DETAIL KOLEKSI

Evaluation and optimation of drilling hydraulicusing BHHP and BHI methods in “CFF-1” well


Oleh : Choerunnisa Firlifitriah

Info Katalog

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2020

Pembimbing 1 : Ir. Mulia Ginting, M.T.

Pembimbing 2 : Djunaedi Agus Wibowo, S.T.,M.T.

Subyek : Oil well drilling

Kata Kunci : drilling activities, hydraulic horsepower bit (bhhp), hydraulic impact bit (bhi), nozzle bit.

Status Posting : Published

Status : Lengkap


File Repositori
No. Nama File Hal. Link
1. 2020_TA_STP_071001600029_Halaman-Judul.pdf
2. 2020_TA_STP_071001600029_Pengesahan.pdf
3. 2020_TA_STP_071001600029_Bab-1_Pendahuluan.pdf 3
4. 2020_TA_STP_071001600029_Bab-2_Tinjauan-literatur.pdf 24
5. 2020_TA_STP_071001600029_Bab-3_Kerangka-konsep.pdf 7
6. 2020_TA_STP_071001600029_Bab-4_Metode.pdf
7. 2020_TA_STP_071001600029_Bab-5_Kesimpulan.pdf
8. 2020_TA_STP_071001600029_Daftar-pustaka.pdf 2
9. 2020_TA_STP_071001600029_Lampiran.pdf

P Penelitian yang dilakukan pada tugas akhir ini yaitu evaluasi hidrolika padakegiatan pemboran trayek 17 ½”, 12¼”, dan 8½” sumur “CFF-1” lapangan “NF”.Penelitian dengan judul : “Evaluasi dan Optimasi Hidrolika Pemboran denganMetode BHHP dan BHI Pada Sumur “CFF-1”” ini bertujuan untuk mengevaluasikinerja hidrolika pada kegiatan pemboran dengan menggunakan metode BitHydraulic Horsepower (BHHP) dan Bit Hydraulic Impact (BHI). Evaluasidilakukan untuk menentukan laju alir dan ukuran nozzle optimal sehinggamenghasilkan tekanan pada pahat bor yang semakin besar. Selain itu juga untukmembuktikan bahwa kedua parameter tersebut memiliki peranan penting untukkinerja hidrolika pemboran.Hal yang dilakukan pertama yaitu mengevaluasi sistem hidrolika pemborandengan mengetahui besarnya persentase tekanan yang dihasilkan pahat bor.Persentase tekanan pahat bor tersebut dapat diketahui dari perbandingan besarnyakehilangan tekanan pahat bor dengan standpipe pressure. Sistem hidrolika yangoptimum dengan metode BHHP yaitu bernilai 65% dari standpipe pressure dandengan metode metode BHI yaitu bernilai 49% dari standpipe pressure. Tekananyang tersisa di pahat bor untuk trayek 17 ½” yaitu 19,47-38,48% dari standpipepressure, untuk trayek 12¼” yaitu 24,33-39,42% dari standpipe pressure, danuntuk trayek 8½” yaitu 34,27-60,82%. Hasil evaluasi menunjukkan bahwapersentase tekanan bit berada di bawah nilai optimumnya baik dari pendekatanBHHP maupun BHI. Tekanan yang dikeluarkan oleh bit tidak cukup besar makaakan mempengaruhi Rate of Penetration (ROP).Setelah dilakukan evaluasi hidrolika tersebut, kemudian dapat dilakukanoptimasi untuk persentase bit yang dibawah nilai optimumnya pada beberapa titikkedalaman sumur “CFF-1”. Optimasi dengan mengubah parameter laju alir danukuran nozzle bit mampu meningkatkan tekanan pahat bor. Terutama denganperubahan ukuran nozzle menjadi lebih kecil mampu memaksimalkan tekananpahat bor trayek 17 ½” hingga 57% dari standpipe pressure, untuk beberapa titikkedalaman di trayek 12¼” mampu meningkatkan tekanan pahat bor hingga 58%dari standpipe pressure, dan untuk beberapa titik kedalaman di trayek 8½” mampumenghasilkan tekanan pahat bor hingga 62% dari standpipe pressure.

I In this case study the drilling hydraulics will be evaluated on the 17 ½”,12¼”, and 8½” trajectory “CFF-1” well “NF” field. In this final assignmententitiled : “Evaluation and Optimization of Drilling Hydraulics Using BHHP andBHI Methods in “CFF-1” Well” it aims to evaluate the performance of hydraulicsin drilling activities using the Bit Hydraulic Horsepower (BHHP) and BitHydraulic Impact (BHI) methods. An evaluation is carried out to determine theoptimized flow rate and nozzle size so that the bit pressure can increase.The first thing to do is to evaluate the drilling hydraulic system by knowingthe percentage of the drill bit pressure. It can be calculated by dividing the value ofpressure loss at the bit with standpipe pressure. The optimum hydraulic system withthe BHHP method delivered 65% of standpipe pressure and with the BHI methoddelivered 49% of standpipe pressure. The drill bit pressure on the 17½" trajectorywith the range from 19.47-38.48% of the standpipe pressure, while the 12¼"trajectory with the range from 24.33-39.42% of the standpipe pressure, and for the8½" trajectory with the range from 34.27 -60.82%. From the result, it shows thatthe bit pressure percentage is below its optimum value both from the BHHP andBHI method approaches. The drill bit pressure that is not high enough will affectthe Rate of Penetration (ROP).After evaluating the hydraulic system, the percentage of bit that below theoptimum pressure at some depth in the "CFF-1" well can be increased by hydraulicoptimization. Optimization by changing the parameters of the flow rate and size ofthe bit nozzle can increase the drill bit pressure. Especially by changing the smallersize of the nozzle, it will be able to maximize the drill bit pressure up to 57% ofstandpipe pressure on the 17½", some depths that have to be optimized on the 12¼"can increase the drill bit pressure up to 58% of standpipe pressure, also for somedepths that have to be optimized on the 8½” can increase the drill bit pressure up to62% of standpipe pressure.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?