The Experts below are selected from a list of 171 Experts worldwide ranked by ideXlab platform
Hassan Ibrahim - One of the best experts on this subject based on the ideXlab platform.
-
Survey interpolation: A software for calculating correct wellpath between survey stations
University of Stavanger Norway, 2012Co-Authors: Hassan IbrahimAbstract:Master's thesis in Petroleum engineeringIn this Master’s thesis a Microsoft Excel Visual Basic for Applications (VBA) scheme is developed to automatically interpolate and calculate between survey stations. Interpolation techniques of the assumed mathematical model of the Minimum Curvature Method (MCM) are used to determine borehole position by employing measured depth (MD), Inclination and Azimuth as input parameters. Output parameters are Dogleg Severity (DLS) and the 3D coordinates; True Vertical Depth (TVD), Northing (E) and Easting (E). The aim is to compare survey data from continuous near bit inclination (NBI) measured by the Baker Hughes’s AutoTrak tool and survey data from OnTrak tool (MWD). The AutoTrak NBI tool measures inclination continuously while rotating and the OnTrak MWD tool measures directional coordinates usually at 10 – 30 m intervals. By using the measured NBI from the AutoTrak instead of using an interpolated inclination to calculate 3D coordinates between survey stations, especially the TVD, the aim is to compare end survey station interpolations of the MWD survey with the end results obtained utilizing the NBI for calculations. Comparison of the results showed that there is not much difference in calculated end results between NBI and MWD surveys
-
Survey interpolation: A software for calculating correct wellpath between survey stations
University of Stavanger Norway, 2012Co-Authors: Hassan IbrahimAbstract:In this Master’s thesis a Microsoft Excel Visual Basic for Applications (VBA) scheme is developed to automatically interpolate and calculate between survey stations. Interpolation techniques of the assumed mathematical model of the Minimum Curvature Method (MCM) are used to determine borehole position by employing measured depth (MD), Inclination and Azimuth as input parameters. Output parameters are Dogleg Severity (DLS) and the 3D coordinates; True Vertical Depth (TVD), Northing (E) and Easting (E). The aim is to compare survey data from continuous near bit inclination (NBI) measured by the Baker Hughes’s AutoTrak tool and survey data from OnTrak tool (MWD). The AutoTrak NBI tool measures inclination continuously while rotating and the OnTrak MWD tool measures directional coordinates usually at 10 – 30 m intervals. By using the measured NBI from the AutoTrak instead of using an interpolated inclination to calculate 3D coordinates between survey stations, especially the TVD, the aim is to compare end survey station interpolations of the MWD survey with the end results obtained utilizing the NBI for calculations. Comparison of the results showed that there is not much difference in calculated end results between NBI and MWD surveys
Risky Praptomo - One of the best experts on this subject based on the ideXlab platform.
-
EVALUASI PENYEBAB PIPA TERJEPIT SERTA PENANGANANNYA PADA TRAYEK 17 ½” SUMUR “RP”LAPANGAN “Y” PT PERTAMINA EP
2016Co-Authors: Risky PraptomoAbstract:Operasi pemboran yang dilakukan tidak selalu berjalan dengan lancar seperti yang diharapkan. Adakalanya terjadi masalah -masalah yang mengganggu operasi pemboran dan sangat merugikan. Secara terinci kerugian-kerugian ini meliputi kerugian terhadap waktu, peralatan, dan biaya operasi pemboran.Salah satu masalah dalam operasi pemboran berarah (Directional Drilling) sumur RPlapangan Y PT Pertamina EP adalah pipa terjepit (stuck pipe), yang maksudnya adalah pipa tidak dapat digerakkan di dalam lubang (tidak dapat diputar dan diangkat) dan adakalanya dapat diputar namun tidak dapat diangkat. Akibat dari terjepitnya pipa pemboran ini adalah terhambatnya operasi pemboran. Metodologiyang digunakandalamSkripsiiniadalah,pengumpulan data,dan kemudiandilakukanevaluasipenyebabpipa terjepit.Evaluasi penyebab terjadinya pipa terjepit dikaji berdasarkan beberapa aspek yaitu: Aspek lithologi batuan, Aspek geometri lubang bor apabila nilai Dogleg survey melebihi Dogleg Severity akan menyebabkan key seat, Aspek susunan rangkaian pemboran yang digunakan, Aspek lumpur pemboran apabila besarnya harga differential pressure pada kedalaman titik jepit sebesar kurang dari 200 psi maka sesuai dengan batas aman yang direkomendasikan. Perhitungan pengangkatan cutting dikatakan optimum apabila parameter Cutting Transport Ratio (Ft) lebih dari 90%, Cutting Concentration (Ca) kurang dari 5% dan Particle Bed Index (PBI) sama dengan atau lebih dari 1. Besarnya differential pressure pada kedalaman titik jepit sebesar 87.95 psi masih sesuai dengan batas aman yang direkomendasikan yaitu kurang dari 200 psi. Hasil perhitungan pengangkatan cutting pada trayek 17 ½” tidak optimum dengan harga Ft sebesar 86.13 % dan PBI sebesar 1. Dari aspek geometri lubang bor diketahui perhitungan Dogleg survey melebihi Dogleg Severity dan menandakan adanya keyseat , jadi dapat disimpulkan bahwa penyebab terjadinya pipa terjepit dikarenakan terjadinya key seat.
Roberto Hutama Sumantri - One of the best experts on this subject based on the ideXlab platform.
-
ANALISA PENYEBAB PIPA TERJEPIT SERTA PENANGANANNYA PADA TRAYEK 17 ½ SUMUR ‘X’ LAPANGAN ‘Y’
2017Co-Authors: Roberto Hutama SumantriAbstract:ABSTRAK Operasi pemboran yang dilakukan tidak selalu berjalan dengan lancar seperti yang diharapkan. Adakalanya terjadi masalah-masalah yang mengganggu operasi pemboran dan sangat merugikan. Secara terinci kerugian-kerugian ini meliputi kerugian terhadap waktu, peralatan, dan biaya operasi pemboran.Salah satu masalah dalam operasi pemboran berarah sumur X lapangan Y adalah pipa terjepit, yang maksudnya adalah pipa tidak dapat digerakkan di dalam lubang (tidak dapat diputar dan diangkat) dan adakalanya dapat diputar namun tidak dapat diangkat. Akibat dari terjepitnya pipa pemboran ini adalah terhambatnya operasi pemboran. Metodologi yang digunakan dalam Skripsi ini adalah, pengumpulan data, dan dilakukan analisa penyebab pipa terjepit. Analisa penyebab terjadinya pipa terjepit dikaji berdasarkan beberapa aspek yaitu: Aspek lithologi batuan, Aspek geometri lubang bor apabila nilai Dogleg survey melebihi Dogleg Severity akan menyebabkan key seat, Aspek susunan rangkaian pemboran yang digunakan, Aspek lumpur pemboran apabila besarnya harga differential pressure pada kedalaman titik jepit sebesar antara 100 – 200 psi maka sesuai dengan batas aman yang direkomendasikan. Perhitungan pengangkatan cutting dikatakan optimum apabila parameter Cutting Transport Ratio (Ft) lebih dari 90% (Bourgoyne AT,1986), Cutting Concentration (Ca) kurang dari 5%(Millpark,1992) dan Particle Bed Index (PBI) sama dengan atau lebih dari 1 (Ziedler,1988). Besarnya differential pressure pada kedalaman titik jepit sebesar 87.95 psi dinilai terlalu rendah karena kurang dari batas aman yang direkomendasikan yaitu antara 100 - 200 psi, sehingga disarankan untuk menaikan densitas lumpur sebesar 10,61 ppg. Hasil perhitungan pengangkatan cutting pada trayek 17 ½” tidak optimum dengan harga Ft sebesar 86.13 % dan PBI sebesar 1. Dari aspek geometri lubang bor didapatkan hasil Dogleg survey sebesar 1,04 dimana melebihi Dogleg Severity yang diperbolehkan yaitu 0,2. Jadi dapat disimpulkan bahwa penyebab terjadinya pipa terjepit dikarenakan terjadinya key seat. Kata kunci: Pipa Terjepit, Key seat, Dogleg Severity
Ronald Rinaldy - One of the best experts on this subject based on the ideXlab platform.
-
EVALUASI PERMASALAHAN PIPA TERJEPIT PADA PEMBORAN TRAYEK 6” DI SUMUR ‘X’ LAPANGAN ‘Y’ PT. PERTAMINA EP
2012Co-Authors: Ronald RinaldyAbstract:Salah satu masalah dalam operasi pemboran adalah pipa terjepit (stuck pipe), yaitu pipa tidak dapat digerakkan di dalam lubang (tidak dapat diputar dan diangkat) dan adakalanya dapat diputar namun tidak dapat diangkat. Akibat dari terjepitnya pipa adalah terhambatnya operasi pemboran dan meningkatnya biaya guna mengatasi pipa terjepit dan sewa rig yang harus ditanggung. Karena latar belakang ini maka penulis mencoba melakukan evaluasi mengenai penyebab terjadinya pipa terjepit dan upaya – upaya yang dilakukan untuk mengatasinya hingga mampu menangani problem pipa terjepit pada sumur X lapangan Y PT. PERTAMINA EP trayek pemboran 6“. Untuk mengetahui mekanisme jepitan yang timbul, metodelogi yang dilakukan ditinjau dari aspek lumpur pemboran yang digunakan, aspek litologi batuan yang ditembus, aspek geometri lubang pemboran dan aspek rangkaian pemboran yang digunakan. Penanggulangan yang dilakukan untuk mengatasi pipa terjepit pada trayek pemboran 6“ antara lain dengan upaya regang lepas dengan tarikan 30 ton dan spotting fluids (perendaman 30 bbl), yang mana cara tersebut kurang efektif dan tidak membebaskan pipa yang terjepit di kedalaman 1961 mMD, sehingga akhirnya diputuskan untuk melakukan mechanical back off di 1966 mMD dan berhasil membebaskan pipa. Kemudian rangkaian dicabut sampai ke permukaan dan dilanjutkan program selanjutnya yaitu plug back cementing dan dilanjutkan dengan sidetrack. Saran yang dapat penulis berikan berdasarkan perhitungan yang dilakukan yaitu menambahkan tarikan pada hook hingga 75,305 ton dengan tarikan maksimum yang direkomendasikan sebesar 216,20 ton. Selain itu volume spotting fluids yang dibutuhkan untuk perendaman pipa sebesar 19,548 bbl. Kemudian untuk menghindari masalah pipa terjepit dikemudian hari disarankan untuk tidak melebihi batas perbedaan tekanan yang direkomendasikan antara 100-200 psi, dan menjaga harga Dogleg agar tidak melebihi Dogleg Severity
Patil, Harshad Prakash - One of the best experts on this subject based on the ideXlab platform.
-
Trajectory and window width predictions for a cased hole sidetrack using a whipstock
LSU Digital Commons, 2004Co-Authors: Patil, Harshad PrakashAbstract:The Trackmaster system manufactured by Smith Services consists of a multi-ramped whipstock and a trimill assembly used to perform a sidetrack from a cased well. Smith Services has observed evidence that the trimill assembly may prematurely leave the face of the whipstock and build excess inclination and Dogleg Severity or may fall into the original well immediately after leaving the end of the whipstock ramp thus creating a need to predict the borehole trajectory for sidetracking operations. The goal of this project was to predict the borehole trajectory and the window profile cut in the casing by the sidetracking equipment and the curvature that would result in tubular run through the sidetracked borehole, expressed as Dogleg Severity. A computer program was developed that predicts the sidetrack trajectory based on the BHA analysis method proposed by Jiazhi, and extended for calculating the side force on the mills. These side forces and a logical check on the feasibility of that force within the existing well geometry were used to predict the trajectory of each mill. A method was developed to calculate and plot the paths traversed by each mill and the width of the window subsequently cut by trimill assembly moving down the face of the whipstock. Results obtained from the simulator, for selected cases of tool geometries, hole sizes and resistance to sidetracking, indicate an overall dropping tendency of the mill assembly and no tendency to prematurely leave the face of the whipstock. Therefore premature departure of the trimill assembly from the whipstock is unlikely to be caused by BHA design but may be related to some other factor such as the interaction of the mill profile with the casing wall. Further, a method was developed to calculate the radius of curvature for a specific size pipe run in the predicted trajectory for a sidetracked borehole, based on pipe diameter and wellbore geometry. The curvature was expressed as Dogleg Severity in degrees of inclination change per 100 ft and provides a basis for determining whether the sidetracked borehole is suitable for its intended purpose
