Page 1
Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran 1
HHHiiidddrrrooollliiikkkaaa FFFllluuuiiidddaaa PPPeeemmmbbbooorrraaannn
TUJUAN
Memahami Pola-Pola Aliran Fluida Pemboran
Laminer
Turbulen
Memahami Jenis-Jenis Fluida Pemboran
Newtonian Fluid
Non-Newtonian Fluid
Mengenali Perhitungan Kecepatan Aliran Pompa
Memahami Perhitungan Kehilangan Tekanan Pada Sistem Sirkulasi
Memahami Konsep Bit Hydraulic dan Optimasinya
Bit Hydraulic Horse Power
Bit Hydraulic Impact
Jet Velocity
Page 2
2 Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran
1. Rheology Fluida Pemboran
1.1 Sifat Aliran
Jenis aliran fluida pada pipa ada dua, laminer dan turbulen. Pada aliran laminer
(viscous) gerak aliran partikel-partikel fluida yang bergerak pada rate yang lambat,
adalah teratur dan geraknya sejajar dengan aliran (dinding).
Pada aliran turbulen, fluida bergerak dengan kecepatan yang lebih besar
dan partikel-partikel fluida bergerak pada garis-garis yang tak teratur sehingga
terdapat aliran berputar (pusaran, Eddie current) dan shear yang terjadi tidak
teratur.
Selain dari kedua aliran ada satu aliran yang disebut "plug flow", yaitu
aliran khusus untuk fluida aliran plastis dimana shear (geser) terjadi di dekat
dinding pipa saja, dan ditengah-tengah aliran terdapat aliran tanpa shear, seperti
suatu sumbat. Untuk menentukan aliran tersebut turbulen atau laminer
digunakan Reynold Number :
VdN 928Re ..................................................................................................... (1)
dimana :
= Density fluida, ppgV
V = Kecepatan aliran, fpsd
d = Diameter pipa, in
= Viscositas, cp
Dari percobaan diketahui bahwa untuk NRe > 3000 adalah turbulen dan NRe <
2000 adalah laminer, diantaranya adalah transisi.
1.2. Jenis-jenis Fluida Pemboran
Fluida pemboran dapat dibagi dua kelas:
1. Newtonian
2. Non-newtonian, yang terdiri dari:
a. Bingham plastis
b. Powerlaw
c. Powerlaw dengan yield stress
1.2.1. Newtonian Fluids
Adalah fluida dimana viscositasnya hanya dipengaruhi oleh tekanan dan
temperatur, misalnya air, gas dan minyak yang encer.
Dalam hal ini perbandingan antara shear stress dan shear rate adalah
konstan, dinamakan (viscositas). Secara matematis ini dapat di nyatakan dengan:
dr
dVr
g c
.............................................................................................(2)
dimana :
= gaya shear per unit luas (shear stress), lb/100 ft2
Page 3
Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran 3
dVr/dr = shear rate, 1/sec
gc = convertion constant
1.2.2. Non-Newtonian Fluids
Setiap fluida yang tidak bersifat adanya perbandingan tetap antara shear
stress dan shear rate, disebut non newtonian fluids.
a. Bingham Plastic
Umumnya fluida pemboran dapat dianggap bingham plastic, dalam hal ini
sebelum terjadi aliran harus ada minimum shear stress yang melebihi suatu
harga minimum , yang disebut "yield point". Setelah yield point dilampaui,
maka penambahan shear stress lebih lanjut akan menghasilkan shear rate
yang sebanding, disebut juga "plastic viscosity". Bingham plastic
dinyatakan sebagai:
dr
dVr
gc
p
y
........................................................................... (3)
Selain viscositas plastik ini, didefinisikan pula apparent viscosity (viskositas
semu) untuk Bingham plastic fluids, yaitu perbandingan antara shear stress
dan shear rate, yang tidak konstan melainkan bervariasi terhadap shear
stress. Gambar 1 menunjukan skema dari grafik aliran fluida Newtonian
dan Bingham plastic.
b.Power Law Fluids
Untuk pendekatan power law dilakukan dengan menganggap kurva
hubungan shear stress terhadap shear rate pada kertas log-log mengikuti
garis lurus yang ditarik pada shear rate 300 rpm dan 600 rpm (lihat
Gambar 2). Untuk ini power law dinyatakan sebagai:
n
dr
dVrK
........................................................................................ (4)
c. Power Law Fluids dengan Yield Stress
Persamaan yang digunakan adalah:
n
ydr
dVrK
Page 4
4 Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran
Gambar 1. Grafik Shear Stres vs Shear Rate Fluida Newtonian dan Bingham16)
Gambar 2. Power Law Fluids16)
Page 5
Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran 5
2. Kecepatan Alir Pompa
Pada pompa lumpur pemboran, yang dimaksud dengan pompa adalah bagian unit
penggeraknya tidak terlalu menjadi permasalahan, karena apapun jenisnya tidak banyak
bedanya terhadap unit pompa yang dipakai, misalnya memakai mesin uap, listrik, motor
bensin, diesel dan lain-lain.
Unit pompa dikenal dua jenis dilihat dari mekanisme pemindahan dan
pendorongan lumpur pemboran, yaitu pompa sentrifugal dan pompa torak (piston).
Yang sering dipakai dalam pemboran adalah tipe torak karena mempunyai beberapa
kelebihan dari sentrifugal, misalnya dapat dilalui fluida pemboran yang berkadar
solid tinggi dan abrasive, pemeliharaan dan sistem kerjanya tidak terlalu rumit atau
keuntungan dapat dipakainya lebih dari satu macam liner sehingga dapat mengatur
rate dan tekanan pompa yang diinginkan. Dilihat dari jumlah pistonnya, pompa bisa
simplex (1 piston), duplex (2 piston), triplex (3 piston) dengan arah kerja dapat
berupa single acting (1 arah kerja) atau double acting (2 arah kerja).
Kemampuan pompa dibatasi oleh Horse Power maksimumnya, sehingga
tekanan dan kecepatan alirnya dapat berubah-ubah seperti yang ditunjukkan dalam
persamaan:
1714
.QPHP .........................................................................................................................................(5)
dimana :
HP = Horse power yang diterima pompa dari mesin
penggerak setelahDikalikan efisiensi mekanis dan safety, hp
P = Tekanan Pemompaan, psi
Q = Kecepatan alir, gpm
Bila mempunyai hp maksimum, tekanan pompa maksimum dapat dihitung bila
kecepatan alir maksimum telah ditentukan dengan persamaan.
eddxSxNxQ pistlin
22200679.0 ...............................................................................................(6)
dimana :
S = Panjang stroke, inchs
N = Rotasi per menit, rpm
dpist = Diameter tangkai piston, inchs
dlin = Diameter liner, inchs
e = Effisiensi volumetrik
2.1. Kecepatan Alir Anulus.
Dalam proses pemboran langsung, bit yang dipakai selalu menggerus batuan
formasi dan menghasilkan cutting, sehingga semakin dalam pemboran berlangsung
semakin banyak pula cutting yang dihasilkan. Supaya tidak menumpuk di bawah lubang
dan tidak menimbulkan masalah pipe sticking maka cutting tersebut perlu diangkat ke
permukaan dengan baik, yaitu banyaknya cutting yang terangkat sebanyak cutting yang
dihasilkan.
Page 6
6 Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran
Dalam proses rotary drilling lumpur baru masuk lewat dalam pipa dan keluar ke
permukaan lewat anulus sambil mengangkat cutting, seperti terlihat pada Gambar 3
sehingga perhitungan kecepatan minimum yang diperlukan untuk mengangkat cutting
ke permukaan (slip velocity) dilakukan di anulus.
Gambar 3. Pengangkatan Cutting 19)
Kecepatan slip adalah kecepatan minimum dimana cutting dapat mulai terangkat
atau dalam praktek merupakan pengurangan antara kecepatan lumpur dengan
kecepatan dari cutting.
Vs = VM - Vp ....................................................................................................... (7)
dimana :
Vs = Kecepatan slip, ft/menit
VM = Kecepatan lumpur, ft/menit
Vp = Kecepatan partikel, ft/menit
Dengan memasukkan kondisi yang biasa ditemui dalam operasi pemboran maka
didapatkan kecepatan slip sebesar:
15.92
m
cdcVs
........................................................................................ (8)
Begitu pula rate minimum yang harus dipilih sebesar:
Page 7
Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran 7
A
Cadh
dp
ROP
m
cdcQ
2
5.0
136
15.92min
................................ (9)
dimana :
dc = Diameter cutting terbesar, inchs
c = Densitas cutting, ppg
m = Densitas lumpur, ppg
Vs = Kecepatan slip, ft/min
Qmin = Rate minimum, ft3/min
ROP = Kecepatan Penembusan, ft/jam
Ca = Volume cutting di anulus, %
dp = Diameter pipa, inchs
dh = Diameter lubang, inchs
A = Luas anulus, ft3/ft
Pada kondisi pemboran yang normal, aliran di anulus laminer seperti yang
diperlihatkan pada Gambar 4.
Gambar 4. Tipe Aliran Fluida Selama Pemboran 19)
Pada kondisi seperti itu dinding lubang yang belum tercasing mempunyai
selaput tipis sebagai pelindung yang disebut mud-cake, agar selaput yang berguna
tersebut tidak terkikis oleh aliran lumpur, harus diusahakan aliran tetap laminer. Untuk
mencegah terjadinya aliran turbulen, dapat diindikasikan dengan bilangan Reynold .
Dengan bilangan reynold yang tidak lebih dari 2000 aliran akan tetap laminer, sehingga
batas tersebut dijadikan pegangan untuk menentukan kecepatan maksimum di anulus
yang disebut kecepatan kritik.
dpdhm
mYbdpdhPVPVVca
2
122 3.908.108.1
........................................ (10)
dimana :
Vca = Kecepatan kritik, ft/detik
PV = Plastic viscosity, cp
Yb = Yield point Bingham, lb/100 ft2
Page 8
8 Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran
Jadi kecepatan lumpur di anulus harus diantara kecepatan slip dan kecepatan
kritik. Bentuk aliran di dalam pipa dapat dilihat pada Gambar .5.
Gambar 5. Bentuk Aliran di Dalam Pipa
Page 9
Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran 9
3. Kehilangan Tekanan Pada Sistem Sirkulasi.
Dalam setiap aliran suatu fluida maka kehilangan tekanan akan selalu terjadi,
walaupun sangat halus pipa yang dipakai, begitu pula pada proses sirkulasi lumpur
pemboran pada seluruh sistem aliran, seperti yang terlihat pada Gambar 6. Dalam
menentukan besarnya tekanan yang hilang sepanjang sistim sirkulasi tersebut, bisa dilakukan
dengan dua cara, yaitu cara analitis dan cara praktis yang dipakai dilapangan.
Gambar 6. Kehilangan tekanan pada sistem sirkulasi 36)
3.1. Cara praktis
Dalam menghitung besarnya kehilangan tekanan dalam sistem sirkulasi lumpur
pemboran dengan menggunakan cara praktis yang biasa dipakai di lapangan, dilakukan
dengan menghitung tiap segmen dahulu, baru kemudian dijumlahkan secara total.
Segmen-segmen tersebut adalah : peralatan permukaan, drill collar, anulus Drill-
collar, Drill-pipe dan anulusnya.
a. Peralatan permukaan,
Peralatan permukaan ini biasanya dibagi menjadi 4 tipe rangkaian seperti yang
diperlihatkan pada Tabel 2, tiap tipe mempunyai koefisien tersendiri yang akan
dipakai dalam perhitungan sbb :
10..
mkkPloss rl
.................................................................................................. (11)
dimana :
k1 = Koefisien loss, lihat Tabel (2)
kr = Koefisien rate, lihat Tabel (1)
b.Drill-collar
Perhitungan untuk bagian dalam Drill-collar menggunakan rumus:
10.. .
LdckkPloss mrl ....................................................................................... (12)
dimana :
L = Panjang Drill-collar, ft
Page 10
10 Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran
c. Anulus Drill Collar
Untuk menghitung anulus drill collar seperti halnya drillcollar menggunakan
Tabel 3, rumus yang dipakai sama dengan drill collar.
d. Drill Pipe dan Anulusnya
Perhitungan drill pipe dengan anulus drill pipe dihitung bersama-sama
sekaligus, tidak seperti drill collar dipisahkan. Persamaan yang dipakai adalah
(12) dan yang dipakai untuk menentukan koefisien lossnya adalah Tabel 4.
Tabel 1. Koefisien rate
FLOW GPM
FLOW COEFF
FLOW GPM
FLOW COEFF
FLOW GPM
FLOW COEFF
FLOW GPM
FLOW COEFF
100 0.53 380 6.29 660 17.55 940 33.89
110 0.63 390 6.60 670 18.05 950 34.56
120 0.74 400 6.92 680 18.56 960 35.24
130 0.86 410 7.24 690 19.07 970 35.93
140 0.98 420 7.57 700 19.58 980 36.62
150 1.12 430 7.91 710 20.11 990 37.32
160 1.26 440 8.26 720 20.64 1000 38.02
170 1.41 450 8.61 730 21.17 1010 38.73
180 1.57 460 8.97 743 21.72 1020 39.45
190 1.73 470 9.34 750 22.26 1030 40.17
200 1.91 480 9.71 760 22.82 1040 40.90
210 2.09 490 10.09 770 23.38 1050 41.63
220 2.28 500 10.47 780 23.95 1060 42.37
230 2.47 510 10.87 790 24.52 1070 43.12
240 2.67 520 11.27 800 25.10 1080 43.87
250 2.89 530 11.67 810 25.69 1090 44.63
260 3.10 540 12.09 820 26.28 1100 45.39
270 3.33 550 12.51 830 26.88 1110 46.16
280 3.56 560 12.93 840 27.49 1120 46.94
290 3.80 570 13.36 850 28.10 1130 47.72
300 4.05 580 13.80 860 28.72 1140 48.51
310 4.31 590 14.25 870 29.34 1150 49.31
320 4.57 600 14.70 880 29.97 1160 50.11
330 4.84 610 15.16 890 30.61 1170 50.91
340 5.11 620 15.63 900 31.25 1180 51.73
350 5.40 630 16.10 910 31.90 1190 52.54
360 5.69 640 16.58 920 32.56 1200 53.37
370 5.98 650 17.06 930 33.22
Page 11
Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran 11
Tabel 2. Koefisien Loss Peralatan Permukaan
CASE STAND PIPE HOSE COEFICIENT
Length Feet
I.D Inchees
Length Feet
I.D Inches
1 40 3 45 2 19
2 40 3 – ½ 55 2 – ½ 7
3 45 4 55 3 4
4 45 4 55 3 3
CASE STAND PIPE HOSE COEFICIENT
Length Feet
I.D Inchees
Length Feet
I.D Inches
1 4 2 40 2 – 1/4 19
2 5 2– ½ 40 3 – 1/4 7
3 5 2-1/2 40 3 – 1/4 4
4 6 3 40 4 3
Page 12
12 Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran
Tabel 3. Koefisien Loss Drill-collar
Page 13
Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran 13
Tabel 7.4. Koefisien Loss Drill-Pipe
Page 14
14 Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran
4. Pembahasan HP Tekanan dan Rate Pompa
Pompa yang dipakai dalam sirkulasi lumpur pemboran biasanya menggunakan
pompa piston sehingga rate maksimum dengan suatu diameter liner tertentu adalah
persamaan (7-6). Harga sebesar ini tidak pernah tercapai karena faktor-faktor efisiensi
volumetrik, mekanik, dan lain-lain, sehingga effisiensi totalnya sekitar hanya 70% saja.
Besarnya HP merupakan pencerminan kekuatan suatu pompa, sehingga
sebagai pegangan awal harga yang dipegang tetap konstan adalah HP ini. Besarnya
effisiensi sekitar 70% saja.
Begitu pula tekanan maksimum dari pompa mengalami penurunan sekitar
65%. Untuk memenuhi kebutuhan yang diperlukan, penambahan rate atau tekanan
bisa dilakukan penggantian liner yang terdapat pada piston tersebut, sehingga rate
yang diinginkan dapat tercapai, tetapi konsekuensinya bila liner diganti dengan yang
lebih besar untuk menambah rate maksimum, akan terjadi penurunan tekanan
maksimum.
Begitu pula kejadian sebaliknya, bila tekanan maksimum diperbesar, rate
maksimum akan mengecil.
Page 15
Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran 15
5. Bit Hydraulics
Konsep hidrolika bit tidak lain mengoptimasikan aliran lumpur pada pahat pemboran,
sedemikian rupa sehingga dapat membantu laju penembusan (penetration rate).
Bila pada bit konvensional aliran fluida dengan sengaja menyentuh gigi bit, sehingga
gigi bit terbersihkan langsung oleh fluida yang masih bersih dan fluida yang sudah
mengandung cutting. Sedangkan pada jet bit, pancaran fluida diutamakan langsung
menyentuh batuan formasi yang sedang ditembus, sehingga fungsi fluida ini sebagai
pembantu melepaskan batuan yang masih melekat yang sudah dipecahkan oleh gigi bit,
kemudian fluida yang telah mengandung cutting tersebut menyentuh gigi bit sebagai fungsi
membersihkan dan mendinginkan bit.
Dengan kejadian tersebut, pada jet bit diharapkan tidak akan terjadi
penggilingan/pemecahan ulang (regrinding) pada cutting oleh gigi bit sehingga efektivitas
bit maupun laju penembusan dapat lebih baik.
Perbedaan pancaran terjadi antara bit konvensional dan jet bit dipasang nozzle, ialah
sebuah lubang yang mempunyai diameter keluaran lebih kecil daripada masukan sehingga
mempertinggi rate. Biasanya diameter nozzle tersebut diameternya tertentu dengan satuan
1/32 inches.
Faktor-faktor yang menentukan dan mempengaruhi hidrolika dan disainnya adalah :
a. Ukuran dan geometri sistem sirkulasi. Hal ini menyangkut variasi diameter sumur
maupun diameter peralatan dan kemampuan peralatan pompa.
b. Sifat fisik fluida pemboran.
c. Pola aliran. Pola aliran ini menyangkut pola aliran laminer yang diwajibkan pada
tempat-tempat tertentu serta pola aliran turbulen yang terpaksa diperbolehkan
pada tempat-tempat tertentu pula.
Kerja aliran/pancaran lumpur keluar dari bit menuju batuan formasi merupakan
pokok pembicaraan dalam Bit Hydraulics, dengan kerja yang optimum maka diharapkan laju
penembusan (Penetration Rate) dapat ditingkatkan serta pengangkatan cutting seefektif
mungkin sehingga penggilingan kembali (Regrinding) seperti dijelaskan semula dapat
dikurangi sekecil mungkin.
Dalam usaha mengoptimasikan hidrolika ini, ada 3 (tiga) prinsip yang satu sama lain
saling berbeda dalam hal anggapan-anggapannya. Ketiga prinsip tersebut adalah :
1. Bit Hydraulic Horse Power (BHHP)
Prinsip dasar dari metoda ini menganggap bahwa semakin besar daya yang
disampaikan fluida terhadap batuan akan semakin besar pula efek pembersihannya,
sehingga metoda ini berusaha untuk mengoptimumkan Horse Power (daya), yang
dipakai di bit dari Horse Power pompa yang tersedia di permukaan.
2. Bit Hydaulic Impact (BHI)
Prinsip dasar dari metoda ini, menganggap bahwa semakin besar impact (tumbukan
sesaat) yang diterima batuan formasi dari lumpur yang dipancarkan dari bit semakin
besar pula efek pembersihannya, sehingga metoda ini berusaha untuk
mengoptimumkan impact pada bit.
3. Jet Velocity (JV)
Page 16
16 Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran
Metoda ini berprinsip, semakin besar rate yang terjadi di bit akan berarti semakin
besar efektivitas pembersihan dasar lubang, maka metoda ini berusaha untuk
mengoptimumkan rate pompa supaya rate di bit maksimum.
Pada dasarnya kemampuan pompa memberikan tekanan pada sistem sirkulasi adalah
habis untuk menanggulangi kehilangan tekanan (pressure loss) pada seluruh sistem sirkulasi
seperti yang telah dijelaskan pada bab sebelumnya, padahal kehilangan tekanan di bit
merupakan parameter yang cukup menentukan dalam perhitungan optimasi hidrolika, untuk
itu maka kehilangan tekanan dibagi dua, yaitu kehilangan tekanan seluruh sistim sirkulasi
kecuali bit yang disebut sebagai Parasitic Pressure Loss (Pp) karena tidak menghasilkan apa-
apa, hanya hilang energi karena gesekan fluida saja. Bit pressure loss (Pb) adalah besarnya
tekanan yang dihabiskan untuk menumbuk batuan formasi oleh pancaran fluida di bit.
Dalam sistem sirkulasi juga seperti yang telah dijelaskan pada bab sebelumnya bahwa
akan terdapat dua jenis pola aliran yaitu laminer dan turbulen, dimana masing-masing pola
menempati tempatnya sendiri-sendiri. Di dalam pipa mulai dari stand pipe, swivel, kelly, drill
pipe dan drill collar akan terjadi pola aliran turbulen. sedangkan pada anulus antara drill
collar dan open hole biasanya dibiarkan turbulen tapi bila terjadi laminer lebih baik lagi,
anulus drill pipe dengan open hole maupun drill pipe dengan casing diwajibkan beraliran
laminer akan tetapi harus lebih besar dari rate minimum.
5.1. Optimasi dengan Perhitungan
Dalam menghitung optimasi hidrolika yang menyangkut penentuan rate
optimum, telah dijelaskan dalam bab sebelumnya. Sedangkan penentuan ukuran nozzle
yang merupakan fungsi dari densitas lumpur, rate optimum dan kehilangan tekanan di
bit dijabarkan dalam bentuk persamaan sebagai berikut:
5.02
10858
Pb
QA
optm ................................................................................................. (13)
dimana :
m = Densitas Lumpur, ppg
Qopt = Laju optimum, gpm
Pb = Pressure Loss di bit, psi
Sebelum melakukan perhitungan terlebih dahulu harus ditentukan besarnya
faktor pangkat (Z) dan konstanta kehilangan tekanan (Kp), dengan menggunakan
persamaan (14) atau (15) dan (16) atau (17), yaitu:
)/log(
)/log(
21
21
QQ
PPZ
pp .................................................................................................. (14)
)/log(
)/log(
12
12
QQ
PPZ
pp .................................................................................................. (15)
Z
p
pQ
PK
2
2 ................................................................................................................. (16)
Z
p
pQ
PK
1
1 ................................................................................................................. (17)
Page 17
Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran 17
Selain itu perlu diketahui terlebih dahulu rate minimum, rate maksimum, tekanan
maksimum pompa, daya maksimum pompa dan densitas lumpur.
Seperti telah dijelaskan sebelumnya bahwa perhitunganpun akan disajikan dalam
3 (tiga) konsep yang saling berbeda, yaitu : bit Hydraulic Horse Power (BHHP), bit
Hydraulic Impact (BHI) dan Jet Velocity (JV).
5.2. Konsep BHHP
Langkah - langkah untuk menentukan optimasi adalah sebagai berikut :
a. Kondisi Tekanan Maksimum
1. Hitung kehilangan tekanan di bit dengan persamaan
PmZ
ZPb
1
........................................................................ (18)
2. Hitung rate optimum dengan persamaan
Z
KpZ
PmQopt
1
)1(
............................................................ (19)
3. Perhatikan apakah Qopt lebih kecil dari rate maksimum (Qmax). Jika
tidak terpenuhi maka, Qopt = Qmax, sehingga
Z
optQKpPmPb . .................................................................................. (21)
4. Perhatikan apakah Qopt tersebut lebih besar dari rate minimum
(Qmin). Jika tidak terpenuhi, maka Qopt = Qmin, sehingga
Z
optQKpPmPb . .................................................................................. (20)
5. Hitung daya yang diperlukan di permukaan (HPs)
1714
. optQPmHPs ........................................................................................ (22)
6. Perhatikan apakah daya yang diperlukan di permukaan (HPs)
tersebut tidak lebih besar dari daya maksimum pompa (HPm). Jika
tidak terpenuhi, bisa dicoba dengan kondisi daya maksimum.
7. Hitung luas nozzle total yang optimum dengan persamaan
2
12
.10858
.
Pb
QA
optm .................................................................................... (23)
b. Kondisi Daya Maksimum
1.Hitung kehilangan tekanan di bit dengan persamaan:
min.min
.1714 ZQKpQ
HPmPb .......................................................... (24)
2. Hitung rate optimum (Qopt) dengan persamaan: Qopt = Qmin
Page 18
18 Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran
3. Hitung tekanan yang diperlukan di permukaan (Ps) dengan
persamaan:
min
.1714
Q
HPmPs .......................................................................................(25)
4. Perhatikan apakah Ps lebih kecil dari tekanan maksimum pompa
(Pm). Jika tidak terpenuhi, bisa dicoba dengan kondisi pertengahan.
5. Hitung luas nozzle total yang optimum dengan persamaan:
2
1
2
.10858
.
Pb
optQmA
c. Kondisi Pertengahan
1. Hitung rate optimum (Qopt) dengan persamaan :
Pm
HPmQopt
.1714
................................................................ (26)
2. Hitung kehilangan tekanan di bit dengan persamaan :
Z
Pm
HPmKpPmPb
1714
............................................... (27)
3.Hitung luas Nozzle total yang optimum dengan persamaan :
2
1
2
.10858
.
Pb
QoptmA
.................................................................. (28)
5.3. Konsep BHI
Langkah-langkah untuk menentukan optimasi dalam konsep BHI adalah sebagai
berikut:
a. Kondisi Tekanan Maksimum
1. Hitung kehilangan tekanan di bit dengan persamaan :
PmZ
ZPb
2 .........................................................................................(29)
2. Hitung rate optimum (Qopt) dengan persamaan :
Z
Kpz
PmQopt
1
)2(
2
............................................................................(30)
3. Perhatikan apakah Qopt lebih kecil dari rate maksimum (Qmak).Jika
tidak terpenuhi, Qopt = Qmak
Pb = Pm-Kp.Qzopt ................................................................................(31)
Page 19
Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran 19
4. Perhatikan apakah Qopt tersebut lebih besar dari rate minimum
(Qmin). Jika tidak terpenuhi, Qopt = Qmin
Pb = Pm - Kp.Qzopt .............................................................................. (32)
5. Hitung daya yang diperlukan di permukaan:
1714
.QoptPmHps ..................................................................................... (33)
6. Perhatikan apakah HPs lebih kecil dari Daya pompa maksimum
(HPm). Jika tidak terpenuhi, bisa dicoba dengan kondisi yang lain.
7. Hitung luas Nozzle total yang optimum dengan persamaan:
2
1
2
10858
.
Pb
QoptA m ................................................................................... (34)
a. Kondisi Daya Maksimum
1. Hitung rate optimum dengan menggunakan persamaan
1
1
)2(
1714
Z
KpZ
HpmQopt ......................................................................... (35)
2. Hitung tekanan yang diperlukan di permukaan (Ps).
Qopt
mHPs
1714.. ..................................................................................... (7-37)
3. Hitung kehilangan tekanan di bit dengan persamaan
Qopt
Hpm
Z
ZPb
1714
2
1 ........................................................................ (36)
4. Periksa Qopt tidak lebih besar dari Qmak. Jika tidak terpenuhi maka:
Qopt = Qmak
Qmak
Hpm
Z
ZPb
1714
2
1 ........................................................................ (38)
5. Periksa Qopt tidak lebih kecil dari Qmin. Jika tidak terpenuhi maka:
Qopt = Qmin
min
1714
2
1
Q
HPm
Z
ZPb ........................................................................ (39)
6. Perhatikan apakah Ps tidak lebih besar dari Pm.Jika tidak terpenuhi,
coba dengan kondisi pertengahan.
7. Hitung luas Nozzle total optimum, persamaan :
2
1
2
10858
.
Pb
QoptmA
Page 20
20 Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran
a. Kondisi Pertengahan
1. Hitung rate optimum dengan persamaan :
Pm
HPmQopt
.1714 ...................................................................................(40)
2. Hitung kehilangan tekanan di bit, dengan persamaan
Z
Pm
HPmKpPmPb
1714. ................................................................(41)
3. Hitung luas Nozzle total optimum, persamaan :
2
1
2
.10858
.
Pb
QoptmA
5.4. Konsep JV
Langkah-langkah untuk menentukan optimasi dalam konsep Jet Velocity hanya
dibagi dua bagian.
a. Kondisi Tekanan Maksimum
1. Tentukan rate optimum dengan persamaan: Qopt = Qmin
2. Tentukan kehilangan tekanan di bit dengan persamaan:
ZQKpPmPb min. ............................................................................(42)
3. Hitung daya yang diperlukan di permukaan (HPs) dengan
menggunakan persamaan :
1714
min.QPmHPs .....................................................................................(43)
3. Perbaikan apakah HPs tidak lebih besar dari daya pompa maksimum
(HPm). Jika tidak terpenuhi, coba dengan kondisi daya maksimum.
4. Hitung luas Nozzle total dengan menggunakan persamaan:
2
1
2
10858
.
Pb
QoptmA
....................................................................................(44)
a. Kondisi Daya Maksimum
1. Tentukan rate optimum dengan menggunakan persamaan:
Qopt = Qmin
2. Hitung tekanan yang diperlukan di permukaan (Ps) dengan
menggunakan persamaan:
min
1714.
Q
HPmPs .......................................................................................(45)
3. Tentukan kehilangan tekanan di bit dengan menggunakan
persamaan:
Page 21
Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran 21
ZQKpQ
HPmPb min.
min
1714. ................................................................... (46)
4. Perhatikan apakah Ps tidak lebih besar dari tekanan maksimum
pompa (Pm).Jika tidak terpenuhi, kondisi optimum dalam konsep
Jet Velocity tidak tercapai.
5. Hitung luas total Nozzle dengan menggunakan persamaan
2
1
2
.10858
.
Pb
QoptmA
................................................................................... (47)
Sedangkan untuk merubah nilai luas total nozzle menjadi bentuk kombinasi
ukuran nozzle dalam satuan 1/32 inch dapat digunakan Tabel 5.
Tabel 5. Tabel Luas Total Kombinasi Nozzle
7.5.5. Evaluasi Hasil Optimasi
Untuk mengetahui apakah hasil optimasi yang telah dilakukan betul-
betul naik efeknya atau tidak, ditentukan dengan melihat parameter yang bisa
dievaluasi untuk masing-masing konsep, yaitu sebagai berikut:
a. Konsep BHHP
Evaluasi dapat dilakukan melalui Horse Power per Square Inches (HSI) di
bit.
A
QoptPbHSI
.1714
. ....................................................................................... (48)
2.1346
.
d
QoptPbHSI ....................................................................................... (49)
b. Konsep BHI.
Dalam mengevaluasi hasil optimasi pada konsep BHI, dilakukan dengan
menghitung bit Impact (BIF).
5.0.. PbQKiBIF ..................................................................................... (50)
Page 22
22 Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran
dikonversikan dengan kondisi lapangan, menjadi :
5.02 .10.73,1 PpmQBIF ...................................................................(51)
c. Konsep JV
Dalam konsep ini evaluasi bisa dilakukan melalui kecepatan aliran di bit
(Vb).
5.0.PbKvVb ............................................................................................(52)
dikonversikan dengan kondisi lapangan, menjadi :
An
QoptVb 321.0 .......................................................................................(53)
Hasil evaluasi yang didapat hanya dapat dipakai untuk membandingkan
satu kasus yang sama yang dikerjakan dengan metoda/konsep yang sama antara
kondisi lapangan yang sedang dipakai dengan perhitungan optimasi yang
didapat, sedangkan untuk membandingkan tiap konsep dengan konsep lainnya
tidak dapat dilakukan, karena satu sama lain seperti telah dijelaskan sebelumnya
mempunyai kelebihan-kelebihan pada konsep masing-masing.
Gambar 7. Diagram Alir Konsep BHHP 38)
Page 23
Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran 23
Gambar 8. Diagram Alir Konsep BHI 38)
Page 24
24 Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran
Gambar 9. Diagram Alir Konsep JV 38)
Gambar 10. Contoh Pemakaian Nomograph Pada Konsep JV 38)
Page 25
Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran 25
Gambar 11. Contoh Pemakaian Nomograph Pada Konsep JV 38)
Page 26
26 Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran
6. Contoh Soal
Contoh 1.
Kedalaman = 6000 ft
Rate minimum = 444 gpm
Rate maksimum = 762 gpm
Daya maksimum = 1388
Tekanan permukaan maksimum = 2145 psi
Densitas lumpur = 9.2 ppg
Dari Slow Pump Rate Test diperoleh:
Pp1 = 560 psi Q1 = 432 gpm
Pp2 = 155 psi Q2 = 211 gpm
Berdasarkan optimasi dengan konsep BHHP, BHI, dan JV dari data-data di atas,
tentukan:
1. Rate optimum
2. Tekanan permukaan yang digunakan
3. Kehilangan tekanan di bit
4. Kombinasi ukuran nozzle optimum
Page 27
Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran 27
2. Desain Hidrolika
Hole Geometry:
Kedalaman sumur = 10000 feet
Intermediate Casing = 9,625 inch OD, 9,0 inch ID, 7000 feet Depth
String Configuration:
Drill Pipe = 4,0 inch OD, 3,25 inch
IDDrill Collar = 4,0 inch OD, 2,75 ID, 400 feet
DepthBit Size = 8,5 inch, with Nozzle 15-15-15
Lumpur :
Densitas = 8,9 ppg
Viskositas Plastik = 50 cp
Yield Point = 25 lb/100 ft2
Pump Data :
Maximum HP = 1500
Maximum Pressure = 3500 psia
Maximum Rate = 900 gpm
Minimum Rate = 230 gpm
Low Pump Rate Test:
Normal Rate = 500 gpm,
Pressure = 1100 psia
Slow Rate = 250 gpm,
Pressure = 310 psia
Drilling Parameter :
Weight on Bit = 30000 lbs
Rate of Penetration = 150 fph
Cutting Diameter = 0,65 inch
Cutting SG = 2.635
Pertanyaan :
Dalam Optimisasi hidrolika, dimana diameter nozzle tidak mungkin diubah (tetap),
berapa rate pemompaan optimum yang harus dilakukan?
Page 28
28 Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran
3. Hidrolika Bit
Sebelum mengganti bit pada lubang 12 1/4 in, diketahui tekanan standpipe sbb:
Laju alir (gpm)
Tekanan Stamdpipe (psi)
300 500
400 850
500 1200
600 1700
650 1900
Kedalaman lubang adalah 6528 ft
Bit diharapkan membor sampai kedalaman 8000 ft
Data-data lain:
Ukuran nozzle = tiga buah (16/32) in
Berat lumpur = 8.7 ppg
Laju alir sekarang = 650 gpm
Max. alowable surface pressure =2500 psi
Tentukanlah parameter hidrolika optimum untuk bit berikutnya menggunakan kriteria
BHHP dan IF.
Page 29
Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran 29
DAFTAR PARAMETER DAN SATUAN
= Density fluida, ppg
V = Kecepatan aliran, fps
d = Diameter pipa, in
= Viscositas, cp
= Gaya shear per unit luas (shear stress)
dVr/dr = Shear rate
gc = Convertion constant
HP = Horse power yang diterima pompa dari mesin penggerak
setelah dikalikan effisiensi mekanis dan safety, hp
P = Tekanan Pemompaan, psi
Q = Kecepatan alir, gpm
S = Panjang stroke, inchs
N = Rotasi per menit, rpm
d = Diameter tangkai piston, inchs
D = Diameter liner, inch
se = Effisiensi volumetrik
Vs = Kecepatan slip, ft/menit
V1 = Kecepatan lumpur, ft/menit
Vp = Kecepatan partikel, ft/menit
dc = Diameter cutting terbesar, inchs
c = Berat cutting, ppg
m = Berat lumpur, ppg
Qm = Rate minimum, gpm
ROP = Kecepatan Penembusan
Ca = Fraksi volum cutting di anulus
dp = Diameter pipa, inchs
dh = Diameter lubang, inchs
A = Luas Anulus, in2
Vca = Kecepatan di annulus, ft/det
v = Viskositas plastik, cp
Yb = Yield point bingham, lb/100 ft2
kl = Koefisien loss
kr = Panjang drill collar, ft
Qopt = Laju optimum, gpm
Pb = Pressure loss di bit, psi
Kp = Konstanta kehilangan tekanan
Pp = Tekanan parasistik, psi
Pm = Tekanan maksimum, psi
HPm = Horse power maksimu, hp
Qmak = laju maksimum gpm
Z = faktor pangkat
Ps = Tekanan dipermukaan, psi
HPS = Horse Power di permukaan, hp
An = Luas Nozzle, in2
Page 30
30 Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran
DAFTAR PUSTAKA
1. Alliquander, "Das Moderne Rotarybohren", VEB Deutscher Verlag Fuer
Grundstoffindustrie,Clausthal-Zellerfeld, Germany, 1986 2. nn., "Principles of Drilling Fluid Control", Twelfth Edition, Petroleum Extension Service The
University of Texas of Austin, Texas, 1969. 3. Azar J.J., "Drilling in Petroleum Engineering", Magcobar Drilling Fluid Manual. 4. Moore P.L., "Drilling Practices Manual", Penn Well Publishing Company, Second Edition,
Tulsa-Oklahoma, 1986. 5. Rabia. H., "Oil Well Drilling Engineering : Principles & Practice", University of Newcastle
upon Tyne, Graham & Trotman, 1985.
Page 31
Dril-006-Hidrolika Fluida Pemboran 31