BAB IIIRUMUS DASAR DAN HYDRAULIKA

3.1. VOLUME PIPA

xLbblsIDVolPipa4.1029

2

=

ID = inner diameter ( inch )L = panjang pipa ( ft )

3.2. DISPLACEMENT PIPA

xLbblsIDODDisplpipa4.1029

22

=

OD = outer diameter pipa (inch)ID = inner diameter pipa (inch)L = panjang pipa ( ft )

3.3. VOLUME ANNULUS

xLbblsODOHVolAnn4.1029

22

=

OH = diameter open hole/bit ( inch )OD = outer diameter pipa ( inch) L = panjang annulus ( ft )

pada cased hole, OH diganti ID casing pipa

ODID

displacement pipa

3.4 VOLUME LOBANG

xLbblsOHVolLobang4.1029

2

=

OH = diameter open hole ( inch) L = dalam lobang ( ft )untuk cased hole OH diganti ID casing

3.5 PUMP OUT PUTPompa Triplex

xLxexDPumpOutput 2000243.0= bbls/stroke

D = diameter liner ( inch)L = panjang stroke ( inch)e= efficiensi pompa (%)

Pompa Duplex

{ } eLxrDLDPumpOutput = )000162.0()0000324.0( 22 bbls/strokerD = diameter rod (inch)

3.6 LAG / DOWN STROKE

Lag stroke/time adalah jumlah stroke/waktu yang diperlukan untuk memompakan Lumpur / perjalanan cutting dari dasar (bottom) sampai permukaan

PumpOutputVolAnnulusLagStroke =

Vol annulus : ( bbls )Pump out put : ( bbls/stroke)

)(MenitSPM

LagStrokeLagTime =

Down stroke/time adalah jumlah stroke/waktu yang diperlukan untuk memompakan Lumpur dari permukaan ke dasar lobang.

Vol Pipa vol pipa ( bbls) Down stroke = Pump out put pump out put (bbls/stroke)

Down strokeDown time = down time ( menit ) SPM

3.7 BOUYANCY FACTOR

Bouyancy factor adalah efek gaya penahan gravitasi yang ditimbulkan oleh tingkat kerapatan molekul-molekul fluida.

65.4 - MW BF = ------------------ 65.4

MW = ppg

3.8. ANNULUS VELOCITY Adalah kecepatan aliran Lumpur dianulus saat dipompakan dengan gpm tertentu.

min/5.24. 22 ftODOH

GPMVelAn

=

OH diameter hole ( inch)OD outer diameter pipa ( inch)

3.9. CRITICAL ANNULUS VELOCITY

Kecepatan batas laju Lumpur dimana jika kecepatan Lumpur lebih cepat dari kecepatan batas, aliran akan berubah dari laminar menjadi turblent. Dimana pada umumnya aliran turbulent dihindari pada annulus antara DP dan open hole pada saat drilling.

++=

)(}{(26.9{08.108.1

6022

ODOHMWMWYpODOHPvPv

CV

CV = ft/ min MW ( ppg ) OH diameter open hole ( inch) Pv plastic viscOD out diameter pipa (inch) Yp yeld point

3.10. CRITICAL GPM

GPM batas dimana pemompaan diatas gpm batas akam mengubah aliran Lumpur dari laminar menjadi turmunent

51.24)( 22 ODOHCVGPM =

CV = Critical Vel (ft/min)OH = diameter Open hole (inch)

OD = out diameter pipa (inch)

3.11. FLOW RATE/GPM UNTUK OPTIMASI

Range flow rate optimasi antara 30 50 GPM x diameter BitMissal: untuk ukuran bit 12-1/4 maka flow rate optimum30 x 12 = 367.5 gpm sampai 50 x 12 = 612.5 gpmFlow rate yang dianjurkan antara 367.5 s/d 612.5 gpm.

GPM opt = 12.72 x D1.47Misal : Diameter bit 12-1/4 Maka Flow rate = 12.72 x (12-1/4)1.47 = 12.72 x 38.77 = 505.9 gpm

3.12. EQUIVALENT CIRCULATING DENSITY

Penambahan nilai MW pada saat sirkulasi

Untuk MW rendah < 13 ppg

ppgODPOH

YpMWECD

+=

1.0

MW = ppgOH = diameter lobang ODP = outer diameter DP

ppgODPOH

AnnVelPvYpODPOH

MWECD

+

+=(300

1.0

Yp = Yeld pointPv = Plastic viscAnn vel = ft/min

ppgftdepthTVD

psissAnnpressloMWECD)(052.0

)(

+=

3.13. HYDROSTATIC PRESSURE

HP psi = MW x 0.052 x Depth tvd ( ft ) MW ( ppg )

HP psi = SG x 1.42 x depth tvd ( m )

3.14.JET NOZZ VELOCITY

sec/1

3.418322 ftJJJ

gpmJETVEL++

=

Atau:

= sec/

12.3ft

NozzAreaGPM

Mis : flow rate : 450 gpm Nozz size : 3 x 12 Nozz area : 0.3313 sq. inch

418.3 x 450Jet Vel = 122 + 122 + 122

188235 = 432 = 435 ft/sec

3.15.JET IMPACT FORCE

LbsJetVelMWGPMJI1932

=

MW = ppgJet Vel = ft/sec

3.16.BIT PRESSURE LOSS

psiJJJI

MWGPMPBit).....32(

48.156222

2

+

=

atau

= psi

inchsqNozzAreappgMWGPM

2

2

).(1.10863)(

3.17.HHP Bit GPM x P Bit HHP bit = HHP 1714

3.18.Total HHP

GPM x SPPTot HHP = ----------------- HHP 1714

%)6550(%100 = hydraulicsoptimalforHHPTOTBITATHHPATBIT

3.19 . TON MILES ( COMPLETE ROUND TRIP )

( )20005280

})2{()2(

+++=

WcWbDLDDWMILESTON

W = berat DP per ft dalam lumpur ( lb/ft )D = Depth ( ft )L = Panjang rata-rata DP per stand ( ft )Wb = Berat Traveling block assembly ( lb)Wc = Berat BHA dlm Lumpur berat DP sepanjang BHA dlm Lumpur (lb)

Contoh ;Mud weight = 9.6 ppgDepth (MD) = 4000 ftDP weight = 13.3 lb/ftBHA weight = 83 lb/ft Length BHA = 300 ftWeight Traveling block assy = 15000 lbAverage length 1 stand DP = 90 ft

Bouyancy Factor = ( 65.4 9.6 ) / 65.4 = 0.853 Berat DP dlm Lumpur ( W ) = 13.3 x 0.853 = 11.35 lb/ft BeratBHA - beratDP ( Wc) = (300 x 83 x 0.853 ) - ( 300 x 13.3 x 0.853 ) =

17845 lb

8.5320005280

}17845)150002{()40002()400090(400035.11=

++++= MilesTon

3.20. CRITICAL RPM

RPM kritis yaitu batas harga RPM yang mana jika RPM melebihi harga tersebut akan menimbulkan efek getaran (vibrasi ) pada pipa pemboran.

222

33055 IDODL

RPMCritical +=

L = length of one joint pipe (ft)ID = inner diameter pipe (inch)OD= outer diameter pipe (inch)

Contoh : DP 5

L = 31 ftID = 4.276 OD= 5

222 276.4531

3055++=Critical

= 34.396 x 6.579 = 226 RPM

Rile of thumb : for 5 Drill pipe do not exeed 200 rpm for any depth.

3.21. TITIK JEPIT

Kedalaman / titik dimana terjadi pipa terjepit ( stuck pipe ) dapat diestimasi berdasarkan pendekatan perhitungan drill pipe stretch dengan rumus di bawah ini:

Stretch (inch) x Free point constant Feet of free pipe = Pull force ( thousand lbs )

Contoh : Drill pipe 3-1/2 13.30 lb/ft terjepit. Penambahan penjang ( stretch ) sepanjang 20 inch dengan tarikan over pull 35.000 klbs. Free point constant = 9052.5 ( tabel )

20 x 9052.Feet of free point = = 5173 ft

35

Cara Penentuan StretchCatat hook load ( berat string) saat berat normal + drag mis 146 klbsAngkat string dengan ovrt pull 35 klbs ( angkat sampai 181 klbs ) Ukur peregangan ( penambahan panjang string sebelum dan sesudah angkat string sampai over pull 35 klbs). Mis 20 inchFree Point Constant dapat juga ditentukan dengan rumus :

FPC = { ( OD2 - ID2 ) x 0.7854 } x 2500 ID dan OD ( inch )

Contoh: Dp 4-1/2 16.6 lb/ft ----- ID = 3.826 inch

FPC = { ( 4.52 - 3.8262 ) x 0.7854 } x 2500

= 4.407 x 2500

= 11017.5

3.22. PRESSURE LOSS

Merupakan kehilangan tekanan selama perjalanan Lumpur dari mud pump sampai flow line.

Pada tempat tempat tertentu terjadi kehilangan tekanan yang disebabkan adanya gaya friksi antara Lumpur dan permukaan yang dilewati Lumpur. Pressure loss ( kehilangan tekanan ) terjadi pada : 1. Drill string ( Drill Pipe, Heavy Weight Drill Pipe dan Drill Collar ) 2. Annulus Surface Line 3. Bit / Nozzle 4. Surface Line 5. Mud Motor & MWD ( directional well )

Pressure loss dipengaruhi oleh Properti Lumpur terutama Sg/MW, Pv dan Yp, Flow rate, Annulus Velocity, dan Diameter pipa. Jumlah total Pressure loss akan sama/mendekati besarnya pressure pompa ( Stand pipe pressure ).

psiID

LQMWPvLossessPipa 82.482.182.018.00000765.0Pr =

MW ( mud weght) = ppg Q ( Flow rate ) = gpmID ( Inside Diameter of pipe) = inchL (Length of pipe) = ftPv (Plastic Viscosity)Yp (Yeld Point)

3.22.2. ANNULUS PRESSURE LOSS

Aliran dalam annulus DC dan DP Laminar ( Beck, Nuns and Dunn )

psiDpDhPvLAnVel

DpDhYpLLossessAnn

)(1500)(225Pr 2

+

=

L ( Length of Annulus) = ftAn Vel (Annulus velocity) = ft/secDh (Diameter hole) = InchDp (Diameter Pipe ) = inchPv (Plastic Viscosity)Yp (Yeld Point)

PLASTIC VISCOSITY/YELD POINT

PV = Fann 600 reading - Fann 300 reading

YP = Fann 300 reading - PV

Fann600 reading = 2 PV + YP Fann300 reading = PV + YP

Turbulence system

1.4327 x 10-7 x MW x L x AnnVel2Ann Press Loss = Dh - Dp

3.22.3. BIT PRESSURE LOSS

Tujuan pemrograman hidraulika adalah pengoptimisasian press loss di bit, dengan harapan didapatkan laju pemboran yang optimum. Karena pada dasarnya tekanan pompa untuk mengimbangi kehilangan tekanan (press loss) akibat friksi Lumpur dengan didinding pipa yang tidak menghasilkan apa-apa.

Q2 x MWBit Press Loss = psi 10863.1 x Nozz Area2

3.22.4. SURFACE EQUIPMENT PRESSURE LOSS

Kehilangan tekanan pada sambungan/peralatan di permukaan biasa terjadi di stand pipe, rotary house, swivel dan Kelly. Penentuan hilang tekanan di permukaan cukup sulit karena tergantung dari demensi dan geometri dari sambungan/peralatan permukaan. Peralatan permukaan terbagi menjadi 4 (empat) type yang menunjukkan demensi dari Drill pipe, Kelly, rotary hose dan swivel. Ada beberapa rumus untuk menentukan Surface equipment press loss.

Surf Press Loss = C x MW x ( 0.01 x Q )1.86 psi ( Norton J Laperous1992)

C ( Friction Factor for type of surface equipment) = constantaMW ( Mud Weight ) = ppgQ (Flow rate) = gpm

Type of surface eqpt C 1 1.0 2 0.36 3 0.22

4 0.15

Surf Pres Loss = E x MW0.8 x Q 1.8 x PV0.2 psi ( Rudi Rubiandini 2002 )

Rumus praktis

Surf Press Loss = Kl x Kr x 0.1 MW psi ( Rudi Rubiandini 2002 )

Kl = Koefisien loss ( lihat tabel )Kr = Koefisien rate ( lihat tabel )

Contoh Perhitungan :

Data :Well KRB-02 (KarangBaru Sukra)

PERHITUNGAN : Annular Velocity : DC 4-75 OH = (24.5 x 300 ) /( 62 - 4.752) = 547.2 ft/min / 9.12 ft/sDP 3.5 OH = (24.5 x 300 ) / ( 62 - 3.52 ) = 309.6 ft/min / 5.16 ft/sDP 3.5 Liner 7 = ( 24.5 x 300 ) / ( 6.1842 - 3.52 ) = 282.9 ft/min / 4.71 ft/s DP 3.5 Csg 9 5/8 = ( 24.5 x 300 ) / ( 8.8382 - 3.52 ) = 111.6 ft/min / 1.86 ft/sDP 5 Csg 9 5/8 = ( 24.5 x 300 ) / ( 8.8382 - 52 ) = 138.4 ft/min / 2.31 ft/s

Annulus Press loss :

DC 4.75 OH = )75.46(255247.311

x

+ 2)75.46(1500

217.31112.9

xx

= 52.07 psi

DP 3.5 OH = )5.36(225249.885

x

+ 2)5.36(1500

219.88516.5

xx

= 46.68 psi

DP 3.5 Liner 7 = )5.3184.6(225246.2155

x

+ 2)5.3184.6(1500

216.215571.4

xx

= 105.42 psi

Dengan cara yang sama

DP 3.5 Csg 9-5/8 = 34.28 psi

DP 5 Csg 9-5/8 = 178.86 psiTotal Press loss Annulus = 52.07 + 46.86 + 105.42 + 34.28 + 178.86 = 417.3 psi

PIPE PRESS LOSS

DC 4.75 = 82.4

84.182.018.0

27.31130008.12210000765.0 xxxx

= 363.11 psi

DP 3.5 = 82.4

84.182.018.0

56.2468230008.12210000765.0 xxxx

= 1659.5 psi

DP 5 = 82.4

84.182.018.0

56.29.596430008.12210000765.0 xxxx

= 178.35 psi

Total Pipe Press loss = 363.11 + 1659.5 + 178.35 = 2200.96 psi

BIT PRESS LOSS

Bit Press Loss = 22

0708.21.1086308.12300

xx

= 23.33 psi

SURFACE PRESS LOSSSurface Loss = 0.22 x 12.08 x ( 0.01 x 300 )

86.1 = 20.5 psi

(Surface eqpt type 3 )

Total Press Loss = 417.3 + 2200.96 + 23.33 + 20.5 = 2661.8 psi

3.23. TRIP MARGIN

Perkiraan penambahan Sg / MW Lumpur setelah killing dari kejadian kick

TRIP MARGIN = )(085.0DpDh

Ypx ppg

Dh : Diameter hole (inch)Dp : Pipe out side diameter (inch)

Contoh : Yp of mud = 14 Hole diameter = 12-1/4 Pipe out side diameter = 5

Trip Margin = ( 14 x 0.085 ) / ( 12.15 5 ) = 0.164 ppg

3.24. WOB MAXIMUM DRILLING

Weigh on Bit max yang diperbolehkan saat drilling adalah setara dengan berat Drill Collardan Heavy Weight terkoreksi Bouyancy.

Stright Hole ( lobang tegak )

Max WOB = ( Weight of DC + HW ) x Bouyancy Factor Klbs

Directional Hole

Max WOB = ( Weight of DC + HW ) x B F x Cos inclination Klbs

3.25. KEDALAMAN WASH OUT

Penentuan kedalaman kebocoran pipa dapat diperkirakan dengan perhitungan sebagaiberikut:

Metode 1.Pompakan material plug kedalam drill pipa, amati pada stroke ke berapa mulai terjadi kenaikan pressure.

Depth wash out (ft) = ( tot stroke x pump out put (bbls/strk) ) : drill pipe cap. (bbls/ft)

Metode 2.Pompakan material ke dalam drill string hingga menembus wash pipe dan naik ke annulus sampai ke shaker. Catat total stroke saat material keluar ke shale shaker. Material haruslah mudah terlihat mis cat warna cerah atau butiran jagung tumbuk/beras. Atau yang mudah terdetaksi oleh gas detector mis carbide . Depth wash out (ft) = ( tot stroke x pump out put ) : (drill pipe cap. + Ann cap.)

Pump out put bbls/strkDrill pipe cap bbls/ftAnnulus cap bbls/ft

3.26. CEK/KORAKSI DIAMETER LOBANG

Cek diameter lobang biasanya dilakukan sebelum penyemenan atau untuk koreksi perhitungan Lag depth/Lag time. Idealnya dilakukan setiap kemajuan 200 300 m untuk koraksi perhitungan Lag depth/Lag time. Caranya adalah dengan memasukkan carbibde atau butiran beras/jagung tumbuk, catat total

stroke saat butiran beras keluar. Jika menggunakan carbide catat saat gas naik melebihi background gas ( kondisi tidak ada connection gas atau kondisi background gas tinggi). Selisih antara total stroke saat material keluar dengan total stroke teoritis surface to surface ( complete circulation) dikonversikan ke volume (bbls) merupakan efek perbesaran diameter lobang.

Contoh :

Hole Depth : 1500 mCsg Shoe 9-5/8 at : 1300 mUkuran bit : 8-1/2Length Open hole 8-1/2 : 200 m ( 656.2 ft )

Total stroke teoritis Surface-surface : 2600 strokeReal tot stroke saat cek carbide : 2750 stroke Cap pompa : 0.0833 bbls/stroke ( eff 97 %)

Perhitungan :

Excess stroke : 150 strokeExcess volume : 150 x 0.0833 = 12.49 bbls

Volume open hole tanpa pipa = (8.5 x 8.5 x 656.2) / 1029.4 = 46.056 bbls

Setelah di cek ternyata volume open hole menjadi 46.05 + 12.49 = 58.54 bbls

Diameter lobang = lengthOHHoleVolx /)4.1029( (rata-rata)

Hole vol : bbls Length hole : ft

= 2.656/)4.102954.58( x = 9.58 inch

3.27. MINIMUM CIRC STROKE HOLE CLEAN FOR DIRECTIONAL HOLE

Minimum Total stroke sirkulasi agar bersih lobang untuk sumur berarah

Total Adjust MD x Bottoms-Up strokeMin Circ Strk = Measure Depth (MD)

(TRUE Was compiled specifically to assist the rig team in The Reduction of Unscheduled Events)

Total Adjust = well bore section by angle interval x circ strk factor ( CSF)

Minimum Circulating Stroke Factor ( CSF ) to clean hole

Contoh perhitungan:

Measure depth : 13,000 ftHole size 12.6 ( csg 13-3/8) 12.25Interval kedalaman dan sudut : 0 4,500 ft sudut 0 35 deg4,500 6,500 ft sudut 35 55 deg 6,500 13,000 ft sudut > 55 degBottoms up strokes = 15,000 stroke

Total Adjust MD = (sec #1 x CSF ) + ( sec#2 x CSF) + ( sec#3 x CSF) = (4,500 x 1.4 ) + ( 2,000 x 1.8) + ( 6,500 x 2 ) = 6,300 + 3,600 + 12,000 = 22,900

22,900 x 15,000 Min Circ Stroke = 13 000

= 26,423 strokes