asiBebanBottomHoleAssemblyHorizontalWellPadaSumurX

EVALUASI BEBAN BOTTOM HOLE ASSEMBLY HORIZONTAL WELL

PADA SUMUR- X DI LAPANGAN PT. MEDCO E&P INDONESIA

Tugas Akhir

Oleh:

SYAFRAN HADI

NIM 122 04 038

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

2009

EVALUASI BEBAN BOTTOM HOLE ASSEMBLY HORIZONTAL WELL

PADA SUMUR- X DI LAPANGAN PT. MEDCO E&P INDONESIA

Tugas Akhir

Oleh:

SYAFRAN HADI

NIM 122 04 038

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:

Pembimbing Tugas Akhir,

Dr.-Ing. Ir. Rudi Rubiandini R.S

Syafran Hadi, 12204038, Semester II 2008/2009

1

Evaluasi Beban Bottom Hole Assembly Horizontal Well Pada Sumur – X di Lapangan PT Medco E&P.

Oleh: Syafran Hadi*

Pembimbing : Dr.-Ing. Ir. Rudi Rubiandini R.S**

Sari Bottom Hole Assembly (BHA) adalah serangkaian kombinasi peralatan bawah permukaan yang dipasang pada rangkaian drill string sehingga diperoleh suatu performansi yang baik dalam membentuk kemiringan atau arah dari lintasan lubang bor. Adanya bagian pertambahan sudut dan bagian horizontal pada suatu pemboran horizontal akan menimbulkan permasalahan yang berhubungan dengan pergerakan dan pembebanan yang terjadi pada rangkaian. Dengan dikehendakinya pertambahan panjang dibagian horizontal, akan mengakibatkan turunnya beban tension, naiknya beban torsi dan bertambah besarnya beban drag yang bekerja pada rangkaian. Disamping itu juga perlu dipertimbangkan harga dari gaya kritik untuk tidak terjadi tekuk pada rangkaian (critical buckling force). Berdasarkan hal tersebut diatas jika ditinjau dari segi beban yang terjadi pada pemboran sumur horizontal, maka ada beberapa faktor yang mempengaruhinya, yaitu friksi antara drillstring dengan dinding sumur, geometri sumur, stress pada pipa, dan adanya bagian pertambahan sudut (build up rate), pengaruh lumpur pemboran (efek bouyancy) dimana dalam prakteknya faktor-faktor tersebut saling mempengaruhi satu sama lainnya. Dengan menggunakan model matematis sederhana dapat dihitung besarnya beban yang bekerja pada rangkaian, yang berupa model perhitungan beban torsi, drag, dan critical buckling force serta beban tension (hook load). Dengan demikian dapat didisain rangkaian yang benar untuk menanggulangi permasalahan yang ada supaya dapat dilakukan pertambahan panjang horizontal yang optimal. Kata kunci : BHA, drag, torsi, hookload, buckling Abstract Bottom Hole Assembly are combination of under surface tools that installed at drill string so we can get a good performance when we make a slope or direction at well trajectory. The presence of build up and horizontal section in a horizontal well drilling cause some problems that related to the movement and the loading of string. The more length of the horizontal section will decrease tension load and will increase torsion as well as drag force. It is necesarry to consider the critical buckling force in order to avoid the buckling of the string. According to the problems mentioned above, there are several factors that affect the force on horizontal drilling. They are friction between drillstring and the well bore, the geometry of the well, the stress on the pipe, the presence of build up section and the bouyancy of the drilling mud. These factors effect to each other. By using simple mathematical model, the magnitude of the load on the assembly can be calculated. Consist of the torsion, drag and buckling force as well as the hookload. Therefore, it is possible to design the proper assembly of the string in order to reach lateral section optimally. Keywords : BHA, drag, torsion, hookload, buckling * Mahasiswa Program Studi Teknik perminyakan ITB. ** Dosen Program Studi Teknik perminyakan ITB.


2

I. PENDAHULUAN Berkembangnya teknologi pemboran ke arah pemboran horizontal didasari atas kebutuhan dan ketergantungan manusia terhadap minyak dan gas bumi yang semakin hari menjadi semakin tinggi. Beberapa keuntungan yang diperoleh dengan pemboran horizontal ini antara lain untuk mendapatkan produktivitas lebih besar, mendapatkan daerah penyerapan lebih luas, mengatasi problem water/gas coning, menembus lensa-lensa yang berisi minyak yang letaknya horizontal dan tidak berhubungan satu sama lainnya, mengurangi biaya karena dengan besarnya daerah penyerapan minyak maka jumlah sumur dapat ditekan, mengurangi kerusakan lingkungan karena jumlah lokasi pemboran dapat ditekan, dan banyak lagi keuntungan-keuntungan dari pemboran horizontal ini. Riset dan penelitian terus dilakukan terhadap metode ini untuk menjadikannya suatu metode teknologi yang baku sebagaimana halnya pemboran konvensional. Gambar di bawah ini mengilustrasikan pemboran horizontal yang dilakukan di dunia perminyakan.

Gambar 1. Aplikasi Horizontal Drilling

di Lapangan Pemboran horizontal diharapkan dapat dibuat sepanjang mungkin, dengan maksud mencapai daerah pengurasan yang maksimal. Tetapi dalam prakteknya ada faktor-faktor yang membatasi hingga sejauh mana pemboran horizontal dapat dilakukan. Maksimum panjang bagian horizontal dalam pembuatan jenis sumur ini bergantung pada beberapa faktor yang diantaranya adalah drag (besar tarikan), torsi (besar puntiran) yang dialami rangkaian pipa bor, ukuran lubang pipa bor, kecepatan pemboran dan tegangan (stress) pada pipa pemboran yang digunakan. Dari parameter-parameter tersebut kemudian saling dihubungkan untuk kemudian dipergunakan

dalam merencanakan pembuatan sumur horizontal. Penentuan besar drag dan torsi yang dialami oleh rangkaian pipa bor tersebut selain dipengaruhi oleh gerakan naik turun, juga diakibatkan oleh adanya friksi yang dalam hal ini disebut sebagai sliding friction. Sehingga bila dibandingkan dengan pemboran biasa, pemboran horizontal memerlukan perumusan yang lebih baik dalam perencanaan lubang bor, perencanaan casing, pemilihan sistem lumpur, pengaturan WOB, penyusunan BHA dan perencanaan hidrolika bit. Tujuan dari tulisan ini adalah melakukan studi analisa pada pemboran horizontal ditinjau dari pembebanan yang terjadi pada rangkaian yang dalam hal ini difokuskan pada perkiraan beban torsi dan drag dengan menggunakan suatu model matematis pada bagian pertambahan sudut dan bagian horizontal. Kemudian melakukan analisa kemampuan dari rangkaian tersebut terhadap beban drag dan beban aksial dari rangkaian itu sendiri yang ditinjau dari kemampuan kritis dari pipa terhadap penekukan (beban buckling kritik). Sehingga dari permasalahan tersebut dapat dilihat keberhasilan pemboran horizontal yang dilakukan. Tujuan dari penentuan ini akhirnya untuk menilai dan mengoptimasikan jenis pipa bor yang akan dipergunakan, sehingga efisiensi pemboran secara teknis dan ekonomis dapat dilakukan. II. DATA Pemboran di Sumur X dilakukan dengan menggunakan metode ideal build curve. Lubang dibor dengan diameter 17 21 ”, 12 41 ”, 8

21 ” dan 6” sampai mencapai target yang telah ditentukan dengan menggunakan BUR pertama 4o/100 ft dan BUR kedua adalah 6.25o/100 ft. Panjang lintasan pemboran mencapai 4,217’ MD, 3203’ TVD. Kemiringan akhir 90o dan sisi Horizontalnya mencapai 283’. Selain itu, juga dilakukan drilling 8-1/2" pilot hole sebelum drilling horizontal section dengan sudut kemiringan sebesar 50 o sejauh 3,700’ MD. 2.1 Data Spesifikasi BHA BHA yang digunakan dalam melakukan pengeboran bagian horizontal ini adalah:


3

Tabel 1. Data Spesifikasi BHA

Nominal Weight dari HWDP yang digunakan adalah 25.30 lb/ft. Untuk case lubang 6” lateral section menggunakan DP dengan OD 3.5” sampai ke top liner 7” dan disambung (tapered) dengan DP 5” OD sampai surface. Jenis yang digunakan pada pengeboran horizontal ini merupakan G-105 premium class drill pipe. 2.2 Data Lumpur Data lumpur yang diperlukan dalam melakukan analisa ini adalah data densitas dari lumpur yang digunakan dalam melakukan pengeboran di bagian horizontal, yaitu pada diameter lubang 6”. Densitas lumpur yang digunakan pada bagian tersebut adalah 7.6 ppg 2.3 Data-Data Parameter di Lapangan Berikut ini merupakan data-data aktual yang diperoleh ketika dilakukan pengeboran di sumur tersebut:

Tabel 2. Data-Data Parameter di Lapangan

Parameter Nilai Drag Maksimal (lb) 2,000.00 Torsi Maksimal (lb-ft) 7,224.00 Torsi Akhir (lb-ft) 1,653.00 Weight On Bit (lbs) 6,000.00 90% Torsional Strength (lb-ft) 32,584,00 90% Tensile Strength (lb) 491,038.20 Margin Over Pull (lbs) 100,000.00

2.4 Data Spesifikasi Rig Berikut merupakan data spesifikasi rig yang diperlukan dalam perhitungan ini:

Tabel 3. Data Spesifikasi Rig

Parameter Nilai Torque Pada Rotary table (lbs-ft) 20,210.00 Max. Load Capacity (lb) 210,000.00

2.5 Data Asumsi Karena beberapa data yang diperlukan dalam perhitungan tidak tersedia maka diberikan beberapa data asumsi. Data asumsi tersebut berupa:

Tabel 4. Data Asumsi

Data Asumsi Nilai Density besi (ppg) 65.50 OD Tool Joint DP (in) 5.00 OD Tool Joint HWDP (in) 5.00 Friction Factor 0.33 DP Nominal Weight (lb/ft) 14.656

III. TEORI Berikut akan dijelaskan mengenai rumus-rumus yang dipakai pada paper ini. 3.1. Nominal Weight Drill Pipe Nominal weight menggambarkan berat, dalam lb, terhadap setiap feet dari drill pipe yang kita gunakan. Berikut merupakan persamaan yang dipakai untuk menghitung nominal weight dari drill pipe yang kita gunakan tersebut

4.621444

)( 22

xxSGx

IDODW besia−

=π

……(1)

3.2 Torsi Beban torsi terjadi karena putaran BHA dan drill string yang kita gunakan mendapatkan perlawanan dari formasi. Beban yang terjadi akan semakin besar manakala pemboran sudah memasuki phase pertambahan sudut dengan membentuk suatu busur dengan kelengkungan tertentu (build up) serta pada phase pemboran bagian horizontal.


4

Berikut merupakan persamaan-persamaan yang digunakan untuk melakukan perhitungan beban torsi yang terjadi pada rangkaian BHA yang digunakan: Lubang horizontal

24µLWODT m

H = ........................................(2)

Lubang Melengkung: K = WOB - 0.33 Wm R....................................(3) Untuk K negatif :

−

=

907212 IIRWOD

T mB ......................(4)

Untuk K positif :

−

+=

90467212 IIKODRWOD

T mB ..........(5)

Lubang Miring

24Φ

=SinLWOD

T m µ................................(6)

Dengan diketahui beban torsi di masing-masing phase pemboran, maka total beban torsi yang diderita BHA dapat diperhitungkan. 3.3 Drag Beban drag terjadi karena pipa yang bergerak dalam lubang mendapat gaya gesekan dari dinding sumur yang arahnya berlawanan dengan arah gerakan pipa tersebut. Terdapat dua jenis dari beban drag ini, yaitu: down drag dan up drag. Down drag adalah besarnya efek beban drag yang dialami oleh rangkaian pipa bor pada waktu pipa itu di turunkan, sedangkan up drag terjadi pada waktu rangkaian pipa bor tersebut ditarik keatas. 3.3.1 Down Drag Berikut merupakan persamaan-persamaan yang digunakan untuk melakukan perhitungan beban down drag yang terjadi pada rangkaian BHA yang digunakan: Lubang horizontal Dengan asumsi kemiringan lubang 90o

3LW

D mH =

dan koefisien friksi sebesar 0.33, maka:

...........................................(7)

Lubang Melengkung: K = FA - 0.25 Wm R........................................(8) Untuk K negatif :

DB = 0.40 Wm R

−

9012 II ........................(9)

Untuk K positif :

DB = (0.25 Wm R + 0.69 FA)

−

9012 II ...(10)

Lubang Miring

Φ= SinLWD mT µ ...................(11) Dengan diketahui beban down drag di masing-masing phase pemboran, maka total beban down drag yang diderita BHA dapat diperhitungkan. Persamaan yang digunakan untuk menghitung gaya total yang harus didorong oleh rangkaian BHA yang digunakan adalah: Gaya didorong = Down Drag Total + WOB..(12) Untuk melakukan perhitungan gaya dorong yang bisa disediakan oleh rangkaian BHA yang dipakai, digunakan persamaan: Lubang Vertikal

LWW mV = ..................................................(13) Lubang Melengkung:

( )

−

=90

85.0 12 IIRWW mB ....................(14)

Lubang Miring

Φ= cosLWW mV ......................................(15) Dengan diketahui gaya dorong yang tersedia pada masing-masing phase pemboran, maka total gaya dorong yang tersedia pada BHA dapat diperhitungkan. 3.3.1 Up Drag Berikut merupakan persamaan-persamaan yang digunakan untuk melakukan perhitungan beban up drag yang terjadi pada rangkaian BHA yang digunakan:


5

Lubang horizontal Dengan asumsi kemiringan lubang 90o

3LW

D mH =

dan koefisien friksi sebesar 0.33, maka:

.........................................(16)

Lubang Melengkung: K = FA - 0.85 Wm R......................................(17) Untuk K negatif :

DB = Wm R

−

9012 II ...............................(18)

Untuk K positif :

DB = (0.69 FA - 0.25 Wm R)

−

9012 II ...(19)

Lubang Miring

Φ= SinLWD mT µ ...................(20) Dengan diketahui beban up drag di masing-masing phase pemboran, maka total beban up drag yang diderita BHA dapat diperhitungkan. 3.4 Hook Load Untuk menentukan kekuatan hookload minimum yang harus disediakan oleh rig maka perlu diketahui terlebih dahulu beban maksimum yang harus ditahan oleh rig. Beban maksimum dapat terjadi baik pada saat pemboran maupun pada saat pemasangan casing. Beban maksimum yang harus ditanggung oleh rig terjadi pada saat rangkaian pipa diangkat ke permukaan. Pada kondisi ini rig dan pipa di bagian permukaan menanggung beban terbesar akibat MOP, up drag dan berat rangkaian pipa. Perhitungan beban hookload dilakukan secara segmental mulai dari titik target sampai dengan titik awal. Hasil perhitungan diakumulasikan terhadap beban hookload pada kedalaman yang lebih dangkal, sehingga beban hookload terbesar dialami oleh pipa yang paling atas. Secara matematis, persamaan yang digunakan untuk menghitung beban hook load ini adalah: HL = Up Drag + MOP + Berat Pipa...............(21) 3.1.4 Buckling Buckling adalah tertekuknya pipa akibat adanya beban tekan yang berlebihan yang diderita oleh

rangkaian. Biasanya hal ini merupakan kombinasi dari gaya vertikal dan horizontal. Batasan kemampuan pada rangkaian dapat ditinjau dari beban buckling kritik. Beban buckling kritik merupakan beban maksimal yang dapat ditanggung oleh rangkaian sebelum terjadinya buckling. Berikut merupakan persamaan-persamaan yang digunakan untuk melakukan perhitungan beban buckling yang terjadi pada rangkaian BHA yang digunakan: As = 0.7854 (OD2 – ID2

16

22 IDODAI s

+=

)…………………….(22)

..........................................(23)

2/1

sin)5.65(550

−−

=TJH

ac DD

MWxWxIF

θ ...(24)

IV. PERHITUNGAN Dengan menggunakan data-data yang disebutkan pada bagian data dan persamaan-persamaan yang telah disebutkan pada bagian teori, maka kita bisa mendapatkan hasil-hasil perhitungan seperti yang akan diberikan pada bagian ini. 4.1 Nominal Weight Drill Pipe Berdasarkan persamaan diatas di dapatkan nilai-nilai nominal weight dari drill string yang digunakan, yaitu :

Tabel 5. Nominal Weight Drill Pipe OD (in) ID (in) PPF (lb/ft) DP 5 4.276 17.963 DP 3.5 2.602 14.656

4.2 BHA Awal Berikut merupakan hasil perhitungan yang di dapat apabila kita menggunakan BHA yang telah dilakukan pada Sumur-X ini. Tabel 6. Analisa Beban-Beban pada BHA Awal

0.9 Torsional

strength Harus > Torsi Total 19,481.49 > 1,464.44


6

Gaya dorong Harus > Gaya yg didorong

49,742.27 > 17,783.50 Perbandingan Harus >1.5 2.80

Hook Load Harus < 0.9 Tensile

strength 156,289.16 < 297,174.60

Fa Harus < Fc

7,402.42 < 36,239.26 Pada awal desain, diharapkan kedalaman horizontal maksimum yang diharapkan adalah 2000 ft. Berikut merupakan analisa beban-beban yang terjadi pada saat dilakukan pengeboran dengan menggunakan panjang horizontal tersebut: Tabel 7. Analisa Beban-Beban pada BHA Awal

dengan Panjang Bagian Horizontal = 2000 ft

0.9 Torsional strength Harus > Torsi Total

19,481.49 > 3,048.97




strength 163,894.92 < 297,174.60

Fa Harus < Fc

15,008.18 < 36,239.26 Berdasarkan perhitungan, didapatkan bahwa panjang horizontal optimum yang bisa didapatkan dengan menggunakan rangkaian BHA tersebut adalah 2200 ft. Berikut merupakan analisa beban-beban yang terjadi pada saat dilakukan pengeboran dengan menggunakan panjang horizontal tersebut:

Tabel 8. Analisa Beban-Beban pada BHA Awal dengan Panjang Bagian Horizontal = 2200 ft

0.9 Torsional



49,742.27 > 33,076.90

Perbandingan Harus >1.5 1.50


strength 164,749.98 < 297,174.60

Fa Harus < Fc

15,863.24 < 36,239.26 4.2 Usulan Desain BHA Berikut merupakan hasil perhitungan yang di dapat apabila kita menggunakan usulan desain BHA, yaitu dengan menggunakan drill pipe lama – API Class 3 tipe X-95.

Tabel 9. Analisa Beban-Beban dengan Menggunakan Drill Pipe API Class 3 tipe X-95

0.9 Torsional





strength 156,289.16 < 204,791.57

Fa Harus < Fc

7,402.42 < 36,239.26


7


Pada Panjang Bagian Horizontal = 2000 ft


12,987.18 > 3,048.97




strength 163,894.92 < 204,791.57

Fa Harus < Fc

15,008.18 < 36,239.26


Pada Panjang Bagian Horizontal = 2200 ft


12,987.18 > 3,227.11


49,742.27 > 33,076.90

Perbandingan Harus >1.5 1.50


strength 164,749.98 < 204,791.57

Fa Harus < Fc

15,863.24 < 36,239.26 V. PEMBAHASAN Pada awalnya desain trajektory yang direncanakan pada Sumur X ini adalah complex tangent build curve dengan BUR1 sebesar 40/100 ft, lalu dilanjutkan dengan sudut tangesial 500 sepanjang 74.94 ft. Kemudian dilanjutkan

dengan BUR2 sebesar 6.250/100 ft sampai dengan sudut 900. Tetapi karena adanya masalah ketika pengeboran dilaksanakan, berupa pack off, maka dengan sangat terpaksa dilakukan cement plug pada bagian yang bermasalah tersebut. Cement plug tersebut menyebabkan kita menjadi kehilangan bagian tangen yang kita rencanakan tersebut sehingga desain trajectory aktual kita dilapangan menjadi berbentuk ideal build curve. Evaluasi beban yang akan dilakukan terhadap BHA tersebut dilakukan berdasarkan dengan empat parameter yaitu drag, torsi, hookload dan buckling. Keempat parameter tersebut kemudian dibandingkan dengan spesifikasi rig dan pipa yang digunakan. Pada evaluasi ini, komponen yang dirangkaikan terdiri dari tiga macam yaitu: Drill Pipe (DP), Heavy Weight Drill Pipe (HWDP), dan Drill Collar (DC). Hal ini cukup beralasan karena berat dan dimensi komponen lainnya dapat didekati dengan ketiga jenis komponen ini dan ketiga komponen ini memberikan kontribusi terbesar terhadap pembebanan pada BHA. Walaupun kondisi dan besarnya beban yang sebenarnya diberikan oleh masing-masing komponen yang terangkai dalam BHA tidak dapat ditentukan, akan tetapi harga beban total yang terjadi dapat didekati. Selain itu, persamaan yang digunakan pada perhitungan beban torsi, drag, dan buckling dikembangkan dengan menganggap bahwa peralatan BHA yang digunakan pada segmen tertentu adalah homogen. Pada pembahasan ini, pertama-tama kita akan melakukan analisis beban pada BHA yang digunakan pada Sumur-X. Setelah dilakukan analisis tersebut, kita akan mencoba untuk memberikan saran mengenai rangkaian BHA yang akan memberikan hasil yang efektif dan efisien yang bisa digunakan pada lapangan di tempat Sumur-X tersebut berada. V.1 Analisa Beban pada BHA Awal Konfigurasi dari BHA dan drill string yang digunakan pada pengeboran horizontal di Sumur X ini, dapat digambarkan sebagai berikut:


8

Gambar 2. Konfigurasi BHA dan Drill String yang Digunakan

5.1.1 Torsi Dengan diketahui beban torsi di masing-masing phase pemboran, maka total beban torsi yang diderita drillstring dapat diperhitungkan. Dengan demikian kita dapat memperkirakan besar prime mover (penggerak mula) yang harus disiapkan untuk mengatasi beban torsi tersebut. Beban torsi/puntiran juga dibatasi oleh kekuatan tool joint serta jenis pipa yang digunakan. Apabila kita menghadapi kendala seperti ini, maka langkah selanjutnya adalah pendesainan ulang lintasan lubang bor sehingga diperoleh beban torsi yang minimum. Berdasarkan hasil perhitungan yang diperoleh dari data-data yang diperoleh pada laporan pemboran dan beberapa data asumsi, diperoleh bahwa beban torsi total yang bisa terjadi pada rangkaian BHA tersebut adalah 1464.44 lb-ft. Berdasarkan data dari laporan pemboran, didapatkan nilai torsi ketika kita mencapai kedalaman target (4217 ft MD) adalah 1653 lb-ft sedangkan nilai torsi maksimal, yaitu sebesar 7224 lb-ft, di alami oleh rangkaian BHA tersebut ketika berada pada kedalaman 2922 ft MD. Dalam melakukan analisis mengenai beban torsi yang dialami rangkaian BHA ini, kita menggunakan acuan nilai torsi terbesar yang terjadi, yaitu 7224 lb-ft.

Nilai torsi maksimal ini jauh lebih kecil bila dibandingkan dengan torsional strength dari drill pipe yang digunakan yang telah dikalikan dengan safety factor sebesar 90% yaitu sebesar 19,481.49 lb-ft. Selain itu, harga ini juga lebih kecil bila dibandingkan dengan daya putar yang tersedia pada rig, yaitu sebesar 20,210.00 lb-ft. Sehingga kita dapat menarik kesimpulan bahwa desain BHA yang digunakan pada Sumur X ini telah dapat menanggulangi beban torsi yang terjadi pada saat pemboran. 5.1.2 Drag Semakin panjang gaya kontak antara dinding sumur dengan pipa, semakin besar beban drag yang diderita oleh pipa tersebut. Atau dengan kata lain, semakin besar sudut kedalaman dan sudut kemiringan yang terjadi, semakin besar beban drag yang terbentuk. Beban drag ini akan bernilai maksimum pada saat sumur membentuk sudut inklinasi 90O

Gaya dorong yang digunakan untuk mendorong beban tersebut diperoleh dari berat drill string dan BHA yang kita gunakan. Berdasarkan hasil perhitungan, diperoleh nilai gaya dorong yang

. 5.1.2.1 Down Drag Berdasarkan hasil perhitungan yang diperoleh dari data-data yang terdapat pada laporan pemboran dan beberapa data asumsi, diperoleh bahwa beban down drag total yang bisa terjadi pada rangkaian BHA tersebut adalah 11,783.50 lb. Berdasarkan data dari laporan pemboran, yaitu pada BHA Summary Report, didapatkan nilai down drag maksimal yang terjadi yaitu sebesar 2,000.00 lb. Dalam melakukan analisis mengenai beban down drag yang dialami rangkaian BHA ini, kita menggunakan acuan nilai down drag terbesar, yaitu 11,783.50 lb. Jumlah gaya dorong yang harus diberikan oleh rangkaian pipa bor kita harus lebih besar dari nilai beban drag ditambah dengan WOB. Sehingga, gaya dorong yang harus disediakan oleh rangkaian pipa bor kita adalah 17,783.50 lb.


9

bisa diberikan oleh rangkaian pipa bor tersebut adalah sebesar 49,742.27 lb. Secara teknis, berat rangkaian yang tersedia seharusnya adalah sebesar berat minimum yang diperbolehkan yaitu sebesar 150% dari nilai down drag total. Jika kita membandingkan antara nilai down drag total dan beban yang tersedia untuk mendorongnya pada horizontal well ini, dapat dikatakan bahwa desain BHA kita sudah baik, karena gaya dorong yang dipunyai melebihi dari 150%, yaitu sebesar 280%, dari down drag total yang harus diatasi. Sehingga kita dapat menarik kesimpulan bahwa desain BHA yang digunakan pada Sumur X ini telah dapat menanggulangi beban down drag dan weight on bit yang terjadi pada saat pemboran. 5.1.2.1 Up Drag Berdasarkan hasil perhitungan yang diperoleh dari data-data yang terdapat pada laporan pemboran dan beberapa data asumsi, diperoleh bahwa beban up drag total yang bisa terjadi pada rangkaian BHA tersebut adalah 6,546.89 lb. Berdasarkan data dari laporan pemboran, yaitu pada BHA Summary Report, didapatkan nilai up drag maksimal yang terjadi yaitu sebesar 2,000.00 lb. Dalam melakukan analisis mengenai beban up drag yang dialami rangkaian BHA ini, kita menggunakan acuan nilai up drag terbesar, yaitu 6,546.89 lb. Sehingga berat beban total BHA yang harus ditanggung oleh rangkaian yaitu berupa penjumlahan antara berat BHA total dengan up drag dan overpull adalah sebesar 182,546.89 lb. Nilai up drag maksimal ini jauh lebih kecil bila dibandingkan dengan tensile strength dari drill pipe yang digunakan yang telah dikalikan dengan safety factor sebesar 90% yaitu sebesar 297,174.60 lb. Selain itu, harga ini juga lebih kecil bila dibandingkan dengan daya angkat yang tersedia pada rig, yaitu sebesar 210,000.00 lb. Sehingga kita dapat menarik kesimpulan bahwa desain BHA yang digunakan pada Sumur X ini telah dapat menanggulangi beban up drag yang terjadi pada saat pemboran.

5.1.3 Hook Load Perhitungan hook load ini dilakukan untuk mengetahui perbandingan beban yang harus diangkat terhadap kekuatan angkat rig dan kekuatan pipa atau tensile strength. Berdasarkan hasil perhitungan yang diperoleh dari data-data yang terdapat pada laporan pemboran dan beberapa data asumsi, diperoleh bahwa hook load total yang bisa terjadi pada rangkaian BHA tersebut adalah 156,289.16 lb. Berdasarkan data dari laporan pemboran, didapatkan nilai hook load ketika kita mencapai kedalaman target (4217 ft MD) adalah 67,800.00 lb sedangkan nilai hook load maksimal, yaitu sebesar 101,000.00 lb, di alami oleh rangkaian BHA tersebut ketika berada pada kedalaman 3493 ft MD. Dalam melakukan analisis mengenai beban tensile yang dialami rangkaian BHA ini, kita menggunakan acuan nilai hookload terbesar yang terjadi, yaitu 156,289.16 lb. Nilai hook load maksimal ini jauh lebih kecil bila dibandingkan dengan tensile strength dari drill pipe yang digunakan yang telah dikalikan dengan safety factor sebesar 90%, yaitu sebesar 297.174,60 lb. Selain itu, harga ini juga lebih kecil bila dibandingkan dengan daya angkat yang tersedia pada rig, yaitu sebesar 210,000.00 lb. Maka berdasarkan hal tersebut dapat dikatakan bahwa pemboran masih aman tanpa kekhawatiran terjadinya kegagalan akibat gaya tension terutama di saat penarikan rangkaian. 5.1.4 Buckling Diketahui bahwa untuk melawan beban drag dan beban torsi, untuk pencapaian ROP yang diinginkan, dibutuhkan beban aksial yang besarnya melebihi beban drag yang terbentuk disepanjang lintasan. Untuk itu diperlukan WOB yang cocok. WOB pada pemboran dengan sudut kemiringan tinggi dan horizontal, dijaga agar tetap dibawah buckling kritik. Jika tidak dilakukan maka rangkaian akan mengalami failure dengan tertekuknya pipa pad bagian sebelum pertambahan sudut dan bagian sesudah pertambahan sudut.


10

Berdasarkan hasil perhitungan yang diperoleh dari data-data yang diperoleh pada laporan pemboran dan beberapa data asumsi, diperoleh bahwa beban buckling kritik yang bisa masih bisa ditahan oleh rangkaian BHA tersebut adalah 36,239.26 lb. Nilai beban buckling kritik ini jauh lebih besar bila dibandingkan dengan beban Kompresi pada EOC ditambah dengan WOB, yaitu sebesar 7,402.42 lb. Maka berdasarkan hal tersebut dapat dikatakan bahwa pemboran masih aman tanpa kekhawatiran terjadinya buckling pada saat pengeboran tersebut berlangsung. 5.1.5 Panjang Lateral Maksimum Panjang lateral aktual yang dicapai pada pemboran horizontal well ini adalah 283 ft. Pencapaian horizontal section yang hanya 283 ft dari rencana awal sekitar 2000 ft ini disebabkan karena adanya masalah total loss yang disebabkan oleh adanya fracture pada reservoir yang kita bor tersebut. Berdasarkan hasil perhitungan yang diperoleh dari data-data yang diperoleh pada laporan pemboran dan beberapa data asumsi, diperoleh bahwa angka 2000 ft bukan merupakan panjang horizontal section optimum yang bisa didapatkan dengan menggunakan spesifikasi rangkaian BHA dan rig tersebut. Nilai panjang optimum yang bisa kita dapatkan tersebut adalah 2200 ft. Tetapi perlu diingat, nilai 2200 ft ini didapat dengan hanya mempertimbangkan faktor beban yang terjadi pada BHA tersebut. Kita tidak memperhitungkan faktor-faktor lain, seperti faktor formasi dan faktor pengangkatan cutting ke permukaan. Selain itu, pencapaian 2200 ft ini hanya bisa didapat bila kita hanya menambahkan drill pipe pada bagian horizontalnya. Hal ini dilakukan karena drill pipe mempunyai berat yang ringan sehingga daya dorong yang diperlukan untuk mendorong BHA ini dapat ditekan seminimal mungkin. Hal yang menguatkan kita menggunakan drill pipe pada bagian horizontal adalah karena harga drill pipe lebih murah dibandingkan HWDP dan DC sehingga akan didapatkan pengeboran yang lebih ekonomis bila kita menggunakannya.

Analisa beban-beban yang terjadi pada pengeboran sejauh 2000 ft dan 2200 ft di bagian horizontal tersebut dapatkita lihat pada tabel 7 dan 8. Dilihat dari analisa beban yang dilakukan untuk menghitung panjang lateral optimum, dapat dilihat bahwa faktor yang paling kritis yang menyebabkan pembatasan angka 2200 ft pada horizontal section di pengeboran kita ini adalah perbandingan antara gaya dorong yang tersedia dengan gaya yang harus didorong (down drag). Jika kila lihat parameter-parameter beban lain, kita masih dimungkinkan untuk menambah panjang bagian horizontal yang akan kita bor. Jadi dapat disimpulkan bahwa untuk menambah panjang bagian horizontal yang akan kita bor, faktor yang paling penting adalah menambah gaya dorong yang dimiliki oleh rangkaian BHA yang kita punyai tersebut. Untuk menambah gaya dorong tersebut, kita bisa menambah HWDP ataupun DC pada bagian vertikal maupun bagian pertambahan sudut dari rangkaian BHA yang akan kita gunakan itu. 5.2 Usulan Desain BHA Berdasarkan data-data aktual lapangan dan data-data yang diperoleh dari perhitungan mengenai beban yang dialami oleh rangkaian BHA tersebut, maka dapat dilihat bahwa spesifikasi drill pipe yang digunakan pada pengeboran ini terlalu baik bila dibandingkan dengan spesifikasi yang dibutuhkan. Sehingga pengeboran yang kita lakukan menjadi tidak ekonomis. Oleh karena itu, saya mengusulkan untuk pengeboran horizontal selanjutnya pada lapangan yang sama, dapat digunakan drill pipe yang memiliki spesifikasi lebih rendah. Spesifikasi drill pipe yang paling ekonomis yang bisa digunakan adalah drill pipe lama – API Class 3 tipe X-95. Penentuan spesifikasi drill pipe yang paling ekonomis tersebut didapatkan dengan melakukan sensitivitas dari kemampuan drill pipe-drill pipe tersebut terhadap beban-beban yang terjadi pada saat pengeboran tersebut berlangsung. Analisa beban-beban yang terjadi apabila kita menggunakan API Class 3 tipe X-95 tersebut dapat kita lihat pada tabel 9, 10, dan 11.


11

Pada tabel-tebel tersebut, dapat kita lihat bahwa semua beban-beban yang terjadi pada saat pengeboran tersebut berlangsung dapat diatasi oleh jenis pipa yang diusulkan tersebut. Sehingga pengeboran dapat kita lakukan tanpa kekhawatiran adanya masalah-masalah yang berkaitan dengan pembebaban yang terjadi pada BHA tersebut VI. KESIMPULAN 1. Berdasarkan evaluasi beban yang telah

dilakukan dapat disimpulkan bahwa dari segi teknis, desain BHA yang digunakan pada Sumur-X sudah baik.

2. Ditinjau secara ekonomis, desain BHA tersebut tidak bersifat ekonomis karena drill pipe yang kita gunakan memiliki spesifikasi yang jauh lebih tinggi bila dibandingkan dengan spesifikasi yang dibutuhkan.

3. Spesifikasi drill pipe yang paling ekonomis yang bisa digunakan adalah drill pipe lama – API Class 3 tipe X-95

4. Panjang bagian horizontal optimum yang bisa dicapai dengan menggunakan BHA tersebut adalah 2200 ft.

5. Untuk menambah panjang bagian horizontal yang akan kita bor, faktor yang paling penting adalah menambah gaya dorong yang dimiliki oleh rangkaian BHA yang kita punyai tersebut.

6. Untuk menambah gaya dorong tersebut, kita bisa menambah HWDP ataupun DC pada bagian vertikal maupun bagian pertambahan sudut dari rangkaian BHA yang akan kita gunakan itu. Tetapi penambahan tersebut perlu mempertimbangkan batasan kemampuan rig/hook load rig.

DAFTAR SIMBOL TVD = True Vertical Depth, ft MD = Measured Depth, ft BUR = Build Up Rate, o/100 ft WOB = Weight On Bit, lb OD = outside diameter, inch MOP = Margin Over Pull, lb ROP = Rate of Penetration, ft/hr T = Minimum torsi pada kondisi tension, lb-ft I : Polar momen inersia, in4 OD : Outside diameter, in ID : inside diameter, in Y : Minimum yield strength, psi

Te : Beban tensile, lb A : Luas permukaan pipa, in2 Fc = gaya kontak lateral, lb/ft Fa = beban axial (+ beban tensile), lb Bv = vertical build curve, o/100ft BL = lateral hole curvarture, o/100ft Bt = total dogleg curvature, o/100 ft Wm = gaya apung pada pipa, lb/ft = sudut inklinasi, derajat = friction factor (lb/ft) ODtj = diameter luar dari tool joint (inch) L = panjang pipa (ft) TH = torsi pada pipa horizontal, lb/ft TB = torsi pada pipa melengkung, lb/ft WOB = weight on Bit, lb D = drag, lbs DH = drag pipa horizontal DB = drag pipa melengkung, lbs BL = beban minimum penyebab tertekuknya pipa, lbs BF = gaya apung, psi H = diameter lubang, inch As = luas penampang pipa, inch2 FEOC = aksial load pada EOC, lbs F2 = aksial kompresi load di KOP, lbs D Buck = aksial drag pipa tertekuk, lbf/ft FA = gaya aksial pada pipa tertekuk, lbs Wa = berat pipa di udara, lb/feet Bop = maksimum curvature build rate untuk drill pipa, o/feet Bwh = maximum curvatutre build rate untuk Weight DP, o/feet FN = gaya normal, lbs DAFTAR PUSTAKA 1. Bourgoyne, Adam T, dkk.. 1991. Applied

Drilling Engineering. Society Of Petroleum Engineers. United States of America.

2. Rubiandini, Rudi R. S. 1992. Evaluasi Hasil Horizontal Drilling Di Beberapa KPS. PT. LAPI ITB. Bandung.

3. Yanfidra. 1993. Model Analisa Perhitungan Beban Pada Rangkaian Pemboran Sumur Horizontal. Tugas Akhir TM-ITB. Bandung.

4. Putra, E. T. 1994. Analisa dan Desain Bottom Hole Assembly Pada Pemboran Berarah. Tugas Akhir TM-ITB. Bandung.

5. Kardani, I. 1994. Evaluasi Bottom Hole Assembly Untuk Pemboran Miring dan Horizontal. Tugas Akhir TM-ITB. Bandung.

6. Rubiandini, Rudi R. S. 2001. Perancangan Pemboran. Penerbit ITB. Bandung.


12

7. Rubiandini, Rudi R. S. 2004. Teknik Operasi Pemboran. Penerbit ITB. Bandung.

8. Jamil, Hasan. 2008. Trajectori Sumur ERD-Horizontal. Tugas Akhir TM-ITB. Bandung.

9. 2008. Data-Data Lapangan Sumur-X PT. Medco E&P Indonesia.

asiBebanBottomHoleAssemblyHorizontalWellPadaSumurX

Documents

Transcript of asiBebanBottomHoleAssemblyHorizontalWellPadaSumurX