dalam studi kasus ini, diatas BUR 10 0/100 ft,


perubahan BUR hanya sedikit memberikan pengaruh terhadap besaran hookload, slack-off dan torsi. Sehingga pada studi kasus sumur X-01 sebaiknya besaran BUR dibatasi hingga 10 0/100 ft Sedangkan pada perencanaan complex tangent build, BUR cukup berpengaruh terhadap desain unit snubbing rig, dimana digunakan unit HRS 225 pada BUR pertama yang lebih kecil dari BUR kedua, dan unit 250 untuk BUR kedua yang lebih kecil dari BUR pertama. Dari hal ini dapat disimpulkan bahwa sebaiknya digunakan besaran BUR pertama yang kecil dan BUR kedua yang lebih besar, dalam studi kasus ini digunakan BUR pertama 20/100 ft dan BUR kedua dibatasi hingga 100/100 ft, karena diatas itu pengaruh perubahan BUR tidak berdampak cukup besar terhadap nilai beban hookload, slack-off dan torsi. Dapat disimpulkan juga bahwa perubahan build curve juga tidak berpengaruh cukup besar terhadap desain unit snubbing rig. Karena tetap digunakan unit hydraulic snubbing HRS 225 pada single build curve dan simple tangent build curve. Begitu pula pada perencanaan trajektori complex tangent build curve, dimana tetap dipilih penggunaan unit snubbing rig tipe HRS 225. Tabel 4 dibawah merupakan tabel spesifikasi dari unit snubbing rig tipe HRS 225. Hasil perhitungan dalam penentuan unit snubbing rig pada BUR dan build curve yang berbeda, dapat dilihat pada tabel 3 – tabel 9 di lampiran. Tabel 4. Unit Hydraulic Snubbing Rig Tipe HRS 225 Hydra Rig Snubbing Unit Model

HRS 225

Snub Capacity (lbf)

120000

Lift Capacity (lbf)

235560

OD Piston Rod HWO (inch)

3.5

ID Cylinder HWO (inch)

5

Max Pipe OD (inch)

5½

Max Torque (lbf-ft)

7000

Max hydraulic pressure (psia)

3000

5. KESIMPULAN DAN SARAN 5.1. Kesimpulan Berdasarkan hasil pembahasan diatas, maka didapatkan beberapa kesimpulan untuk studi kasus pemboran horizontal re-entries sumur X-01, yaitu: 1. Pada perencanaan single build curve dan simple tangent build curve, Total Measured Depth (TMD), departure, drag, torsi, beban hookload, dan slack-off akan semakin kecil dengan bertambahnya Build up rate (BUR).

2.

Pada perencanaan single build curve dan simple tangent build curve, pengaruh BUR akan semakin kecil terhadap penurunan besaran Total Measured Depth (TMD), departure, drag, torsi, beban hookload dan slack-off pada perubahan BUR diatas 10 0/100 ft. 3. Pada BUR diatas 16 0/100 ft untuk setiap build curve, kenaikan BUR akan menaikkan besaran beban hookload dan tensile drag namun kenaikan ini tidak terlalu besar. 4. Pada complex tangent build curve, kenaikan BUR pertama akan menurunkan Total Measured Depth (TMD), departure, compressive drag, slack-off namun akan menaikkan tensile drag, torsi dan beban hookload. 5. Kenaikan BUR kedua pada complex tangent build curve akan menurunkan Total Measured Depth (TMD), departure, compressive drag, tensile drag, torsi, beban slack-off, dan hookload. 6. Sudut tangent tidak terlalu berpengaruh terhadap besaran beban hookload dan slack-off pada perencanaan simple tangent build curve, namun pada complex tangent build curve terlihat bahwa sudut tangent cukup berpengaruh terhadap besaran beban hookload dan slack-off. 7. Drillpipe yang digunakan untuk pemboran dan pemasangan liner pada studi kasus Pemboran reentries sumur X-01 untuk setiap BUR dan build curve menggunakan grade E. 8. Pengaruh BUR pada single build curve dan simple tangent build curve sangat kecil bahkan tidak memberikan efek yang besar terhadap desain unit snubbing rig, karena dengan perubahan BUR dari 20/100 ft hingga 200/100 ft tetap digunakan unit hydraulic snubbing rig HRS 225. 9. Pada perencanaan complex tangent build, BUR cukup berpengaruh terhadap desain unit snubbing rig, dimana digunakan unit HRS 225 pada BUR pertama yang lebih kecil dari BUR kedua, dan unit 250 untuk BUR kedua yang lebih kecil dari BUR pertama. 10. Pengaruh build curve sangat kecil terhadap desain unit snubbing rig pada kasus sumur X-01. 5.2. Saran Perlu dilakukan studi mengenai pengaruh parameterparameter desain trajektori lainnya seperti panjang horizontal, panjang tangent, dan faktor friksi terhadap desain unit snubbing rig untuk pemboran.


6. UCAPAN TERIMAKASIH Penulis mengucapkan puji syukur kepada Tuhan Yesus atas berkat dan kasih karunia yang selalu dilimpahkan dan kepada kedua orang tua, kakak, adik, dan segenap keluarga atas kasih sayang, perhatian dan dukungannya selama mengerjakan tugas akhir. Penulis juga mengucapkan terimakasih sebesarbesarnya kepada Prof. Dr. Ing. Rudi Rubiandini R. S. selaku pembimbing yang bersedia meluangkan waktunya untuk memberikan bimbingan dan ilmu. Selain itu penulis juga mengucapkan terimakasih kepada Ir. Farid Hadiaman atas bantuan dan ilmunya selama penulis mengerjakan tugas akhir di lapangan. Tidak lupa juga penulis mengucapkan terimakasih kepada teman-teman penulis seperti Daniel, Jihan, Pandu, Dea, Jury, Fadli, Faras, Hendrik, Dito, Ape, Reza, Marcel, Oji, Astrid, teman-teman perminyakan angkatan 2006, teman-teman HMTM Patra, dan semua orang yang tidak bisa disebutkan satu persatu, semoga Tuhan memberkati selamanya. 7. DAFTAR SIMBOL BUR = build up rate ,o/100 ft TVD = ketinggian vertikal ,m H = Horizontal displacement, m TMD = Total panjang lintasan lubang bor, m

θ1 θ2

= inklinasi awal lubang bor, derajat

= inklinasi akhir lubang bor, derajat Db = Drag bagian pertambahan sudut, lbf Dh = Drag pada lubang horizontal, lbf W = Berat pipa dalam lumpur ,lbm/ft θ = Sudut kemiringan sumur, derajat R = Jari-jari kelengkungan kurva, ft Fo = Beban kompresi atau tarikan pada EOC, lbf Tb = Torsi pada bagian pertambahan sudut, lbf-ft N = Jumlah silinder Dp = Diameter Luar Pipa, in IDs = ID Cylinder bore, in ODp = OD piston, in N = Jumlah silinder P = Tekanan pompa hydraulic, psia I = momen inersia, in4 MW = densitas lumpur, ppg f = Koefisien gesek Dh = diameter lubang sumur, in Dtj = diameter tool joint, in

Operation Onshore Gabon,” Paper SPE/IADC 97373 presented at the Middle East Drilling Technology Conference & Exibition, Dubai, 1214 September 2005. 2. Apolianto, Eko. “ Evaluasi Pemboran Horizontal Sumur-X Yang Berbentuk Complex-Tangent Dan Tidak 900 Lateral”. Tugas Akhir, Jurusan Teknik Perminyakan ITB, Bandung, 1994. 3. Hudgon, R. “Snubbing Units: A Viable Alternative Conventional Drilling Rig and Coiled Tubnig Technology,” Paper SPE 30408 presented at Offshore Europe 1995, Aberdeen, 8 september 1995. 4. Rudi Rubiandini R.S., Zumza Mardedi, 1997,”Modifikasi Persamaan Beban Drag dan Torsi Pada Bagian Pertambahan Sudut Sumur Pemboran Horizontal dan Penentuan Persamaan untuk sudut Inklinasi Tidak 90o”, Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi No.7/1997. 5. Rubiandini, R. S. “ Diktat Kuliah TM-3202 Teknik Operasi Pemboran 2.”. Penerbit ITB. 2009. 6. Rubiandini, R. S. “ Diktat Kuliah Drilling Engineering Volume 3.”. Penerbit ITB. 2010. 7. Hadiaman, Farid. “ Desain Drilling Rig Berkaitan Dengan Pembentukkan Departure (Studi Kasus Sumur T)”. Tugas Akhir, Jurusan Teknik Perminyakan ITB, Bandung, 2005. 8. Dawson, R. and Paslay, P.R. “Drillpipe Buckling in Inclined Holes,” Journal Of Petroleum Technology, 1734 (Publicated for SPE Paper October 1984). 9. Elnusa File “Snubbing Workover Rig With Hydraulic Pressure System Operation”, Training, 2008. 10. Sudrajat, Dendy. et al. “Snubbing Unit,” Technical Book. Well Service Supervisor Trainee, East kalimantan, 2000.

8. DAFTAR PUSTAKA 1. Yunus, F., Dufour, J., Ripayre, A., and Mercier, M “A Unique Experience of Using Hydraulic Workover Unit (HWU) for Re-entry and Drilling


LAMPIRAN

Tabel 1. Spesifikasi Jenis-jenis Hydraulic Snubbing Unit Model Hydra Rig3, 9) Model Hydra Rig Snubbing Unit

HRS 150

HRS 225

HRS 340

HRS 460

Snub Capacity (lbs)

65950

120000

188400

220000

Lift Capacity (lbs)

150720

235560

340000

460000


3

3.5

4

5


4

5

6

7

Max Pipe OD (inch)

2 7/8

5½

7 5/8

8 5/8

Max Torque Rotary Table (Lb-ft)

3000

7000

12000

15000

Tabel 2. Spesifikasi Jenis-jenis Hydraulic Snubbing Unit Model Otis Engineering3,9

)

Model Otis Engineering Snubbing

120

200

250

400

600

Snub Capacity (lbs)

60080

103670

103680

182610

263760

Lift Capacity (lbs)

117810

199100

248870

381700

602880


2.35

3.18

3.93

4.6

6


3.54

4.6

5.14

6.37

8

Max Pipe OD (inch)

2 7/8

5½

7 5/8

8 5/8

10 ¾

Max Torque Rotary Table (Lb-ft)

3000

6000

8000

13000

20000

Tabel 3. Hasil Pengolahan Data Kriteria Unit Snubbing Rig Pada Single Build Curve BUR 0 ( /100 ft) 2

826.8

Hookload Drillstring (Lbf) 221493.5

Slack-Off Drillstring (Lbf) 36380.0

15440.0

Kriteria Rotary Table (Lbf-Ft) 4752.1

Unit snubbing Rig HRS 225

3

1117.9

218546.6

182843.9

12234.1

3786.0

4

1263.4

30070.2

181016.1

10629.1

6

215959.9

27895.2

179230.0

1481.7

215538.4

26753.8

10

1525.4

215429.5

12

1554.5

14

Hookload Liner (lbf)

Slack-Off Liner (Lbf)

186551.0

32191.5

217163.2

1408.9

8

KOP (m)

Grade drillpipe

Bucklin g

E

Aman

HRS 225

E

Aman

3302.2

HRS 225

E

Aman

9020.0

2816.9

HRS 225

E

Aman

178378.6

8211.4

2572.8

HRS 225

E

Aman

26026.0

177901.2

7722.9

2350.7

HRS 225

E

Aman

215477.1

25504.8

177610.7

7394.6

2338.7

HRS 225

E

Aman

1575.3

215613.9

25101.8

177427.0

7157.7

2330.1

HRS 225

E

Aman

16

1590.8

215731.0

24772.6

177310.1

6978.0

2323.7

HRS 225

E

Aman

18

1603.0

216031.3

24492.7

177237.7

6836.4

2318.7

HRS 225

E

Aman

20

1612.7

216271.6

24247.2

177196.5

6721.5

2314.7

HRS 225

E

Aman

25

1630.1

216704.0

23729.9

177180.7

6508.9

2307.5

HRS 225

E

Aman

30

1641.8

216992.3

23295.4

177217.2

6360.4

2302.7

HRS 225

E

Aman


Tabel 4. Hasil Pengolahan Data Kriteria Unit Snubbing Rig Pada Simple Tangent Build Curve dengan Sudut Tangent 300 dan Panjang Tangent 100 m BUR 0 ( /100 ft) 2

740.1881



18848.3


Unit snubbing Rig HRS 225

4

1176.793

223555.0

186148.4

12499.9

3617.9

6

1322.328

8

1395.095

28125.7

183475.1

10376.9

26633.4

182169.9

9310.2

10

219541.9

25687.3

181412.0

1467.863

219277.3

25014.5

14

1488.653

219166.0

16

1504.246

18



Grade drillpipe

Buckling

194294.3

E

Aman

30982.7

HRS 225

E

Aman

221144.2 220074.8

3251.0

HRS 225

E

Aman

3067.6

HRS 225

E

Aman

1438.756

8666.0

3000.7

HRS 225

E

Aman

12

180927.8

8233.2

2950.9

HRS 225

E

Aman

24498.1

180599.8

7921.0

2915.3

HRS 225

E

Aman

219225.5

24079.7

180369.6

7684.4

2888.6

HRS 225

E

Aman

1516.374

219476.5

23726.8

180204.6

7498.0

2867.8

HRS 225

E

Aman

20

1526.077

219677.2

23419.8

180085.1

7346.9

2851.2

HRS 225

E

Aman

25

1543.541

220038.5

22782.0

179914.2

7067.7

2821.3

HRS 225

E

Aman

30

1555.184

220279.4

22256.4

179905.8

6873.1

2801.3

HRS 225

E

Aman

KOP (m)

Tabel 5. Hasil Pengolahan Data Kriteria Unit Snubbing Rig Pada Simple Tangent Build Curve dengan Sudut Tangent 400 dan Panjang Tangent 100 m BUR 0 ( /100 ft)

KOP (m)

Hookload Drillstring (Lbf)

Slack-Off Drillstring (Lbf)



Kriteria Rotary Table (Lbf-Ft)

Unit snubbing Rig

Grade drillpipe

Buckling

2

756.1

231269.9

40905.4

193813.6

20655.3

4540.2

HRS 225

E

Aman

4

1192.7

224247.4

31496.0

186628.0

13470.9

3642.6

HRS 225

E

Aman

6

1338.2

222133.1

28261.7

183952.9

11067.5

3343.4

HRS 225

E

Aman

8

1411.0

221177.5

26571.8

182773.2

9859.3

3193.8

HRS 225

E

Aman

10

1454.6

220685.5

25500.2

182084.2

9129.2

3166.8

HRS 225

E

Aman

12

1483.8

220425.2

24738.4

181640.6

8638.3

3112.3

HRS 225

E

Aman

14

1504.5

220297.3

24153.8

181337.1

8283.9

3073.3

HRS 225

E

Aman

16

1520.1

220380.8

23680.5

181121.3

8014.9

3044.1

HRS 225

E

Aman

18

1532.3

220630.9

23281.6

180963.9

7802.9

3021.4

HRS 225

E

Aman

20

1542.0

220831.0

22935.0

180847.4

7630.8

3003.2

HRS 225

E

Aman

25

1559.4

221191.0

22216.8

180670.6

7312.1

2970.4

HRS 225

E

Aman

30

1571.1

221431.1

21627.6

180670.7

7089.1

2948.6

HRS 225

E

Aman


Tabel 6. Hasil Pengolahan Data Kriteria Unit Snubbing Rig Pada Simple Tangent Build Curve dengan Sudut Tangent 600 dan Panjang Tangent 100 m BUR 0 ( /100 ft) 2

776.8



22336.1


Unit snubbing Rig 250

4

1213.4

223141.1

185171.2

14348.7

3539.8

6

1358.9

8

1431.7

28265.4

183354.0

11675.6

26388.7

182352.8

10331.1

10

220892.3

25199.4

181904.2

1504.5

220783.3

24354.5

14

1525.3

220743.7

16

1540.8

18



Grade drillpipe

Buckling

191209.3

E

Aman

31859.0

HRS 225

E

Aman

221595.7 221122.7

3314.3

HRS 225

E

Aman

3201.5

HRS 225

E

Aman

1475.4

9518.1

3196.1

HRS 225

E

Aman

12

181615.4

8970.9

3146.3

HRS 225

E

Aman

23706.8

181418.0

8575.5

3110.7

HRS 225

E

Aman

220889.7

23182.9

181277.7

8275.1

3084.0

HRS 225

E

Aman

1553.0

221150.7

22741.8

181175.5

8038.0

3063.2

HRS 225

E

Aman

20

1562.7

221359.4

22359.0

181099.9

7845.2

3046.6

HRS 225

E

Aman

25

1580.1

221735.2

21567.2

180985.5

7487.3

3016.7

HRS 225

E

Aman

30

1591.8

221985.7

20919.7

181017.8

7235.9

2996.7

HRS 225

E

Aman

KOP (m)

Tabel 7. Hasil Pengolahan Data Kriteria Unit Snubbing Rig Pada Complex Tangent Build Curve dengan Sudut Tangent 300 dan Panjang Tangent 100 m BUR 1 0 ( /100 ft)

BUR 2 0 ( /100 ft)

KOP (m)





Kriteria Rotary Table (LbfFt)

Unit snubbing Rig

Grade drillpip e

Bucklin g

2

4

958.5

217059.0

32355.9

182107.0

13532.5

3636.3

HRS 225

E

Aman

2

6

1031.3

212713.7

29975.6

178348.8

11754.7

3291.6

HRS 225

E

Aman

2

8

1067.6

210766.6

28736.1

176575.9

10861.8

3117.4

HRS 225

E

Aman

2

10

1089.5

209730.9

27953.1

175559.9

10323.1

3055.4

HRS 225

E

Aman

2

12

1104.0

209137.6

27398.3

174912.0

9961.4

3008.6

HRS 225

E

Aman

2

14

1114.4

208792.3

26974.0

174470.7

9700.9

2975.0

HRS 225

E

Aman

2

16

1122.2

208671.1

26631.2

174156.8

9503.6

2949.8

HRS 225

E

Aman

2

18

1128.3

208771.1

26342.8

173927.1

9348.6

2930.2

HRS 225

E

Aman

2

20

1133.1

208851.4

26092.4

173755.8

9223.0

2914.4

HRS 225

E

Aman

4

2

958.5

237365.7

37895.9

197978.7

17804.0

5362.3

250

E

Aman

6

2

1031.3

239377.1

37375.3

199206.8

17441.4

5576.9

250

E

Aman

8

2

1067.6

240382.8

37074.8

199820.9

17249.2

5684.1

250

E

Aman

10

2

1089.5

240986.2

36862.3

200189.3

17125.2

5748.4

250

E

Aman

12

2

1104.0

241388.5

36693.8

200435.0

17035.2

5791.2

250

E

Aman

14

2

1114.4

241675.8

36550.5

200610.4

16964.8

5821.7

250

E

Aman

16

2

1122.2

241891.3

36422.9

200742.0

16906.5

5844.6

250

E

Aman

18

2

1128.3

242059.0

36305.7

200844.3

16856.3

5862.4

250

E

Aman

20

2

1133.1

242193.1

36195.9

200926.2

16811.7

5876.5

250

E

Aman



BUR 2 0 ( /100 ft)

KOP (m)






Unit snubbing Rig

Grade drillpipe

Bucklin g

2

4

884.0

216274.3

34526.4

181799.7

15757.4

4027.6

HRS 225

E

Aman

2

6

926.6

211886.0

32340.9

178204.9

14118.7

3730.3

HRS 225

E

Aman

2

8

947.9

209870.9

31205.1

176499.0

13295.7

3580.6

HRS 225

E

Aman

2

10

960.7

208760.5

30489.4

175514.1

12799.2

3553.3

HRS 225

E

Aman

2

12

969.2

208090.3

29983.7

174880.1

12466.1

3498.4

HRS 225

E

Aman

2

14

975.3

207666.9

29598.2

174443.2

12226.2

3459.1

HRS 225

E

Aman

2

16

979.9

207508.4

29287.7

174127.8

12044.6

3429.6

HRS 225

E

Aman

2

18

983.4

207547.4

29027.2

173892.7

11902.0

3406.6

HRS 225

E

Aman

2

20

986.3

207578.7

28801.7

173713.5

11786.6

3388.2

HRS 225

E

Aman

4

2

1064.8

239606.0

37823.3

198941.5

18347.0

5243.1

250

E

Aman

6

2

1167.7

242475.6

36692.0

200697.8

17549.2

5477.4

250

E

Aman

8

2

1219.2

243910.4

36048.4

201575.9

17129.1

5594.5

250

E

Aman

10

2

1250.0

244771.3

35599.9

202102.8

16860.1

5664.7

250

E

Aman

12

2

1270.6

245345.3

35249.0

202454.1

16666.6

5711.5

250

E

Aman

14

2

1285.3

245755.2

34953.7

202705.0

16516.2

5744.9

250

E

Aman

16

2

1296.4

246062.7

34693.3

202893.1

16392.9

5769.9

250

E

Aman

18

2

1304.9

246301.8

34456.2

203039.5

16287.5

5789.3

250

E

Aman

20

2

1311.8

246493.1

34235.3

203156.6

16194.7

5804.9

250

E

Aman



BUR 2 0 ( /100 ft)

KOP (m)






Unit snubbing Rig

Grade drillpipe

Bucklin g

2

4

835.3

216323.7

37182.6

182092.6

18384.1

4479.9

HRS 225

E

Aman

2

6

854.8

212800.3

35425.0

179305.9

17061.6

4242.4

HRS 225

E

Aman

2

8

864.5

211146.7

34512.8

177968.5

16397.4

4123.2

HRS 225

E

Aman

2

10

870.4

210213.5

33939.1

177189.3

15996.8

4113.7

HRS 225

E

Aman

2

12

874.3

209633.0

33534.6

176683.5

15728.0

4061.2

HRS 225

E

Aman

2

14

877.1

209251.2

33226.9

176331.6

15534.6

4023.6

HRS 225

E

Aman

2

16

879.2

209103.4

32979.6

176075.0

15388.2

3995.4

HRS 225

E

Aman

2

18

880.8

209103.8

32772.6

175881.5

15273.2

3973.5

HRS 225

E

Aman

2

20

882.1

209104.2

32593.9

175731.8

15180.3

3955.9

HRS 225

E

Aman

4

2

1154.9

236633.0

36930.1

195834.1

18274.6

4801.7

250

E

Aman

6

2

1280.9

240116.4

34993.1

197961.0

16884.3

4996.7

250

E

Aman

8

2

1344.0

241858.2

33918.5

199024.5

16161.8

5094.2

250

E

Aman

10

2

1381.8

242903.2

33188.9

199662.6

15706.4

5152.7

250

E

Aman

12

2

1407.0

243599.9

32631.7

200087.9

15384.6

5191.7

250

E

Aman

14

2

1425.0

244097.5

32173.1

200391.8

15139.1

5219.5

250

E

Aman

16

2

1438.5

244470.8

31776.1

200619.7

14941.3

5240.4

250

E

Aman

18

2

1449.0

244761.0

31420.2

200796.9

14775.3

5256.6

250

E

Aman

20

2

1457.4

244993.3

31093.0

200938.7

14631.5

5269.5

250

E

Aman

Tabel 10. Data Torsional dan Tensile Drillpipe baru


Gambar 4. Complex Tangent Build Curve

Gambar 1. Prinsip Pergerakkan piston dalam silinder pada jack unit

Gambar 5. Ideal Build Curve

Gambar 2. Single Build Curve

Gambar 3. Simple Tangent Build Curve Gambar 6. Trajektori Sumur X-01 Pada Berbagai Build Curve Design


Gambar 7. Hubungan BUR dengan TMD dan Departure Pada Single Build Curve Design

Gambar 10. Hubungan BUR dengan TMD Pada Complex Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.

Gambar 8. Hubungan BUR dengan TMD Pada Simple Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.

Gambar 11. Hubungan BUR dengan Departure Pada Complex Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.

Gambar 9. Hubungan BUR dengan Departure Pada Simple Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.

Gambar 12. Hubungan BUR dengan Drag Pada Single Build Curve Design


Gambar 13. Hubungan BUR dengan Torsi Pada Single Build Curve Design

Gambar 16. Hubungan BUR dengan Torsi Pada Simple Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.

Gambar 14. Hubungan BUR dengan Tensile Drag Pada Simple Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.

Gambar 17. Hubungan BUR dengan Tensile Drag Pada Complex Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.

Gambar 15. Hubungan BUR dengan Compressive Drag Pada Simple Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.

Gambar 18. Hubungan BUR dengan Compressive Drag Pada Complex Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.


Gambar 19. Hubungan BUR Pertama dengan Torsi Drillstring Pada Complex Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.

Gambar 20. Hubungan BUR Kedua dengan Torsi Drillstring Pada Complex Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.

Gambar 21. Hubungan BUR dengan Hookload Pada Single Build Curve Design

Gambar 22. Hubungan BUR dengan Slack-Off Pada Single Build Curve Design

Gambar 23. Hubungan BUR dengan Hookload Drillstring Pada Simple Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.

Gambar 24. Hubungan BUR dengan Hookload Liner Pada Simple Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.


Gambar 25. Hubungan BUR dengan Slack-Off Drillstring Pada Simple Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.

Gambar 28. Hubungan BUR Kedua dengan Hookload Drillstring Pada Complex Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.

Gambar 26. Hubungan BUR dengan Slack-Off Liner Pada Simple Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.

Gambar 29. Hubungan BUR Pertama dengan SlackOff Drillstring Pada Complex Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.

Gambar 27. Hubungan BUR Pertama dengan Hookload Drillstring Pada Complex Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.

Gambar 30. Hubungan BUR Kedua dengan Slack-Off Drillstring Pada Complex Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.


Gambar 31. Hubungan BUR dengan Hookload Liner Pada Complex Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100 m.

Gambar 34. Buckling Kritik Pada Sudut 450

Gambar 35. Buckling Kritik Pada Sudut 600 Gambar 32. Hubungan BUR dengan Slack-Off Liner Pada Complex Tangent Build Curve Design dengan Panjang Tangent 100

Gambar 36. Buckling Kritik Pada Sudut 900 Gambar 33. Buckling Kritik Pada Sudut 300


PENGARUH BUR DAN BUILD CURVE PADA DESAIN UNIT SNUBBING RIG UNTUK PEMBORAN HORIZONTAL (STUDI KASUS SUMUR X-01)

Recommend Documents