Dril-037 Horizontal Well Drill String Design

Horizontal Well DrillstringHorizontal Well Drillstring DesignDesign

TUJUAN

Model Torque dan Drag Beban Torsi

Lubang Lurus Lubang Miring Lubang Horizontal Lubang Melengkung

Beban Drag

Lubang Lurus Lubang Horizontal Lubang Melengkung

Buckling Strategi Drillstring Panjang Lateral Maksimum Horizontal

Penentuan Tension Penentuan Torsi Penentuan Principil Stress Penentuan Pigging Horizontal Metoda Lama

Dril-037 Horizontal Well Drillstring Design1

1. Modul Torque dan Drag

Dalam perencanaan rangkaian drillstring harus mempertimbangkan beban drag, torsi (Gambar 1) dan kemungkinan bengkoknya drill string 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.

Gambar 1. Model Torque and Drag

2 Dril-037 Horizontal Well Drillstring Design

2. Beban Torsi

Torsi yang berlebihan akan membatasi panjang bagian lubang yang dapat ditembus. Torsi yang mampu memutar bit dalam pemboran menggunakan metoda rotary dibatasi oleh:

1. Torsi maksimal yang dapat dilakukan oleh rotary table2. Kekuatan torsi pada sambungan3. Kekuatan torsi pada bagian pipa yang tipis

Berdasarkan API RP 7.6, untuk menghitung beban torsi yang dapat ditanggung oleh pipa pada kondisi tensile/tertarik adalah :

T = 0 .096167OD [Y 2− Te2

A2 ]0.5

.........................................................................(1)

I = π32

[OD 2 − ID2 ] ...................................................................................(2)

dengan,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

Perhitungan beban torsi akan semakin kritis apabila pemboran sudah memasuki phase pertambahan sudut dengan membentuk suatu busur dengan kelengkungan tertentu (build up) serta pada phase pemboran bagian horizontal. 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.

Untuk lubang melengkung (curved hole) gaya kontak lateral dihitung dengan menggunakan persamaan :

Fc= [( F A Bv

5730− Wm Sin Φ)

2

+ ( F A BL

5730 )2 ]0.5

....................................................(3)

2.1. Lubang lurus :

Fc= W M Sin Φ .......................................................................................... (4)Dengan,Fc = gaya kontak lateral (lb/ft)Fa = beban axial (+ beban tensile) (lb)Bv = vertical build curve ( 0/100ft)BL = lateral hole curvarture ( 0/100ft)


BL= (Bt2− B

v2 )0.5 ...................................................................................... (5)

dengan,Bt = total dogleg curvature ( 0/100 ft)Wm = berat pipa dalam lumpur (lb/ft) Φ = sudut inklinasi (derajat)

Pada prinsipnya penentuan torsi dapat dilakukan sebagai berikut :

T =μ OD tj Fc

24 ........................................................................................... (6)dengan,T = torsi (lbf-ft/ft)μ = friction factorFc = gaya kontak lateral (lb/ft)ODtj = diameter luar dari tool joint (inch)

Berikut ini beberapa persamaan yang telah diturunkan untuk menghitung besarnya beban torsi yang timbul untuk masing-masing phase pemboran. Torsi pada lubang yang lurus dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan berikut :

2.2. Lubang miring :

T =OD W m L μ Sin Φ

24 ...............................................................................(7)

2.3. Lubang horizontal

Dengan asumsi sudut kemiringan sebesar 90o dan friction factor (m) sebesar 0.33, maka :

TH H =OD W mL

72 ........................................................................................ (8)

2.4. Lubang melengkung:

Dalam penentuan torsi pada bagian pertambahan sudut dapat menggunakan persamaan dengan batasan-batasan berikut ini:

K = WOB - 0.33 Wm R

Untuk K negatif :

T B =OD Wm R

72 ......................................................................................... (9)

Untuk K positif :

T B =OD Wm R

72+ OD76 (WOB− 0 .33 W m R )

...............................................................................................................(10)

dengan :


T = Torsi friksi pada sumur miring (ft-lbf)TH = Torsi friksi pada sumur horizontal (ft-lbf)TB = Torsi friksi pada bagian pertambahan sudut (ft-lbf)OD = Diameter luar tool joint atau collar (in)L = panjang pipa (ft)μ = Koefisien friksi/gesekan (diambil harga 0.33)

= Sudut kemiringan sumur (derajat)Wm = Berat pipa dalam lumpur (lb/ft)R = Jari-jari bagian pertambahan sudut (ft)WOB = Weight on bit (lb)K = Konstanta perhitungan (lb)


3. Beban Drag

Idealnya pemboran vertikal, drill string yang digunakan tidak akan mengalami beban drag. Tetapi dengan adanya daerah pertambahan sudut akan menyebabkan drill string rebah dan menempel pada dinding lubang bor, sehingga menimbulkan beban drag yang arahnya berlawanan dengan gerak drill string.

Semakin besar sudut kemiringan sumur, beban drag akan semakin besar. Beban drag maksimum terjadi pada saat sumur membentuk sudut 900 atau pada saat pemboran ke arah horizontal. Beban drag yang timbul pada kondisi ini sama dengan berat benda yang menempel di sepanjang sumur horizontal setelah dikurangi gaya apung.

Tepatnya desain lintasan lubang bor akan dapat mengurangi drag yang terjadi, namun untuk pendesainan pada bagian lubang horizontal, tergantung dari desain drill string yang digunakan serta WOB yang diderita bit. Semakin berat rangkaian pipa yang tergeletak pada dinding sumur semakin besar beban drag yang harus dihadapi. Secara keseluruhan drag dapat diturunkan dengan baiknya pendesainan lumpur sehingga diperoleh kemampuan pelumasan dan pengangkatan cutting yang baik sehingga terhindar dari kemungkinan terjepitnya pipa. Berikut ini beberapa persamaan yang dapat digunakan untuk memperkirakan besar beban drag yang timbul akibat adanya daerah pertambahan sudut untuk masing-masing phase pemboran.

3.1. Lubang lurus :

D =Wm L Sin Φ...............................................................................................................(11)

22.3.2. Lubang horizontal :

Dengan asumsi kemiringan lubang 900 dan koefisien friksi sebesar 0.33, maka :

DH =Wm L

3 ..................................................................(12)

3.3 Lubang melengkung :

Sementara untuk phase bagian pertambahan sudut, beban drag dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan berikut yang hanya berlaku pada saat penurunan drillstring ke dasar sumur (Gambar 2) :

K = FA - 0.25 Wm RUntuk K negatif :

DB = 0.40 Wm RUntuk K positif :

DB = 0.25 Wm R + 0.69 FA


Gambar 2. Gesekan Pada Lubang Saat Penurunan Drillstring

Sedangkan perhitungan untuk phase pertambahan sudut pada saat penarikan drill string, besar beban drag dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan berikut (Gambar 3):

Gambar 3. Gesekan Pada Lubang Saat Penarikan Drillstring

K = FA - 0.85 Wm R

Untuk K negatif :

DB =Wm R

3 .................................................................(15)

Untuk K positif :

DB = 0.69 FA - 0.25 Wm R .......................................(16)

dengan,D = Drag pada lubang miring (lbf)DH = Drag pada lubang horizontal (lbf)DB = Drag pada phase build rate (lbf)Wm = Berat pipa dalam lumpur (lb/ft)


L = Panjang pipa yang bersentuhan dengan drag, (ft)

μ = Koefisien friksi (diambil 0.33) = Sudut kemiringan sumur (derajat)

R = Jari-jari build curve (ft)FA = Beban Kompresi pada EOC (lb)

Toleransi maksimum drag dalam pemboran ditentukan oleh strength dari dinding drillpipe, tool joint dan peralatan penyambung lainnya. Kekuatan strength pipa dapat dilihat pada API RP 7.6. Faktor-faktor yang menyebabkan drag pada pipa adalah sebagai berikut :

1. Dog leg tidak hanya meningkatkan drag tapi dapat menurunkan kekuatan strength dari drillpipe akibat gaya/beban bending yang disebabkan tingginya gaya kontak antara lubang bor dengan drill string.

2. Komponen-komponen peralatan yang mempunyai ujung yang tajam.

3. Mud cake yang tebal, khususnya yang mengandung cutting.4. Belokan yang mendadak/tajam, khususnya tanpa dog leg yang

mulus (smooth).5. Lumpur tanpa lubrisitas.6. Lapisan cutting yang mengendap pada dinding lubang bor

bagian bawah.7. Terjadinya swelling.

Tujuan penentuan atau mengetahui besar beban drag adalah untuk mempersiapkan kekuatan rig serta kemampuan prime mover untuk menurunkan, menahan dan menarik string serta untuk mengatur distribusi WOB akibat adanya beban drag.


Contoh 1 Suatu pemboran menggunakan HWDP 5" (OD 6.5") pada bagian lengku ngan dan lateral. Panjang bagian lateral sekitar 2000 ft dan jari-jari kelengkungan lintasan sumur 800 ft. Densitas lumpur yang dipakai 10 ppg (diketahui berat HWDP 20.99 lbs/ft dan densitas baja 65.5 ppg). Tentukan :

a. Berapa besar torsi bila WOB = 0 (memutar tanpa membor)b. Berapa Torsi bila WOB = 30.000 lbs (melakukan pemboran)c. Bila 1000 ft HWDP bagian lateral diganti dengan menggunakan

drillpipe (berat 19.5 lbs/ft, OD = 6.375"), berapa besar torsi yang terjadi bila WOB = 30.000 lbs juga.

d. Berapa drag pada kondisi no. be. Berapa drag pada kondisi no. c


4. Buckling

R.F. MITCHEL 6), telah menurunkan persamaan untuk meramalkan tertekuknya (buckling) pipa pada lubang miring. Inti dasar dari persamaan adalah gaya gravitasi bumi menarik pipa ke arah bagian bawah lubang yang cenderung melengkungkan pipa, kekakuan pipa cenderung mempertahankan kelurusan pipa dan beban pada bagian akhir pipa cenderung melengkungkan pipa. Adapun persamaan yang dikembangkan adalah :

BL= 1 .617 [ BF (OD2 − ID2 ) Sin ΦH −OD ]

0 .5

..........................................................17)dengan,BL = Beban minimum penyebab tertekuknya pipa (lbs)BF = Gaya apung (psi)

= Sudut kemiringan lubang (derajat)OD = Diameter luar pipa (inch)ID = Diameter dalam pipa (inch)H = Diameter lubang (bukan ukuran bit) (inch)

Berikut ini adalah persamaan lain yang dikembangkan untuk menentukan besar aksial load yang dapat menyebabkan pipa melengkung pada lubang lurus (Gambar 22.4).

Fc= 550 [ I W a (65 .5− MW ) Sin Φ

DH − DTJ]0 .5

...............................................................................................................(18)

dengan,Fc = Max. aksial load pada lubang vertikal (lbf)

I = A sOD2 + ID2

16...............................................................................................................(19)As = 0.7854 (OD2 - ID2)...............................................................................................................(20)

dengan,I = Moment inersia (in4)As = Luas penampang pipa (in2)OD = Diameter luar pipa (in)ID = Diameter dalam pipa (in)Wa = Berat pipa di udara (lb/ft)Mw = Densitas lumpur (ppg)DH = Diameter lubang bor (in)DTJ = Diameter Tool Joint (in)


Gambar 4. Maximum Available Axial Force In Horizontal Hole


Contoh 2 :a. Tentukan critical buckling untuk 6 1/4" drill collar (ID = 2.813"), lubang

dengan diameter 8.75" dan inklinasi 1.25o, densitas lumpur 9 ppg, diameter tool joint 6.25

b. Tentukan critical buckling untuk 5" HWDP (ID = 3") dengan inklinasi 30o pada lubang dengan diameter 8.5" dan densitas lumpur 10 ppg, diameter tool joint 6.5"

c. Tentukan critical buckling untuk 5" (ID = 4.276) drill pipe, dengan inklinasi 30o pada lubang dengan diameter 8 1/2" dan densitas lumpur 10 ppg, diameter tool joint 6.375


Beban aksial pada EOC dapat dihitung dengan menggunakan persamaan berikut :

FEOC = 0.59 F + 0.39 Wm R...............................................................................................................(21)

dengan,FEOC = Aksial load pada EOC (lbs)F = Aksial/kompresi load di KOP (lbs)Mw = Berat pipa dalam lumpur (lb/ft)R = Radius build curve (ft)

Sedangkan aksial load yang menyebabkan tertekuknya pipa pada lubang horizontal adalah :

F = 1

1F EOC

+(DH − DTJ ) L60 . 106 I

...............................................................................................................(22)

dengan, F = aksial load pipa di lubang horizontal (lbf)FEOC = Aksial load di EOC (lbf)DH = Diameter lubang bor (in)DTJ = Diameter tool joint (in)I = Moment Inersia (in4)L = Panjang dari EOC sampai panjang pipa terakhir (ft)

Akibat tertekuknya pipa, maka akan muncul drag yang besarnya dapat diperkirakan dengan persamaan :

DBuck =FA2 . (DH − DTJ )60 . 106 I

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

dengan,DBuck = Aksial drag pipa tertekuk (lbf/ft)FA = Gaya aksial pada pipa tertekuk (lb)DH = Diameter lubang bor (in)DTJ = Diameter tool joint (in)I = Moment Inersia (in4) pers 22-19


5. Strategi Drillstring

Dalam pendesainan kurva lengkungan bagian pertambahan sudut diusahakan agar besar pertambahan sudut tersebut dapat memperkecil kemungkinan menempelnya pipa pada dinding sumur (lihat Gambar 5), sehingga dapat menurunkan beban drag dan torsi.

Gambar 5. Pipe Body Contact

Berikut ini adalah persamaan yang dapat dipergunakan untuk menentukan besarnya build rate yang harus dilakukan sehingga tidak terjadi kontak antar pipa dengan dinding sumur.

B= 2 R 57 .3 100 12

J L [Tan (57 .3 L4 J ) − L

4 J ]...............................................................................................................(24)

J=(E I )0 .5

F

I=As=(OD2 + ID2)16

dengan,B = max. build rate yang dapat dilakukan (0/100 ft)R = radial clearance tool joint dengan pipa (in)L = panjang joint pipa (in) E = Modulus Young (30 x 106 untuk baja)I = Moment Inersia pipa (in4) pers 22-19

Sehingga ada load maksimum yang diijinkan pada pipa yang sudah tertekuk dalam lubang vertikal, yang dapat dihitung dengan menggunakan persamaan :


F = 957 [ I W a (65 .5 ) − MW

Dh Dtj]0.5

...............................................................................................................(25)

denganF = beban maksimum pada lubang vertical (lbs)I = moment inersia pipa (in4) pers 22-19OD = diameter luar pipa (in)ID = diameter dalam pipa (in)Wa = berat pipa di udara (lb/ft)MW = densitas lumpur yang digunakan (ppg)Dh = diameter lubang pemboran (in)Dtj = diameter tool joint (in)

Contoh 3 :Suatu pemboran menggunakan 5" drillpipe (ID = 4.276, 19.5 lb/ft) pada sumur dengan diameter 8 1/2", tool joint 6-3/8" dan berat lumpur 10 ppg.Tentukan maksimum aksial load pada bagian bawah drillpipe.


Maximum curvature build rate bila menggunakan drillpipe pada saat pemboran berlangsung, maka besar pertambahan sudut yang harus dibentuk agar tidak terjadi kontak dengan dinding sumur dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan :

Bdp =185 (ODTJ −OD pipe )

J [an (5330J )− 93J ]...............................................................................................................(26)

Sedangkan bila menggunakan heavyweight drillpipe, maka besar built rate dapat dipergunakan persamaan :

Bwh =370 (ODTJ −ODhw )

J [an (2665J )− 46 .5J ]...............................................................................................................(27)

Dari Tabel 1 dapat dilihat beberapa BUR yang diijinkan untuk menghindari terjadinya kontak dengan dinding lubang bor.

Contoh 4 :Pemboran menggunakan 5" drillpipe (ID = 4.276, 19.5 lb/ft) dengan diameter tool joint 6.375 dengan WOB sebesar 30.000 lbs. Tentukan kelengkungan maksimum lintasan lubang bor untuk menghindari terjadinya kontak dengan dinding bor.

Tabel 1. Maximum Hole Curvature Recuired to Avoid Pipe Body Contact Range 2 Pipe (31 ft)



6. Panjang Lateral Maksimum Horizontal

Penentuan panjang maksimum bagian horizontal ditentukan dengan dasar konsep mekanika sederhana. Dengan konsep ini dapat ditentukan berapa besarnya beban tension, torsi dan prinsipal stress yang bekerja pada drillstring saat operasi pemboran sedang berlangsung. Ketiga beban ini digunakan sebagai kriteria untuk menentukan terjadi atau tidaknya fatique pada drill pipe. Drill pipe dapat digunakan sebagai referensi karena drill pipe lebih lemah dibandingkan Heavy Weight Drill Pipe (HWDP) atau drill collar.

Fatique terjadi jika harga tension maksimum lebih besar dari yield strength, atau torsi maksimum lebih besar dari torsional strength, atau principal stress maximum lebih besar dari yield strength per luas penampang drill pipe (principal stress strength).

Tension merupakan fungsi dari berat rangkaian pipa dalam lumpur, sudut kemiringan rata-rata, koefisien friksi, dan gaya normal. Sedangkan gaya normal adalah fungsi dari perbedaan sudut kemiringan, berat rangkaian dalam lumpur, sudut kemiringan rata-rata, perbedaan sudut arah dan tension. Torsi merupakan fungsi dari koefisien friksi, gaya normal dan jari-jari luar rangkaian pipa.

Principal stress adalah fungsi dari tegangan axial dan tegangan geser. Sedangkan tegangan axial adalah fungsi dari tension dan luas penampang pipa. Tegangan geser merupakan fungsi dari torsi, diameter luar pipa, dan moment area. Terlihat dari hubungan diatas bahwa diantara faktor-faktor tension, torsi dan prinsipal stress terdapat keterkaitan satu dengan yang lainnya.

Perhitungan besarnya tension, torsi dan principal stress menunjukan bahwa untuk setiap penambahan panjang bagian horizontal maka tension yang terjadi semakin kecil, harga torsi dan principal stress semakin besar. Panjang maksimum bagian horizontal didapat jika harga tension maksimum pada drill pipe melebihi torsional strength drill pipe, atau harga principal stress maksimum pada drill pipe melebihi principal stress strength drill pipe. Selanjutnya penentuan panjang maksimum sumur bor horizontal ditentukan secara interpolasi atau dengan metoda grafis.

Dalam menentukan panjang maksimum sumur bor horizontal ada tiga pembebanan yang harus ditentukan terlebih dulu, yaitu :

Menentukan beban tension Menentukan beban torsi Menentukan beban principal stress

Dalam menentukan ketiga beban tersebut ada tiga faktor pembatas yang mesti dipenuhi agar drill pipe yang digunakan tidak mengalami kelelahan (fatique). Drill pipe digunakan sebagai referensi karena drill pipe merupakan bagian drill stem yang terlemah dibandingkan dengan HWDP atau drill collar.

Beban tension yield strength merupakan faktor pembatas. Pada saat menghitung torsi yang bekerja pada drill pipe maka torsional strength adalah faktor pembatas. Sedangkan principal stress strength merupakan batas yang harus dipenuhi saat penentuan principal stress yang bekerja pada drill pipe. Panjang maksimum bagian horizontal diperoleh saat harga salah satu dari ketiga beban tersebut sama dengan harga masing-masing faktor pembatasnya .


Data yang dibutuhkan untuk menetukan panjang maksimum bagian horizontal yang diperlukan adalah :

Ukuran, berat dan jenis drill pipe. Data survey arah dan kemiringan, KOP, D, MD. Densitas dan koefisien friksi lumpur. WOB dan torsi di bit. Drill string disain.

6.1. Penentuan Tension1. Asumsikan panjang bagian horizontal.2. Tentukan susunan drill string yang dipakai.3. Hitung besarnya gaya normal untuk tiap section yang dimulai dari bit

denga menggunakan persamaan

FN = [(Sin Δ Φ + W Sin Φ− )2 + (T Sin Δ β Sin Φ )2 ]

0.5

.............................(28)dimana :

FN = gaya normal, lbs.T = Besarnya beban tension, pada awal perhitungan

harganya sebesarnya WOB dan berharga negative karena merupakan beban compresion, pada perhitungan selanjutnya harga T merupakan kumulatif (lbs).

ΔΦ = Perbedaan sudut kemiringan (inklinasi) (derajat).W = Berat rangkaian drill string di dalam lumpur (lbs).Φ = Sudut kemiringan rata-rata, (I1 + I2)/2 (derajat).Δβ = Perbedaan sudut arah (azimuth) (derajat).

4. Hitung besarnya beban tension untuk tiap section yang dimulai dari bit. Perhitungan tension selanjutnya menggunakan persamaan

T 2= T1 +W Cos Φ−− μ F N ...........................................................(29)

dimana :T2 = Beban tension pada setiap section, pada awalnya sebesar WOB dengan tanda negatif kerena compresion, lbs.T1 = Beban tension pada section sebelumnya, lbs.W = Berat rangkaian drill string dalam lumpur, lbs.Φ = Sudut kemiringan rata-rata, derajatμ = Koefisien friksi, dari Tabel 22.2, dimensinless.FN = Gaya normal, dari langkah 3, lbs

5. Bandingkan tension maksimum dengan yield strength drill pipe. Yield strength ditentukan berdasarkan Tabel 22.3, 22.4, dan 22.5.

6. Jika tension maksimum lebih besar dari yield strength atau tension di permukaan kecil atau sama dengan nol maka perhitunagn selesai dan panjag maksimum ditentukan secara interpolasi atau secara grafis. Jika tidak maka kerjakan langkah perhitungan beban torsi.

Grafik distribusi tension maksimum terhadap panjang horizontal dapat dilihat pada Gambar 6.


Tabel 2. Data Torsional dan Tensile Drillpipe baru


Tabel 3. Data Collapse dan Tekanan Internal Drillpipe baru

Tabel 4. Data Torsional dan Tensile Drillpipe Lama-API Premium Class


Tabel 5. Data Collapse dan Tekanan Internal Drillpipe Lama - API Premium Class

Tabel 6. Data Torsional dan Tensile Drillpipe Lama - API Class 2


Tabel 7. Data Collapse dan tekanan Internal Drillpipe Lama - API Class 2

Tabel 8. Data Torsional dan Tensile Drillpipe Lama - API Class 3


Tabel 9. Data Collapse dan Tekanan Internal Drillpipe Lama –

API Class 3

Gambar 6. Grafik Distribusi Tension vs Panjang Horizontal


6.2. Penentuan Torsi1. Hitung besarnya torsi untuk tiap section dimulai dari bit dengan

menggunakan persamaan :

M 2= M 1 + μ F N x R...............................................................................................................(30)

dimana :M2 = Torsi yang bekarja pada setiap seksi, pada awal harganya sebesar torsi di bit (ft-lbs).M1 = Torsi yang bekerja pada seksi sebelumnya (ft-lbs).μ = Koefisien friksi, dimensionless.FN = Gaya normal (lbs).R = Jari-jari luar drill pipe (ft).

2. Tentukan besarnya torsi maksimum pada drill pipe dan bandingkan dengan harga torsional strength drill pipe. Torsional strength drill pipe diperoleh dari Tabel 3, 4 dan 5.

3. Jika harga torsi maksimum yang bekerja pada drill pipe lebih besar dari torsional strength drill pipe maka perhitungan selesai dan panjang maksimum ditentukan secara interpolasi atau secara grafis. Jika tidak maka kerjakan langkah perhitungan beban principal stress.

Grafik distribusi torsi maksimum terhadap panjang horizontal dapat dilihat pada Gambar 7.

Gambar 7. Grafik Distribusi Torsi vs Panjang Horizontal


6.3. Penentuan Principal Stress1. Hitung besarnya principal stress untuk setiap section dimulai dari bit

dengan menggunakan persamaan :

τ p =τa2

± {( τ a2 )2

+ τa2}

0.5

...............................................................................................................(31)

τ a =TA

τ s =M D2 I

dimana :τ p = Principal stress pada setiap section, psi.τ a = Axial stress pada setiap section, psi.τ s = Shear stress pada setiap section, psi.T = Tension pada setiap section,lbs.A = Luas penampang drill string, sq-in.M = Torsi pada setiap section, in-lbs.D = Diameter luar drill string, in.I = Moment area drill string, in4.

I = π32. (OD4 − ID4)

2. Tentukan harga principal stress maksimum dan bandingkan dengan yield strength perluas penampang pipa (principal stress strength).

3. Jika principal stress maksimum lebih besar dari principal stress strength maka perhitungan selesai dan penentuan panjang maksimum dilakukan dengan cara interpolasi atau secara grafis, jika tidak maka kerjakan kembali langkah perhitungan tension dengan asumsi panjang sumur horizontal lebih panjang.

Grafik distribusi principal stress maksimum terhadap panjang horizontal dapat dilihat pada Gambar 8.

Berdasarkan hasil perhitungan dengan menggunakan metoda perhitungan diatas maka panjang maksimum horizontal merupakan panjang dimana torsi maksimum yang bekerja pada drill pipe sama dengan torsional strength drill pipe pada Tabel 3. Gambar 9 menunjukan grafik penentuan panjang maksimum sumur bor horizontal.


Gambar 8. Grafik Distribusi P. Stress vs Panjang Horizontal

Gambar 9. Grafik Penentuan Panjang Horizontal Maximum


6.4. Penentuan Panjang Horizontal Lain

Metoda ini menggunakan rumus-rumus yang telah dikenal sebelumnya yaitu :

Drag Torsi Buckling

Dimana data dari konfigurasi dapat diuraikan untuk menghitung masing-masing komponen tersebut, kemudian tentukan panjang lateral maksimum sampai memenuhi syarat-syarat sbb:

Torsi yang terjadi tidak melebihi torsional strength maksimum pipa yang dipakai, dan tidak melebihi kemampuan rotary table, setelah dikalikan dengan safety factor.

Drag yang tidak melebihi yield strength dari pipa yang dipakai setelah dikalikan dengan safety factor dikurangi MOP (Margin Over Pull = 75.000 lbf).

Nilai kompresi pada pipa saat pemboran (FA) tidak melebihi gaya untuk buckling (FC).

Contoh 5. Pada suatu rencana pemboran horizontal diketahui :Dh = 8,5"KOP = 6250'EODC Displ (R) = 800'EOC = 7000 TVD; 7500' MD5150' MD - EOC = HWDPEOC - 9850' MD = DP9850 - 10000' = HWDPHorizontal = 2500'Total Depth = 10000' MDρ = 10 ppgWOB = 30000 lbMOP (Margin Over Pull) = 75000 lb di bitTorsi di bit = 2000 lb-ftWmDP = 19.8 lb/ft; OD 4,5", ID 3,8"WmHW = 41.77 lb/ft; OD 6,5", ID 5.4"Panjang horizontal akhir yang diinginkan 1000 ftkaian tersebut sehingga diketahui :

Beban Hook Load Beban Torsi yang terjadi Buckling Kritik yang terjadi Jenis DP yang digunakan


7.1. Penurunan Persamaan Torsi

Penurunan persamaan ini sepenuhnya menggunakan definisi sistem koordinat untuk suatu sudut yang dimulai dengan 00 pada bagian horizontal dan 900 pada bagian vertikal KOP.

Torsi yang dihasilkan sepanjang suatu element panjang dari sebuah pipa dalam suatu lingkaran pertambahan sudut dapat ditulis sebagai berikut :

ΔT = fD2− ABS [ FR +W Cos I ] Δ I

...............................................................................................................(33)

Gaya pada setiap titik sepanjang bagian kurva pertambahan sudut dapat ditulis sebagai berikut :

F = Fo W Sin I...............................................................................................................(34)

Kombinasi dari persamaan (32) dan (33),

ΔT = fD2− ABS [ FR +W Sin I + W Cos I ] Δ I

...............................................................................................................(35)

Untuk bagian pertambahan suatu lingkaran, maka :

Δ λ = P ΔI...............................................................................................................(36)

Substitusi persamaan (35) ke persamaan (34) dan disusun dalam bentuk dimensionless, maka :

Δ Tf DWR

= 12− ABS [ F

WR− Sin I + Cos I ] Δ I

...............................................................................................................(37)

Δ Tf DWR

= ∑I=0

I=π /212− ABS [ F

WR− Sin I + Cos I ] Δ I

...............................................................................................................(38)

Penggunaan suatu prosedur iteratif secara numerik, maka persamaan 37 dapat diselesaikan dalam bentuk Fo/WR dan diplot hasilnya pada Gambar 10.

Berdasarkan hasil plot yang digambarkan, menghasilkan perkiraan dalam bentuk persamaan yang dapat ditulis sebagai berikut :

Untuk Fo <0.33 WR


T = 0.5 f W R...............................................................................................................(39)

Untuk Fo >0.33 WR

T + 14

f . OD . W . R + π Fo4 WR

...............................................................................................................(40)

Dalam satuan lapangan, f = 0.33 dan WOB = Fo, maka persamaan ini menjadi : WOB < 0.33 Wm R

T b =OD W m R

72...............................................................................................................(41)WOB > 0.33 Wm R

T b =OD W m R

72+ OD46 (WOB − 0 .33 Wm R )

...............................................................................................................(42)

Torsi untuk perputaran tanpa tertekuknya pipa pada bagian kemiringan konstan dari sumur :

T =OD W m L f Sin Φ

24...............................................................................................................(43)

Sedangkan untuk bagian horizontal dengan harga f = 0.33 maka harga T dapat ditulis sebagai :

T =OD W m R L

72...............................................................................................................(44)

7.2. Penurunan Persamaan Drag

Beban drag compressive, jika pemboran dilakukan secara steering atau rotary pada saat penurunan rangkaian, maka Ft adalah gaya pada top dari kurva. Perubahan pada gaya aksial sepanjang "sliding pipe" dibagian kurva pertambahan ditulis sebagai berikut :

ΔF = f ABS [ F i

R+ W Cos I ] Δ I −W ΔI Sin I

...............................................................................................................(45)

Gaya aksial pada setiap titik dikurva pertambahan juga dipengaruhi oleh drag aksial bagian atas dari titik tersebut :


F i= F i−1 + ΔF...............................................................................................................(46)

Pada bagian bawah kurva dimana I=0, gaya aksial adalah :

F i=0= Fo...............................................................................................................(47)

Substitusi untuk L dan membagi persamaan tersebut untuk mendapatkan bentuk yang dimensionless, maka :

ΔFWR

= f ABS [ F i

WR+ Cos I ] Δ I − ΔI Sin I

...............................................................................................................(48)

Δ FWR

= ∑I=0

I=π /2 [ f ABS [ Fi

WR+ Cos I ]Δ I −Δ I Sin I ]

...............................................................................................................(49)

Gaya drag Df dibagian kurva pertambahan diberikan sebagai berikut:

...............................................................................................................(50)

Membagi persamaan diatas dengan WR untuk membuat penyelesaian yang dimensionless, maka :

D f

WR=

F f

WR−

Fo

WR+ 1

...............................................................................................................(51)

Dengan menggunakan prosedur iteratif secara numerik didapatkan plot Df/WR vs Fo/WR dengan f = 0.33 seperti pada Gambar 1.

Untuk

Fo <0.25 Wm RDf = 0.4 Wm R...............................................................................................................(52)

Untuk

Fo >0.25 Wm RDf = 0.25 Wm R + 0.69 Fo...............................................................................................................(53)

Untuk pemecahan drag tarikan (tensile drag) ketika mencabut pipa dari lubang, maka :

Fo = gaya tensil pada EOC


WRFFD off

ΔF = f ABS [ F i

R+ W Cos I ] Δ I −W ΔI Sin I

...............................................................................................................(54)

ΔFWR

= f ABS [ Fi

WR+ Cos I ] Δ I − ΔI Sin I

...............................................................................................................(55)

F i= F i−1 + ΔF...............................................................................................................(56)

F i=0= Fo...............................................................................................................(57)

Δ FWR

= ∑I=0

I=π /2 [ f ABS [ Fi

WR+ Cos I ]Δ I −Δ I Sin I ]

...............................................................................................................(58)Gaya tensil drag didefinisikan sebagai berikut :

D f = F f − Fo − WR...............................................................................................................(59)Dalam bentuk dimensionless :

D f

WR=

F f

WR−

Fo

WR− 1

...............................................................................................................(60)

Pemecahan secara numerik untuk tensile drag diperlihatkan pada Gambar 2, dengan f = 0.33.

Untuk

Fot <0.85 Wm RDbt = 0.33 Wm R...............................................................................................................(61)

Untuk

Fo >0.85 Wm RDbt = 0.69 Fot - 0.25 Wm R...............................................................................................................(62)

Untuk drag aksial pada pencabutan atau penurunan rangkaian pada bagaian kemiringan konstan dapat ditulis dalam bentuk persamaan :

D = Wm L f Sin I...............................................................................................................(63)


Sedang pada bagian horizontal dengan f = 0.33,Dh = 0.33 Wm L...............................................................................................................(64)

7.3. Penurunan Persamaan Gaya Buckling Kritik

Perkiraan gaya torsi dan drag untuk suatu sumur horizontal mengasumsikan bahwa tidak terjadi tekukan pada pipa.

Gaya buckling kritik untuk suatu pipa dilubang horizontal diturunkan dari persamaan Dawson.

Fc= 2 [ E I Wm Sin Φ

12 r ]0 .5

...............................................................................................................(65)

dimanaFc = gaya buckling kritik, lbE = 29,6.106 psi steelI = momen inersia (in4)Wm = berat pipa dalam fluida (lb/ft)

W m =W a [65 .5− MW65 .5 ]

...............................................................................................................(64)

Wa = berat rata-rata pipa dan tool joint di udara, lb/ftMW = densitas lumpur, ppgr = kelonggaran radial antara pipa dan lubang (in)

Ada beberapa yang dapat dipertimbangkan untuk memperkirakan kelonggaran pada sambungan, secara umum pada kasus pemboran horizontal penerapannya didefinisikan sebagai berikut :

r =Dh − Dtj

2...............................................................................................................(66)

F = sudut 90o pada lubang horizontalDh = diameter hole, inDtj = diameter tool joint, in

Dalam satuan lapangan dapat ditulis sebagai :

...............................................................................................................(67)


5.0

5.65550

tjh

ac DD

MWWIF

DAFTAR PUSTAKA

1 guilera R., "Horizontal Wells: Formation Evaluation, Drilling, and Production, Including Heavy Oil Recovery", Gulf Publishing Company, Houston, 1991.

2 hort J., "Introduction to Directional And Horizontal Drilling", Penn Well Publishing Company, Tulsa, 1993.

3. nn., "Horizontal Drilling", SPE Reprint Series no.33, Society of Petroleum Engineers Inc., Richardson TX, 1991.

4. Pettus. D.S., "Horizontal Drilling: High-Angle and Extended-Reach", Southwest Geoservices, USA, 1992.

5. Joshi S.D., "Horizontal Well Technology", Penn Well Publishing Company, Tulsa-Oklahoma, 1991.

6. Joshi S.D., "Horizontal Well Technology", Penn WEll Publishing Company, Tulsa-Oklahoma, 1991.


DAFTAR PARAMETER DAN SATUAN

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/100ft)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/ftTB = torsi pada pipa melengkung lb/ftWOB = weight on Bit (lb)D = drag (lbs)DH = drag pipa horizontal (lbs)DB = drag pipa melengkung (lbs)BL = beban minimum penyebab tertekuknya pipa (lbs)BF = gaya apung (psi)H = diameter lubang (in2)As = luas penampang pipa, (in2)FEOC = aksial load pada EOC (lbs)F2 = aksial kompresi load di KOP (lbs)DBuck = aksial drag pipa tertekuk (lb-ft)FA = gaya aksial pada pipa tertekuk (lbs)Wa = berat pipa di udara (lb-ft)Bop = maksimum curvature build rate untuk drill pipa (0/feet)Bwh = maximum curvatutre build rate untuk Weight DP (0/feet)FN = gaya normal (lbs)


Documents

Dril-037 Horizontal Well Drill String Design