Proposal Skripsi Andi Priyo Jatmiko [PDF]

Citation preview

DRILLING RIG DESIGN DAN OPTIMASI PEMILIHAN RIG UNTUK PEMBORAN PADA SUMUR X LAPANGAN Y Proposal Skripsi Diajukan Guna Memenuhi Salah Satu Syarat Untuk Mengikuti Seminar Proposal Dari Program Studi Eksplorasi Produksi



Oleh : Andi Priyo Jatmiko Nomor Mahasiswa : 14412006 Program Studi : Eksplorasi Produksi Konsentrasi : Pemboran Diploma : IV (Empat)



KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL BADAN PENGEMBANGAN SUMBER DAYA MANUSIA ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL SEKOLAH TINGGI ENERGI DAN MINERAL Akamigas STEM Akamigas



Cepu,



November 2017



DRILLING RIG DESIGN DAN OPTIMASI PEMILIHAN RIG UNTUK PEMBORAN PADA SUMUR X LAPANGAN Y Proposal Skripsi



Oleh : Andi Priyo Jatmiko Nomor Mahasiswa : 14412006 Program Studi : Eksplorasi Produksi Konsentrasi : Pemboran Diploma : IV (Empat)



Disetujui oleh penguji Penguji I



Ir. Bambang Yudho Suranta, M.T. NIP. 196405141993031002



Penguji II



Agus Alexandri, S.T., M.T. NIP. 197608172008011001



KATA PENGANTAR Dengan mengucapkan puji syukur kehadirat Allah SWT yang telah melimpahkan segala rahmat dan hidayah-Nya, sehingga penulis dapat menyelesaikan Proposal Skipsi ini dengan judul “Drilling Rig Design Dan Optimasi Pemilihan Rig Untuk Pemboran Pada Sumur X Lapangan Y” dengan baik. Penyusunan Proposal Skripsi ini diajukan sebagai syarat pembuatan Skripsi dan Praktik Kerja Lapangan pada Program Studi Eksplorasi Produksi Konsentrasi Pemboran STEM Akamigas Cepu. Proposal Skripsi ini dapat diselesaikan juga berkat dorongan, saran, serta bantuan pemikiran dari berbagai pihak. Oleh karena itu, perkenankanlah dalam kesempatan ini penulis mengucapkan terima kasih yang setulus-tulusnya kepada: 1. Bapak Prof. Dr. R.Y. Perry Burhan, M.Sc., selaku Ketua STEM Akamigas 2. Bapak Ir. Bambang Yudho Suranta, M.T., selaku Ketua Program Studi Eksplorasi Produksi sekaligus dosen pembimbing skripsi. 3. Bapak Agus Alexandri, S.T., M.T., selaku dosen pembimbing skripsi. 4. Bapak dan Ibu dosen STEM Akamigas 5. Orang tua, keluarga dan rekan-rekan serta semua pihak yang ikut andil dalam penyusunan proposal skripsi yang tidak dapat penulis sebutkan satu persatu. Penulis menyadari bahwa dalam Proposal Skripsi ini masih terdapat kekurangan-kekurangan. Oleh karena itu, penulis mohon masukan ataupun saran dari pembaca untuk perbaikan di masa yang akan datang. Semoga apa yang dituangkan dalam Proposal Skripsi ini bermanfaat bagi kita semua.



Cepu, November 2017 Penulis,



Andi Priyo Jatmiko NIM. 14412006



i



ABSTRAK Tujuan utama dari operasi pemboran adalah membuat lubang untuk menghubungkan permukaan dengan reservoir secara effisien dan aman serta dapat digunakan. Selama proses pemboran suatu sumur, tujuan utama yang paling penting adalah mencapai zona reservoir dengan aman, cepat, dan ekonomis. Pada pemboran, tujuan utama yang paling penting adalah mencapai zona reservoir dengan aman, cepat, dan ekonomis. Salah satu komponen yang penting dalam proses pemboran adalah drilling rig. Rig adalah serangkaian peralatan khusus yang digunakan untuk membor sumur atau mengakses sumur. Ciri utama rig adalah adanya menara yang terbuat dari baja yang digunakan untuk menaik-turunkan pipa-pipa tubular sumur. Umumnya, rig dikategorikan menjadi dua macam menurut tempat beroperasinya, yaitu rig darat (land-rig) yang beroperasi di darat dan rig laut (offshore-rig) yang beroperasi di atas permukaan air (laut, sungai, rawa-rawa, danau atau delta sungai).Komponen rig dapat digolongkan menjadi lima bagian besar, hoisting system, rotary system, circulation system, blowout prevention system, power system. Analisa terhadap pemilihan rig sangat penting dilakukan untuk menentukan suatu rencana rig pemboran yang akan digunakan. Spesifikasi dari setiap peralatan rig menjadi salah satu faktor yang sangat berpengaruh untuk menentukan keberhasilan suatu operasi pemboran. Karena berbagai faktor-faktor seperti kecepatan, efisiensi, keselamatan, dan biaya operasi pemboran juga tergantung dari spesifikasi rig yang akan digunakan. Untuk itu perlu dilakukan suatu perencanaan yang detail dan akurat, agar rig yang dipilih untuk melakukan kegiatan pemboran pada suatu sumur dapat melaksanakan tugasnya dengan baik tanpa ada masalah yang terjadi.



Keyword : onshore rig, hoisting system, rotating system, circulating system, power system, BOP system



ii



DAFTAR ISI Halaman KATA PENGANTAR .................................................................................. i ABSTRAK .................................................................................................... ii DAFTAR ISI ................................................................................................. iii DAFTAR TABEL ......................................................................................... v DAFTAR GAMBAR .................................................................................... vi I.



II.



PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang ........................................................................... 1.2 Rumusan Masalah ...................................................................... 1.3 Maksud dan Tujuan .................................................................... 1.4 Manfaat ....................................................................................... 1.5 Batasan Masalah ......................................................................... 1.6 Metodologi Penelitian ................................................................ 1.7 Sistematika Penulisan..................................................................



1 1 2 2 5 5 6



TINJAUAN PUSTAKA 2.1 Sistem Pengangkat ....................................................................... 2.1.1 Substructure ....................................................................... 2.1.2 Derrick ............................................................................... 2.1.2.1 Tipe Dan Jenis Menara ................................................ 2.1.2.2 Parameter Desain Menara ............................................ 2.1.2.3 Perhitungan Beban Dan Desain Menara ...................... 2.1.3 Drilling Line ...................................................................... 2.1.3.1 Bagian Dan Jenis Drilling Line ................................... 2.1.3.2 Perhitungan Tension Dan Desain Drilling Line .......... 2.1.4 Drawwork .......................................................................... 2.1.4.1 Bagian Dan Tipe Drawwork ........................................ 2.1.4.2 Perhitungan HP Dan Desain HP Rig ........................... 2.2 Sistem Sirkulasi ........................................................................... 2.2.1 Pompa Lumpur .................................................................. 2.2.2 Spesifikasi Pompa.............................................................. 2.2.3 Perhitungan Kapasitas Dan Tenaga Pompa ....................... 2.3 Sistem Pemutar ............................................................................. 2.3.1 Perhitungan Beban Torsi ................................................... 2.3.2 Desain Kebutuhan Tenaga Rotary Table ...........................



iii



7 8 9 9 12 14 17 18 20 22 23 24 26 26 27 28 29 32 33



2.3.3 Desain Kebutuhan Tenaga Top Drive ............................... 2.4 Sistem Tenaga .............................................................................. 2.4.1 Prime Mover..................................................................... 2.4.2 Kebutuhan Tenaga Engine ............................................... DAFTAR PUSTAKA LAMPIRAN



iv



34 34 35 36



DAFTAR TABEL



Halaman



v



DAFTAR GAMBAR Halaman Gambar 1.1 Diagram Alir Perencanaan Drilling Rig .....................................



5



Gambar 1.2 Diagram Alir Perencanaan Drilling Rig .....................................



5



Gambar 2.1 Static Load.................................................................................. 14 Gambar 2.2 Dynamic Load ............................................................................ 15 Gambar 2.3 Drilling Line ............................................................................... 18 Gambar 2.4 Bagian Drilling Line .................................................................. 19 Gambar 2.5 Klasifikasi Drilling Line............................................................. 20 Gambar 2.6 Drawwork ................................................................................... 22 Gambar 2.7 Komponen Pemutar .................................................................... 29 Gambar 2.8 Komponen Tenaga ..................................................................... 35 Gambar 2.9 Prime Mover ............................................................................... 36



vi



I. PENDAHULUAN



1.1. Latar Balakang Dalam perencanaan suatu pemboran sumur migas, maka diperlukan pemilihan rig yang akan digunakan untuk mengebor sumur migas tersebut. Pemilihan rig ini sangat tergantung dari berbagai faktor, diantaranya faktor lokasi sumur migas tersebut, yaitu di darat atau di laut, sehingga dapat ditentukan jenis rig yang digunakan. Kemudian faktor berikutnya, yaitu berdasarkan kedalaman sumur atau Total Depth (TD) yang akan dibor, ini adalah dasar dari perhitungan beban (gaya) dan tenaga (HP / Horse Power) yang diperlukan untuk mengebor sumur tersebut. Hal ini sangat berhubungan dengan kemampuan peralatan yang ada di rig, seperti pada sistem angkat (Menara dan Drawwork), sistem putar (Rotary Table atau Top Drive), sistem sirkulasi ( tank lumpur dan pompa), sistem tenaga (mekanis dan elektrik) dan sistem BOP. Kesalahan dalam pemilihan rig bisa berakibat pada tidak efisiennya pekerjaan serta mahal nya cost sewa rig yang dikeluarkan oleh perusahaan karena kapasitas rig yang diperlukan terlalu besar sehingga menjadi kurang efektif dalam menjalankan pekerjaan tersebut. 1.2. Rumusan Masalah Berdasarkan uraian di atas dapat dirumuskan masalah sebagai berikut: “Bagaimana kriteria desain rig pemboran dan rekomendasi desain rig berdasarkan



1



perhitungan engineering untuk 5 sistem pemboran yang akan digunakan pada kegiatan pemboran sumur x lapangan y? dan Bagaimana memilih dan merekomendasikan kapasitas rig yang tepat dalam aspek engineering dan aspek ekonomis yang akan menghemat cost pemboran pada sumur x lapangan y?” 1.3. Maksud dan Tujuan Penulisan Skripsi merupakan kegiatan program kurikuler yang menjadi tugas dan kewajiban setiap mahasiswa Diploma IV semua program studi di STEM Akamigas. Penulisan Skripsi ini bertujuan untuk: - Merencanakan rig pemboran yang akan digunakan untuk pemboran pada sumur x lapangan y dengan perhitungan engineering, beban yang akan ditanggung Menara, kapasitas pompa, kapasitas drawwork, kapasitas power system, kapasitas mud pump, kapasitas rotary table / top drive dan memperhatikan aspek safety factor dan minimum design yang akan digunakan pada pemboran sumur x lapangan y. - Memilih



dan



menentukan



rekomendasi



kapasitas



rig



berdasarkan



perhitungan dengan tujuan memilih kapasitas dan kriteria rig yang sesuai baik dari aspek teknis maupun aspek ekonomis. 1.4. Manfaat Manfaat yang bisa diperoleh dalam penulisan Skripsi ini antara lain: - Sebagai tambahan referensi atau bahan untuk menambah wawasan dan pemikiran bagi penulis khususnya mengenai perencanaan rig pemboran pada suatu sumur di lapangan tertentu berdasarkan analisis beban yang akan



2



ditanggung dan kebutuhan kapasitas untuk sistem tenaga, putar, sirkulasi dan BOP rating. - Dapat menjadi bahan masukan bagi pihak perusahaan untuk menentukan rig drilling / work over yang sesuai dengan aspek engineering maupun penghematan cost untuk drilling / work over dari segi ekonomis. - Diharapkan melalui penelitian ini dapat menjadi kontribusi pemikiran bagi perkembangan industri minyak dan gas bumi di Indonesia. 1.5. Batasan Masalah Pada penulisan Skripsi ini, penulis berencana akan membahas tentang perencanaan drilling rig pada pemboran suatu sumur meliputi penentuan kapasitas yang digunakan mulai dari kapasitas sistem angkat, sirkulasi, tenaga, putar dan rating BOP. 1.6



Metodologi Penelitian Berikut ini uraian metode yang digunakan oleh penulis dalam melakukan



penelitian: - Subjek Penelitian Subjek dalam penelitian ini adalah kedalaman sumur yang akan di bor, berat rangkaian casing / drill string (untuk penentuan kapasitas top drive / rotary table, Menara, drawwork dan engine), data lumpur pemboran yang digunakan untuk penentuan rate pada pemilihan mud pump dan data tekanan formasi untuk penetuan kapasitas dan BOP pressure rating.



3



- Objek Penelitian Objek dalam penelitian ini adalah beban maksimal yang ditanggung oleh Menara pada trayek lubang terpanjang, torsi pada pemboran untuk penentuan kapasitas rotary table / top drive, hidrolika lumpur untuk penentuan flow rate dan kapasitas dari mud pump, maximum hook load untuk penentuan kapasitas drawwork dan engine, data tekanan formasi untuk penetuan BOP pressure rating. - Tahapan Penelitian Berikut ini tahapan-tahapan yang akan digunakan penulis selama melakukan penelitian: 1. Studi pustaka 2. Penentuan - Pengumpulan Data Data-data yang diperlukan untuk melakukan penelitian meliputi: 1. Data tekanan formasi 2. Data parameter pemboran 3. Data penampang sumur 4. Data rangkaian casing 5. Data rangkaian drill string dan BHA 6. Data lumpur pemboran



4



Gambar 1.1 Diagram Alir Perencanaan Drilling Rig



Gambar 1.2 Diagram Alir Perencanaan Drilling Rig



- Pengolahan Data Data akan dianalisis dan diolah dalam bentuk tabel maupun grafik dengan menggunakan microsoft excel. 5



- Penyajian Data Data yang sudah diolah, disajikan dalam bentuk hasil analisis, tabel serta grafik yang dijadikan dasar dalam penentuan dan pemilihan spesifikasi rig yang sesuai. 1.7



Sistematika Penulisan Sistematika yang digunakan dalam penulisan Skripsi ini disusun dengan



uraian bagian sebagai berikut: Pendahuluan, sebagai penyampaian latar belakang pemilihan judul, rumusan masalah, maksud dan tujuan, manfaat, batasan masalah, metodologi dan sistematika penulisan. Tinjauan Pustaka, meliputi landasan teori yang membahas materi teknis, fungsi, jenis, maupun dasar perhitungan. Pembahasan, pembahasan dari penelitian yang dilakukan yang meliputi pemaparan hasil analisis dan pengolahan data – data teknis terhadap parameter – parameter yang diteliti dalam desain rig pemboran. Penutup, yaitu akhir dari penulisan yang akan memuat daftar pustaka sebagai referensi serta lampiran pendukung.



6



II. DASAR TEORI 2.1



Sistem Pengangkat Hoisting system atau sistem pengangkatan adalah sistem komponen rig



yang berfungsi untuk menurunkan dan menaikkan pipa pemboran,



rangkaian casing peralatan completion atau pipa produksi, masuk atau keluar lubang sumur juga menggantung beban dari sebagian komponen rotating system dan circulating system Sistem pengangkatan terdiri dari dua sub komponen, yaitu: 1. Struktur penyangga (supporting structure) 2. Peralatan pengangkatan (hoisting equipment) 1.



Struktur Penyangga Adalah suatu kerangka sebagai platform yang berfungsi sebagai penyangga peralatan pemboran. Kerangka ini diletakkan di atas titik bor. Fungsi utamanya untuk trip, serta untuk menahan beban yang terjadi akibat peralatan bor itu sendiri maupun beban dari luar. Struktur penyangga terdiri dari: 



Substructure







Lantai Bor (Rig Floor)







Menara Pemboran (Drilling Mast)



7



2.



Peralatan Pengangkatan Peralatan pengangkat (hoisting equipment) adalah peralatan yang bekerja secara terintegrasi untuk melakukan pengankatan dan penurunan drill string, casing, completion tools dan lainya , peralatan ini terdiri dari : 1. Drawwork 2. Overhead Tools 3. Drilling Line



2.1.1 Substructure Substructure memiliki fungsi untuk membantu drawwork, rotary table, tempat dudukan drill pipe dan sebagai penyangga menara. Substructure terbuat dari konstruksi kerangka baja sebagai platform yang dipasang langsung diatas titik bor. Substructure memberikan ruang kerja bagi peralatan dan pekerja diatas dan dibawah lantai bor. Tinggi substructure ditentukan oleh jenis rig dan ketinggian blow out preventer stack yang digunakan. Substructure mampu menahan beban yang sangat besar yang ditimbulkan oleh derrick atau mast, peralatan pengangkatan meja putar, rangkaian pipa bor (drill pipe, drill collar dan sebagainya) dan beban casing. Selain fungsi diatas, fungsi dari substructure juga sebagai dudukan dari rig floor yang berfungsi untuk menampung peralatan pemboran yang berukuran kecil, tempat berdirinya menara dan sebagai tempat kerja para roughneck.



8



Lantai bor merupakan bagian penting dalam perhitungan kedalaman sumur, karena titik nol pemboran dimulai dari lantai bor. Lantai bor berada diatas substructure dan berfungsi untuk : 



Menampung peralatan-perlatan pemboran yang kecil-kecil.







Tempat berdirinya menara.







Mendudukan drawwork.







Tempat driller dan rotary helper (roughneck).



2.1.2 Derrick Fungsi utama menara pemboran adalah untuk mendapatkan ruang vertikal yang cukup untuk menaikkan dan menurunkan rangkaian pipa bor dan casing ke dalam lubang bor selama operasi pemboran berlangsung. Oleh karena itu tinggi dan kekuatannya harus disesuaikan dengan keperluan pemboran. Menara ini jika dilihat dari keempat sisinya akan memiliki konstruksi yang berbeda. Sisi dimana drawwork berada selalu berlawanan dengan pipe ramp maupun pipe rack. L.C.Moore, Ideco World Field, National Card Well, mengemukakan bahwa ada dua tipe menara, yang pertama adalah Tipe standart (derrick) dan berikutnya



adalah



Tipe



portable



(mast).



2.1.2.1 Tipe dan Jenis Menara Berdasarkan klasifikasinya, menara pemboran dibagi menjadi 3 macam, yaitu: 1. Derrick



9



2. Mast 3. Ram Rig 1. Derrick Jenis menara ini tidak dapat didirikan dalam satu unit, tetapi sistem pendiriannya disambung satu-persatu (bagian-bagian). Demikian jika dipindah harus melepas dan memasang bagian-bagian tersebut, kecuali untuk jarak yang tidak terlalu jauh dapat digeserkan. Menara jenis ini banyak digunakan untuk pemboran dalam, dimana membutuhkan lantai yang luas untuk tempat pipa, pemboran ditengah-tengah kota, daerah pegunungan dan pemboran di lepas pantai dimana tidak tersedia cukup ruang untuk mendirikan satu unit penuh. Menara jenis ini juga dibagi lagi menjadi 2 kategori, yaitu: 1. Stationary Derrick Derrick yang digunakan pada rig di offshore dengan fixed structure. Dan biasanya terletak di kondisi laut yang tenang. 2. Dynamic Derrick Derrick yang tergolong heavyweight yang digunakan untuk floating rig dengan kondisi lautan yang tidak tenang. 2. Mast Jenis menara ini posisi berdirinya dapat vertikal atau hampir vertikal, terdiri dari bagian yang dikaitkan satu sama lain dengan las atau



10



sekrup (biasanya terdiri dari dua tingkat), tipe menara ini dapat didirikan sebagai unit menara penuh, menara ditahan oleh teleskopik dan diperkuat oleh tali-tali yang ditambatkan secara tersebar. Tipe dan jenis menara ini adalah : 1. Cantilevered Mast Digunakan secara umum dikarenakan kemudahan dalam transportasi dan rig up nya. Menara ini di tambatkan dengan anchor di satu sisi dan didirikan dengan menggunakan drawwork. 2. Bootstrap Mast Digunakan jika lahan terbatas. Menara disusun secara vertikal di lantai bor. Drawwork atau hydraulic cylinder digunakan untuk mendirikan tiap section menara. 3. Telescopic Mast Menggunakan beberapa kabel hoisting yang digerakkan oleh drawwork. Ketika digerakkan, tiap section dari mast bergerak memanjang ke atas sampai pada section terkahir hingga seluruh section dari menara telah memanjang/terangkat. 4. Folding Mast Menggunakan fold back bracing untuk memungkinkan melipat tiap section dari mast pada saat transportasi.



11



2.1.2.2 Parameter Desain Menara Hal yang penting untuk diperhatikan sebelum menentukan perhitungan beban pada menara dan menentukan desain menara yang dibutuhkan adalah design parameter. Design parameter ini dibutuhkan sebagai data awal untuk menentukan perhitungan beban dan desain menara. Seluruh perhitungan design menggunakan asumsi beban terberat, yaitu pada saat beban rangkaian di udara. Design parameter yang dibutuhkan adalah sebagai berikut: 1.



Berat Rangkaian Di Udara Tentukan spesifikasi dari casing yang digunakan. Lalu untuk menentukan panjang dari casing bisa melihat data dari casing yang ada dengan menyesuaikan kedalaman dari sumur. Setelah mengetahui spesifikasi dari casing serta melihat dari data tally casing. Kita bisa mengetahui berat rangkaian di udara dengan rumus: Wc = Pounder Casing x L



Dimana :



Wc = Beban casing di udara, (lb) Pounder Casing = Berat Nominal Casing (ppf) L = Panjang Casing



2.



Kedalaman Sumur Kedalaman sumur yang akan dilakukan pekerjaan, diukur dalam ft.



3.



Hook Load Di Udara Hook load di udara dapat ditentukan dengan rumus: HLUdara = Wc(udara) + WTB 12



Dimana :



HLUdara = Hook load di udara, (lb) Wc(udara) = Berat casing di udara, (lb) WTB = Berat travelling block group, (lb)



4.



Travelling Block Sheave Jumlah line dari jumlah sheave travelling block yang digunakan dapat ditentukan dengan cara: N = Jumlah sheave dari travelling block, (lb) x 2 Lalu, faktor efisiensi dari drilling line dapat ditentukan dengan rumus sebagai berikut:



EF =



Dimana :



( (



) )



EF = Efficiency Factor K = 0.9615 N = Jumlah line pada sheave travelling block



5.



Kecepatan Travelling Block Kecepatan dari travelling block berdasarkan pemakaian di Indonesia dapat diasumsikan sebesar VTB = 30 ft/min.



6.



Bouyancy Factor Bouyancy factor ditentukan untuk mengetahui berat rangkaian jika di dalam fluida dengan rumus: BF = 1 −



13



Dimana :



BF = Bouyancy Factor BJKF = Berat jenis fluida killing yang digunakan, (lb/gal) BJSTEEL = Berat jenis baja dengan asumsi 65.5, (lb/gal)



2.1.2.3 Perhitungan Beban Dan Desain Menara Pada perhitungan ini, ada 2 kondisi menara yang diperhitungkan, yaitu pada saat kondisi statis dan kondisi dinamis. 1.



Perhitungan Static Condition Beban rangkaian dalam keadaan statis / diam, diangkat oleh drawwork jika dengan asumsi melalui satu sheave pada crown block. Beban pada drawwork sama dengan beban yang tergantung dari crown sheave. Crown membantu beban menara dan tension dari drawwork. Jadi beban yang ditanggung oleh crown sama dengan beban rangkaian ditambah beban tension pada drawwork.



Gambar 2.1 Static Load



14



Beban pada crown block pada kondisi statis dapat ditentukan dengan rumus berikut : SCLA = HLA Dimana :



SCLA = Static Crown Block Load, (lb) HLA = Hook Load di udara, (lb) N = Jumlah line pada travelling block sheave



2.



Perhitungan Dynamic Condition Beban rangkaian dalam keadaan bergerak, diangkat oleh drawwork jika dengan asumsi melalui satu sheave pada crown block. Beban pada drawwork sama dengan beban rangkaian yang tergantung dari crown sheave ditambah dengan adanya gaya gesek atau friksi yang terjadi selama rangkaian bergerak. Crown membantu beban menara dan tension dari drawwork ditambah dengan gesekan / friksi. Jadi beban yang ditanggung oleh crown lebih dari jumlah beban yang digantung.



Gambar 2.2 Dynamic Load 15



Beban pada crown block pada kondisi dinamis dapat diketahui dengan cara mencari TFL, TDL dan HLA setelah itu, seluruh beban dijumlahkan ditentukan dengan rumus berikut : TFL = Dimana :



TFL = Tension pada fast line di udara, (lb) W = Hook load di udara, (lb) N = Jumlah line pada sheave di travelling block EF = Faktor Efisiensi dari drilling line



Setelah mengetahui tension pada fast line maka kita harus mengetahui tension pada dead line dengan rumus : TDL = Dimana :



TDL = Tension pada dead line di udara, (lb) W = Hook load di udara, (lb) N = Jumlah line pada sheave di travelling block EF = Faktor Efisiensi dari drilling line



Setelah mengetahui TFL dan TDL, maka kita dapat menghitung DCL dengan data HLA yang sudah diketahui sebelumnya, dengan rumus : DCL = TFL + HLA + TDL Dimana :



DCL = Dynamic crown bloc load, (lb) TFL = Tension pada fast line di udara, (lb) HLA = Hook load di udara, (lb) TDL = Tension pada dead line di udara, (lb)



16



3.



Perhitungan Kapasitas Menara Kapasitas menara dapat diketahui dengan cara menghitung margin over pull dari drill pipe yang digunakan dan jumlah beban dari rangkaian di udara dengan margin over pull dari drill string yang digunakan. Yang dapat dihitung dengan rumus sebagai berikut : MOP = (Tensile Yield Strength x SF) – W Dimana :



MOP = Margin Over Pull, (lb) Tensile Yield Strength = Kekuatan dari string, (lb) SF = Safety Factor W = Hook load di udara, (lb)



Setelah mengetahui MOP dari string, maka kita dapat menghitung estimasi dari beban tarikan maksimum yang dapat terjadi di menara dengan rumus : TotalMOP = W + MOP Dimana :



TotalMOP = Maksimum over pull pada menara, (lb) W = Hook load di udara, (lb) MOP = Margin Over Pull, (lb)



Kapasitas minimum menara dapat ditentukan dengan syarat : Mast Capacity > TotalMOP. 2.1.3 Drilling Line Drilling line berada di dekat drawwork. Drilling line menghubungkan semua komponen dalam sistem pengangkatan, karena tali ini dililitkan secara bergantian melalui crown block dan puli travelling block, kemudian digulung



17



pada revolving drum yang berputar. Selain itu ada juga tali yang tidak bergerak yang ditambatkan pada substructure (dead line).



Gambar 2.3 Drilling Line 2.1.3.1 Bagian Dan Jenis Drilling Line Drilling line terbagi dalam beberapa bagian antara lain: a. Core: Bagian tengah dari drilling line yang dililit oleh strand. b. Strand: Bagian dari drilling line merupakan pilinan dari wire. c. Wire: Bagian dari drilling line merupakan pilinan per biji. d. Center: Bagian dari drilling line merupakan inti dari strand.



18



Gambar 2.4 Bagian Drilling Line Drilling line terbagi dalam beberapa jenis antara lain: a) Single Layer Satu core inti di kelilingi 6 strand



b) filler Layer Lapisan core yang memiliki inti



c) Seale Dua lapisan dengan jumlah yang sama dari kawat



d) Warrington Dua Lapisan pada core dengan diameter yang sama



19



e) Mixed Warrington Seale Dua lapisan pertama adalah warrington dan lapisan terakhir adalah lapisan seale



Drilling line juga di klasifikasikan sebagai berikut :



Gambar 2.5 Klasifikasi Drilling Line 2.1.3.2 Perhitungan Tension Dan Desain Drilling Line 1. Kapasitas Tension Pada Drilling Line Kapasitas dari drilling line berguna untuk penentuan ukuran drilling line yang digunakan dengan rumus sebagai berikut : T = ½ (D)2



20



Dimana :



T = Tension Capacity, (lb) D = Ukuran diameter drilling line yang digunakan, (in)



Untuk penentuan drilling line yang digunakan, maka syaratnya adalah T > Tension pada fast line dan dead line. 2. Tension Pada Fast Line TFL = Dimana :



TFL = Tension pada fast line, (lb) W = Hook load di udara, (lb) N = Jumlah line pada sheave travelling block EF = Faktor efisiensi dari drilling line



TFL yang digunakan untuk desain adalah asumsi pada saat rangkaian di udara. 3. Tension Pada Dead Line TDL = Dimana :



TDL = Tension pada dead line, (lb) W = Hook Load di udara, (lb) N = Jumlah line pada sheave travelling block EF = Faktor efisiensi dari drilling line



4. Tension Pada Drilling Line Saat SCL TDA =



21



Dimana :



TDA = Tension pada drilling line di udara saat SCL, (lb) W = Hook load di udara, (lb) N = Jumlah line pada sheave travelling block



2.1.4 Drawwork Drawwork adalah salah satu peralatan yang paling penting yang ada di rig. Alat ini menyuplai tenaga pengangkatan dalam hoisting system pada saat proses pengangkatan rangkaian (trip out) dan memasukan rangkaian kedalam lubang (trip in). Drilling line yang ada pada drilling spool digulung oleh engine yang memiliki sumber tenaga dari tenaga elektrik atau tenaga diesel.



Gambar 2.6 Drawwork



22



2.1.4.1 Bagian Dan Tipe Drawwork 1. Bagian Drawwork Konstruksi drawwork tergantung dari beban yang harus dilayani, biasanya didesain dengan horse power (hp) dan kedalaman pemboran, dimana kedalaman disini harus disesuaikan dengan ukuran drill pipenya. Fungsi utama drawwork adalah untuk : 1. Meneruskan tenaga dari prime mover (power system) ke rangkaian pipa bor selama operasi pemboran berlangsung. 2. Meneruskan tenaga dari prime mover ke rotary drive. 3. Meneruskan tenaga dari prime mover ke catheads untuk menyambung atau melepas bagian-bagian rangkaian pipa bor. Komponen-komponen utama drawwork terdiri dari : 1. Revolving Drum : Merupakan suatu drum untuk menggulung kabel bor (drilling line). 2. Breaking System : Terdiri dari rem mekanis utama dan rem pembantu hidrolis atau listrik, berfungsi untuk memperlambat atau menghentukan gerakan kabel bor. 3. Rotary Drive : Berfungsi untuk meneruskan tenaga dari drawwork ke meja putar.



23



4. Catheads : Berfungsi untuk mengangkat atau menarik beban-beban ringan pada rig floor dan juga berfungsi untuk menyambung atau melepas sambungan pipa bor. 2. Jenis Drawwork Berdasarkan jenis engine yang ada di rig, drawwork dibagi menjadi 2 jenis, yaitu : 1. Mechanical 2. Electrical 1. Mechanical Diesel engine langsung terkoneksi dengan drawwork melalui chain (rantai). Jenis ini masih digunakan untuk service atau pemboran dangkal (dibawah 1500 HP), tetapi sudah tidak lagi digunakan untuk rig diatas 1500 HP 2. Electrical Engine dengan sistem ini biasanya digunakan untuk pemboran di offshore. Umumnya drawwork disambungkan dengan 1000 HP DC engine, walaupun AC engine digunakan pada saat ini. 2.1.4.2



Perhitungan HP Dan Desain HP Rig Setelah kita mengetahui kapasitas menara yang di rekomendasikan,



maka kita dapat men-design kebutuhan drawwork power serta engine power dengan mengacu kepada kapasitas menara dan efisiensi mekanik dari engine. 24



Kebutuhan drawwork power untuk pekerjaan work over ini dapat ditentukan dengan kalkulasi sebagai berikut : 1. Power Requirement When POOH String / Casing On Surface : P= Dimana :



P = HP pada saat cabut rangkaian, (HP) HLA = Hook load di udara, (lb) VTB = Kecepatan travelling block, (ft/min) EF = Faktor efisiensi drilling line



2. Power Requirement For Drawwork P= Dimana :



P = Kebutuhan HP untuk drawwork, (HP) Max HL = Total HL dengan MOP, (lb) Em = Efisiensi mekanik drawwork (%) Et = Efisiensi transmisi (%)



3. Kapasitas HP Rig PEngine =



Dimana :



PEngine = Kapasitas HP minimum untuk rig, (HP) P = Kebutuhan HP untuk drawwork, (HP)



25



Em = Efisiensi mekanik dari drawwork 2.2 Sistem Sirkulasi Peralatan sirkulasi adalah salah satu dari bagian-bagian yang utama dari sistem sirkulasi. Perlengkapan ini menyalurkan cairan pengeboran. Cairan disalurkan dari yanki tempat mempersiapkan lumpur memakai pompa lumpur ke dalam string dan naik ke permukaan melalui annulus, dan kemudian dipindahkan ke tanki pengkondisian lumpur, sebelum ditempatkan kembali dalam tanki lumpur untuk diedarkan kembali. Perlengkapan sirkulasi ini terdiri dari beberapa bagianbagian, yaitu: 2.2.1 Pompa Lumpur Fungsi pompa lumpur adalah untuk mensirkulasikan lumpur pemboran pada tekanan dan volume yang diinginkan. Dari tipe piston umumnya adalah duplex (dua buah piston) dan triplex (tiga piston). Pompa triplex single acting yang mempunyai tiga piston dan masing-masing liner mempunyai satu valve tekan dan satu valve hisap. Gerakan pompa triplex ini lebih cepat bila dibandingkan dengan gerakan pompa duplex yaitu antara 1,5 sampai 2 lebih cepat akibatnya diperlukan pengisian lumpur ke ruang liner dari tanki dengan cepat pula. Oleh sebab itu pompa triplex bila digunakan untuk operasi masih membutuhkan pompa centrifugal sebagai supercharging. Pompa piston mempunyai keunggulan-keungggulan sebagai berikut: 



Dapat dilalui fluida yang mengandung kadar solid tinggi dan abrasif.



26







Ruang kelpnya dapat dilalui oleh padatan-padatan yang kasar ukurannya (missal material-material lost circulation).







Kerja dan pemeliharaannya mudah, liner, piston dan valve dapat diganti dilapangan oleh crew drilling (bukan ahli khusus pompa).







Dengan menggunakan ukuran liner dan piston yang berbeda-beda didapat range volume dan tekanan yang besar. Dalam pemboran, pompa-pompa dapat digunakan bersamaan lebih dari



satu, yang disambung secara paralel atau seri. Untuk pemboran dangkal pompa dengan susunan seri lebih umum, karena tekanan sirkulasi tak perlu terlalu besar sedangkan rate sirkulasi harus besar, diameter lubang besar dan pemboran cepat. 2.2.2 Spesifikasi Pompa Di dalam spesifikasi pompa terdapat bebebrapa hal: 



Tipe







Maximal diameter liner







Panjang Stroke







IHP rating







Diameter rod (duplex)



Contoh : 9 – P – 100 Triplex – 6 1/4” x 9 1/4” IHP rating Max diameter liner Panjang stroke 27



G 700 Duplex 8” x 14” – 2 5/8’



Max IHP rating Duplex Max diameter liner Panjang stroke Diameter rod 2.2.3 Perhitungan Kapasitas Dan Tenaga Pompa  Kapasitas Pompa Kapasitas dari pompa yang digunakan dalam operasi pemboran dapat dihitung berdasarkan persamaan berikut : Qmax = 0.000243 x (ID Liner)2 x LStroke x Efficiency Pump Rate = 42 x SPM x Qmax Dimana : ID Liner = Diameter dalam Liner (inch) LStroke = Panjang stroke (inch) Qmax = Q maksimum (bbl/stk) Pump Rate = Kapasitas Pompa (GPM)  Tenaga Pompa Tenaga pompa dapat diketahui dengan memperhitungkan berapa total pressure drop sepanjang rangkaian pemboran dengan rumus : HPpump =



Dimana :



28



∆



HPPump = Tenaga pompa yang dikeluarkan (HP) ∆𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = Total kehilangan tekanan (psi) Q = Rate pompa (bbl/stk) 2.3 Sistem Pemutar Rotating system termasuk semua perlatan



yang digunakan untuk



mentransmisikan putaran meja putar ke bit. Diagram dan rangkaian dari rotating system dapat dilihat pada gambar. Bagian utama dari rotating system adalah:



Gambar 2.7 Komponen Pemutar



29



1. Swivel Swivel berfungsi sebagai penahanan beban drillstring yang berputar dengan bagian statis (menara). Oleh karena itu, Swivel merupakan titik penghubung antara circulating system dengan rotating system 2. Top Drive Top drive adalah sebuah sistem pengangkat yang digunakan dalam sistem pengeboran. top drive adalah alat untuk memutar rangkaian pipa bor yang terpasang di menara bor dan digantung dibawah travelling block yang digerakkan dengan tenaga hidrolik dan bersifat dapat dibongkar pasang.  Keuntungan penggunaan top drive: 1. Aman dalam operasi pemboran. 2. Waktu yang dibutuhkan dalam operasi pemboran dapat lebih cepat. 3. Sistem yang baik untuk Underbalanced Drilling. 3. Kelly Kelly adalah rangkaian pipa yang pertama di bawah swivel. Bentuk potongan dari Kelly dapat berupa segi empat atau segi enam, sehingga Rotary Table dapat memutar Kelly dan rangkaian pipa di bawahnya. 4. Rotary Drive Rotary Drive merupakan Gear Box yang berfungsi sebagai alat untuk meneruskan tenaga ke meja pemutar (rotary table).



30



5. Rotary Table Rotary Table adalah peralatan yang berfungsi untuk memutar dan menggantung drillstring (Drill Pipe, Drill Collar dsb) yang memutar bit didasar sumur. Kelly bushing dan rotary bushing berfungsi untuk memutar Kelly. Rotary bushing digerakkan oleh prime mover lewat tenaga gabungan atau motor elektrik, sedangkan Kelly bushing didudukan di Rotary Bushing dan ditahan oleh empat penjepit. Bentuk dan ukuran Kelly Bushing diasumsikan dengan Kelly yang di pakai. 6. Drill Pipe (DP) DP merupakan pipa baja yang disambungkan dengan Kelly. Drill pipe yang umum digunakan adalah tipe hot-rolled, pierced dan seamless tubing. API telah mengembangkan spesifikasi drill pipe yang didasarkan atas diameter luar, berat per foot, grade material dan range panjang. 7. Heavy Weight Drill Pipe (HWDP) HWDP mempunyai dinding yang tebal dengan berat 2-3 kali lebih besar dari pada Drill Pipe standar. Kegunaan penggunaan HWDP adalah sebagai berikut: 1.



Mengurangi kerusakan pipa pada zona transisi.



2.



Mengurangi penggunaan drill collar.



3.



Menghemat biaya directional drilling, mengurangi torsi dan



kecendrungan perubahan kemiringan



31



8. Drill Collar (DC) DC merupakan pipa baja penyambung berdinding tebal yang terletak di bagian bawah drill string di atas bit. Fungsi utamanya untuk memberikan beban yang terpusat pada bit. 9. Bit Bit atau pahat merupakan ujung dari drill string yang menyentuh formasi, diputar dan diberi beban untuk menghancurkan serta menembus formasi. 2.3.1 Perhitungan Beban Torsi Dalam pemboran berarah ataupun horizontal beban torsi biasanya merupakan beban paling cepat menyebabkan kelelahan pada drill pipe, sehingga penentuannya harus dilakukan dengan cermat. Disamping itu beban torsi yang berlebihan akan membatasi panjang bagian pertambahan sudut yang dapat ditembus. Torsi yang mampu memutar bit dalam pemboran metoda rotary dibatasi oleh: 1. Torsi maksimal yang dapat dilakukan oleh rotary tabel. 2. Kekuatan torsi pada sambungan rangkain pipa pemboran. 3. Kekuatan torsi pada bagian pipa yang tipis. Dalam penentuan torsi pada bagian pertambahan sudut dapat menggunakan persamaan dengan batasan-batasan berikut ini: K = WOB – (0.33 x Wm x R)



32







Untuk K Negatif (-)



TB = 



Untuk K Positif (+)



TB =



+



(𝑊𝑂𝐵 − 0.33𝑊𝑚𝑅)



Dimana : TB



=



Torsi friksi pada bagian pertambahan sudut (ft-lbf)



OD



=



Diameter Drill String (inch)



L



=



Panjang Pipa (ft)



μ



=



Koefisien gesekan (0.33 untuk asumsi open hole)



Wm



=



Berat pipa di dalam lumpur (lb/ft)



R



=



Jari-jari bagian pertambahan sudut (ft)



WOB =



Weight On Bit (lbs)



2.3.2 Desain Kebutuhan Tenaga Rotary Table Untuk mencari Horse Power dari Rotary Table dengan rumus berikut :



RHP (Rotary Table) =



33



Dimana : RHP = Tenaga yang dibutuhkan (HP) TB(total) = Torsi selama pemboran (ft-lbf) N = Putaran Rotary Table (rpm) 2.3.3 Desain Kebutuhan Tenaga Top Drive Untuk mencari Horse Power dari Top Drive dengan rumus berikut:



RHP (Top Drive) =



Dimana : RHP = Tenaga yang dibutuhkan (HP) TB(total) = Torsi selama pemboran (ft-lbf) N = Putaran Rotary Table (rpm) 2.4 Sistem Tenaga Dalam pelaksanaaan operasi pemboran, kebutuhan tenaga yang paling besar di dalam operasi pemboran adalah untuk mengangkat rangkaian bor dan sistem sirkulasi fluida . Pada keadaan umum komponen pengangkat dan komponen sirkulasi mempunyai mesin tenaga tersendiri, tetapi dalam keadaan tertentu dapat menggunakan mesin tenaga secara bersamaan. Komponen tenaga dapat dilhat pada gambar 3.17 dibawah ini :



34



Gambar 2.8 Komponen Tenaga 2.4.1 Prime Mover Dalam sistem tenaga operasi pemboran, diperlukan suatu mesin yang dapat menghasilkan daya yang cukup untuk operasi pemboran tersebut. Mesin yang digunakan pada kegiatan pemboran menggunakan penggerak utama (Prime Mover) Internal Combustion Diesel Engine sebagai mesin tenaga , yang



diklasifikasikan sebagai tipe mekanis (mechanical). Pada tipe elektrik (Electrical), pembangkit tenaganya adalah generator yang menghasilkan daya listrik, dan ditransmisikan ke seluruh sistem peralatan di menara, yang menggunakan motor listrik. Pada tipe langsung (Direct Drive) yang menjadi pembangkit tenaganya adalah Internal Combustion Engine dan transmisi tenaga dilakukan dengan menggunakan gear, rantai, belt, clutches. Keuntungan dari sistem ini adalah lebih murah investasinya tetapi tidak fleksibel 35



penempatannya di menara bor. Pada gambar 3.18. adalah salah satu jenis mesin yang di gunakan pada komponen tenaga.



Gambar 2.9 Prime Mover 2.4.2 Kebutuhan Tenaga Engine Tenaga putar yang dihasilkan oleh mesin adalah hasil kali dari kecepatan sudut (Wf) dan hasil torsi (TB) :



HP =



Dimana : HP = Tenaga putar yang dihasilkan mesin (HP) Wf = Kecepatan sudut (rpm) TB = Torsi selama pemboran (ft-lbf)



36



DAFTAR PUSTAKA 1. Eni Corporate University. 2006. “Drilling Rigs”, Libya, Enabv Training Project 2. Rubiandini Rudi R. S. Dr. Ing. Ir., ”Teknik Operasi Pemboran I dan II”, Institut Teknologi Bandung, Bandung, 2004 3. Rabia, H. 2002. “Well Engineering & Construction”, Entrac Consulting 4. Neal J. Adams: “Drilling Engineering”, PennWell Books, Tulsa, Oklahoma, 1985 5. Robert F. Michell: “Fundamentals Of Drilling Engineering”, Society Of Petroleum Engineers, U.S, 2011



37