OPERASI BOR PANAS BUMI ESTIMASI BIAYA PADA PEMBORAN PANAS BUMI
Disusun Oleh : 1.Mahendra Adi Pratama
(113140072)
2.Wisnu Eko Nurcahyo
(113140079)
3.Febwifaqil Khaqi Wikhda Almi
(113140093)
4.Vincensius Ramot G R
(113140096)
5. Endras Herdad Jaya
(113140099)
6.Iqbal Wicaksana
(113140115)
7.Daniel Christomean Armandita
(113140127)
8.Alfiza Danistya Suseno
(113141001)
9.Felik Ferdyanto
(113141003)
10.Bagus Yosan Setiawan
(113141004)
Kelas : B (Rabu, 07.30)
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”
YOGYAKARTA 2017
BAB I PENDAHULUAN
A.
Latar Belakang
Pemboran adalah kegiatan membuat lubang vertikal ke dalam tanah yang dalam keadaan tertentu dapat juga dilakukan secara miring (Sudarno, 1980). Pemboran miring ini disebut juga pemboran berarah ( directional drilling ). ). Industri pertambangan dalam kegiatannya tidak terlepas dari kegiatan pemboran.
Pemboran merupakan salah satu kegiatan vital yang biaya pelaksanaannya tidak murah dalam industri perminyakan. Oleh sebab itu pelaksanaannya perlu perencanaan yang matang sesuai peruntukannya peruntukannya apakah untuk keperluan eksplorasi, pembuatan lubang isian bahan peledak, konstruksi ventilasi dalam tambang bawah tanah, maupun untuk penirisan tambang.
Pemboran sebagai suatu proses membutuhkan peralatan. Peralatan serta perlengkapan pemboran tidak persis persis sama antara metode pemboran yang satu dengan yang lain. Peralatan pemboran dapat dibagi atas lima si stem berdasarkan fungsi kerjanya, yakni sistem daya ( power power system), system), sistem angkat (hoisting (hoisting system), system), sistem putar (rotating (rotating system), system), sistem sirkulasi (circulating system), (BOP system). ). system), dan sistem pencegah semburan liar (BOP system Masing-masing sistem memiliki fungsi dan jenis peralatan masing-masing, namun membentuk satu kesatuan kerja pemboran.
B.
Identifikasi Masalah
Bagi mahasiswa teknik perminyakan, calon engineer minyak, minyak, penting mengenal dan memahami fungsi kerja peralatan pemboran serta bagian-
bagiannya. Serta dapat mengestimasi (memprakirakan biaya pemboran ) .Seperti telah disebutkan dalam latar belakang, aktivitas penambangan tidak terlepas dari kegiatan pemboran. Kegiatan pemboran adalah kegiatan vital dalam industri perminyakan. Memahami masing-masing jenis dan fungsi peralatan pemboran menjadi penting demi menciptakan lulusan yang siap bekerja.
C.
Batasan Masalah
Karena keterbatasan waktu, biaya, dan kemampuan penulis, maka selanjutnya masalah yang akan dibahas terbatas mengenai komponen peralatan dalam pemboran serta bagian-bagiannya.
D.
Rumusan Masalah
Adapun rumusan masalah dalam makalah ini diajukan dalam bentuk pertanyaan (questions) sebagai berikut:
1.
Apa yang diperlukan dalam suatu pemboran panas bumi ?
2.
Estimasi biaya apa saja yang dibutuhkan , berapa besarannya ?
3.
Berapa besar horse power yang dibutuhkan dalam suatu rig dan bagaimana perhitungannya ?
E. Tujuan Penulisan
Tujuan penyusunan makalah ini adalah untuk melengkapi Tugas Mata Kuliah Teknik Pemboran Panas Bumi dengan dosen pengampu Ir.MT. Herianto ,Dr. Drs. Ph. D. di samping dalam upaya pembelajaran dan pengenalan mengenai rancangan biaya suatu pemboran panas bumi .
F.
Manfaat Penulisan
Manfaat yang diharapkan dari penulisan makalah ini adalah sebagai berikut:
1. Manfaat Praktis
Bagi penulis, seluruh rangkaian kegiatan penyusunan makalah diharapkan dapat memantapkan pemahaman mengenai komponen peralatan pemboran.
2. Manfaat Akademis
Bagi civitas akademika Universitas Negeri UPN Yogyakarta, khususnya di Teknik Perminyakan tercinta, makalah ini diharapkan dapat menjadi dokumen yang berguna untuk dijadikan referensi bacaan maupun acuan pembelajaran.
Bab II COST FOR GEOTHERMAL WELL
Tabel-I Ukuran Casing dan Bit Size pada Setiap Kedalaman, Durasi dan Perhitungan ROP Criteria Inputs
Depth (m)
Duration
ROP
From
To
Days
(m/day)
Membor Lubang 26"
0
60
1
60
20" casing dan cementing
0
58.5
2
-
60
300
4
75
0
298.5
4.1
-
300
1,200
10
120
0
1,198.
5
-
1,200
3,000
32
93.8
1,174.5
3,000
2
Membor Lubang 17-1/2" 13-3/8" casing dan cementing Membor Lubang 12-1/4" 9-5/8" casing dan cementing Membor Lubang 8-1/2" 7" casing Completion tests
2
Breaking Tubulus/Rig release
1
TOTAL
63.1
Drilling Consumables Tabel-II Cost of Bit Used
Rock bits
Life (m)
No.
Unit
Total
cost
cost
(USD)
(USD)
26"
180
1
30,000
30,000
17-1/2"
300
1
25,000
25,000
12-1/4"
350
3
15,000
45,000
8-1/2"
400
5
8,000
40,000
Stabilizers add 30% to bit cost
42,000 182,000
TOTAL
Tabel-III Cost of Drilling Mud Hole Hole Depth Capacit Exces volum volum e Fro To Hol (L) (%) (L) m m e 0 26" hole 60 342.5 20550 100 41,10 0 17-1/2" 60 300 155.2 46560 100 93,12 hole 12- 300 1,20 76.04 91248 0 0 1/4" hole 1 20 0 36.61 10983 0 TOTAL
Mud tank
Total Cost Tota mud per l wei h tonn
(L)
(Ton) (USD) (USD)
100,00 0 100,00 0
9.9 13.5 0.0 0.0
800 8,000 800 10,900 800 0 800 0 18,90
Tabel-IV Cost Calculation for Drilling Detergent Fro m
Drilling 26" hole Drilling 17-1/2" Drilling 12-1/4" Drilling 8-1/2" hole TOTAL
Usage L/da 420 420 420 420
To
0
60 300 1,20
60 300 1,200 3,000
Total 0
No. of 0
1680 4200 13440 1932
8
20 64 92
Unit
Total
500 500 500 500 500
0
4,000 10,000 32,000 46,00
1 Drums = 210 Liter. Tabel-V Cost Calculation for Neat Cement Dept h 26" x 20" 60 Backfill 25 Plug job 10 17-1/2" × 13-3/8" 300 Backfill 100 Plug job 30 12-1/4" × 9-5/8" 1,20 Backfill 600 Plug job 100 TOTAL
Capacit
Exces s
139. 139. 342. 64.5 64.5 155. 29.1 29.1 76.0
120 50 20 120 20 20 80
0 120
Total vol. 18,454 5,243 4,110 42,570 7,740 5,587 62,856 17,460 16,729 180,748
Neat cement 24.35 6.92 5.42 56.16 10.21 7.37 82.92 23.03 22.07 193.3
Cost/tonne Total s USD cost 250 6,100 250 1,800 250 1,400 250 14,10 250 2,600 250 1,900 250 20,80 250 5,800 250 5,600 60,10
Tabel-VI Cost of Cement Additives
%
Water loss TOTAL
0.5 0.3
Cement w. additives 163
Total wei ht 0.82 0.49
Unit cost 12,000 8,000
Total cost 9,900 4,000 13,900
Tabel-VII Cost of diesel and lubricating oil
Volume/da y (L)
Diesel Lubricatin TOTAL
5000 -
Tot. volum
31550 0
Unit cost
Total cost
1.5
473,300 23,700 497,000
-
Casing dan Wellhead Tabel-VIII Cost of Casing Dept h 20" casing 60 13-3/8" 54.5 lb/ft casing 300 13-3/8" 68 lb/ft casing, top two casings 24 9-5/8" 47 lb/ft casing 1,20 7" 26 lb/ft casing slotted 3,00 7" 26 lb/ft casing plain inside prod. 24 TOTAL
Lengt h 58.5 298.5 24 1198. 1,826 24
Unit cost 375 150 195 135 105 75
Total cost 22,000 44,800 4,700 161,80 191,70 1,800 426,80
Tabel-IX Casing Accessories and Consumables
Numbe For 20" casing: Casing shoe Float collar Cement lu s Casing dope For 13-3/8" casing: Casing shoe Float collar Cement lu s Centralizer Casing dope For 9-5/8" casing: Casing shoe Float collar Cement lu s, Centralizer Casing dope For 7" casing: Casing hanger Guide shoe Casing dope TOTAL
Unit cost
Total cost
1
900 1800
900 1,800
1
200
200
1
150
150
1 1
800 1500
800 1,500
1
200
200
13
200 150
2,600 150
1
700 1300
700 1,300
1
150
150
43 1
150 150
6,450 150
1
1200
12,000
150
300 29,400
1
1 1
0 2
Tabel-X Wellhead Equipment
Number/Set
Master valve 10" Class 900 Casing head flange Adaptor flange 2-1/16" Side valve, 5000psi Adaptor spool Ring gasket and bolts TOTAL
1 1 1 1 2 3
Unit cost 45000 10000 3000 4500 8000 350
Total cost 45,000 10,000 3,000 4,500 16,000 1,050 79,600
PERHITUNGAN
Pre — spud costs = site preparation + Rig mobilisation + Rig move + Rig up Pre — spud costs = Rig move + Rig up Drilling costs = daily operating costs + cost of drilling materials + service costs Cost of well = Pre — spud costs + drilling costs + completion costs Completion costs = (daily charge x completion time ) + service cost
Tabel-XI Cost of Geothermal Well
Pre-spud costs Drillsite preparation Rig mobilisation and transport (1/5) Sum Daily operating costs Rig rental with crew Rig rental with crew-standby Air compressors, balanced drilling Cementing equipment Maintenance Engineering Drill stem inspection Transportation and cranes Directional drilling equipment rentals Water Supply Waste disposal, clean up and site maintenance Lodging, catering (camp and food) Sum Drilling consumables Rock bits Drilling detergent Diesel & lubricating oil Cement Cement additives Drilling mud Sum Casing and wellhead Casing Casing accessories and consumables Wellhead Equipment Sum Services Drilling supervision Civil engineering Site geologist Geological services Reservoir engineering Planning and logistics Logging services JUMLAH TOTAL TOTAL +10% CONTINGENCY PROJECT TOTAL
Unit
Total (USD)
Fixed One-
400,000 400 000 800,000
Day rate Day rate Day rate Day rate From Fixed Day rate Day rate Day rate
2,208,50 210,000 16,000 24,000 24,000 300,000 12,000 157,800 126,200
Day rate Day rate
12,620 151,500 3,242,70
From From From From From From
182,000 46,000 497,000 60,100 13,900 18,900 817,900
From From From
426,800 29,400 79,600 535,800
From From From From From From Fixed
24,000 6,000 12,000 9,000 6,000 12,000 30,000 99,000 5,495,40 549,600 6,045,00
Konstruksi Sumur
KEDALAMAN DIAGRAM 0-20 M
LITHOLOGI BATUAN
HOLE
Conductor Casing BS 26”
Basaltic Andesite Mt. Cakra
CS 20”
20-300 M Basaltic Andesite Mt. Gandapura
Intermediate BS 17 ½”
300-975 M
CS 13 3/8”
Andesite Pasir Jawa
Production BS 12 ¼”
975-1099 M
CS 9 5/8”
Pyroclastic Mt. Sanggar
10991100 M 11001400 M
Liner BS 8 ½” CS 7”
Reservoir (Feedzone)
Bab III METODE PERHITUNGAN KAPASITAS RIG
Perhitungan kapasitas rig didasarkan atas tinggi atau berapa joint kapasitas menaranya dan beban yang bekerja pada menara serta perhitungan tenaga pada Prime Mover. Sementara perhitungan tenaga pada Prime Mover, didasarkan pada tenaga yang diperlukan untuk fungsi angkat, putar, dan sirkulasi. 2.1.
Beban pada Menara
Beban pada rig yang berpengaruh pada perhitungan kapasitas menara dapat dibagi menjadi beberapa bagian, antara lain:
Beban Vertikal
Beban dari Block
Tegangan Kabel Pemboran
Beban Horizontal
Beban Total pada menara dihitung dengan persamaan: Bt = Q + Tf + Td + Bhb Dimana: Bt
= beban total pada menara, lbs
Q
= Beban Vertikal, lbs
Tf
= Tegangan pada fast line, lbs
Td = Tegangan pada dead line, lbs Bhb = Beratan Hook Block, lbs 2.1.1. Beban Vertikal
Beban vertikal meliputi: berat drillstring, berat rangkaian casin g, dan beratan block group. 2.1.1.1 Berat Drillstring
Berat drillstring dapat dihitung dengan persamaan: Q = QDP + QDC Dimana: QDP = berat seluruh DP yang digunakan, lbs QDC = berat seluruh DC yang digunakan, lbs Sedangkan berat drillstring didalam lumpur dapat dihitung dengan persamaan: Qm = QA x (1-0,0015 ρm)
Dimana: Qm = berat drillstring didalam lumpur, lbs QA = berat drillstring di udara, lbs ρm = berat jenis lumpur, ppg (1-0,0015 ρm) = buoyancy factor, dimensionless 2.1.1.2. Berat Casing
Berat casing yang dipasang pada lubang bor untuk diperhitungkan pada beban rig. Diambil dari berat casing yang terberat dan dihitung dengan persamaan: Qc = NWc x Lc Dimana: Qc = berat casing terpasang, lbs NWc
= berat nominal casing terberat, lb/ft
Lc = panjang casing yang dipasang, ft 2.1.2. Berat Block Group
Block group adalah penghubung utama antara drawwork dengan pipa ata u casing. Peralatan ini memberikan keuntungan mekanis dalam membantu menaikkan susunan pipa dan memperkecil gaya yang bekerja. 2.1.3. Tegangan Kabel Pemboran
Tegangan pada kabel pemboran terbagi dalam dua sisi, yaitu tegangan pada fast line (Tf) dan dead line (Td). Dalam keadaan statis tegangan dan pada fast line (Tf) dan tegangan pada dead line (Td) adalah sama, yang dihitung dengan persamaan:
ℎ = () Dimana: Tf
= Tegangan pada fast line, lbs
Td = Tegangan pada dead line, lbs Bhook
= Beban pada hook, lbs
EB = effisiensi pada block, biasanya diambil 0,98 η
= banyaknya line
2.1.4. Beban Horizontal
Beban yang bekerja pada menara ini adalah akibat dari berat st and yang bersandar pada menara dan beban akibat pengaruh angin. 2.1.4.1. Berat stand yang bersandar pada menara
Gh = G x (L/2 h) sinα
Dimana: Gh = Beban horizontal yang timbul akibat bersandarnya stand, ton G = Jumlah berat seluruh stand, ton L
= Panjang rata-rata stand, meter
h
= Tinggi racking platform, meter
α
= Sudut antara stand dengan garis vertical, derajat
2.1.4.2. Beban akibat pengaruh angin
W = 0,004 x V 2 Dimana: W = Wind load, lb/ft 2 V = Actual wind velocity, mph Sehingga beban horizontal maksimum dapat dihitung dengan persamaan: Bh max = Gh + Wh Dimana: Bh max = Beban horizontal maksimum
2.2.
Perhitungan Horse Power Pada Engine (Prime Mover)
Perhitungan daya yang diperlukan pada operasi pemboran, harus dipenuhi ole h prime mover (engine), yaitu meliputi daya untuk angkat, putar, dan sirkulasi fluida pemboran.
2.2.1 Tenaga Untuk Fungsi Angkat
Perhitungan HP pada sistem angkat ditentukan dengan menghitung besarnya HP yang diperlukan drawwork dan besarnya HP input yang harus diberikan prime mover pada drawwork. HP yang diperlukan drawwork dapat dihitung dengan menggunakan persamaan:
= 33.0ℎ00
Sedangkan besarnya HP input yang dibutuhkan prime mover dapat dihitung dengan persamaan:
= Dimana: HPD W
= HP drawwork
= Beban hook, lb
Vh = kecepatan naik turunnya travelling block, ft/menit HPP= HP prime mover η
= faktor efisiensi, % (berkisar 80%-90%)
2.2.2. Tenaga untuk Fungsi Putar
Peralatan fungsi putar dibagi menjadi dua kelompok, yaitu: peralatan putar dan rangkaian pipa bor. Peralatan putar, terdiri dari:
Meja putar
Topdrive Motor
Rotary slip
Sedangkan rangkaian pipa bor, secara umum terdiri dari:
Swivel
Topdrive
Drill Pipe
Drill Collar
Pahat
Pada setiap tool joint dari pipa dapat bervibrasi sepert i kawat biola yang bisa dihitung dengan persamaan:
= 4.750.000 ( +)/
Tipe kedua adalah tipe kawat pendulum yang terjadi pada keseluruhan string dan
dihitung dengan persamaan:
= 258.000 Dimana: RPM
= RPM kritis
L
= panjang satu pipa/rangkaian, (in atau ft)
D
= diameter luar pipa, in
d
= diameter dalam pipa, in
Besarnya putaran pada meja putar tidak boleh melebihi RPM kritis karena akan menyebabkan putusnya drill string. Torsi yang dapat memutar pahat pada pemboran dengan rotary drilling dibatasi oleh : torsi maksimum yang dapat dilakukan oleh meja putar, kekuatan torsi pada
sambungan dan kekuatan torsi pada bagian pipa yang tipis. Berdasarkan API RP 7.6 torsi yang dapat ditanggung pipa pada kondisi tensile (tertarik) adalah :
− = 0,096167 = [ −]
32
Dimana: T
= maksimum torsi pada kondisi tension, lb/ft
I
= momen inertia polar, in4
OD = diameter luar pipa, in ID = diameter dalam pipa, in Y
= minimum yield strength, psi
Te = beban tensile, lb A
= luas permukaan pipa, in2
Besarnya torsional dan tensile strength dapat dilihat pada Tabel (API) Premium Pada perhitungan HP sistem putar yang dibutuhkan drawwork, dapat dihitung dengan persamaan : HP D = (T x N) / 5250 Sedangkan daya (horse power) input yang harus di berikan oleh prime mover dihitung dengan persamaan: HP P = (HPD) / η Dimana : T
= torsi putar, ft-lb
N
= kecepata putar, RPM
η
= faktor efisiensi, % (berkisar 80%-90%)
2.2.3. Tenaga untuk Fungsi Sirkulasi
Pada operasi pemboran dibutuhkan sirkulasi fluida pemboran, guna mengimbangi tekanan formasi, mengangkat cutting, pendingin rangkaian, menahan cutting sa at sirkulasi dihentikan, dan lain-lainnya. Peralatan sistem sirkulasi terdiri dari:
Mud Pump
Mud Pit
Peralatan sirkulasi permukaan (flowline, stand pipe, swivel)
Rangkaian pipa bor dan bit
Conditioning Area (Shale shaker, Degasser, Desander, Desilter, Mud gas separator,
setling tank, dan reserve pit) Untuk menghitung daya (horse power) pompa lumpur digunakan persamaan: HPP
= (ΔP x Q)/1714
Sedangkan untuk menghitung besarnya HP input dari prime mover di gunakan persamaan: HPPM
= (HPP)/η
Dimana : ΔP = kehilangan tekanan sistem sirkulasi, psi Q
= debit pompa, gpm
η
= faktor efisiensi, % (berkisar 80%-90%)
2.4. Evaluasi Tekanan Kerja Sistem PSL
Tekanan kerja BOP diperhitungkan dengan menggunakan parameter tekanan didalam sumur dengan dikalikan faktor keamanan sebesar 1,25. Tekanan BOP: = (0,052 x γ x kedalaman total) x 1,25 PERHITUNGAN 1.
Evaluasi Sistem Angkat
1.1.
Perhitungan Beban Vertikal
1.
Untuk Casing 20”/K -55/94#
Panjang
= 65,6 ft
Berat
= 65,6 x 94 = 6.166,4 lbs
γ
= 8,33
Berat Buoyant
2.
= 6.166,4 x (1-0,0015 x 8,33) = 5.395,91 lbs
Untuk Casing 13 3/8”/K -55/54,50#
Panjang
= 3198,975 ft
Berat
= 3198,975 x 54,5 = 174.344,1375 lbs
γ
= 1,08 = 9 ppg
Berat Buoyant
3.
= 174.344,1375 x (1-0,0015 x 9) = 171.990, 4916 lbs
Untuk Casing 9 5/8”/K -55/40#
Panjang K-55/40#
= 3605,819 ft
Berat
= 3605,819 x 40 = 144.232,76 lbs
γ
= 1,13 = 9,4 ppg
Berat Buoyant
4.
= 144.232,76 x (1-0,0015 x 9,4) = 142.199,0781 lbs
Untuk Blind Liner 7”/C-95/26#
Panjang
= 167,331 ft
Berat
= 167,331 x 26 = 4350,606 lbs
γ
= 9,6 ppg
Berat Buoyant 5.
= 4350,606 x (1-0,0015 x 9,6) = 4.287,957274 lbs
Untuk Slotted Liner 7”/C-95/29#
Panjang
= 820,25 ft
Berat
= 820,25 x 29 = 23787,25 lbs
γ
= 9,6 ppg
Berat Buoyant
= 23787,25 x (1-0,0015 x 9,6) = 23.444,7136 lbs
Berat Total Casing = 5.395,91 + 171.990, 4916 + 142.199,0781 + 4.287,957274 + 23.444,7136 = 347.312,1506 lbs Untuk rangkaian Drill Collar WOB = 22.050 lbs WOB = 80% WDC WDC = 22.050/0,8 = 27.562,5 lbs Kedalaman Maksimum = 1.200 m = 3.937,2 ft DC : 6 1/4 “ OD; 2 13/16” ID; 83 lb/ft Panjang DC = 27.562,5/83 = 332 ft Untuk rangkaian Drill Pipe Panjang Drill Pipe = 3.937,2 – 332 = 3605,2 ft DP : 4 ½” OD; 3,826” ID; 16,60 lb/ft Berat DP = 3605,2 16,60 = 59.846,32 lbs Berat total rangkaian drillstring = 27.562,5 + 59.846,32 = 87.408,82 lbs Berat rangkaian akibat gaya buoyancy diperhitungkan: 87.408,82 lbs x (1-0,0015 x 9,6) = 86.150,13299 lbs Dari beratan diatas antara berat rangkaian drillstring dan berat rangkaian casing, dipilih yang terbesar dan ditentukan sebagai beban pada hook (hookload). Beban travelling block dapat diestimasi dengan kapasitasnya pada tabel berikut: Estimasi Berat Block Group
Travelling Block Capacity, tons
Assembly Weight, lbs
100
6.000
150
9.000
250
12.000
350
19.000
500
28.000
650
35.000
750
48.000
1.2. Perhitungan Beban Horizontal
Menghitung besarnya beban akibat pengaruh angin (wind load) Dari data lapangan diperoleh kecepatan angin M sebesar 12,40 mph, sehingga besarnya unit wind load dapat dihitung dengan persamaan: = 0,004 V2
p
= 0,004 (12,40) 2 = 0,62 lb/ft 2
Dimana, p = besarnya unit wind load, lb/ft 2 Besarnya beban angin pada pipa (W 2) dengan luas wind load area (W A) sebesar 353 ft2 dan unit wind load (p) sebesar 0,62 lb/ft 2, dapat diperoleh dengan persamaan: W2
= p x wind load area
= 0,62 x 353
= 217,11 lbs
Beban horizontal yang diakibatkan karena adanya drillstring yang bersandar pada pipe setback (W1) dapat dihitung. Untuk panjang drillstring (L ds) sepanjang 7.620 ft dan berat nominal (Wds) sebesar 16,6 lb/ft diperoleh: W1
= Lds x Wds x sin 2,5 o
= 7.620 x 16,6 x sin 2,5 o = 5.517,5 lbs Dari table spesifikasi rig menurut API diperoleh data sebagai berikut:
Ukuran setback (a)
= 67’-6”
Tinggi Fingerboard (b)
= 59 ft
Dari beban akibat pipa yang bersandar (W 1) sebesar 5.517,5 lbs serta beban akibat pengaruh angin (W2) sebesar 217,11 lbs dan ukuran setback (a) sebesar 67,5 ft, serta tinggi fingerboard sebesar 59 ft, maka dapat diperoleh:
Beban Kombinasi Total = W1 + W2 (,) 5.517,5+217,11 ,, =
= 3.280,39 lbs 1.3. Tegangan Pada Kabel Pemboran
Perhitungan tegangan pada Fast Line dengan persamaan:
= 347.312,1506 = 42.506,87915 = () 10 (0,98)
Sedangkan perhitungan Tegangan Dead Line (Td) pada kondisi statis sama besarnya dengan Tegangan pada Fast Line. Td =
42.506,87915
lbs
1.4. Perhitungan Beban Total Pada Menara
Beban Total = Beban Hook + Berat Travelling Block + Teg. Fast Line + Teg. Dead Line = 347.312,1506 + 12.000 +
42.506,87915 42.506,87915 +
= 444.325,9089 lbs Dari besarnya beban total pada menara, dikalikan dengan besarnya faktor keamanan, dalam hal ini besarnya adalah 1,25 sehingga diperoleh besarnya beban total menara : 444.325,9089lbs x 1,25 = 555.407,3861 lbs. 1.5. Perhitungan Horse Power Pada Sistem Angkat
Besarnya horse power drawwork yang dibutuhkan untuk mengangkat beban dihitung dengan persamaan:
Hookload = 347.312,1506 lbs
Kecepatan Pengangkatan 1 stand = 60 ft/min
η
= 0,85
= 33.0ℎ00 1 = .,. , = 742,913 Besarnya HP yang dibutuhkan pada drawwork dengan faktor keamanan sebesar 1,25 adalah HPD = 742,913 HP x 1,25 = 928,642 HP Sedanglan besarnya horsepower input yang dibutuhkan dari prime mover dihitung dengan persamaan
HP pada drawwork = 928,642 HP
η
= 0,85
928,642 = 1092,52 = = 0,85
2.
Evaluasi pada Sistem Putar
2.1.
Penentuan RPM Kritis
= .. ( +) .. (4,5 +3,826) =165,28 =
Perhitungan torsi pada rangkaian yang digunakan dapat dihitung dengan persamaan: T
=
, − ,
Data-data drillstring :
Drill pipe 4 ½” OD; 3,826” ID; 16,60#
Beban total rangkaian : 86.150,13299 lbs
Besarnya tensile strength dapat kita peroleh dari Tabel Torsional and Tensil (API) Premium. Diperoleh tensile strength sebesar: 260.100 lbs
Pertama, hitung luas permukaan pipa:
= 4 ( −) = 4 (4,5 −3,826) = 4,4
Setelah diketahui luas permukaan pipa dicari besarnya minimum yield strength:
260.100 = 59,114 = ℎ = 4,4 = 32 ( −) = 32 (4,5 −3,826) = 19,22
Kemudian menghitung momen inersia dengan persamaan:
Setelah itu menghitung besarnya torsi dengan persamaan: T
, , = − , ( ) , , . , = , (59,114) − , = 23.381 lb-ft
2.2. Perhitungan Horse Power Pada Sistem Putar
Untuk besarnya daya pada drawwork yang dibutuhkan untuk memutar rotary tabl e, sebuah persamaan empiris telah dikembangkan untuk memperkirakan besarnya HP yang diperlukan oleh drawwork. HPr = F N Dimana : F = dimensionless untuk torsi dengan nilai
1,5 untuk lubang dangkal <10.000 ft
1,75 untuk lubang menengah 10.000-15.000 ft
2,0 untuk lubang dalam >15.000 ft
N = besarnya putaran, RPM Maka, HPr = 1,5 x 135 = 202,5 HP Besarnya daya yang diperlukan oleh drawwork untuk memutar rotar y table pada sumur KMJ-10 adalah 202,5 HP. Kemudian dikalikan dengan faktot keamanan sebesar 1,25 diperoleh = 202,5 HP x 1,25 = 253 HP Besarnya Torsi diperoleh = 23.382 lb-ft Besarnya putaran permenit = N = 135 Untuk besarnya HP dengan memperhitungkan faktor torsi dapat diperoleh dengan persamaan:
= 23.381135 = 601 = 5250 5250
3. Perhitungan Horse Power Pada Sistem Sirkulasi
Q = 270 GPM P pompa total = 2143 psi
= 270 2143 = 337,5787 = 1714 1714 337,5787 = 397,151 = = 0,85 4. Evaluasi Pada Sistem PSL
Data Sumur KMJ-10 γ = 9,6 ppg Kedalaman pemboran 3937,2 ft Tekanan kerja BOP: Ph
= 0,052 x γ x kedalaman total
Ph
= 0,052 x 9,6 ppg x 3937,2 ft
= 1965,45024 psi Memperhitungkan faktor keamanan sebesar 1,25 maka tekanan maksimum yang mungkin terjadi adalah: 1965,45024 psi x 1,25 = 2456,8128 psi. Pemilihan BOP Stack untuk Rig pada Sumur KMJ-10 adalah sebagai berikut:
BOP Annular; Type GK; 6” x 5000 psi; Gal to close = 3,86; Gal to Open = 3,30
BOP Ram; Type U/2; 6” x 5000 psi; Gal to close = 1,33; Gal to Open = 1,28
Accumulator Unit kapasitas 160 Gallon, Working Pressure : 3.300 psi
Besarnya fluida yang diperlukan untuk mengaktifkan BOP Gal to close
Gal to open
BOP Annular
3,86
3,30
BOP Ram
1,33 x 2
1,28 x 2
Total
6,52
5,86
Sehingga total fluida yang diperlukan untuk bekerjanya BOP = 2 x (6,52 +5,86) = 25 gallon Dengan memperhitungkan faktor keamanan 1,25 maka diperoleh total fl uida yang diperlukan sebesar : 25 gallons x 1,25 = 31,25 gallons.
