DETAIL KOLEKSI

Evaluasi dan optimasi hidrolika pemboran dengan metode BHHP dan BHI pada sumur “CFF-1”

0.0


Oleh : Choerunnisa Firlifitriah

Info Katalog

Nomor Panggil : 1265/TP/2020

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2020

Pembimbing 1 : Mulia Ginting

Pembimbing 2 : Djunaedi Agus Wibowo

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_Bab3_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 pada kegiatan pemboran trayek 17 ½”, 12¼”, dan 8½” sumur “CFF-1” lapangan “NF”. Penelitian dengan judul : “Evaluasi dan Optimasi Hidrolika Pemboran dengan Metode BHHP dan BHI Pada Sumur “CFF-1”” ini bertujuan untuk mengevaluasi kinerja hidrolika pada kegiatan pemboran dengan menggunakan metode Bit Hydraulic Horsepower (BHHP) dan Bit Hydraulic Impact (BHI). Evaluasi dilakukan untuk menentukan laju alir dan ukuran nozzle optimal sehingga menghasilkan tekanan pada pahat bor yang semakin besar. Selain itu juga untuk membuktikan bahwa kedua parameter tersebut memiliki peranan penting untuk kinerja hidrolika pemboran. Hal yang dilakukan pertama yaitu mengevaluasi sistem hidrolika pemboran dengan mengetahui besarnya persentase tekanan yang dihasilkan pahat bor.Persentase tekanan pahat bor tersebut dapat diketahui dari perbandingan besarnya kehilangan tekanan pahat bor dengan standpipe pressure. Sistem hidrolika yang optimum dengan metode BHHP yaitu bernilai 65% dari standpipe pressure dan dengan metode metode BHI yaitu bernilai 49% dari standpipe pressure. Tekanan yang tersisa di pahat bor untuk trayek 17 ½” yaitu 19,47-38,48% dari standpipe pressure, untuk trayek 12¼” yaitu 24,33-39,42% dari standpipe pressure, dan untuk trayek 8½” yaitu 34,27-60,82%. Hasil evaluasi menunjukkan bahwa persentase tekanan bit berada di bawah nilai optimumnya baik dari pendekatan BHHP maupun BHI. Tekanan yang dikeluarkan oleh bit tidak cukup besar maka akan mempengaruhi Rate of Penetration (ROP). Setelah dilakukan evaluasi hidrolika tersebut, kemudian dapat dilakukan optimasi untuk persentase bit yang dibawah nilai optimumnya pada beberapa titik kedalaman sumur “CFF-1”. Optimasi dengan mengubah parameter laju alir dan ukuran nozzlebit mampu meningkatkan tekanan pahat bor. Terutama dengan perubahan ukuran nozzle menjadi lebih kecil mampu memaksimalkan tekanan pahat bor trayek 17 ½” hingga 57% dari standpipe pressure, untuk beberapa titik kedalaman di trayek 12¼” mampu meningkatkan tekanan pahat bor hingga 58% dari standpipe pressure, dan untuk beberapa titik kedalaman di trayek 8½” mampu menghasilkan 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 assignment entitiled : “Evaluation and Optimization of Drilling Hydraulics Using BHHP and BHI Methods in “CFF-1” Well” it aims to evaluate the performance of hydraulics in drilling activities using the Bit Hydraulic Horsepower (BHHP) and Bit Hydraulic Impact (BHI) methods. An evaluation is carried out to determine the optimized 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 knowing the percentage of the drill bit pressure. It can be calculated by dividing the value of pressure loss at the bit with standpipe pressure. The optimum hydraulic system with the BHHP method delivered 65% of standpipe pressure and with the BHI method delivered 49% of standpipe pressure.The drill bit pressure on the 17½" trajectory with 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 the 8½" trajectory with the range from 34.27 -60.82%. From the result, it shows that the bit pressure percentage is below its optimum value both from the BHHP and BHI method approaches. The drill bit pressure that is not high enough will affect the Rate of Penetration (ROP). After evaluating the hydraulic system, the percentage of bit that below the optimum pressure at some depth in the "CFF-1" well can be increased by hydraulic optimization.Optimization by changing the parameters of the flow rate and size of the bit nozzle can increase the drill bit pressure. Especially by changing the smaller size of the nozzle, it will be able to maximize the drill bit pressure up to 57% of standpipe 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 some depths that have to be optimized on the 8½” can increase the drill bit pressure up to 62% of standpipe pressure

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?