WIBISONO, ABDUL HASIB (2019) EVALUASI PROBLEM MECHANICAL PIPE STUCK PADA PEMBORAN DIRECTIONAL DITINJAU DARI ASPEK HIDROLIKA SUMUR “AHW-1” LAPANGAN “KR”. Other thesis, Universitas Pembangunan Nasional Veteran Yogyakarta.
Preview |
Text
COVER.pdf Download (46kB) | Preview |
Preview |
Text
DAFTAR ISI.pdf Download (26kB) | Preview |
Preview |
Text
HALAMAN PENGESAHAN.pdf Download (10MB) | Preview |
Preview |
Text
RINGKASAN.pdf Download (42kB) | Preview |
Abstract
Sumur AHW-1 lapangan KR merupakan sumur eksplorasi pertama pada
lapangan KR. Sumur AHW-1 merupakan sumur directional dengan target depth
13.328 ft MD/9.323 ft TVDSS. Sumur AHW-1 mengalami masalah pemboran
seperti borehole stability yang buruk disebabkan oleh adanya sloughing pada
lapisan shale. Karena problem sloughing ini, pada saat round trip rangkaian pada
kedalaman 3967 ft MD / 3324 ft TVD, pipa terjepit dan tidak ada aliran mud return
ke permukaan sehingga dapat diidentifikasi problem yang terjadi merupakan
mechanical pipe stuck.
Metode yang digunakan dalam mengevaluasi pipe stuck yaitu mengevaluasi
hidrolika yang digunakan secara teoritis menggunakan konsep Minimum Annular
Velocity dan metode Bit Hydraulic Impact (BHI). Hidrolika pemboran dikatakan
optimum jika hasil BHI/HPs ± 48 %. Pada pengangkatan cutting hasil akhir Cutting
Transport Ratio (Ft) optimum jika harga Ft > 90 %, Cutting Concentration (Ca)
optimum jika harga Ca < 5 % dan Particle Bed Index (PBI) optimum jika PBI ≥ 1.
Selanjutnya menganalisa penyebab mechanical pipe stuck dengan menggunakan
metode d-eksponent untuk menentukan tekanan formasi, kemudian menganalisa
lithologi formasi, dan menghitung dog leg severity yang terjadi.
Dari hasil evaluasi ini didapatkan nilai hidrolika yang telah optimum pada
sumur AHW-1 dengan nilai BHI/HPs + 48%, Cutting Transport (Ft) > 90 %,
Cutting Concentration (Ca) < 5 % dan Particle Bed Index (PBI) ≥ 1. Dari analisa
penyebab pipe stuck didapat jenis lithologi pada kedalaman 3967 ft MD/ 3324 ft
TVD ft merupakan shale, serta tidak ditemukan dogleg yang menyimpang.
Perbedaan tekanan formasi dan hidrostatik yang digunakan sebesar 51.85 psi.
Setelah melakukan perhitungan kembali gradien tekanan formasi ditemukan adanya
tekanan abnormal shale pada kedalaman tersebut dengan gradien tekanan formasi
sebesar 0.572 psi/ft. Hal ini menyebabkan perbedaan tekanan formasi dan
hidrostatik di bawah 100 psi. Karena margin yang digunakan belum dapat menahan
runtuhnya formasi abnormal shale, menyebabkan lapisan shale mengalami
sloughing yang sehingga terjadi mechanical pipe stuck.
| Item Type: | Thesis (Other) |
|---|---|
| Subjek: | T Technology > T Technology (General) |
| Divisions: | x. Faculty of Engineering, Science and Mathematics > School of Engineering Sciences |
| Depositing User: | Sarimin Sarimin |
| Date Deposited: | 09 Apr 2019 07:03 |
| Last Modified: | 09 Apr 2019 07:03 |
| URI: | http://eprints.upnyk.ac.id/id/eprint/19237 |
Actions (login required)
 |
View Item |