Rumus Rumus Dasar [PDF]

Citation preview

BAB III RUMUS DASAR DAN HYDRAULIKA 3.1. VOLUME PIPA 2 ID



ID



Vol pipa =



xL



= inner diameter ( inch )



bbls



1029.4



L = panjang pipa ( ft )



3.2. DISPLACEMENT PIPA 2 OD



2 - ID



Displ pipa =



x L bbls 1029.4



OD ID L



= outer diameter pipa (inch) = inner diameter pipa (inch) = panjang pipa ( ft )



3.3. VOLUME ANNULUS 2 OH -



2 OD



Vol Ann =



x L



bbls



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



1029.4



OD



pada cased hole, OH diganti ID casing



ID



vol pipa



3.4 VOLUME LOBANG displacement pipa 2 OH Vol lobang =



xL



bbls



OH = diameter open hole ( inch) L = dalam lobang ( ft )



1029.4 untuk cased hole OH diganti ID casing



3.5 PUMP OUT PUT Pompa Triplex 2 Pump Out put = 0.000243 x D x L x e



bbls/stroke



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



Pompa Duplex 2 2 Pump output = { ( 0.0000324xD x L ) – ( 0.000162x rD x L ) } x e



bbls/stroke



rD = 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.



Vol annulus



Vol annulus ( bbls )



Pump out put



Pump out put ( bbls/stroke)



Lag Sroke =



Lag stroke Lag time =



( menit ) SPM



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 stroke Down 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 =



MW = ppg 65.4



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



24.5 x GPM An.Vel =



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



ft/min 2 OH



2 -



OD



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.



1.08 Pv + 1.08



Pv



2 2 + 9.26{ ( OH – OD) x Yp x MW }



CV = 60 x [



] MW x ( OH - OD )



CV = ft/ min OH diameter open hole ( inch) OD out diameter pipa (inch)



MW ( ppg ) Pv plastic visc Yp yeld point



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



2 2 CV x ( OH - OD ) GPM = 24.51



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 Bit Missal: untuk ukuran bit 12-1/4” maka flow rate optimum 30 x 12 ¼ = 367.5 gpm sampai 50 x 12 ¼ = 612.5 gpm Flow rate yang dianjurkan antara 367.5 s/d 612.5 gpm.



Untuk bit PDC



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



3.12. EQUIVALENT CIRCULATING DENSITY Penambahan nilai MW pada saat sirkulasi **Untuk MW rendah < 13 ppg



Yp x 0.1 ECD = MW +



MW= ppg OH – diameter lobang ODP – outer diameter DP



ppg OH – ODP



**Untuk MW > 13 ppg



0.1 ECD = MW + [



Pv x AnnVel



x { Yp + ( OH – ODP



Yp = Yeld point ) }] ppg Pv =Plastic visc 300 x ( OH – ODP ) Ann vel : ft/min



ATAU



Ann press loss ( psi ) ECD = MW +



ppg 0.052 x depth TVD ( ft)



3.13. HYDROSTATIC PRESSURE HP= MW x 0.052 x Depth tvd ( ft) HP= SG x 1.42 x depth tvd ( m )



psi



psi



MW ( ppg )



3.14. JET NOZZ VELOCITY 418.3 X gpm



GPM



JET VEL =



ft/sec 2



2 2 J1 + J2 + J3



atau



ft/sec 3.12 x Nozz Area



Mis : flow rate : 450 gpm Nozz size : 3 x 12 Nozz area : 0.3313 sq. inch 418.3 x 450 Jet Vel = 2 2 2 12 + 12 + 12 188235 = 432 = 435 ft/sec



3.15. JET IMPACT FORCE GPM X MW x Jet Vel JI =



Lbs



MW = ppg Jet Vel = ft/sec



1932



3.16. BIT PRESSURE LOSS 2 156.48 x GPM x MW P Bit = 2 2 2 2 ( J1 + J2 + J3 )….



3.17. HHP Bit GPM x P Bit HHP bit =



HHP 1714



psi



2 GPM x MW (ppg) atau = 2 psi 10863.1 x Nozz area (sq. inch)



3.18. Total HHP



GPM x SPP Tot HHP =



HHP 1714



HHP AT BIT X100 % % HHP AT BIT =



( for optimal hydraulics 50 – 65 % ) TOT HHP



3.19 . TON MILES ( COMPLETE ROUND TRIP )



W x D x (D + L)



+



( 2 x D ) x {( 2 x Wb )+ Wc }



TON MILES = 5280 x 2000 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 dalam Lumpur ( lb )



Contoh ; Mud weight = 9.6 ppg Depth (MD) = 4000 ft DP weight = 13.3 lb/ft BHA weight = 83 lb/ft Length BHA = 300 ft Weight Traveling block assy = 15000 lb Average 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



11.35 x 4000 x ( 90 + 4000 )



+



( 2 x 4000 ) x { ( 2 x 15000 ) + 17845 }



Ton-Miles = 5280 x =



53.8



2000



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.



33055



2



Critical RPM=



x



OD



2 +



ID



2



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



L



Contoh : DP 5” L = 31 ft ID = 4.276 “ OD= 5” 3055



2



Critical RPM =



+



5



2 +



4.276



2 31 =



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 Stretch Catat hook load ( berat string) saat berat normal + drag mis 146 klbs Angkat 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 inch



Free Point Constant dapat juga ditentukan dengan rumus : 2 FPC = { ( OD



Contoh:



-



2 ID ) x 0.7854 } x 2500



ID dan OD ( inch )



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



FPC = { ( 4.5



2 - 3.826



) x 0.7854 } x 2500



= 4.407 x 2500 = 11017.5



TABEL DRILL PIPE STRETCH OD inch



NOMINAL WEIGHT Lb/ft



2-3/8



4.68 6.65



2-7/8



ID inch



wall area sq inch



stretch constant in/klbs/1000 ft



Free point constant



1.995 1.815



1.304 1.843



0.3068 0.2170



3260.0 4607.7



6.85 10.40



2.241 2.151



1.812 2.858



0.2208 0.1399



4530.0 7145.0



3-1/2



9.50 13.30 15.50



2.992 2.764 2.602



2.590 3.621 4.304



0.1544 0.1105 0.0929



6475.0 9052.5 10760.0



4.0



11.85 14.00



3.476 3.340



3.077 3.805



0.1300 0.1051



7692.5 9512.5



4-1/2



13.75 16.60 18.10 20.00



3.958 3.826 3.754 3.640



3.600 4.407 4.836 5.498



0.1111 0.0907 0.0827 0.0727



9000.0 11017.5 12090.0 13745.0



5.0



16.25 19.50



4.408 4.276



4.374 5.275



0.0914 0.0758



10935.0 13187.5



5-1/2



21.90 24.70



4.778 4.670



5.828 6.630



0.0686 0.0603



14570.0 16575.0



6-5/8



25.20



5.695



6.526



0.0613



16315.0



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 ).



3.22.1. PIPE PRESSURE LOSS Aliran dalam pipa dan Jet nozz turbulent ( Smith trool )



0.18 0.0000765 x Pv



0.82 x MW



1.82 x



Q



x



L



Pipa Press Loss =



psi 4.82 ID



MW ( mud weght) = ppg Q ( Flow rate ) = gpm ID ( Inside Diameter of pipe) = inch L (Length of pipe) = ft Pv (Plastic Viscosity) Yp (Yeld Point)



3.22.2. ANNULUS PRESSURE LOSS Aliran dalam annulus DC dan DP Laminar ( Beck, Nuns and Dunn )



L



x



Yp



Ann Press loss =



An Vel x L x Pv +



psi



225 ( Dh – Dp ) 1500 ( Dh -



L ( Length of Annulus) = ft An Vel (Annulus velocity) = ft/sec Dh (Diameter hole) = Inch Dp (Diameter Pipe ) = inch Pv (Plastic Viscosity) Yp (Yeld Point)



2 Dp )



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 -7 1.4327 x 10



2 x MW x L x AnnVel



Ann 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. 2 Q



x MW



Bit Press Loss =



psi 2 10863.1 x Nozz Area



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. 1.86 Surf Press Loss = C x MW x ( 0.01 x Q )



psi



( Norton J Laperous1992)



C ( Friction Factor for type of surface equipment) = constanta MW ( Mud Weight ) = ppg Q (Flow rate) = gpm



Type of surface eqpt



C



1 2 3 4



1.0 0.36 0.22 0.15



0.8 Surf Pres Loss = E x MW



1.8 x Q



0.2 x PV



psi



Surface eqpt Stand pipe Rotary hose swivel Type length ID length ID length ID Ft inc ft inc ft inc



( Rudi Rubiandini 2002 )



kelly length ID ft inc



1



40



3



40



2.0



4



2.0



40



2.25



2



40



3.5



55



2.5



5



2.5



40



3.25



3



45



4.0



55



3.0



5



2.5



40



3.25



4



45



4.0



55



3.0



6



3.0



40



4.00



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 )



E imperial unit -4 2.5 x 10 -5 9.6 x 10 -5 5.3 x 10 -5 4.2 x 10



Contoh Perhitungan : Data : Well KRB-02 (KarangBaru – Sukra) Depth Bit size / OH Sg/MW PV YP Flow Rate



: 3340 m / 10958.5 ft : 6“ : 1.45 / 12.08 ppg : 21 : 24 : 300 gpm



Shoe liner 7” Top Liner 7” ID liner 7” ID cag 9-5/8”



: 2975 m : 2318 m : 6.184 inch : 8.838 inch



ID/OD DC 4-3/4” : 2” / 4.75” ID/OD DP 3-1/2” : 2.56” / 3.5” ID/OD DP 5” : 4.276” / 5” Length of DC 4-3/4” : 95 m / 311.7 ft Length of DP3.5” : 1427 m / 4682 ft Length of DP 5” : 1818 m / 5964 ft Nozz : 30 x 30 x 30 TFA : 2.07087 inch square



Panjang Annulus DP 5” – Csg 9-5/8” = 1818 m / 5964.9 ft



DP 3.5” – Csg 9-5/8” = 500 m / 1640.5 ft



Top liner 7” @ 2318 m



Shoe Csg 9-5/8” @ 2346 m



DP 3.5” – Liner 7” = 657 m / 2155.6 ft



Shoe liner 7” @ 2975 m DP 3.5” - OH = 270 m / 885.9 ft



DC 4.75” - OH = 95 m / 311.7 ft



Depth 3340 m



PERHITUNGAN :



Annular Velocity : 2 2 DC 4-75” – OH = ( 24.5 x 300 ) / ( 6 - 4.75 ) = 547.2 ft/min /



9.12 ft/s



2 2 DP 3.5” – OH = ( 24.5 x 300 ) / ( 6 - 3.5 ) = 309.6 ft/min / 5.16 ft/s 2 2 DP 3.5” – Liner 7” = ( 24.5 x 300 ) / ( 6.184 - 3.5 ) = 282.9 ft/min / 4.71 ft/s 2 2 DP 3.5” – Csg 9-5/8” = ( 24.5 x 300 ) / ( 8.838 - 3.5 ) = 111.6 ft/min / 1.86 ft/s 2 2 DP 5” – Csg 9-5/8” = ( 24.5 x 300 ) / ( 8.838 - 5 ) = 138.4 ft/min / 2.31 ft/s



Annulus Press loss : 311.7 x 24 DC 4.75” – OH =



9.12 x 311.7 x 21 +



= 52.07 psi 2



225 ( 6 – 4.75 )



1500 ( 6 - 4.75 )



885.9 x 24 DP 3.5” – OH =



5.16 x 885.9 x 21 +



225 ( 6 – 3.5 )



2



2155.6 x 24 DP 3.5” – Liner 7” =



= 46.68 psi



1500 x ( 6 - 3.5 )



4.71x 2155.6 x 21 +



= 105.42 psi 2



225 ( 6.184 – 3.5 )



1500 x ( 6.184 - 3.5 )



Dengan cara yang sama DP 3.5” – Csg 9-5/8” = 34.28 psi DP 5” – Csg 9-5/8” = 178.86 psi Total Press loss Annulus = 52.07 + 46.86 + 105.42 + 34.28 + 178.86 = 417.3 psi



PIPE PRESS LOSS



0.18 0.82 1.84 0.0000765 X 21 X 12.08 X 300 X DC 4.75” =



311.7 = 363.11 psi



4.82 2



0.0000765 X 21



0.18 0.82 1.84 X 12.08 X 300 X



4682



DP 3.5” =



= 1659.5 psi 4.82 2.56 0.18 0.82 1.84 0.0000765 X 21 X 12.08 X 300 X



5964.9



DP 5” =



= 178.35 psi 4.82 2.56



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



BIT PRESS LOSS 2 300 x



12.08



Bit Press Loss =



= 23.33 psi 2 10863.1 x 2.0708



SURFACE PRESS LOSS 1.86 Surface Loss = 0.22 x 12.08 x ( 0.01 x 300 )



= 20.5 psi



(Surface eqpt type 3 )



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



58



3.23. TRIP MARGIN Perkiraan penambahan Sg / MW Lumpur setelah killing dari kejadian kick



Yp x 0.085 TRIP MARGIN =



ppg



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



( Dh – Dp )



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 Collar dan 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 Bouyancy Factor x Cos inclination



Klbs



3.25. KEDALAMAN WASH OUT



Penentuan kedalaman kebocoran pipa dapat diperkirakan dengan perhitungan sebagai berikut: 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 capacity (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 .



59



Depth wash out (ft) = ( tot stroke x pump out put ) : (drill pipe capacity + Ann capacity) Pump out put Drill pipe cap Annulus cap



bbls/strk bbls/ft 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 m Csg Shoe 9-5/8 at : 1300 m Ukuran bit : 8-1/2” Length Open hole 8-1/2” : 200 m ( 656.2 ft ) Total stroke teoritis Surface-surface : 2600 stroke Real tot stroke saat cek carbide : 2750 stroke Cap pompa : 0.0833 bbls/stroke ( eff 97 %)



Perhitungan : Exess stroke : 150 stroke Exess 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 = (rata-rata)



( Hole Vol x 1029.4 ) / length OH



( 58.54 x 1029.4 ) / 656.2



= 9.58 inch



Hole vol : bbls Length hole : ft



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 stroke Min 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 Hole Size Angle Interval



26”



17-1/2” – 16”



12-1/4”



8-1/2”



0 - 35



2.0



1.7



1.4



1.4



35 – 55



2.5



2.5



1.8



1.6



55



----



3.0



2.0



1.7



Contoh perhitungan: Measure depth : 13,000 ft Hole size 12.6 ( csg 13-3/8”) – 12.25” Interval kedalaman dan sudut : 0 – 4,500 ft sudut 0 – 35 deg 4,500 – 6,500 ft sudut 35 – 55 deg 6,500 – 13,000 ft sudut > 55 deg Bottoms 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