Laporan Kp.docx

LAPORAN KERJA PRAKTEK PT. Pertamina Drilling Services Indonesia (PDSI)

Disusun Oleh: Ahmad Baiduri A

(1401394)

Asyukri Arhamallah

(1401457)

Mohammad Wildan

(1401334)

Velya Galyani P G

(1401441)

PROGRAM STUDI S1 TEKNIK PERMINYAKAN KONSENTRASI INDUSTRI SEKOLAH TINGGI TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI BALIKPAPAN 2018/2019

i 3

ii 4

DAFTAR ISI HALAMAN JUDUL ..................................................................................... LEMBAR PERSETUJUAN PERUSAHAAN ..............................................

i

LEMBAR SURAT PENGANTAR KAMPUS..............................................

ii

DAFTAR ISI .................................................................................................

iv

BAB I

PENDAHULUAN .......................................................................

1

1.1. Latar Belakang ....................................................................

1

1.2. Maksud dan Tujuan Kerja Praktek .......................................

2

1.3. Waktu dan Tempat Pelaksanaan...........................................

3

1.4. Tabel Kegiatan ....................................................................

4

PROFIL PT. PDSI ...................................................................... 2.1. Visi dan Misi PT. PDSI .......................................................

5

2.2. Sejarah Singkat PT. PDSI ....................................................

6

2.3. Tata Nilai PT. PDSI ...........................................................

6

2.4. Struktur Organisasi PT. PDSI ..............................................

7

2.5. Kegiatan di PT. PDSI ..........................................................

8

2.5.1. Product and Services ..................................................

8

2.5.2 Latest Technology.......................................................

8

2.5.3 Subsidiary ...................................................................

9

2.6. Wilayah Kerja PT. PDSI......................................................

10

2.7. Green Drilling .....................................................................

10

2.8. Thousand Trees For Drilling ................................................

11

BAB II

BAB III

5

TEORI DASAR .......................................................................... 12 3.1. Pengertian Operasi Pengeboran............................................

12

3.2. Persiapan Sebelum Pengeboran............................................

12

3.3. Teknik Dasar Pemboran dan Peralatannya ...........................

14

3.3.1. Membuat Lubang Bor ................................................

14

3.3.2. Rangkaian Pemboran ................................................. 3.3.3. Lumpur Pemboran ..................................................... 3.3.4. Unit Pemboran ...........................................................

15 22 24 5

3.3.4.1. ..................................................................... 3.3.4.2. Sistem-Sistem Pemboran .............................. 3.3.4.3. Instrumentasi Pemboran ............................... 3.4. Pelaksanaan Pemboran ........................................................

BAB IV

KEGIATAN-KEGIATAN .......................................................... A. HSE & Introduction............................................................... B. PROGRAM KERJA PEMBORAN ....................................... 4.1. Rencana Well Profile ........................................................... 4.2. Well Operation Sumary ...................................................... 4.3. Program Kerja ..................................................................... 4.3.1. Persiapan Spud In ......................................................

BAB V

35 25 30 30

30 30 31 33 34 35 35

4.3.2. Trayek Lubang 26” ....................................................

37

4.3.3. Trayek Lubang 20” ....................................................

38

4.3.4. Trayek Lubang 17 ½” ................................................

39

4.3.5. Trayek Lubang 12¼” .................................................

41

4.3.6. Trayek Lubang 8 ½” ..................................................

43

4.3.7. DST (Drill Stem Test) ................................................

45

4.3.8. Pengujian Sumur ........................................................

47

4.3.9. Rigging Down............................................................

47

PERFORASI ......................................................................

47

PERSIAPAN FLUIDA FORMASI ...................................

49

C. PERALATAN PEMBORAN RIG DS-9-CTE2000 ...............

50

D. INSPEKSI PERALATAN RIG .............................................

78

KESIMPULAN ...........................................................................

85

DAFTAR PUSTAKA .................................................................................... 86

LAMPIRAN .................................................................................................. 87

6

BAB I PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang Seiring dengan kemajuan ilmu pengetahuan dan teknologi serta era perdagangan bebas, maka keunggulan kompetitif SDM (Sumber Daya Manusia) Indonesia yang kompeten dan berkualitas sangat dibutuhkan untuk dapat mengelola kekayaan SDA (Sumber Daya Alam) termasuk komoditi migas sebagai keunggulan komparatif yang sudah ada. Proses eksploitasi dan eksplorasi minyak bumi dan gas, serta panas bumi merupakan kegiatan yang menggunakan teknologi kompleks serta beresiko tinggi. Sebagaimana diketahui bersama saat ini cadangan migas di Indonesia sudah semakin menipis, sehingga upaya eksplorasi dan eksploitasi yang efektif dan efisien menjadi mutlak dilakukan. PT. Pertamina Drilling Services Indonesia (PDSI) merupakan salah satu bagian PT .Pertamina ( Persero ), perusahaan yang bergerak dibidang eksplorasi dan eksploitasi pengeboran minyak dan gas bumi, serta panas bumi yang telah menggunakan teknologi serta peralatan canggih dan terintegrasi untuk mendukung proses operasinya. Keahlian dan keterampilan operator pelaksana merupakan prasyarat yang tidak bisa ditawar agar kegiatan operasi dapat berjalan dengan aman, efektif, efisien dan tidak mencemari lingkungan. Peningkatan kompetensi tenaga kerja dapat dilakukan melalui jalur pendidikan dan atau latihan. Pendidikan akademis yang ditunjang dari Kerja Praktek (KP) di dunia industri merupakan salah satu upaya agar dapat terwujud SDM yang siap berkembang. Hal ini juga merupakan persyaratan kuliah wajib bagi mahasiswa yang sudah hampir menyelesaikan studinya. Atas dasar pemikiran tersebut, kami selaku mahasiswa Sekolah Tinggi Teknologi Minyak dan Gas Bumi (STT-MIGAS) Balikpapan jurusan S1 Teknik Perminyakan bermaksud

mengajukan

permohonan

agar

1

dapat melakukan Kerja Praktek di perusahaan PT. Pertamina Drilling Service Indonesia. Pembangunan di Indonesia berlangsung begitu pesat disegala bidang, termasuk industri Migas yang menggunakan teknologi canggih dan beresiko tinggi. Untuk menunjang kelancaran operasi dengan baik. Dengan sistem pengelolaan yang baik akan diperoleh beberapa keuntungan antara lain :  Efektifitas meningkat  Memudahkan pengoperasian  Kenyamanan  Peningkatan kecermatan  Kesehatan dan keselamatan kerja yang lebih baik  Untuk menunjang kerja yang lebih baik  Untuk menunjang produktivitas perusahaan Mengingat pentingnya pengetahuan dan pemahaman sistem pengolahan yang ada, maka sangatlah perlu dan harapkan untuk melakukan Kerja Praktek (KP), agar ilmu yang didapat

dibangku

kuliah

dapat

diterapkan

di

lapangan.

2

1.2 Maksud dan Tujuan 1.2.1 Maksud Kerja Praktek Kerja praktek merupakan salah

satu syarat bagi

mahasiswa dalam

menyelesaikan program studi S1 Teknik Perminyakan. Maksud dari kerja praktek ini adalah untuk mendapatkan pengalaman dalam dunia kerja, sehingga dapat memberikan gambaran nyata dalam dunia kerja, dan juga untuk menerapkan ilmu yang diperoleh selama dalam perkuliahan.

1.2.2 Tujuan Kerja Praktek Proses belajar mengajar di bangku kuliah dan pemahaman operasi lapangan adalah dua hal yang sangat diperlukan mahasiswa saat kerja nanti. Maka dari itu ada beberapa hal yang ingin dicapai dalam kerja praktek diantaranya adalah: 1. Melatih calon sarjana teknik perminyakan agar memiliki kemampuan bekerja baik secara individual maupun team work. 2.

Untuk mengetahui kegiatan drilling support di lapangan.

3. Melatih kemampuan mahasiswa dalam menerapkan ilmu pengetahuan yang telah diperoleh di bangku kuliah pada kondisi yang sebenarnya. 4. Memberikan pengetahuan mengenai hal-hal dasar yang berkaitan dengan operasi dan perawatan drilling rig, hingga pengelolaan.

1.3.

Waktu dan Tempat Pelaksanaan 1.3.1 Waktu Waktu pelaksanaan Kerja Praktek ini berlangsung mulai tanggal 5 Maret-6 April 2018. 1.3.2 Tempat Tempat pelaksanaan Kerja Praktek dilaksanakan di kantor PT. PERTAMINA DRILLING SERVICES INDONESIA (Graha PDSI Jl. Matraman Raya No. 87 Jakarta Timur) dan .Kunjungan Lokasi Rig PDSI# 40.4/LDW2000-E, BabelanBekasi.

3

1.4

Tabel Kegiatan Berikut ini tabel kegiatan selama Kerja Praktek Lapangan di PT. PDSI : Tabel 1. Rencana Kegiatan selama Kerja Praktek Minggu keKegiatan 1

2

3

4

5

Persiapan (Training) HSE Pasport + DWOP Kunjungan RIG PDSI# 40.4/LDW2000-E Pengumpulan data Pengolahan Data/Pembuatan Presentasi Presentasi di depan Pembimbing Perusahaan.

4

BAB II PROFIL PERUSAHAAN PT. PERTAMINA DRILLING SERVICES INDONESIA (PDSI)

*(sumber: PDSI suistanability report 2016)

2.1

Visi dan Misi PT. Pertamina Drilling Services Indonesia (PDSI) 2.1.1. Visi PT. Pertamina Drilling Services Indonesia (PDSI) Untuk menjadi pemimpin di kawasan regional dalam pemboran dan well services dengan standar kelas dunia. 2.1.2.

2.2

Misi PT. Pertamina Drilling Services Indonesia (PDSI)

Memberikan solusi terpadu yag berkualitas tinggi pada pemboran, workovers, dan well services, dengan memaksimalkan nilai tambah bagi pelanggan, pemegang saham, karyawan, dan pemangku kepentingan lainnya. Sejarah PT. Pertamina Drilling Services Indonesia (PDSI) Selama lebih dari 8 tahun PT PDSI telah berpengalaman dalam sektor eksplorasi dan berkompeten sebagai provider yang memberikan pelayanan atas jasa pemboran dan 5

solusi terpadu. PDSI berdiri pada tahun 2008 berdasarkan akte Notaris Nomor Number 13 tanggal 13 Juni 2008 dan telah disahkan oleh Kementerian Hukum dan HAM Marianne Vincetia Hamdani, SH No. AHU-39442.AH.01.01 pada tanggal 8 Juli 2008 Bisnis PDSI berawal sejak bergabung sebagai salah satu unit bisnis dalam Direktorat Hulu hingga tahun 2005 kemudian bergabung dan menjadi bagian unit bisnis Pertamina EP. Berdasarkan surat keputusan Dewan Komisaris PT. Pertamina (Persero) pada tanggal 28 Desember 2007 dengan Nomor Surat 365/K/DK2007 dan melalui keputusan para pemegang saham pada tanggal 13 Juni 2008 maka pada akhirnya unit bisnis ini berdiri sendiri dengan nama PT. PDSI. Adapun sejak tahun 2008, kepemilikan saham atas PDSI terdiri dari PT. Pertamina (Persero) sebagai pemegang terbesar yaitu 99% kepemilikan saham dan 1% kepemilikan saham diberikan kepada PT. Pertamina Hulu Energi. Pada 18 Juni 2010 komposisi kepemilikan saham telah berubah dengan 99.87% dimiliki oleh PT. Pertamina (Persero) dan 0.13% dimiliki oleh PT. PHE. PDSI merupakan anak perusahaan dari PT. Pertamina (Persero) yang telah beroperasi selama lebih dari delapan tahun. Perusahaan ini bergerak dalam bidang eksplorasi dan eksploitasi pengeboran minyak dan gas bumi, serta panas bumi. PDSI juga memberikan pelayanan service pengeboran yang terintegrasi. Dalam pengoperasiannya, PDSI telah membuktikan profesionalismenya dengan memenuhi standar internasional yang telah ditetapkan oleh ISO 9001:2008, OHSAS 18001:2007 dan ISRS7. PDSI berkomitmen dengan dan mengantisipasi segala bentuk resiko kerja sebagai prioritas utama. Dalam pelaksanaan kerjanya, PDSI menerapkan prinsip-prinsip tata kelola perusahaan untuk mempertahankan kepercayaan pelanggan, pemegang saham, mitra bisnis dan pemegang saham lainnya. Penerapan tata kelola perusahaan didukung oleh perbaikan terus menerus dari kompetensi sumber daya manusia sebagai bentuk pelaksanaan tanggung jawab sosial perusahaan dalam menghasilkan generasi masa depan yang unggul. PDSI berhubungan erat dengan pengeboran minyak gas dan bisnis lain yang berkaitan dengan masalah pengeboran dan bekerjasama dalam pemenuhan atas kebutuhan yang berkaitan dengan eksplorasi dan eksploitasi minyak, gas dan panas bumi di segala area, pengeboran di darat maupun lepas pantai. 2.3

Tata Nilai PT. Pertamina Drilling Services Indonesia (PDSI) PDSI berkomitmen untuk patuh pada ketentuan hukum dan standar etika tertinggi dalam melakukan kegiatan bisnis dan operasionalnya. Komitmen ini terangkum dalam Pedoman Perilaku yang bersumber pada Tata Nilai Unggulan 6C Pertamina, yakni Clean, Competitive, Confident, Costumer Focused, Commercial, dan Capable. Misinya, PDSI berkomitmen untuk menerapkan tata nilai sebagai berikut : 1. Clean (Jujur) Dikelola secara profesional, menghindar benturan kepentingan, tidak menoleransi suap, menjunjung tinggi kepercayaan dan integritas. Berpedoman pada asas-asas tata kelola korporasi yang baik. 2. Competitive (Kompetitif) Mampu berkompetisi dalam skala regional maupun internasional, mendorong pertumbuhan melalui investasi, membangun budaya sadar biaya dan menghargai kinerja. 6

3. Confidents (Percaya Diri) Berperan dalam pembangunan ekonomi nasional, menjadi pelopor dalam reformasi BUMN, dan membangun kebanggan bangsa. 4. Customer Focused (Prima) Berorientasi pada kepentingan pelanggan, dan berkomitmen untuk memberikan pelayanan berkualitas tinggi pada pelanggan berdasarkan prinsip-prinsip komersial yang kuat. 5. Commercial (Komersil) Menciptakan nilai tambah dengan orientasi komersil, mengambil keputusan dengan prinsip – prinsip bisnis yang sehat. 6. Capable (Berkemampuan) Dikelola oleh pemimpin dan pekerja yang profesional dan memiliki talenta dan penguasaan teknis tinggi, berkomitmen dalam membangun riset dan pengembangan.

2.4

Struktur Organisasi PT. Pertamina Drilling Services Indonesia (PDSI)

7

2.5

Kegiatan di PT. Pertamina Drilling Services Indonesia (PDSI) 2.5.1 Product and Service Sampai saat ini, PDSI mengoperasikan sebanyak 42 (empat puluh dua) unit own rig onshore dengan kapasitas daya 250 – 2000HP dan 1 (satu) unit rig mitra dengan kapasitas 1500 HP. Pada saat ini PDSI mempunyai 9 unit Cyber Rig dengan rincian sebagai berikut: 4 unit kapasitas 1500 HP ,3 unit kapasitas 1000 HP, dan 2 unit kapasitas 1500 HP. Selain itu, sejak tahun 2016 PDSI telah mengembangkan tidak kurang dari 24 unit usaha baru di luar bisnis rig, yang masih terkait dengan kegiatan pengeboran. Dengan strategi ini PDSI menargetkan dapat menjadi Total Drilling Solutions bagi customer-nya. Adapun jasa dan layanan rig yang disediakan PDSI, antara lain: Rental Rig (42 Rig) Top Drive Fishing Coring H2s Monitoring Water Pump Pusat Logistik Berikat (Plb) Directional Drilling Integrated Project Management (Ipm) Drilling Training Center (Dtc) Aerated Drilling Unit Pipe Management Down Hole Tools Blow Out Preventor (Bop) Drilling Fluid Chemicals Under Balance Drilling Completion Repack Well Abandone Well Control Real Time Production Monitoring Casing Drive System (Cds) Mud Logging Cementing Services Running Casing Services Power Generator Well Head & X-Mas Tree

8

2.5.2 Latest Technology a. Cyber Rig Cyber Rig adalah Rig yang memiliki sistem kontrol yang terintegrasi satu sama lain yang berfungsi untuk mengatur, mengontrol serta memonitor seluruh peralatan pengeboran secara aman, efisien dan akurat b. Walking Rig Walking Rig adalah sebuah rig yang dilengkapi dengan sistem perpindahan 8 arah sehingga proses perpindahan menara, substruktur serta peralatan yang ada di dalamnya ke setiap sumur dalam satu cluster lebih aman dan dapat mengefisiensikan waktu. c. Skidding Rig Skidding Rig adalah sebuah rig yang dilengkapi dengan sistem perpindahan 2 arah sehingga proses perpindahan menara, substruktur serta peralatan yang ada di dalamnya ke setiap sumur dalam satu cluster lebih aman dan dapat mengefisiensikan waktu. 2.5.3 Subsidiary a. Cathering Service Jasa katering merupakan bagian penting dalam operasional pengeboran. Tidak hanya berkualitas baik dan bergizi, makanan pun harus terjamin kebersihan dan keamanannya. PDC berkomitmen dan menjamin bahwa semua makanan, minuman, dan peralatan yang disediakan telah mendapat sertifikasi halal dari MUI dan memenuhi standar yang berlaku di bidang minyak, gas dan panas bumi dari aspek kesehatan, keselamatan kerja dan lindungan lingkungan (K3LL). b. Horizontal Directional Drilling Horizontal Directional Drilling (HDD) merupakan teknologi yang digunakan untuk menunjang pemasangan pipa bawah tanah dengan cepat, ekonomis, dan efisien dibandingkan penggalian yang dilakukan secara manual (open cut). Metode yang digunakan juga mampu meminimalisasi dampak lingkungan, bahkan dapat menjadi solusi bila pada saat pengeboran ditemukan hambatan, misalnya melintasi jalan, perumahan, atau sungai, yang tidak dapat dilakukan dengan metode open cut. c. Heavy Transport Equipment Untuk mendukung operasional mobilisasi/demobilisasi rig di lapangan minyak, gas, dan panas bumi, baik antar sumur atau antar lokasi, PDC menyediakan jasa transportasi alat angkut berat dan alat angkat berat seperti crane, wheel loader, high bed, dan low bed. Peralatan yang dimiliki dalam berbagai ukuran dan kapasitas yang dapat disesuaikan kebutuhan customer. d. Baruna e. Merupakan salah satu usaha PT. Patra Drilling Contractor digunakan untuk menampung pekerja migas yang bekerja di platform offshore. Baruna-1 selain sebagai Accomodation Work Barge (AWB) juga dapat digunakan sebagai Crane and Workbarge Services, mempunyai 3 unit Crane, terdiri dari : 1 unit Manitowoc 4100W-150 ft Boom Length. 99

SWL 60 Tons dan 2 unit Manitowoc 4000W-110ft Boom length, SWL 40 tons dan dapat digunakan sebagai Storage barge, dengan total deck space seluas 1.540 m2.

2.6

Wilayah Kerja PT. PDSI

2.7

Green Drilling Green Drilling sebagai salah satu penanganan limbah dimana PDSI melakukan kerjasama dengan pihak ketiga atas penanganan limbah B3 yang dihasilkan dari kegiatan operasional PDSI. Pihak ketiga ini melakukan pengelolaan oli berdasarkan izin dari Kementerian Lingkungan Hidup. Limbah B3 cair (oli bekas) yang dihasilkan oleh kegiatan operasional PDSI telah diatur pengelolaannya dalam kebijakan yang dikeluarkan oleh Direktur Utama PDSI, yaitu melakukan kerjasama dengan pihak ketiga yang sudah memiliki izin untuk mengumpulkan, mengangkut dan mengolah limbah oli bekas tersebut yang dikeluarkan oleh Kementerian Lingkungan Hidup. Dengan demikian tidak semua pihak dapat mengakses pengelolaan limbah oli bekas hasil kegiatan operasional rig PDSI tersebut.

10

2.8 Thousand Trees for Drilling Program Thousand Trees for Drilling merupakan wujud kepedulian perusahaan terhadap lingkungan yang diwujudkan dalam bentuk program penanaman pohon di bekas area pengeboran yang dilakukan PDSI. Program ini bekerja sama dengan pelanggan PDSI selaku pemilik wilayah yang akan ditanami. Pada tahun 2016, telah dilakukan penanaman pohon di 8 (delapan) wilayah dengan total pohon yang ditanam adalah sejumlah 2.500 pohon.

11

BAB III TEORI DASAR 3.1. Pengertian Operasi Pengeboran Pengeboran adalah usaha secara teknis membuat lubang dengan aman sampai menembus lapisan formasi yang kaya akan minyak atau gas. Lubang tersebut kemudian dilapisi dengan casing dan disemen, dengan maksud untuk menghubungkan lapisan formasi tersebut dengan permukaan bumi yang memungkikan penambangan minyak atau gas secara komersial. Secara umum tujuan membuat lubang bor adalah untuk: Membuktikan bahwa adanya minyak atau gas dalam suatu reservoir yang ditembus. Sarana mengalirkan minyak atau gas dari reservoir ke permukaan bumi. 3.2. Persiapan Sebelum Pengeboran a.

Menentukan titik lokasi pemboran Para ahli perusahaan akan menentukan koordinat titik lokasi pemboran setelah melakukan pembelajaran : - peta geologi - hasil seismic survey - lapangan produksi terdekat - kondisi permukaan tanah, pemukiman, bangunan, sungai dll; mungkin perlu menggeser titik lokasi pemboran atau melakukan pemboran miring berarah. b. Menentukan drilling rig yang akan dipergunakan 1. Perkiraan kedalaman akhir pemboran menentukan besar atau kecilnya rig yang dipergunakan : - shallow well rig, maksimal 5000 feet - medium well rg, maksimal 9000 feet - deep well rig, lebih dari 9000 feet. 2. Letak geografis lokasi pemboran menentukan jenis rig : - portable rig - helly rig - swamp rig 3. Tersedianya rig di perusahaan 4. Kemungkinan menyewa rig 5. Segi-segi keekonomianlainnya. c. Survey dan evaluasi kondisi lingkungan Kondisi Lingkungan yang harus diperhatikan seperti -Situasi disekitar lokasi, jangan sampai ada pihak-pihak yang dirugikan, misalnya perkampungan, perkebuan, persawahan dll, bila perlu melakukan proses ganti rugi. -Pemasangan pagar didaerah berbahaya. -Petunjuk evakuasi bila terjadi semburan gas. -Limbah pemboran harus dikelola dengan baik, jangan sampai terjadi pencemaran disekitar lokasi pemboran. 12 12

d. Mencari dan menentukan tempat sumber air -Operasi pemboran memerlukan air tawar yang cukup banyak untuk : pembuatan lumpur pemboran, penyemenan, pendinginan mesin-mesin, bersih-bersih peralatan, fire hydrant, perkemahan dan lain-lain. -Kebutuhan air mencapai 200 – 500 m3 / hari, sesuai dengan besar kecilnya rig. -Sumber air dicari disekitar lokasi pemboran, biasanya sungai, rawa, waduk, danau dan bila perlu membuat sumur bor air. -Di tempat sumber air dipasan g pompa untuk mengirim air kelokasi melalui pipa air, biasanya berukuran 3 – 4 inch. e. Membuat lokasi dan jalan masuk 1. Petugas topografi melakukan pengukuran, mencari titik kordinat yang tela h ditentukan oleh geologist atau petroleum engineer. 2. Proses pembebasan (ganti rugi ) tanah yang akan dipergunakan untuk lokasi pemboran. 3. Lokasi pemboran harus memenuhi syarat : - cukup luas untuk ditempati rig beserta peralatan penunjangnya. - cukup luas untuk truck dan crane waktu merakit rig. - cukup luas untuk kendaraan material pemboran. - cukup luas untuk ditempati cementing unit, logging unit, swabbing unit, test unit, gudang chemical, flare dll. - cukup keras dan mampu menerima beban. 4. Lokasi untuk camp pekerja dibuat khusus, pada jarak aman dari titik lokasi pemboran f. Membuat fondasi dan cellar Fondasi dipergunakan untuk tempat duduknya rig pemboran, harus cukup kuat dan mampu menerima beban berat rig ditambah berat rangkaian pemboran dan beban tarikan lebih bila melakukan fishing job. - Luas dan bentuk fondasi disesuaikan dengan jenis rig yang akan digunakan. - Pada pemboran cluster, fondasi dibuat memanjang untuk memungkinkan penggeseran rig pada waktu mengebor beberapa sumur disatu lokasi. - Ditengah fondasi dibuat lobang persegi atau bulat yang disebut cellar, merupakan ruangan untuk dapat memasang well head dan rangkaian blow out preventer, sehingga ukuran lebar, panjang dan dalamnya harus diperhitungkan terhadap ketinggian maksimal rangkaian bop dan ketinggian lantai bor. g. Moving in rig pemboran -Rig moving dilaksanakan setelah lokasi dan fondasi selesai dibuat. -Perhitungkan jumlah load, berkisar 40 untuk rig kecil sampai 150 untuk rig besar. -Jenis alat angkut yang dipergunakan biasanya : oil field truck, trailler+prime mover, light truck, dibantu dengan crane, dozer, fork lift, loader dll. -Bila harus melalui laut atau sungai, maka diperlukan tongkang dan fasilitas dermaga. -Pada kondisi lokasi yang sulit dijangkau melalui jalan darat atau sungai, khusus untuk helly rig dapat digunakan helikopter. -Jadwal pengangkutan komponen disesuaikan dengan urutan pemasangan yang harus didahulukan, sehingga pekerjaan pemasangan dapat simultan. -Biasanya pemindahan rig diawali dengan fasilitas camping agar para petugas dapat segera tinggal dan menangani pekerjaan dilokasi baru. 13 13

h. Rigging up -Rigging up adalah merakit komponen rig secara lengkap hingga siap digunakan untuk memulai pemboran. -Setiap rig mempunyai layout sebagai pedoman untuk mempermudah pemasangan. -Pemasangan diawali dengan substructure, menara, tangki lumpur dan seterusnya. -Sarana untuk melakukan pemasangan sama dengan yang digunakan untuk moving dengan tambahan small tools, mesin las -Bila perlu kerja malam, maka diperlukan lampu penerangan/lampu sorot. -Setelah komponen-komponen terpasang, terutama mesin-mesin dan menara(masih posisi tidur), dilakukan pengecekan ulang terhadap sambungan-sambungan untuk meyakinkan dalam kondisi kuat. -Pasang raising line dan lakukan running test mesin-mesin. -Menegakkan menara. -Pemasangan lantai kerja, lampu-lampu, instrument dll. -Pembuatan kelly hole dan single hole. i.

Tajak pemboran ( spudding in ) -Tajak pemboran atau spudding in adalah peristiwa dimulainya pemboran, yaitu mulai mendudukkan pahat bor diatas permukaan tanah, diputar dan disirkulasikan cairan pemboran. -Sebelum penajakan perlu pengecekan : -Persiapan peralatan dilokasi, misalnya drlling bit, drilling string, chemicals, casing, handling tools, fuels, spare part dll. -Gantung pahat bor pada kelly, tes sirkulasi, cek kebocoran dan perbaikan bila perlu. - Cek peralatan safety dengan mengisi safety chek list. - Biasanya diadakan pre spud meeting antara petugas dari fungsi-fungsi yang terkait. - Bila semua berjalan baik, maka pemboran dapat dimulai.

Tahap-tahap Kegiatan Pemboran : a. Pekerjaan sebelum tajak b. Pelaksanaan pemboran c. Pekerjaan penyelesaian sumur d. Pekerjaan pasca penyelesaian sumur 3.3. Teknik Dasar Pemboran dan Peralatannya 1. Membuat lobang bor 2. Rangkaian pemboran (drilling string) 3. Lumpur pemboran (drilling fluid) 4. Unit rig pemboran dan system komponennya 3.3.1. Membuat Lobang Bor 1. Mengebor artinya membuat lobang pada lapisan tanah dengan cara memutar alat pengorek yang disebut pahat bor (drill bit) oleh meja bor (rotary table) dengan perantaraan pipa kelly, drill pipe dan drill collar, diturunkan sedikit demi sedikit sehingga membentuk lobang bor. 2. Potongan-potongan tanah hasil korekan pahat disebut cutting, harus dikeluarkan dari dalam lobang bor dengan cara mensirkulasikan cairan (drilling mud), 14 14

dipompakan kedalam pipa bor dan akan kembali lagi kepermukaan melalui annulus (ruang antara dinding lobang bor dengan dinding luar pipa bor) sambil membawa cutting keluar dari dalam lobang bor. 3. Perjalanan drilling mud dari pompa menuju ke pahat dan kembali lagi ke permukaan disebut sirkulasi. 4. Laju penetrasi pemboran sangat dipengaruhi oleh parameter pemboran : - beban pada pahat (weight on bit) - putaran pahat (rotary speed) - laju aliran lumpur (flow rate) 3.3.2. Rangkaian Pemboran (Drilling String) Rangkaian pemboran merupakan susunan beberapa jenis pipa yang disambung dengan pahat untuk melaksanakan pemboran. 1. Susunan rangkaian pemboran dari atas ke bawah : - swivel - kelly (pemutar) - drill pipe (pipa bor) - drill collar (pemberat) - drill bit (pahat bor) 2. Peralatan tambahan untuk drilling string : - upper kelly cock - lower kelly cock - kelly saver sub - bit sub 4. Peralatan tambahan yang tidak selalu digunakan : - stabilizer - x-over substitute - bumper sub - jar sub - mud motor - orienting sub - drill pipe float - dll 5. Handling tools, adalah alat-alat khusus yang dipergunakan untuk membantu pengoperasian drilling string.

15

16

17

18

19

20

21

3.3.3 Lumpur Pemboran (Drilling Fluid) -Lumpur pemboran adalah cairan yang dibuat khusus dan sangat penting fungsinya dalam operasi pemboran. -Terbuat dari bermacam chemicals khusus sehingga mempunyai spesifikasi yang sesuai dengan kondisi batuan yang ditembus oleh pahat bor. -Jenis-jenis lumpur pemboran : - Water base mud - Oil base mud -Selama pemboran berlangsung, lumpur disirkulasikan kedasar lobang bor menggunakan pompa khusus (mud pump). Secara umum lumpur pemboran dapat diklasifikasikan mempunyai empat komponen atau fasa : a. Fasa cair (air atau minyak) b. Reactive solids, yaitu padatan yang bereaksi dengan air membentuk koloid (clay) c. Inert solids (zat padat yang tak bereaksi) d. Fasa kimia a. Fasa Cair Ini dapat berupa minyak atau air. Air dapat pula dibagi dua, tawar dan asin. Tujuh puluh lima persen lumpur pemboran menggunakan air. Sedang pada air dapat pula dibagi menjadi air asin tak jenuh dan jenuh. Istilah oil-base digunakan bila minyaknya lebih dari 95% . Invert emulsions mempunyai komposisi minyak 5070% (sebagai fasa kontinu) dan air 30 - 50% (sebagai fasa terdispersi). b. Reactive Solids Padatan ini bereaksi dengan sekelilingnya untuk membentuk koloidal. Dalam hal ini clay air tawar seperti bentonite mengisap (absorp) air tawar dan membentuk lumpur. Istilah "yield" digunakan untuk menyatakan jumlah barrel lumpur yang dapat dihasilkan dari satu to clay agar viskositas lumpurnya 15 cp. Untuk bentonite, yieldnya kira-kira 100 bbl/ton. Dalam hal ini bentonite mengabsorp air tawar pada permukaan partikel-partikelnya, hingga kenaikan volumenya sampai 10 kali atau lebih, yang disebut "swelling" atau "hidrasi". Untuk salt water clay (attapulgite), swelling akan terjadi baik diair tawar atau di air asin dan karenanya digunakan untuk pemboran dengan "salt water muds". Baik bentonite ataupun attapulgite akan memberi kenaikan viskositas pada lumpur. Untuk oil base mud, viskositas dinaikkan dengan penaikan kadar air dan penggunaan asphalt. c. Inert Solids Biasanya berupa barite (BaSO4) yang digunakan untuk menaikkan densitas lumpur, ataupun galena atau bijih besi. Inert solids dapat pula berasal dari formasi-formasi yang dibor dan terbawa lumpur seperti chert, pasir atau clay-clay non swelling, dan padatan-padatan seperti ini bukan disengaja untuk menaikkan densitas lumpur dan perlu dibuang secepat mungkin (bisa menyebabkan abrasi, kerusakan pompa dll). d. Fasa Kimia. Zat kimia merupakan bagian dari sistem yang digunakan untuk mengontrol sifat sifat lumpur, misalnya dalam dispersion (menyebarnya paritkel-partikel clay) atau flocculation (berkumpulnya partikel-partikel clay). Efeknya terutama tertuju pada peng"koloid"an clay yang bersangkutan. Banyak sekali zat kimia yang digunakan untuk menurunkan viskositas, mengurangi water loss , dan mengontrol fasa koloid

22

(disebut surface active agent). Zat-zat kimia yang mendisperse (dengan ini disebut thinner = menurunkan viskositas, mengencerkan ) misalnya :  Quebracho (dispersant)  Phosphate  Sodium Tannate (kombinasi caustic soda dan tannium)  Lignosulfonates (bermacam-macam kayu pulp)  Lignites  Surfactant (surface active agents) Sedang zat-zat kimia untuk menaikkan viskositas misalnya adalah :  C.M.C  Starch  Beberapa senyawa polimer Zat-zat kimia bereaksi dan mempengaruhi lingkungan sistem lumpur tersebut misalnya dengan menetralisir muatan-muatan listrik clay, menyebabkan dispersion dan lain-lain. Fungsi Lumpur Pemboran: - Mengangkat cutting (serbuk bor) ke permukaan. - Melumasi dan mendinginkan pahat. - Mengatasi/menahan tekanan formasi. - Melapisi dinding lobang bor dengan mud cake, berkaitan dengan water loss. - Menahan cutting disaat sirkulasi berhenti, karena lumpur mempunyai sifat mengagar bila sirkulasi dihentikan. - Menahan sebagian berat string, berkaitan dengan bouyancy factor. - Merupakan media penghantar arus listrik pada waktu logging, untuk mendapatkan data formasi. - Meneruskan tenaga (hydraulic horse power) ke pahat untuk mendapatkan jet impact, sehingga diperoleh laju pemboran (penetration rate) yang optimal. Sifat-sifat Lumpur Pemboran - Density (berat jenis), untuk mengimbangi tekanan formasi. - Viscosity & gel strength, kekentalan dan daya tahan lumpur untuk menahan cuttings. - Water loss, air filtrasi, diusahakan sekecil mungkin agar tidak merusak lobang bor dan tidak membuat mud cake terlalu tebal. - Kadar padatan, diusahakan serendah mungkin namun harus memenuhi kriteria sifat lumpur yang lainnya. - Kadar pasir, diusahakan serendah mungkin agar tidak merusak peralatan pompa dan peralatan sirkulasi lainnya. - Keasaman (ph), diusahakan rendah agar tidak merusak dinding lobang bor.

3.3.4 Unit Pemboran (Drilling Rig) dan Sistem Komponennya 1. Unit pemboran (drilling rig) merupakan rangkaian berbagai peralatan khusus dan disusun sedemikian rupa sehingga menjadi satu unit peralatan yang dapat digunakan untuk melakukan pemboran.

23

2. Sistem-sistem utama di unit pemboran adalah : - Sistem pengangkat (hoisting system) - Sistem pemutar (rotating system) - Sistem sirkulasi (circulating system) - Sistem daya gerak (power system) - Sistem pencegah semburan (blow out preventer system). 3. Instrumentasi pemboran 3.3.4.2 Sistem-Sitem Pemboran a. Sistem pengangkat (Hoisting System) Fungsi dari hoisting system adalah untuk menyediakan fasilitas untuk me-ngangkat, menahan dan menurunkan drillstring, casing string dan perlengkapan bawah permukaan lainnya dari dalam sumur atau ke luar sumur.Komponen rig yang tergabung didalam hoisting system adalah : -

Substructure Derrick Floor Derrick / Mast Draw Works Crown Block Travelling Block Drilling Line Hook Link Elevator

b. Sistem Pemutar (Rotating System) Rotary system termasuk semua peralatan yang digunakan untuk mentransmisikan putaran meja putar ke bit.Komponen rig yang tergabung didalam

24

sistem pemutar adalah :

- Swivel - Kelly - Rotary Drive - Rotary Table - Drill Pipe - Drill Collar - Bit - Top Drive c. Sistem Sirkulasi (Circulating System) Sistem sirkulasi diperlukan untuk membuat, menampung, mengalirkan dan merawat lumpur pemboran, sehingga memenuhi kebutuhan operasi pemboran.

25

Komponen rig yang tergabung didalam sistem sirkulasi adalah :

-

Tangki Lumpur (Mud Tanks) Pompa Lumpur (Mud Pump) Saluran Tekan (Discharge Line) Pipa Saluran Tegak (Stand Pipe) Rotary Hose Over Flow Peralatan Pembuatan Lumpur. Peralatan Perawatan Lumpur.

Peralatan/perlengkapan pembuatan lumpur: - Gudang Chemicals (Mud House) - Corong Pencampur (Mixing Hopper) - Tabung Bahan Kimia (Chemicals Barrel) - Tangki Bahan Bubuk Lumpur (Bulk Mud Storage) - Tangki Air (Water Tank) - Tangki Cadangan Lumpur (Reserve Mud Tank) Peralatan perawatan lumpur - Penyaring Lumpur (Shale Shaker) - Tangki Pengendap (Setling Tank) - Pemisah Gas (Degasser) - Pemisah Pasir (Desander) - Pemisah Padatan Halus (Desilter) - Pengaduk Lumpur (Mud Agitator) - Pompa Pengaduk, Centrifugal Pump d. Sistem Daya Gerak (Power System) Power system adalah sistem komponen rig yang memberi tenaga termasuk

26

transmisinya untuk menjalankan seluruh komponen rig yang memerlukan tenaga penggerak. Komponen rig yang tergabung di dalam sistem tenaga adalah :

-

Prime Mover Diesel Engine Electric Generator Electromotor Transmisi Mekanis (Mechanical Transmission) Transmisi Electric (Electrical Transmission)

e. Sistem Pencegah Semburan Liar (Blow Out Preventer System) Blowout preventer (BOP) adalah peralatan yang diletakkan tepat di atas permukaan sumur untuk menyediakan tenaga untuk menutup sumur bila terjadi kenaikan tekanan dasar sumur yang tiba-tiba dan berbahaya selama atau sedang dalam operasi pemboran. Jumlah, ukuran dan kekuatan BOP yang digunakan tergantung dari kedalaman sumur yang akan dibor serta antisipasi maksimum terhadap tekanan reservoir yang akan dijumpai. Blowout preventer (BOP) system (lihat Gambar 4.51) digunakan untuk mencegah aliran fluida formasi yang tidak terkendali dari lubang bor. Saat bit menembus zone permeabel dengan tekanan fluida melebihi tekanan hidrostatik normal, maka fluida formasi akan menggantikan fluida pemboran. Masuknya fluida formasi ke dalam lubang bor sering disebut dengan kick. Sistem pencegah semburan liar sangat penting, karena di operasi pemboran sering terjadi semburan isi kandungan formasi, harus dapat dicegah atau dikendalikan. Komponen rig yang tergabung di dalam BOP system adalah :

27

1. Anular Blowout Preventer terdiri dari :  Anular (spherical preventer)  Ram preventer  Pipe  Variable bore  Blind  Shear  Drilling spools  Casing head  Diverter bags  Rotating head  Choke dan Kill lines 2. Drillpipe Blowout Preventer terdiri dari :  Kelly dan kelly cock  Automatic valve  Manual Valve 3.3.4.3 Instrumentasi Pemboran Instrumentasi pemboran adalah peralatan yang dapat memberikan informasi hal-hal penting apa-apa yang sedang terjadi di operasi pemboran. Peralatan tersebut adalah : - Weight indicator, penunjuk berat rangkaian pemboran didalam lobang bor. - Torque indicator, penunjuk besarnya torsi akibat diputarnya string oleh meja bor. - Rotary speed indicator, penunjuk putaran string permenit. - Pump speed indicator, penunjuk kecepatan pompa. - Pump pressure indicator, penunjuk tekanan pompa. - Geolograf, penunjuk laju penetrasi pemboran. - Gas detector, penunjuk kondisi gas.

28

- Mud volume indicator, penunjuk apakah terjadi mud loss.

3.4 Pelaksanaan Pemboran

-

Pelaksanaan pemboran didasarkan kepada program pemboran yang telah dibuat, biasanya oleh fungsi eksplorasi untuk pemboran penyelidikan atau oleh fungsi eksplotasi untuk pengeboran pengembangan produksi.Sumur migas dan geotermal biasanya menggunakan pipa casing yang berlapis- lapis, maka dari itu pemboran diawali dengan pahat bor yang berukuran besar. Untuk memberikan gambaran yang lebih mudah tentang tahap-tahap operasi pemboran, maka diambil contoh susunan casing sebagai berikut : - conductor casing 13.3/8” kedalaman 300 m - intermediate casing 9.5/8” kedalaman 900 m - production casing 7” kedalaman 2.000 m Hal-hal penting pada proses pemboran yaitu: - Perhitungkan flow rate pompa lumpur untuk mencapai jet impact dan annulus velocity yang optimal. - Sirkulasi lumpur diawali dengan stroke pompa rendah, dinaikkan secara bertahap sampai didapatkan sirkulasi yang sesuai dengan kebutuhan. - Wob dan rpm disesuaikan dengan formasi yang ditembus; untuk pahat baru diatur mulai beban kecil dinaikkan bertahap sampai beban penuh. - Selama pemboran, lumpur harus selalu diperiksa (sg,vis) - Setiap akan sambung/tambah pipa lakukan reaming. - Perhatikan terus menerus selama membor terhadap : wob, rpm, pump stroke, pump pressure, aliran balik lumpur, lost circulation, dll. - Pemboran dilaksanakan sampai kedalaman yang ditargetkan. Lakukan sirkulasi untuk membersihkan lobang bor dari cutting dan caving, bila perlu dilakukan ekstra trip. Cabut pahat untuk selanjutnya logging atau langsung masuk casing 13.3/8’.

29

BAB IV KEGIATANKEGIATAN Pada kegiatan eksplorasi di lapangan XXYYZZ Pertamina, PT. PDSI menyediakan peralatan pengeboran yang berfungsi sebagai fasilitas pemboran. Tujuan dilakukannya pengeboran ekplorasi (wildcat) ini adalah untuk membuktikan cadangan hidrokarbon yang ada di Lapisan Pre-Parigi, Cibulakan, Baturaja, Talang Akar dan Basement. Pada operasi pemboran, peralatan yang dipakai dibagi ke dalam beberapa sistem,antara lain : a. Sistem pengangkat (Hoisting System) b. Sistem pemutar (Rotating System) c. Sistem sirkulasi (Circulating System) d. Sistem daya (Power System) e. Sistem pencegah sembur liar (BOP System) Sistem-sistem di atas mempunyai hubungan yang erat antara yang satu dengan lainnya.

A.

HSE & Introduction Sebagai salah satu komitmen PDSI dalam membudayakan safety dan menjamin akan keselamatan dan keamanan setiap orang, aset, lingkungan maupun komunitas dari setiap potensi bahaya yang berhubungan dengan kegiatan perusahaan, maka sebelum melakukan Praktek Kerja di Lapangan peserta Praktek Kerja diwajibkan membuat HSE Passport. Adapun dilakukan materi-materi persiapan HSE Passport di PT. PDSI yaitu: 1. Basic Safety Training a. Management Commitment: -Management Walk Through -HSE Sharing -Incident Accountabil Broadcasting -HSE Personal Leading -HSE Meeting -Incident Action Tracking b. Behaviour Base Safety :-HSE Marshal for Behaviour -HSE Award & Consequences -Jo Personal Competency -Learning From Event -Lifting Plan -Drop Object Management -New JSA & Permit to Work -Recruiting Development for Local Labor -HSE Campaign -HSE Passport -Camera on Spot -Stop Work Authority -CSMS c. Green Drilling : -Waste Drilling -Thousand tree for drilling -Green Electricity d. Quality to Profit :-Statistik for NPT Prevention

30

-Rig Database for Asset Integrit :-Penguatan Pam Non-fisik -Implementasi SMP 2. Drilling & Work Over Practices (DWOP) :-Pengantar Operasi Pemboran -Basic Drilling, Well Completion, Well Head -Tubular Good, Tubular Tong -Rig Equipment, Rotating Head -Well Control -Slush Pump, Solid Control e. Security for All

B.

PROGRAM KERJA PEMBORAN Program ini merupakan garis besar dari prosedur pemboran sumur yang akan dilakukan selama pelaksanaan operasional. Tujuan dari prosedur ini adalah untuk mendapatkan kinerja pemboran yang maksimum dengan pelaksanaan operasional yang lancar, efisien dan dengan biaya yang optimum dan memastikan kesalamatan personel, lingkungan dan properti perusahaan.

Data Sumur 1. No AFE : 17-190-003-OO 2. Nama Lokasi : Pondok Arjuna 3. Nama Sumur : XXYYZZ 4. Daerah / Region : Pondok Arjuna – Bekasi, Jawa Barat 5. Klasifikasi Sumur : Pemboran Sumur Eksplorasi (Sumur WildCat) 6. Jenis Sumur : Tegak / Vertical 7. Koordinat : WGS1984 UTM 48S Permukaan E : 733,481.135 N : 9,317,110.36 Target E : 733,481.135 N : 9,317,110.36 8. Elevasi/Ground Level (GL) : 4.323 di atas permukaan laut. 9. Tinggi Lantai Bor : 10.33 m dari GL / 14.653 m di atas permukaan laut. 10. KOP dan BUR : 11. Inklinasi Maksimum : 0o / / Azimuth 12. Horizontal Displacement : 13. Rig / Drilling Kontraktor : DS-9-CTE2000 / PDSI 14. Tujuan Pemboran : Untuk pembuktian cadangan minyak dan gas di PreParigi, Cibulakan, Baturaja, Talang Akar dan Basement 15. Rencana Kedalaman Akhir : 4119 mMD / 4100 mTVDSS 16. Perkiraan Hari Kerja : 140.38 hari Hari Kerja Bor : 81.52 hari (dry hole basis) Perkiraan Hari Komplesi : 58.86 hari (completion basis) 17. Rencana Waktu Tajak : Agustus 2017

31

32

4.1 RENCANA WELL PROFILE

33

4.2 WELL OPERATION SUMMARY

34

4.3 PROGRAM KERJA Program kerja pemboran ini merupakan garis besar dari prosedur umum operasi pemboran sumur Eksplorasi XXYYZZ. Program kerja dibagi berdasarkan pelaksanaan operasional per trayek pahat yang dimulai dari 36” sampai dengan komplesi. Prosedur lebih detail akan diberikan kemudian pada operasi yang membutuhkan penanganan khusus sesuai dengan kondisi sumur. 4.3.1 PERSIAPAN SPUD IN Sebelum tajak Company Man memastikan lokasi Pemboran, Camp, Rig dan semua peralatan mitra kerja telah siap. Bersama-sama dengan Rig Supt pastikan juga semua peralatan dan material, termasuk cadangan telah siap di lokasi ataupun yard, meliputi : 1. Sebelum operasi dimulai, harus dilakukan “commisioning dan functional test” terhadap seluruh peralatan Rig dibawah pengawasan Company Man, dan diyakinkan berfungsi dengan baik. 2. Setelah Rig-Up, periksa kembali dan konfirmasikan segala hal yang berhubungan dengan “space-out” BOP dan kepala sumur, seperti ketinggian rotary table dari permukaan cellar dan dasar cellar. 3. Periksa dan lakukan functional test BOP dan dilengkapi dengan ”Berita Acara”, sebelum Acara Spud In. 4. Lakukan inspeksi masalah keselamatan instalasi pemboran, peralatan pemadam kebakaran dan peralatan keselamatan kerja, termasuk peralatan pendeteksi H2S dan breathing apparatus (bila digunakan). 5. Pastikan semua tangki lumpur dan peralatan solid control dalam kondisi kerja yang baik. 6. Periksa persediaan spare part pompa lumpur, komponen rig dan mud screen. 7. Periksa semua peralatan komunikasi, yakinkan berfungsi dengan baik. 8. Periksa dan pastikan semua komponen Bit dan crossover yang dibutuhkan untuk merangkai BHA telah tersedia serta dalam kondisi baik. 9. Pastikan rangkaian pipa pemboran telah lulus inspeksi dan memiliki sertifikat yang masih berlaku. 10. Siapkan dan pasang handling tools untuk masuk rangkaian BHA. 11. Periksa seluruh sistem sambungan dan diuji sampai tekanan kerja. 12. Lakukan safety meeting di lokasi untuk memastikan seluruh personel dapat mengetahui tanggung jawab, prosedur dan keselamatan kerja dan terdokumentasikan. 13. Pastikan semua material (Mud Chemical, casing, dll.) serta peralatan untuk kebutuhan sumur telah tersedia cukup dan khusus untuk material lumpur pemboran pastikan tersedia sampai trayek casing 9-5/8”. 14. Pastikan Cementing Unit telah siap di lokasi. 15. Pastikan semua personel yang berkompeten telah siap di lokasi sesuai dengan yang dipersyaratkan dan terdokumentasikan. 16. Pastikan rangkaian Bit untuk Spud In Sumur telah siap. 17. Siapkan ”Berita Acara” Spud In Sumur dengan lampiran hasil pemeriksaan.

35

TRAYEK LUBANG 36” – OPS BOR & MASUK-SEMEN CSG 30 Kedalaman akhir trayek : ± 50 meter Interval bor : 50 m (0 – 50 meter) Formasi : Top Soil Drilling Hazard : Gumbo, Bit balling BOP : N/A Bit : Wing bit 36” BHA : Wing bit 36” + Bit Sub (Float sub dan Totco ring) + DC 8”-10” Survey : Totco Parameter : WOB 5-10 Klbs, 100-120 RPM Casing : 30” Welded : 0 – 50 m Lumpur : Gel Water / Spud Mud sg 1.02 – 1.018 1. Lanjut Function tes peralatan rig, bor formasi dengan Bit 26” + Wing 36” sampai 50 m Gunakan WOB rendah dan RPM tinggi untuk menjaga lubang selurus mungkin. 2. Sirkulasi bersih di dasar. 3. Lakukan round trip (cabut masuk tambahan) untuk kondisikan lubang. 4. Sirkulasi bersih di dasar minimal dua kali bottoms up, Sweep dengan Hivis mud. 5. Cabut rangkaian Bit 26” + Wing 36”. L/D Bit. Tidak ada logging pada interval ini. 6. Masuk & las casing 30” c/w tubing 2-3/8” pada kedua sisi casing (posisikan tubing +/1m di atas shoe casing 30”) sampai dengan 50 m. Sirkulasi bersih, swept out Hi Vis Mud. 7. Penyemenan Casing 30” sampai permukaan. 8. N/U Temporary Bottom Flange 29-1/2”+Annular-Diverter 29-1/2”x500 psi, dan saluran permukaan. Pasang penyangga berupa 4 buah potongan tubing 2-7/8” di tiap sudut cellar yang dilaskan pada casing 30” untuk meredam getaran pada saat pemboran. 9. Fungsional test Annular-Diverter 29-1/2”x500 psi. Catatan : Bor trayek 36” akan masuk dalam kegiatan Rig Up Rig. Tes & Yakinkan Jet Cellar berfungsi dengan baik.

36

4.3.2 TRAYEK LUBANG 26” Kedalaman akhir trayek Interval bor Formasi KOP Drilling Hazard BOP Bit BHA Survey Parameter Casing Lumpur MW 1.10-1.24

Hidrolika

: : : : : : : : : : :

± 350 meter 300 m (50 – 350 meter) Fm. Cisubuh Gumbo, Bit balling Diverter 29-1/2” x 500 psi. TCB 26” IADC 1.1.7 As per Directional Drilling Plan MWD As per directional driller program 20” K-55, 94 ppf, BTC, R-3 : 0 – 350 m (Collapse 520 psi, Burst 2110 psi, tension rate 1480 klbs) : KCl Polymer Sg 1.10 – 1.22 PV 10-32

YP 23-40

K+ 30-50K

FL 6-9

:

OPERASI PEMBORAN 1. Pastikan Lumpur telah siap di tangki lumpur, sesuai dengan program. 2. Bor formasi dengan Bit 26” + BHA DD sampai 350 m. Pastikan Hidrolika terpenuhi dan pengangkatan cutting baik. Sweeps hi-vis untuk membersihkan lubang apabila lubang dipenuhi cutting, perhatikan hidrolika pada lampiran. Lakukan dilution jika nilai MBT lebih dari 17. Perhatikan torsi dan tekanan pompa, lakukan validasi friction factor jika diperlukan. 3. Sirkulasi bersih di dasar, sweep dengan hi vis mud. 4. Cabut bit 26” + BHA DD sampai permukaan. 5. Lakukan round trip (cabut masuk tambahan) dengan BHA rotary untuk kondisikan lubang. Ream dan wash down setiap ada sangkutan (tight spot). 6. Sirkulasi bersih di dasar minimal dua kali bottoms up, sweep dengan Hivis mud. 7. Cabut Bit 26” BHA Rotary. Tidak ada logging pada interval ini. 8. Persiapan dan masuk casing 20”.

37

4.3.3 TRAYEK LUBANG 20” Kedalaman akhir trayek Interval bor Formasi Drilling Hazard BOP Bit

: : : : : :

BHA

:

Survey Estimasi Maksimum Torsi Casing

: : :

± 876 mMD / 857 mTVDSS. 526 m (350 – 876 mMD / 857 mTVDSS). Fm. Cisubuh Clay Problem BOP Grup 20-3/4” x 3M PDC Bit 17 ½” soft to medium, TFA sesuai BAB 9.2 8” Bullnose + Under Reamer 17 ½” x 20” PDC Bit 17 ½” + MM + MWD – Directional BHA as per directional engineer proposed 8” Bullnose + Under Reamer 17 ½” x 20” – Hole Opener BHA as per Under Reamer Engineer proposed MWD per stand (± 30 m) lihat BAB 7.2 16” K-55, 84 ppf, BTC, R-3 : 250 – 876 mMD / 857 mTVDSS (Collapse 1410 psi, Burst 2980 psi, tension

1,326 Klbs) : KCL Polymer, SG 1.20 – 1.29

Lumpur MW 1.20-1.29

Hidrolika

PV 25-35

YP 28-40

K+ 35-50K

FL <6

: min flow rate, lihat di BAB 9.2

OPERASI PEMBORAN 1. M/U BHA Rotary + PDC 17-½”. Sebelum masuk BHA, pastikan float shoe 20” PDC Drillable. 2. Masuk rangkaian BHA Rotary + PDC 17-½” sampai dengan puncak semen (TOC). 3. Sirkulasi Bersih, tes casing 1000 psi /5 menit harus baik. 4. Bor semen, float shoe & formasi sampai 352 mMD lakukan MOT dengan Eq sg 1.55. 5. Cabut PDC 17 ½” + BHA Rotary sampai permukaan. 6. M/U dan PDC Bit 17 ½” + MM + MWD sampai 352 mMD, bor formasi sampai 876 mMD atau Top Parigi (as rekomendasi wellsite geologis). Survey dengan MWD setiap 30 m atau 1 stand. Pastikan Hidrolika terpenuhi dan pengangkatan cutting baik. Perhatikan ukuran dan density cutting, Yp dan lakukan diskusi dengan office mengenai hal ini. Perhatikan drag dan torsi selama drilling, lakukan validasi nilai friction factor (FF) jika nilai pembacaan torsi lebih tinggi dari perhitungan. 7. Sirkulasi bersih di dasar, sweep dengan hi Vis mud. 8. Cabut & L/D PDC Bit 17 ½” + MM + MWD sampai permukaan. 9. Masuk 8” Bull Nose + Under Reamer 17 ½” x 20” + BHA trip sampai dasar. Ream dan wash down setiap ada sangkutan (tight spot). 10. Sirkulasi bersih di dasar. 11. Cabut 8” Bull Nose + Under Reamer 17 ½” x 20” + BHA trip sampai permukaan. 12. Tidak ada open hole logging pada trayek ini. 13. Masuk dan semen liner casing 16”, K-55, BTC, 84 ppf.

38

4.3.4 TRAYEK LUBANG 17 ½” Kedalaman akhir trayek Interval bor Formasi Drilling Hazard BOP Bit

: : : : : :

BHA

:

Survey Estimasi Maksimum Torsi Casing

: : :

Lumpur

: MW 1.15-1.28

Hidrolika

± 1357 mMD / 1338 mTVDSS. 481 m (876 – 1357 mMD / 1338 mTVDSS). Fm. Parigi Subnormal Pressure (Loss) BOP Grup 20-3/4” x 3 M & RBOP 18-3/4” x 5M Bladed Junk Mill 14-7/8” PDC Bit 14 ¾”. PDC Bit 14 ¾” + Under Reamer bit 14 ¾” x 17 ½” Bladed Junk Mill 14-7/8” + BHA as per Fishing Engineer Proposed PDC Bit 14 ¾” + Under Reamer 14 ¾” x 17 ½” + MM + MWD – Directional BHA as per directional engineer proposed MWD per stand (± 30 m) lihat di BAB 7.3 13-3/8” K-55, 68 ppf, BTC, R-3 : 0 – 1357 mMD / 1338 mTVDSS 13-3/8”, 68 ppf (Collapse 1950 psi, Burst 3454 psi, tension 1,069 Klbs) KCL Polymer, SG 1.15 – 1.28

PV 20 - 30

YP 28 - 40

K+ 40 - 60K

FL <6

: min flow rate

OPERASI PEMBORAN 1. M/U bladed junk mill 14-7/8” + BHA as per fishing engineer proposed 2. Masuk rangkaian bladed junk mil 14-7/8” s/d top semen, Bor semen & DPOB sampai blong. 3. Lanjut masuk rangkaian bladed junk mill 14-7/8” + BHA rotary sampai TOC. Sirkulasi bersih, Tes casing 1000 psi/5 menit harus baik. 4. Bor semen, landing collar, semen di shoe track sampai dengan 5 m di atas shoe, sirkulasi bersih tes casing 1000 psi/5menit harus baik. Lanjut bor sisa semen shoe track dan float shoe sampai 876 mMD. 5. Sirkulasi bersih. 6. Cabut rangkaian bladed junk mill 14-7/8” sampai permukaan, L/D bladed junk mil+BHA. 7. M/U PDC Bit 14 ¾” + Under Reamer 14 ¾” x 17 ½”+ BHA as per Under Reamer Engineer proposed. 8. Masuk rangkaian PDC 14-3/4” sampai dasar. 9. Bor formasi sampai dengan 883 mMD. 10. Sirkulasi bersih, cabut rangkaian sampai dengan shoe, Lakukan MOT SG equ 1.60 sg 11. Masuk kembali rangkaian Bit 14 ¾” + Under Reamer 14 ¾” x 17 ½” sampai dasar, drop ball, aktivasi Under Reamer 14 ¾” x 17 ½”, Lanjut bor formasi sampai 1357 mMD. Survey dengan MWD setiap 30 m atau 1 stand. Pastikan Hidrolika terpenuhi dan pengangkatan cutting baik. Perhatikan ukuran dan density cutting, Yp dan lakukan diskusi dengan office mengenai hal ini. Perhatikan drag dan torsi selama drilling, lakukan validasi nilai friction factor (FF) jika nilai pembacaan torsi lebih tinggi dari perhitungan.

39

Ada potensi loss selama pemboran formasi parigi, siapkan 50 bbl LCM (CaCO3 F/M konsentrasi 40 ppb). Jika terjadi loss ikuti prosedur penanganan loss 12. Sirkulasi bersih di dasar, sweep dengan hi Vis mud. 13. Cabut PDC Bit 14 ¾” + Under Reamer 14 ¾” x 17 ½” + BHA DD sampai permukaan, L/D PDC Bit, Under Reamer & BHA. 14. Lakukan Open Hole Logging. 15. Masuk under reamer 14 ¾” x 17 ½” + BHA trip (MWD) sampai dasar. Ream dan wash down setiap ada sangkutan (tight spot). Survey dengan MWD setiap 30 m atau 1 stand. 16. Sirkulasi bersih di dasar. 17. Cabut under reamer 14 ¾” x 17 ½” + BHA trip sampai permukaan. 18. Masuk dan semen casing 13-3/8”, K-55, BTC, 68 ppf.

40

4.3.5 TRAYEK LUBANG 12¼” Kedalaman akhir trayek Interval bor Formasi Drilling Hazard BOP Bit BHA Survey Parameter Estimasi Torque Casing Lumpur MW 1.10-1.18

Hidrolika

: ± 2863 mMD / 2844 mTVDSS : 1506 m (1357 – 2863 mMD / 2844 mTVDSS) : Fm. Cibulakan Atas dan Baturaja. : Potensi Reactive Shale & Coal : 1 x 13-5/8” x 10M Annular, 1x doubleRam 13-5/8” x 10M (BR + PR), 1x Single Ram 13-5/8” x 10M (1 PR) : PDC 12-¼” soft to medium : PDC 12-¼” + Mud motor + MWD – Directional BHA as per directional engineer proposed (lihat BAB 7.4) : MWD setiap 30 m (1 stand) : as per directional driller proposed : lihat BAB 7.4 : 9-5/8”, N-80, 43.5 ppf, BTC, R-3 : 0 – 3292 mMD (N-80 Collapse 3086 psi, Burst 5746 psi) : KCl Polymer, SG 1.10-1.18 PV 20-30

YP 28-40

K+ 40-60K

FL <6

: estimasi flow rate BAB 9.4

OPERASI PEMBORAN 1. M/U BHA Rotary + PDC12-1/4”. Sebelum masuk BHA, pastikan DSCC, float collar & reamer shoe 13-3/8” PDC Drillable. 2. Masuk rangkaian BHA Rotary + PDC 12-1/4” sampai dengan puncak semen (TOC) / DSCC. 3. Sirkulasi. 4. Bor semen, DSCC, float collar, semen shoe track & shoe 13-3/8”, dan formasi sampai ± 2385 mMD (2 meter di bawah casing shoe 13-3/8” atau 2 m formasi baru). Lakukan pengamatan cuttings untuk memastikan telah dibor formasi baru. Apabila 2 m dibawah casing shoe belum dijumpai formasi baru lanjut bor sampai dengan dijumpai formasi. Lakukan sirkulasi bersih & Tes Casing 2000 psi/5 menit, sebelum bor DSCC, float collar dan 5 m diatas shoe. 5. Sirkulasi bersih di shoe dan kondisikan lumpur (SG Lumpur masuk = keluar) sebelum LOT. Cabut rangkaian sampai lebih kurang 5 m di atas shoe 13-3/8”. 6. Lakukan LOT (Leak Off Test) dengan menggunakan pompa Cementing Unit. 7. Cabut PDC 12-1/4” + BHA Rotary sampai permukaan. 8. M/U BHA (RSS) + MWD + PDC 12-1/4”. Lakukan surface test di permukaan untuk mengecek kondisi Mud Motor (Shallow Test). BHA dan drilling parameter ditentukan oleh Directional Engineer. 9. Masuk rangkaian BHA DD (RSS) + PDC 12-1/4” sampai dasar. 10. Lanjut bor formasi dan arahkan lubang setegak mungkin sampai kedalaman 2863 mMD / 2844 mTVDSS atau Top Cibulakan Bawah / Eqi Talang Akar (sesuai rekomendasi Wellsite Geologis) Survey dengan MWD setiap 30 m atau 1 stand. Pastikan Hidrolika terpenuhi dan pengangkatan cutting baik. Sweeps hi-vis untuk membersihkan lubang apabila diperlukan.

41

Potential problem : Reactive shale & Coal. Lakukan trip tiap kemajuan 400 m 11. Sirkulasi bersih di dasar, sweep dengan hi vis mud. 12. Cabut rangkaian pahat PDC 12-¼” + BHA DD sampai permukaan. 13. Masuk rangkaian pahat PDC 12-¼” + BHA Trip dan lakukan trip kondisikan lubang, ream dan wash down setiap ada sangkutan (tight spot). Kondisikan MW sesuai dengan ECD. Diskusikan dengan office mengenai nilai ECD. 14. OH Logging sesuai plan team subsurface. 15. Masuk rangkaian pahat PDC 12-¼” + BHA Trip dan lakukan trip kondisikan lubang, ream dan wash down setiap ada sangkutan (tight spot). 16. Sirkulasi bersih di dasar sebelum masuk casing 9-5/8” minimal dua kali bottom up. Sweep dengan Hivis mud. 17. Cabut rangkaian pahat PDC 12-¼”. 18. Masuk casing 9- 5/8”. Catatan : Pemboran pada trayek ini sampai top formasi Talang Akar.

42

4.3.6 TRAYEK LUBANG 8 ½” Kedalaman akhir trayek Interval bor Formasi Drilling Hazard BOP Bit BHA

Survey Parameter Estimasi Max Torque at TD Casing mMD

7”, 23 ppf (Collapse 3830 psi, Burst 6340 psi, tension 532 Klbs) 7”, 26 ppf (Collapse 5410 psi, Burst 7240 psi, tension 604 Klbs) : HT-WBM, Sg 1.25-1.60 (akan menggunakan MPD System & Mud Cooler)

Lumpur MW 1.25-1.60

Hidrolika

: ± 4119 mMD / 4100 mTVDSS (tergantung contoh cutting dan pelaksanaan pemboran) : 1256 m (2863 – 4119 mMD / 4100 mTVDSS) : Fm. Talang Akar & Jatibarang : Subnormal Pressure, Coal & High Temperature (Est ± 400 deg F) : 1 x 13-5/8” x 10M Annular, 1x DoubleRam 13-5/8” x 10M (PR + BR), 1x Single Ram 13-5/8” x 10M (1 PR), RCD type 7100 : PDC 8 ½” 613FT TCB 8 ½” 637 metal to metal seal : PDC 8 ½” 613FT + Mud motor + MWD – Directional BHA as per directional engineer proposed atau Lock Assembly. : MWD setiap 30 m (1 stand) : as per directional engineer proposed : Lihat BAB 7.5 : Liner 7”, N-80, 23 & 26 ppf, BTC, R-3 : 2863 – 4119

PV 33-43

YP 34-50

K+ 24-30K

FL <5

: min Flow rate lihat BAB 9.5

OPERASI PEMBORAN 1. M/U BHA Rotary + PDC 8-1/2”. Sebelum masuk BHA, pastikan DSCC, float collar & float shoe 9-5/8” PDC Drillable. 2. Masuk rangkaian BHA Rotary + PDC 8-1/2” sampai dengan puncak semen (TOC). Bila pada penyemenan casing tidak diperoleh “bumping pressure”, uji tekan casing dengan tekanan 1000 psi / 5 menit. 3. Bor Semen, Plug, DSCC, plug, Float Collar, semen, shoe casing 9-5/8” dan formasi sampai ± 2865 mMD (2 meter di bawah casing shoe 9-5/8” atau 2 m formasi baru). Lakukan pengamatan cuttings untuk memastikan telah dibor formasi baru. Apabila 2 m dibawah casing shoe belum dijumpai formasi baru lanjut bor sampai dengan dijumpai formasi. Lakukan sirkulasi bersih & Tes Casing 3500 psi/5 menit, sebelum bor DSCC, float collar dan 5 m diatas shoe. 4. Sirkulasi bersih di shoe dan kondisikan Lumpur (SG Lumpur masuk = keluar) sebelum LOT. Cabut rangkaian sampai lebih kurang 5 m di atas shoe 9-5/8”. 5. Lakukan LOT (Leak Off Test) dengan menggunakan pompa Cementing Unit. Hasil test harus terekam dan dibuat Berita Acara

43

6. Cabut PDC 8-1/2” + BHA Rotary sampai permukaan. 7. M/U Directional BHA (Mud Motor + MWD) + PDC 8 ½” 613FT. Lakukan 44urface test di permukaan untuk mengecek kondisi Mud Motor dan MWD (Shallow Test). BHA dan drilling parameter ditentukan oleh Directional Engineer. 8. Masuk rangkaian BHA DD + PDC 8-1/2” sampai dasar. 9. Lanjut bor formasi dengan mempertahankan sumur setegak mungkin sampai kedalaman 4119 mMD (Rencana Total Depth) atau tergantung contoh cutting dan pelaksanaan pemboran. Potential problem : lost circulation (Subnormal pressure) dan Hi Temp. Survey dengan MWD setiap 30 m atau 1 stand. Lakukan Wiper Trip apabila diperlukan (drag atau torsi tinggi) Sweep hi-vis untuk membersihkan lubang. Jika loss terjadi maka lanjut bor dengan melakukan adjustment di backpressure pada system MPD. MW dimulai dengan density serendah mungkin dengan mengutamakan hanya fungsi cutting transport dan hole cleaning. Manage Pressure Drilling (MPD) akan membuat adjustment di permukaan dengan menggunakan scenario terakhir. 10. Sirkulasi bersih di dasar, sweep dengan hi vis mud. 11. Cabut rangkaian BHA DD + pahat PDC 8-1/2” sampai permukaan. Dull Grade dan ukur Gauge Pahat PDC dan stabilizer 12. Masuk rangkaian BHA Trip + pahat PDC 8-1/2” dan lakukan trip kondisikan lubang, ream dan wash down setiap ada sangkutan (tight spot). 13. Sirkulasi bersih di dasar sebelum masuk liner 7” minimal dua kali bottom up. Sweep dengan Hivis mud. 14. Cabut rangkaian pahat PDC 8-½” + BHA trip sampai permukaan. 15. OH Logging sesuai plan team subsurface. 16. Masuk rangkaian BHA Trip + pahat PDC 8-1/2” dan lakukan trip kondisikan lubang, ream dan wash down setiap ada sangkutan (tight spot). 17. Cabut rangkaian pahat PDC 8-½” + BHA trip sampai permukaan.

44

4.3.7 DST (Drill Stem Test) Pada saat penulis melakukan kerja praktek di lapangan XXYYZZ, Rig DS-9-CTE2000 ini sedang melakukan pengerjaan well test (uji sumur), dengan metode DST (Drill Stem Test) atau biasa disebut uji kandungan lapisan. Drillstem test atau sering disebut DST merupakan suatu prosedur mengenai produktivitas formasi dimana memisahkan dan menguji dari permeabilitas, tekanan, dan kemampuan produksi dari formasi geologi selama proses pemboran berlangsung. DST membutuhkan waktu yang singkat agar dapat diketahui dampak dari fluida pemboran yang mempengaruhi formasi. Uji DST sangat penting untuk mengukur tekanan pada drill stem dan sangat beguna untuk mendapatkan informasi mengenai fluida formasi. Selain itu, DST juga berfungsi sebagai penentuan kandungan reservoir hidrokarbon, serta karakteristik dari reservoir tersebut seperti permeabilitas, demage ratio dan faktor skin. Program ini merupakan garis besar dari prosedur penyelesaian sumur yang dilakukan apabila setelah intepretasi log dan data-data lainnya mendapatkan zona interest pada sumur Eksplorasi XXYYZZ. Adapun DST yang telah dilakukan pada sumur XXYYZZ sebagai berikut : 1. DST Pertama dilakukan pada kedalaman 3592 mKu 2. DST Kedua dilakukan pada kedalaman 3542 mKu (50 m diatas dst 1) 3. DST Ketiga dilakukan pada kedalaman 3142 mKu (400 m diatas dst 2) Pada saat penulis melakukan kerja praktek di lapangan XXYYZZ tersebut sedang dilaksanakan DST yang ke-3 dari 5 DST yg di rencanakan apabila terdapat aliran hidrokarbon. Pada kedalaman yg akan dilakukan DST ketiga ini, reservoir berada pada formasi cibulakan atau sandstone. Dengan porositas batuan sebesar 8% dan Saturasi airnya sebesar 91%. Tekana reservoirnya berdasarkan DST 2 adalah 5480 psi, dan temperaturnya adalah 326° F. Metode yang digunakan pada dst ini adalah metode displacement yaitu menggantikan fluida komplesi dengan nitrogen (N2). Dengan harapan apabila telah dilakukan perforasi, fluida formasi langsung mengalir. Nitrogen (N2) yang di injeksikan bertekanan sebesar 3000 psi untuk menggatikan 53 bbl fluida komplesi. Peralatan DST antara lain 1. Perforator : Alat yang digunakan untuk perforasi, berupa gun untuk menembak formasi agar fluida formasi mengalir ke sumur. 2. Shock Absorber : Alat yang berfungsi sebagai peredam rangkaian pipa pemboran dari ledakan perforasi

45

3. Packer : Alat berupa karet yang digunakan untuk mengisolasi atau menyekat kedalaman tertentu dari lubang sumur agar dapat menahan tekanan sumur 4. Safety Joint : Merupakan peralatan safety yang digunakan apabila packer stuck atau tidak bias di release 5. Jar : Sebagai alat pengejut/penumbuk semacam piston pada rangkaian pemboran yg digunakan untuk mengejutkan pada saat rangkaian stuck 6. By Pass : Sebagai tempat mengalirnya sirkulasi. 7. Ext Gauge Carrier : Alat seperti sensor yg merekam segala aktivitas serta kondisi yang ada pada reservoir 8. DC (Drill Collar) : Sebagai pemberat rangkaian pemboran 9. DP

(Drill

Pipe)

:

Pipa

bor

Adapun pelaksanaan operasioanal DST setelah function test adalah RIH DST Tool : Make Up flow head (Flow head di lengkapi dengan ESD), set packer, pressure test packer (500 psi/5 menit), pasang line up stream ke manifold, pressure test down stream (1000 psi/5 menit), pressure test up stream (3000 psi/10 menit). RIH DST+TCP, isi water cushion tiap 1 (satu) stand tubing/DP (dari hasil perhitungan),

ketinggian

water

cushion

digunakan

sebagai

puncak

menetapkan slip joint, sehingga slip joint dapat untuk dilakukan pressure test (BHA DST test dengan tekanan 3000 psi/10 menit), setelah dilakukan cek kebocoran dan hasil bagus dilanjutkan dengan pemasangan DC + tubing/DP dari permukaan sampai kedelaman tertentu. Rig Up wire line logging, lakukan korelasi I(pertama) menggunakan GR dan CCL dengan patokan RA sub (Pipe tag)

(pastikan perbedaan kedalaman

dengan zona perforasi <50 cm). Tarik wireline logging di setengah dari kedalaman, naikkan pressure di annulus (1500 psi) untuk membuka ball valve (LPRN/PCT), turunkan Logging untuk tag ball valve (make sure bola benar-benar terbuka)

46

4.3.8 PENGUJIAN SUMUR 1. L/D sebagian DP 5”, Ganti Pipe Ram 5” menjadi Pipe Ram 3-1/2” 2. M/U BHA (lengkap dengan totco ring) DC 4-3/4” dan DP 3-1/2” (joint per joint) + Scraper 9.5/8” + scraper 7” + TCB 6”. 3. M/U BHA (lengkap dengan totco ring) DC 4-3/4” dan DP 3-1/2” + Scraper 9.5/8” + scraper 7” + TCB 6”.mud 4. Masuk BHA Scraper 9.⅝”+scraper 7” + Pahat 6”. 5. Sirkulasi, ganti lumpur dengan Completion Fluid Completion Fluid akan ditentukan kemudian 6. Cabut rangkaian Scraper + TCB 6” sampai ke permukaan dan L/D Scraper 7” & DP 5”. 7. Flexing job. 8. Logging CBL-VDL-CET-CCL-GR & VSP Log Lakukan perbaikan bonding dengan squeeze cementing apabila bonding semen tidak baik. 9. DST Job, program akan disampaikan kemudian. 10. P&A

4.3.9 RIGGING DOWN 1. Rigging down adalah pembongkaran perangkat pemboran karena pelaksanaan pemboran sampai pembuatan sumur telah selesai. 2. Pembongkaran dan moving out dilaksanakan secara simultan apabila telah ada lokasi baru yang telah siap. 3. Pada pemboran sistem cluster tidak perlu membongkar seluruh komponen rig, tetapi cukup dengan menggeser menara dan substructure ketitik pemboran baru, yang biasanya berkisar 5 m. 4. Pembongkaran diawali dengan merebahkan menara, lepas raising line, gulung drilling line, lepas menara per segmen ,menurunkan draw works, dan seterusnya. 5. Lokasi pemboran yang ditinggalkan harus dalam keadaan bersih dan tidak ada pencemaran limbah keluar lokasi.

PERFORASI Perforasi merupakan suatu kegiatan pembuatan lubang ketika sumur minyak atau gas siap untuk diproduksikan.mengguakan bahan peledak sehingga fluida dapat mengalir . Bahan peledak (perforator) merupakan bagian terpenting dari kegiatan tersebut. Untuk melakukan perforasi, digunakan perforator yang dibedakan atas bullet atau gun perforator dan shape charge . Gun dihubungkan dengan wire line sampai kedalaman yang di ingikan dalam sumur, lalu gun ditembakan pada lapisan yang akan diproduksikan . Adapun metode lain yang bisa digunakan yaitu dengan menembakan gun pada saat. Detonator atau proyektil harus di handling secara hati-hati dan di lakukan dengan procedure yang sesuai. Prosedur pelaksanaan kegiatan perforasi yaitu: Melakukan pengecekan sumur melalui trip tank Memasang wire line BOP di rig floor

47

Memasang wire line sheave pada elevator DP dan pastikan sling dan shackle (tipe 4 pcs) terpasang dengan aman Memasang sheave kedua di atas rig floor. Memastikan Wire line harus terhubung di antara kedua sheave Note : Pastikan wire line yang terpsang memilki panjang yang cukup saat melepas wire dari drum tanpa harus melepas dari winch. Menutup shear ram Make up perforasi gun di rotary table dengan menggunakan peraltan logging Note : Air hoist dan liftng cup dapat digunaan untuk membantu make up dan running gun Procedure Continued Sebelum head control disambungkan dengan perforasi gun , head sudah terhubung dengan BOP Make up control head dan tarik rangkaian gun / perforasi dari lubang dan pastiakn di area rotary table aman Mengangkat dan pasang shooting nipple di rotary table. Memasukkan rangkaian gun dan tembakkan nipple pada lubang pada kedalaman yang diingkan Note : Berhenti seblum menyentuh shear rams Saat control head melewati daerah shooting nipple , berhenti turunkan guns Menurunkan wire line BOP dan pasang di daerah shooting nipple. Menutup wire line BOP dan tutup annular preventer , dan lalukan tes wire line BOP Bleed off tekanan. Buka annular dan shear ram, buka wire line BOP Running rangkaian perforasi guns Procedure for firing the Guns: See Installing and testing Shooting Nipple.

48

PERSIAPAN FLUIDA KOMPLESI Fluida komplesi adalah fluida yang digunakan untuk sirkulasi pada saat melakukan komplesi sumur, dimana fluida yang digunakan harus didasarkan pada pertimbangan karakteristik pembentukan untuk sumur tertentu. fluida komplesi yang baik dapat mengurangi kadar solid, tidak adanya clay, solulable asam, larut dalam air dan digunakan untuk operasi seperti perforasi, membersihkan sumur dan well control. Agar fluida komplesi dapat berfungsi dengan baik, maka fluida tersebut harus selalu dikontrol sifat-sifat fisiknya. Pada lapangan XXYYZZ ini CF (Completion Fluid) yang dipakai adalah campuran antara NaCl2 dan Caustic Soda.

49

C. PERALATAN PEMBORAN RIG DS-9-CTE2000 Adapun peralatan pengeboran yang terdapat pada Rig DS-9-CTE2000 antara lain:

1. Power System Power system (Sistem tenaga) adalah sistem yang terdiri dari seperangat peralatan rig berfungsi untuk menghasilkan, mendistribusikan, dan meneruskan daya, baik berupa daya mekanis maupaun daya elektrik. Adapun system tenaga yang ada pada Rig DS-9-CTE2000 :

V

Engines Make / Model

: 4x CAT D-3512C

Engines Power

: 4x 1,476 hp @ 1,200 rpm

Power Generators

: 4x KATO AA27647015

Electrical Power

: 4x 1,950 kVA @ 1,200 rpm

Emergency Power

: Caterpillar C18 DITA 804 hp @ 1,800 rpm

Rig Power Voltage

: 480 V 60Hz

Power Control

: 545 kW @ 1,800 rpm

50

Hydraulic Power Unit (HPU) Adalah sistem daya untuk beberapa peralatan yang menggunakan tenaga hidrolik. Pada Rig DS-9-CTE2000 , HPU digunakan untuk meggerakkan

:

-HPU Hydraulic Catwalk Hercules Model -IRON ROUGHNECK MODEL ST-80C, NOV -Rig Skid -Raise Mast & Lower Mast

51

2. Hoisting System Sistem

pengangkat

dalam

pemboran

memegang

peranan

yang

sangat

penting,mengingat bahwa sistem pengangkat ini adalah sistem yang mendapat beban,baik beban vertikal maupun horizontal. Kegiatan utama dan rutin yang dilakukan pada saat proses pemboran yang melibatkan sistem pengangkat yaitu : 1. Melaksanakan penyambungan pipa pemboran yaitu penambahan drill pipe. 2. Melaksanakan trip yaitu pelepasan / pencabutan rangkaian pipa pemboran dari dalam sumur.

1.Sruktur Penyangga Dalam kegiatan yang dilakukan pada sistem pengangkat,struktur penyangga memegang peranan penting dalam menahan berat dari beban yang diberikan oleh peralatan

pemboran.struktur penyangga adealah

suatu kerngka sebagai platform yang berfungsi sebagai peralatan

platform

yang

berfungsi

sebagai

penyangga

penyangga peralatan

pemboran.kerangka ini diletakkan diatas titik bor.fungsi utamanya untuk menahan beban yang terjadi akibat peralatan bor itu sendiri maupun beban dari luar. Struktur penyangga yaitu terdiri dari : a. Substructure Substruktur merupakan konstruksi baja yang besar yang dibangun untuk menjadi dasar dan menunjang menara yang tingginya ditentukan oleh kebutuhan BOP stack. Substrukture harus mampu menahan beban yang diberikan oleh berat pipa pada block ditambah sebagian dari drilpipe yang disandarkan pada

derrick..

Pada

Rig

DS-9-CTE2000 sendiri memiliki kapasitas substructure sebagai berikut

:

52

MAKE / TYPE

: HMR III 2000 Model 27604

RIG FLOOR DIMENSIONS

: 44 ft x 48 ft

HEIGHT

: 34.48 ft (drill floor) : 28.87 ft (rotary beam to ground)

ROTARY LOAD

: 500 Tons

SETBACK LOAD

: 300 Tons

b. Lantai Bor (Rig Floor) Lantai bor (rig floor) merupakan suatu konstruksi tutup yang di pasang diatas substrukture yang menjadi tempat bekerja hampir semua operasi pemboran. Luas rig floor sangat mempengaruhi kegiatan yang dilakukan karena semakin luas akan semakin banyak

ruang

untuk

bekerja

sehingga

bisa

mengurangi

kecelakaan pada saat proses pemboran dilakukan. RIG FLOOR DIMENSIONS

: 44 ft x 48 ft

53

c. Menara Pemboran (Derick) Menara pemboran (derick) merupakan struktur vertikal yang berbentuk menara yang memberikan ruang kerja vertikal yang cukup untuk menaikkan dan menurunkan drill string kedalam lubang bor selama

pemboran berlangsung serta operasi

pemboran yang lain.oleh karena itu,tinggi dan kekuatan menara harus dipertimbangkan sesuai dengan keperluan. Ketinggian Derick yang ada pada Rig DS-9-CTE2000 adalah 147ft atau 44m.

MAKE / TYPE : HMR III 2000 MODEL 27604 CLEAR HEIGHT : 147 FT MASTY BASE : 9 FT X 11.35 FT STAIUC HOOK LOAD : 1.000.000 LBS RACKING CAP : 20.088 FT 2. Peralatan Pengangkatan

54

Peralatan pengangkatan yang terdapat pada suatu operasi pemboran terdiri dari drawwork,overhead tools dan drilling line. a. Drawwork Drawwork adalah suatu peralatan mekanik yang merupakan otak dari derrick. Fungsi dari drawwork yaitu : 1. Merupakan pusat pengontrol bagi driller yang menjalankan operasi pemboran. 2. Merupakan rumah dari gulungan drilling line. 3. Meneruskan daya dari prime mover ke drill string ke rotary drive sprocket, ke catheads. Drawwork menyediakan daya untuk mengangkat dan menurunkan beban yang berat. Berikut adalah kapasitas drawwork yang ada pada Rig DS-9-CTE2000 : MAKE / MODEL

: LeTourneau LDW 1000K

2,000hp

RATED INPUT POWER

: 2x 1,500 hp

DRILL LINE DIAMETER

: 1-1/2” - 7,500 ft Bridon 6x19 IWRC RHOL EIPS

AUXILIARY BRAKE

: Eaton WCB436 115 psi

55

3.Overhead Tools (alat-alat bagian atas) Overhead tools (alat-alat bagian atas) merupakan mata rantai penghubung didalam sistem

pengangkat.alat-alat ini

menghubungkan rangka pendukung dengan drawwork untuk menaikkan dan menurunkan rangkaian pipa bor dari lubang bor.overhead tools terdiri dari crown block, travelling block, hook dan elevator. 1. Crown

Blok

(sheaves/puli)

:

Suatu

yang

unit

terletak

roda-roda dirangka

katrol-katrol atas

puncak

menara.drilling line dililitkan pada sheaves atas yang ada pada crown block dan pada sheaves bawah yang ada pada travelling block.jumlah sheaves pada travelling block.crown block

menghubung

kan

drawork

menujub

travelling

block.Pada RIG DS-9-CTE2000 digunakan crown block jenis SHEAVES CROWN BLOCK 1.3/8" WIRE LINE 2. Travelling block : merupakan suatu susunan puli-puli (rodaroda katrol) dimana tali baja dililitkan.hal ini memungkin kan.hal ini memungkinkan travelling block dapat bergerak naik dan turun bergantung dibawah crown block sampai diatas lantai bor. Pada RIG DS-9-CTE2000 digunakan Travelling Block MFR.AMERICAN BLOCK B60F500, CAP. 500 / 1,000,000 LBS

56

3. Hook : Peralatan berbentuk kait yang besar yang terletak di bawah traveling block untuk menggantungkan swifel dan drill steam selama proses pemboran berlangsung. Pada RIG DS-9CTE2000 digunakan Hook MFR. AMERICAN BLOCK

4. Elevator : merupakan clamp pemegang pipa (drill pipe,casing,tubing) yang mudah dibuka dan ditutup untuk menarik dan memasukan kedalam sumur.elevator dihubungkan dengan sistem pengangkat travelling block melalui hook dengan suatu lengan ayun atau disebut link. Pada RIG DS-9-CTE2000 digunakan beberapa jenis elevator : - ELEVATOR CASING 13 3/8 SIDE DOOR - ELEVATOR CASING 17" SIDE DOOR - ELEVATOR CASING 20" SIDE DOOR - ELEVATOR CASING 20" SIDE DOOR - ELEVATOR CASING 20" SIDE DOOR - ELEVATOR CASING 250 TON TYPE SMX SIDE DOOR - ELEVATOR CASING 9 5/8 SIDE DOOR - ELEVATOR CASING 9 5/8 SIDE DOOR TYPE SLX - ELEVATOR DC 4 3/4 CENTRE LACTH - ELEVATOR DC 6 1/4 CENTRE LACHT - ELEVATOR DP 2 3/8 CENTRE LACTH CAP.150 TON - ELEVATOR DP 2 3/8 CENTRE LACTH CAP.150 TON - ELEVATOR DP 3 1/2 CENTRE LACTH CAP.250 TON - ELEVATOR DP 3 1/2 CENTRE LACTH CAP.250 TON - ELEVATOR DP 5 CENTRE LATCH - ELEVATOR TUBING 2 7/8 CENTRE LATCH

57

5. Drilling

line

:

Tali

kawat

baja

yang

berfungsi

menghubungkan semua komponen dalam hoisting system. Tali ini dililitkan secara bergantian melalui katrol pada crown block dan traveling block kemudian digulung pada rotating drawwork drum . Drilling line menghubungkan drawwork dan dead line anchor. 6. Dead Line Anchor : digunakan untuk menambatkan drilling line. Pada RIG DS-9-CTE2000 digunakan ANCHOR,

MFR.

LEE

C

MOORE

DEADLINE MODEL

LEG

MOUNTED.

58

3.

Rotating System Fungsi utama sistem pemutar adalah untuk memutar rangkaian pipa bor dan memberikan beban (berat) pada bagian atas dari pahat selama operasi pemboran,yaitu

peralatan putar (rotary assembly),rangkaian pipa bor,mata bor

atau pahat (pit).Peralatan putar yang digunakan pada Rig DS-9-CTE2000 ada dua jenis yaitu dengan menggunakan meja putar (rotary table) dan menggunakan top drive. Peralatan putar yang digunakan saat operasi berlangsung adalah top drive karena penggunaan Top Drive lebih efisien dibandingkan dengan meja putar (rotary table).

1. Peralatan Putar a.Meja Putar (Rotary Table) Meja putar merupakan peralatan untuk memutar pipa pemboran yang terletak di lantai rig.meja putar (rotary table)berfungsi untuk : 1. Meneruskan gaya putar dari drawwork ke rangkaian pipa bor melalui kelly bushing dan kelly. 2. Menahan pipa bor dalam lubang pada saat penyambung atau perlepasan pipa bor dilakukan. Meja putar pada Rig DS-9-CTE2000 sendiri memiliki kapasitas load 800 ton, lubang meja 37-1/2” dan digerakkan dengan motor listrik berkekuatan 1.150 Hp. b.Rotary Slip Rotary Slip merupakan perlatan untuk menahan rangkaian pipa bor ketika akan dilakukan pemasangan atau pencabutan rangkaian pipa pengeboran. Rotary slip mempunyai kontruksi bagian dalam memiliki gigi dan bentuk silinder dengan ukuran tertentu sesuai ukuran pipa yang akan ditahan. Ada dua macam rotary slip yang digunakan pada Rig DS-9-CTE2000

:

59

• Manual slip, : SLIP SPIDER C/W DP SLIP 5" ROTARI SLIP FOR DC 6 1/4" TYPE LDC MFR.DENCON ROTARI SLIP FOR DC 8" TYPE LDC MFR.DENCON ROTARI SLIP FOR DC 8" TYPE LDC MFR.DENCON ROTARI SLIP FOR DP 3 1/2" TYPE SDML ROTARI SLIP FOR DP 3 1/2" TYPE SDXL MFR.DENCON ROTARY SLIP CASING 7" ROTARY SLIP DC 8" TYPE LDC MFR. DENCOM ROTARY SLIP DP 3 1/2 SN.148190 TYPE SDM ROTARY SLIP DP 3 1/2 SN.148190 TYPE SDXL ROTARY SLIP FOR CASING 13 3/8" ROTARY SLIP FOR CASING 20" ROTARY SLIP FOR DC 4 3/4" ROTARY SLIP FOR DC 6 1/4" ROTARY SLIP FOR DC 6 1/4" ROTARY SLIP FOR DC 6 1/4" ROTARY SLIP FOR DC 8" ROTARY SLIP FOR DP 3 1/2 MFR. DENCON ROTARY SLIP FOR DP 5"

60

• Power slip , menggunakan tenaga hidrolik dalam penggunaannya, sehingga lebih efisien dalam operasi pemasangan/pencabutan rangkaian DP. Power slip yang digunakan pada Rig DS-9-CTE2000

merupakan

rakitan crew rig.

c.Safety Clamp Safety Clamp berfungsi untuk membantu menahan rangkaian pemboran yang berdiameter kecil dan juga sebagai pengaman untuk rotary slip saat melakukan make-up dan make-out string. Safety Clamp dipasang di atas rotary slip. Safety Clamp yang digunakan pada Rig DS-9-CTE2000

yaitu:

SAFETY CLAMP 6 1/4"

d. Rotary Tong Adalah kunci-kunci besar yang digantung diatas lantai rig dekat meja pemutar. Alat ini dipasang pada tool joint dari batang bor, berfungsi untuk menyambung dan melepas sambungan pipa bor. Pada Rig DS-9-CTE2000 digunakan beberapa macam rotary tong yaitu: - IRON ROUGHNECK MODEL ST-80C, NOV Penggunaan Iron Roughneck memungkinkan adanya torsi dan pemasangan rangkaian pipa bor terintegrasi dalam satu mesin. Banyak kelebihan dalam penggunaan Iron Roughneck seperti, meningkatkan keselamatan crew dan peralatan rig, mengurangi waktu penanganan pipa, menghemat ruang lantai rig, beradaptasi dengan berbagai macam instalasi dan mengotomatisasi tugas-tugas make / break berulang, hemat biaya dan aman untuk teknik koneksi pipa konvesional. 61

- POWER TONG CASING 20'

- ROTARI TONG 13 3/8 MFR.BJ BJ StyleTongs mencakup semua ukuran pipa hingga 36 ″ dengan rating torsi hingga 100.000 ft / lbs. - ROTARI TONG 4 1/2 - 8 1/2" - ROTARY TONG HT-100 - ROTARY TONG HT-35 (1 SET)

62

2. Top Drive Top drive berfungsi seperti screwdriver besar dan memberikan rotasi dan torsi langsung dibawah travelling block,sistem ini tidak memerlukan fungsi kelly dan rotary table.rotary table sudah tidak berfungsi memberikan daya rotasi namun masih diperlukan sebagai segel drilling fluid dan sebagai penahan drill string ketika melakukan koneksi. Dengan menggunakan top drive kemungkinan rangkaian bor terjepit lebih kecil jika dibandingkan dengan menggunakan rotary table. Adapun Top drive yg digunakan pada Rig DS-9-CTE2000

merupakan tipe Nov

TDS11-SA dengan kapasitas load 500 ton dengan torsi 3700ft-lbs 800 hp. Bagian-bagian Top Drive Nov TDS11-SA : -Wash pipe : Pipa yang berfungsi mengalirkan fluida atau lumpur dari rotary hose/goose neck -Quil : Alat Pemutar pada top drive, terdapat 3 bagian yaitu : a. Upper Ibop : Valve Penggerak hidrolik (6 5/8 R pin x 6 5/8 Box) b. Lower Ibop : Valve Penggerak manual (6 5/8 R pin x 6 5/8 Box) c. Saver sub : Penyambung ke string (6 5/8 R x 4 ½ if) -Motor : Sebagai sumber tenaga penggerak a. Motor Elektrik sebagai penggerak listrik, terdapat 2 motor masing-masing berkekuatan 400 hp b. Motor HPU (Hidraulic Power Unit), sebagai penggerak semua fungsi hidrolik -Disc Brake : Berfungsi sebagai pengerem pada saat string berputar -Motor puter body : Memutar topdrive 360° (Penggerak elektrik) Top drive Nov TDS11-SA ini menggunakan sumber tenaga sebesar 600 V AC

63

OD(in Max. Bottom, ) OD Stem) Type/ 3. Rangkaian Pemboran (Drill /ID (in) Top a.Drill Pipe

Bottom Gender/ Top

Drill Pipe yang digunakan pada Rig DS-9-CTE2000 yaitu: -DP 5” 19.50 G-105

64

5” 19.50 DP G-105

(in) 4.928 4.276

6.62 5

Type NC50 NC50

Gender Pin Box

9.50

b.Drill Collar Pipa baja penyambung berdinding tebal yang terletak di bagian bawah drill stem di atas bit. Fungsi utamanya untuk menambah beban yang terpusat pada bit. Drill Collar yang digunakan pada Rig DS-9-CTE2000 yaitu: -DC Spiral 8”

Desc. 8” DC Spriral

OD(in Max. ) OD /ID (in) (in) 8.000 8.00 0 3.000

Bottom, Type/ Top Type Reg Reg

Bottom Gender/ Top Gender Pin Box

Length (m) 38.00

65

c.Heavy Weight Drill Pipe (HWDP) Kegunaan penggunaan heavy weight drill pipe adalah sebagai berikut : a. Mengurangi kerusakan pipa dengan adanya zona transisi. b. Mengurangi penggunaan drill collar.

c.

Menghemat

biaya

directional

drilling,

mengurangi

torque

dan

kecenderungan perubahan kemiringan. Heavy Weught Drill Pipe yang digunakan pada Rig DS-9-CTE2000 yaitu

Desc.

5” HWDP

OD(in Max. ) OD /ID (in) (in) 5.000 3.000

6.62 5

Bottom, Type/ Top Type

Bottom Gender/ Top Gender

Reg Reg

Pin Box

FN OD (in)/ FN Length (m) 8000 2.36

Length (m)

0.69

66

d. Bottom Hole Assembly (BHA) STABILIZER NEAR BIT STABILIZER NEAR BIT STABILIZER 12 1/4 B/B X 6 5/8 REG

STRING STABILIZER STRING STABILIZER 12 1/4 P/B - 6 5/8 REG STRING STABILIZER 12 1/4 P/B - 4 IF X 4

NEAR BIT STABILIZER 14 3/4 P/B - 6 5/8 REG

IF STRING STABILIZER 12 1/4 P/B - 6 5/8 REG

NEAR BIT STABILIZER 17 1/2 B/B X 6 5/8 REG

X 6 5/8 REG STRING STABILIZER 12 1/4 P/B - 6 5/8 REG

NEAR BIT STABILIZER 17 1/2 B/B X 6 5/8 REG

STRING STABILIZER 14 3/4 P/B - 6 5/8 REG STRING STABILIZER 17 1/2 P/B - 7 5/8 REG

NEAR BIT STABILIZER 17 1/2 B/B X 7 5/8 REG

STRING STABILIZER 8 1/2 P/B - 4 IF X 4 IF STRING STABILIZER 8 1/2 P/B - 4 IF X 4 IF

NEAR BIT STABILIZER 8 1/2 B/B - 4 1/2 IF X 4 IF

OVER SHOT 9 5/8 SERI 150 - 4 1/2 IF TAPPER MILL 8 1/2 - PIN 4 1/2 REG TESTER CUP 13 3/8 CON. P/B 4 1/2 IF REAMER TREE POINT REAMER 12 1/4 B/B - 6 5/8 REG X 6 5/8 REG TREE POINT REAMER 12 1/4 B/B - 6 5/8 REG X 6 5/8 REG TREE POINT REAMER 17 1/2 B/B - 6 5/8 REG X 6 5/8 REG TREE POINT REAMER 8 1/2 P/B - 4 IF X 4 IF

67

CROSS OVER CROSS OVER SHOT 3 1/2 IF X 4 1/2 IF P/B CROSS OVER SHOT 3 1/2 IF X 4 1/2 IF P/B CROSS OVER SUB 4 3/4 P/B - 2 3/8 EU X 3 1/2 IF CROSS OVER SUB 4 3/4 P/B - 3 1/2 IF X 2 7/8 EU CROSS OVER SUB 6 1/4 P/B - 3 1/2 IF X 4 1/2 IF CROSS OVER SUB 6 1/4 P/B - 4 1/2 IF X 4 1/2 IF CROSS OVER SUB 6 1/4 P/B - 4 1/2 IF X 4 1/2 IF CROSS OVER SUB 6 1/4 P/B - 4 1/2 IF X 4 1/2 IF CROSS OVER SUB 6 1/4 P/B - 4 1/2 IF X 4 1/2 IF CROSS OVER SUB 6 1/4 P/B - 4 1/2 IF X 4 1/2 IF CROSS OVER SUB 6 1/4 P/B - 4 1/2 IF X 4 1/2 IF CROSS OVER SUB 6 1/4 P/B - 3 1/2 IF X 4 1/2 IF CROSS OVER SUB 6 1/4 P/B - 3 1/2 IF X 4 1/2 IF CROSS OVER SUB 6 1/4 P/P - 4 1/2 IF X 4 1/2 IF CROSS OVER SUB 6 1/4 P/P - 4 1/2 IF X 4 1/2 REG CROSS OVER SUB 6 1/4 P/P - 4 1/2 IF X 4 1/2 REG CROSS OVER SUB 6 1/4 P/P - 6 5/8 REG X COUPLING CIRCULATING 2" CROSS OVER SUB 6 1/4 P/P - 4 1/2 IF X 4 1/2 REG CROSS OVER SUB 6 1/4 P/P - 4 1/2 IF X 4 1/2 REG CROSS OVER SUB 8" P/B - 6 5/8 IF X 4 IF CROSS OVER SUB 8" P/B - 6 5/8 IF X 4 1/2 IF CROSS OVER SUB 8" P/B - 6 5/8 REG X 4 1/2 IF CROSS OVER SUB 8" P/P - 6 5/8 REG X 6 5/8 REG CROSS OVER SUB 8" P/P - 6 5/8 REG X 6 5/8 REG CROSS OVER SUB 9" P/B - 7 5/8 REG X 6 5/8 REG

68

4.

Circulating System Sistem sirkulasi merupakan salah satu bagian dari sistem rig yang amat

penting.tugasnya untuk membantu sistem pemutar didalam kegiatan suatu pemboran sumur,dengan menyadiakan perlengkapan peralatan yang sesuai untuk mengatur bahan-bahan lumpur serta merawat sehingga pengganti penyadiaan fluida pemboran. Sistem sirkulasi pada dasrnya terdiri dari empat komponen,yaitu lumpur pemboran, tempat penampungan, peralatan sirkulasi dan conditionong area. 1. Drilling mud Lumpur pemboran merupakan faktor yang penting serta sangat menetukan dalam mendukung kesuksesan suatu operasi pemboran. Lumpur bor operasi di Rig DS-9-CTE2000

menggunakan 2 jenis

lumpur

yaitu:

a. Water based mud : Komposisi lumpur ini terdiri dari air tawar, clay dan

chemical

additives.

b. Oil based mud : Komposisi lumpur ini terdiri dari solar, clay dan chemical additives. 2. Mud tank Merupakan tempat penampungan lumpur sebelum dan sesudah lumpur mengalami proses sirkulasi. tangki lumpur yg terdapat pada Rig DS-9CTE2000 terdiri dari : a. Tangki aktif : sebagai tempat pencampuran atau mixing lumpur serta tempat menampung lumpur yang akan di sirkulasikan maupun yg sudah disirkulasikan yg berasal dari sumur. Terdapat 5 tangki aktif yg ada pada Rig DS-9-CTE2000 dengan maksimal kapasitas tangki masing-masing 230 bbl b. Tangki slug : sebagai tempat mixing dan menampung lumpur pemboran yang digunakan pada saat memerlukan lumpur pemboran dalam jumlah yang sedikit khususnya lumpur dengan viskositas besar. Tangki slug mempunyai kapasitas

100

bbl

69

c. Tanki Premic : sebagai cadangan tempat lumpur pemboran jika memerlukan lumpur pemboran dalam jumlah yang banyak. Terdapat 6 tangki premik yang masing-masing memiliki kapasitas 190 barell

Setiap bagian tangki memiliki katup suction dan katup outlet yang berfungsi untuk mentrasfer lumpur antar tanki. Dan juga memiliki sensor volume tanki pada masing-masing tangki.

70

3. Peralatan Sirkulasi Peralatan sirkulasi merupakan komponen utama dalam sistem sirkulasi yang terdiri dari mud pump, stand pipe dan rotary hose. a.Pompa lumpur ( mud pump) : merupakan jantung dari unit intalasi sirkulasi sistem pemboran. Pompa pada Rig DS-9-CTE2000 adalah jenis pompa triplex dengan model LeTourneauWH16121002, max rate 1600 HP AC ,

b.Stand pipe : merupakan pipa bertekanan tinggi yang terletek disisi menara berfungsi untuk mengalirkan lumpur menuju rotary hose. Stand pipe yang digunakan pada Rig DS-9-CTE2000 yaitu STAND PIPE 5" , 5000 PSI

71

c.Rotary hose : Merupakan selang yang terbuat dari karet yang bertulang anyaman baja yang lemas sehingga dapat mengikuti gerak naik turun saat proses pemboran dan mampu menahan lebih kurang dari stand pipe menuju gose neck pada top drive. Rotary Hose yang digunakan pada Rig DS-9-CTE2000 memiliki panjang 83ft.

4.

Conditioning area Conditioning area merupakan serangkaian peralatan yang berfungsi untuk membersihkan lumpur setelah memasuki lubang sumur. Lumpur yang telah terkontaminasi

oleh

cutting

harus

segera

dipisahkan

agar

tidak

mempengaruhi kualitas dari lumpur tersebut. Peralatan untuk penyaringan cutting yaitu terdiri dari sebagai berikut : a. Gumbo Box : Merupakan peralatan yg berfungsi untuk menyaring lumpur pemboran yang mempunyai cutting yang berukuran besar.

72

b. Shale shaker : Merupakan peralatan ayakan mekanis bergetar, yang mempunyai tugas menyaring padatan (solid) dari dalam lumpur yang pertama kali keluar dari sumur pengeboran. Adapun peralatan shale shaker yang digunakan pada Rig DS-9-CTE2000 : SHALE SHAKER DERRICK FLO-503, BRANDT NO.1 SHALE SHAKER DERRICK FLO-503, BRANDT NO.2 SHALE SHAKER DERRICK FLO-503, BRANDT NO.3 SHALE SHAKER DERRICK FLO-503, BRANDT NO.4

c. Mud Cleaner : Merupakan kombinasi dari desander dan desilter dengan

tambahan

menjadisalah

satu

pengayak. pertimbangan

Penggunaan dalam

mud

cleaner

efisiensi

tempat.

Desander merupakan peralatan saring yang berfungsi untuk menyaring pasir dari fluida pemboran. Sedangkan desilter merupakan peralatan saring yang berfungsi untuk menyaring partikel-partikel cutting yang ukurannya lebih kecil dari pasir. Pada Rig DS-9-CTE2000

digunakan

MUD CLEANER

DERRICK

73

d.

e. Degasser

:

Degaser

mempunyai

tugas

utama

untuk

mengeluarkan gas-gas dari dalam cairan lumpur pemboran secara terus menerus. Prinsip kerja degasser pada dasarnya memberikan penurunan tekanan agar gas dalam lumpur keluar dan diisap oleh vacuum pump. Pada Rig DS-9-CTE2000 digunakan VACUM D-GESER DERRICK dengan kapasitas pompa vakum 5 HP yang mampu menarik 29 Hg gas.

74

5.

BOP (Blow Out Preventer) System Fungsi utama dari system semburan liar adalah untuk menutup lobang bor

ketika terjadi “kick” .blow out terjadi lkarena masuknya aliran fluida formasi yang tak terkendali kepermukaan. Rangkaian peralatan sistem pencegahan semburan liar terdiri dari tiga sub komponen utama yaitu rangkaian BOP stack,accumulator,dan peralatanm penunjang.

1.Rangkaian BOP Stack Adapun spesifikasi BOP yang ada pada Rig DS-9-CTE2000 :

Diverter valve 12”

: T3 Energy 29-1/2” 500 psi + 1x Hydraulic Ball

75

Bop Annular

: 1x T3 type 7012 20-3/4” 30k psi 1x T3 type 7082 13-5/8” 10k psi

Bop Rams

: 2x T3 type 6012 21-1/4” 2k psi single 1x T3 type 8012 13-5/8” 5k psi single 1x T3 type 6012 13-5/8” 5k psi double

76

Choke Manifold

: T3 Energy type FC 2-1/16” 5,000 psi

Kill Manifold

: T3 Energy type FC 3-1/8” 5,000 psi

77

D. INSPEKSI PERALATAN RIG Inspeksi peralatan pemboran adalah pemeriksaan berkala menyeluruh, baik itu kondisi fisik peralatan, dokumentasi serta sistem yang diterapkan berkaitan dengan keselamatan kerja dan mengacu pada peraturan pemerintah dan standar industri yang berlaku. Inspeksi pada Rig DS-9-CTE2000 meliputi inspeksi Electric Equipment, Rotating Equipment, Well Control, High Pressure Equipment, Circulating Equipment, Hoisting Equipment, Equipment Support, Handling Tools, Tubular Good.

KONDISI NO

PERALATAN BAIK

I 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6

1.7

2 2.1

2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8

TIDA K BAIK

KETERANGAN

ELECTRIC EQUIPMENT Generator Cek kondisi rumah Generator dari kerusakan/korosif Pastikan kondisi rumah Generator terlindung dari hujan dan deb u Periksa earthing/grounding Cek kondisi panel listrik Cek kondisi blower dan aliran udara untuk pendingin udara Cek kondisi kabel-kabel dan junction box Cek check list kondisi mesin penggerak oleh mechanic yang meliputi - panel mesin, indikator temperatur, tekanan oli, pencatat running hours, emergency bottom - kondisi saringan udara dan saringan oli - Saluran pembuangan gas dan saluran pemasukan udara terhadap korosi, kebocoran dan pelindung panas - kondisi tubing bahan bakar Panel Control Periksa kondisi Pendingin udara dari kebocoran Periksa kondisi suhu udara di dalam panel control dengan suhu udara luar (Jangan terlalu dingin) untuk menghindari terjadinya kondensasi Cek kondisi lantai karet dari indikasi rusak/robek Cek kabel-kabel listrik dan terminalnya Cek Isolator pembungkus kabel Cek adanya indikasi overheating dari kabel-kabel Cek adanya indikasi sambungan kabel yang longgar Pastikan tidak ada kabel yang telanjang

78

2.9 Pastikan kabel grounding terpasang dengan benar Pastikan indikator-indikator yang terdapat di panel 2.1 control berfungsi dengan baik 2.11 Periksa kondisi circuit board dan module 2.12 Periksa kondisi cable tray Pastikan tidak ada kabel-kabel diluar yang berada 2.13 dibawah air 3 Elmot Periksa apakah kipas pendingin berfungsi dengan baik 3.1 serta dari indikasi patah atau rusak dan kipas tertutup oleh pelindung Periksa apakah terminal box dapat menutup dengan baik 3.2 sehingga kedap air dan udara (type explosion proof) Periksa kondisi kabel dari indakasi kerusakan pada 3.3 isalatornya Buka terminal box, periksa konektornya terhadap 3.4 indikasi overheating Pada saat mesin nyala, cek apakah ada suara-suara asing 3.5 yang mengindikasikan kerusakan II ROTATING EQUIPMENT 1 Rotary Table Periksa grease lubrikasi point dan pastikan sudah cukup 1.1 lubrikasinya dan tidak ada indikasi kebocoran 2 Top Drive 2.1 Amati kondisi hidraulic hoses dari indikasi kerusakan Amati kondisi sambungan hidraulic hoses ke manifold 2.2 terhadap indikasi improper alignment Amati apakah ada indikasi kebocoran grease dan 2.3 hydraulic oil Dengarkan suara-suara terlalu bising yang 2.4 mengindikasikan kerusakan pada bearing dan roda gigi Perikas kondisi Unit Hydraulic Power Pack ; - Kondisi indikator-indikator tekanan, temperatur dan - lampu-lampu peringatan serta switches dari kerusakan - Amati kondisi selang-selang hidrolik terhadap indikasi 2.5 kerusakan atau aging - Amati apakah terjadi kebocoran hydraulic oil atau overheated - Dengarkan suara-suara terlalu bising yang mengindikasikan - kerusakan pada pompa-pompa hydraulicnya 3 Swivel/Power Swivel 4 Kelly Spinner

79

5 Rotary Swivel III WELL CONTROL 1 BOP stack 1.1 Pastikan kondisi anchor dari choke line dan kill line pada kondisi aman 1.2 Pastikan sambungan baut minimal tampak 3 ulir 2 BOP control system/accumulator system Pastikan pressure gauge untuk tekanan accumulator, 2.1 tekanan regulator manifold, tekanan annular dan tekanan supply udara berfungsi dengan baik Pastikan tanda "open" "close" dan "netral" serta 2.2 peletakannya sesuai dengan posisi valve Pastikan choke line hydraulic valve harus pada posisi 2.3 tertutup pada saat operasi normal IV HIGH PRESSURE EQUIPMENT Periksa kondisi dari vibration hose,apakah kedua ujung 1 dari vibration hose tersebut disambungkan ke safety lines Periksa kondisi rotary hose,apakah kedua ujung dari rotary hose 2 tersebut disambungkan ke safety lines Pastikan hose tidak bersentuhan dengan babian-bagian peralatan yang tajam 3 Apabila digunakan sambungan ulir pada pipa bertekanan tinggi, Pastikan bahwa rating dari pasangan ulir tersebut memadai 4 dan menggunakan pasangannya V CIRCULATING SYSTEM 1 Shale Shaker Periksa kondisi umum shale shaker terhadap 1.1 kemungkinan adanya kerusakan atau korosi 1.2 Periksa kondisi pulley dan belt Periksa kondisi vibration spring dari kerusakan dan 1.3 pastikan bahwa vibration spring tersebut tidak bergeser dari posisinya Pastikan bagian-bagian yang bergerak/ berputar harus 1.4 dipasang pelindung Amati suara dari motor penggerak,jika terlalu bising mengindikasikan adanya 1.5 kerusakan / keausan yang berlebihan baik pada bearing maupun alignmentnya 1.6 Periksa kondisi screen terhadap indikasi kerusakan

80

2 2.1

2.2 3 3.1

3.2 4 4.1

4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 VI 1 1.1 1.2 1.3 1.4

1.5 1.6 1.7 1.8

Desander & Desilter Amati keluaran dari hydroclone bersifat spray atau rope untuk mencegah terjadinya penyumbatan Amati kesesuaian tekanan pipa masuk pada pressure gauge dengan yang direkomendasi oleh pabrik pembuat Tanki Lumpur Periksa integritas dari Walk Ways, Pagar-pagar pengaman, Tangga-tangga dan pastikan toe boards tidak terlalu longgar Periksa kondisi lantai kerja terhadap kemungkinan bahaya yang dapat menyebabkan manusia jatuh kedalam tangki Pompa Lumpur Pastikan dampener terdapat pressure gauge dan berfungsi dengan baik untuk memantau tekanan dan rentang tekanan sesuai dengan pressure ratingnya Periksa kondisi relieve valve pada return pipe Periksa kondisi suction pipe terhadap korosi dan flange sealnya terhadap kebocoran Pastikan dudukan motor dan pompa pada charging pump stabil,kuat dan tidak ada baut dudukan yang hilang atau kendur Periksa indikasi kebocoran pada stuffing box pompa Pastikan bagian kopling antara Elmot dengan pompa sentrifugal tertutup oleh pelindung Periksa apakah ada suara yang bisik dan getaran yang terlalu berlebihan pada centrifugal pump HOISTING SYSTEM Menara & Substructure Pastikan Name Plate Menara dan Substructure tersedia Periksa kondisi leg dan bracing dari deformasi plastis dan korosi Periksa kondisi Crown block beam dari deformasi plastis Periksa kondisi pin di pad eyes apakah terpasang dengan baik dan dilengkapi dengan safety pin Pastikan kondisi ladder dan tangga dari deformasi dan korosi, serta pastikan koneksi sambungan dan engsel tidak longgar dan goyang Pastikan tidak ada lubang yang terbuka pada lantai kerja Pastikan safety line terpasang pada lampu penerangan Pastikan kondisi Guardrail dari korosi,semua engsel dan

81

1.9 1.10 1.11 1.12 1.13 1.14

1.15 1.16 1.17 1.18 1.19 2 2.1 2.2 2.3 3 3.1 3.2 3.3 4 4.1 5 5.1 5.2 VII 1 1.1

kondisi sambungan tidak longgar dan goyang Periksa sirkuit hidraulik terhadap kebocoran dari raising ram dan Pastikan kecukupan dari supply oli hydraulik Periksa renggangan dari toe board yang dapat menggakibatkan benda jatuh Periksa kondisi kaki kaki dari substructure dari deformasi plastis dan korosi Periksa kondisi rotary table beam dari deformasi plastis dan korosi Periksa kondisi set back beams dari deformasi plastis dan korosi Periksa kondisi pin di pad eyes apakah terpasang dengan baik dan dilengkapi dengan safety pin di substructure Tambahan untuk Rig Carrier Periksa level oli mesin, oli hydraulik, engine crankcase, defferensial box dan controling oil tank periksa dari kemungkinan bocor Periksa kondisi Jack Carrier,Raising Ram dan Telescopic Ram dari kebocoran Periksa kondisi cabin dan kelistrikan misalnya lampu dan gauge, batteray Periksa kondisi roda dan baut roda Periksa kekencangan baut suspensi depan dan belakang Dead Line Anchor Pastikan name plate Deadline Anchor tersedia Amati kondisi body dan dudukan Deadline Anchor secara keseluruhan apakah ada baut-baut yang longgar atau terlepas Compensator Travelling Block Pastikan Name plate Travelling block tersedia dan Ratingnya tidak terhapus Sheave and bearing Hook dan connector link adapter Drawwork Periksa kondisi Drawwork dari indikasi kebocoran Crown block Pastikan Crown Block bumper tersedia pada tempatnya dan masih dilengkapi dengan pelindung Sheave and bearing EQUIPMENT SUPPORT Drilling Console Periksa apakah label-label pada tiap indikator dan tuastuas pengendali tidak ada yang hilang dan dalam keadaan mudah terbaca

82

1.2

1.3

1.4 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 4 4.1

4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 5

5.1 5.2 VIII 1 1.1

Periksa apakah ada indikasi kebocoran minyak hidrolik pada selang-selang / tubing Amati kondisi dari indikator-indikator (pressure gauge) yang ada, katup-katup pengendali dan lampu indikator serta switches dari kerusakan Pastikan bahwa katup-katup pengendali dapat bekerja semestinya Man Raider Periksa kondisi dudukannya,apakah ada baut yang longgar atau terlepas Periksa lilitan kabelnya,apakah masih rapi Jika jenis hydraulic, periksa indikasi kebocoran oli Periksa kondisi bodi secara keseluruhan Pastikan SWL marker jelas terlihat Air Winch/Tugger Periksa kondisi dudukannya,apakah ada baut yang longgar atau terlepas Periksa lilitan kabelnya Periksa kondisi bodi secara keseluruhan Jika jenis hydraulic, periksa indikasi kebocoran oli Periksa kondisi safety guardnya Pastikan SWL marker jelas terlihat Engine Periksa kondisi engine secara keseluruhan dari indikasi kebocoran dan korosi serta bagian-bagian yang hilang Periksa dudukan Engine terhadap kerusakan dan bagianbagian yang hilang (apakah dilengkapi dengan vibration free) Amati kondisi warna yang keluar dari exaust engine Periksa grounding dari engine Periksa kondisi thermo cloth nya Pastikan safety guard pada engine terpasang dengan baik (terutama bagian-bagian yang berputar) Drilling Instrument Weight Indicator, Mud Pump stroke indicator,mud pump pressure, Tong torque meter,Rotary tachometer, Rotary torque indicator,drilling recorder Periksa kondisinya dari kebocoran Pastikan kondisi indikator dapat terbaca dengan jelas HANDLING TOOLS Tong Periksa kondisi wire rope sling sebagai back up safety line

83

1.2 1.3 1.4 1.5 2 3 4 5 6 IX 1 2

3 4 5 6

Pastikan bahwa tong safety pin ada pada tempatnya, bukan baut dan Pin mengikat jaws ke body Periksa apakah dies tong dalam kondisi bagus dan terpasang dengan benar Pastikan counterweight tong dalam kondisi aman Pastikan tidak meggunakan kaki mast sebagai support Link Elevator Power Sub Spider Elevator Slip Tubular Good Periksa jam jalan tubular apakah selalu di record Pada tempat penyimpanannya pastikan DP tidak terletak ditanah untuk menghindari kelembaban Jika DP diletakkan bertumpuk,pastikan ada potongan kayu diantara lapisan tumpukan Pastikan tool joint DP dilindungi oleh Thread protector Pastikan tidak menggunakan pelindung ulir dari karet karena dapat menyebabkan korosi Pastikan paling sedikit 3 titik tumpuan dan diletakkan sedemikian rupa supaya tidak terjadi bending pada DP

84

BAB V KESIMPULAN 1. PT. PDSI merupakan anak perusahaan dari PT. Pertamina (Persero) yang bergerak dalam bidang eksplorasi dan eksploitasi, work over minyak, gas dan geothermal serta solusi pengeboran terpadu . 2. Terdapat 3 teknologi rig yang ada di PDSI, yaitu cyber rig, walking rig dan skidding rig. 3. Cyber rig adalah Rig yang memiliki sistem kontrol yang terintegrasi satu sama lain yang berfungsi untuk mengatur, mengontrol serta memonitor seluruh peralatan pengeboran secara aman, efisien dan akurat 4. Walking rig adalah rig yang dilengkapi dengan sistem perpindahan 8 arah sehingga proses perpindahan menara, substruktur serta peralatan yang ada di dalamnya ke setiap sumur dalam satu cluster lebih aman dan dapat 5. Skidding rig adalah rig yang dilengkapi dengan sistem perpindahan 2 arah sehingga proses perpindahan menara, substruktur serta peralatan yang ada di dalamnya ke setiap sumur dalam satu cluster lebih aman dan dapat mengefisiensikan waktu. 6. Tahap-tahap kegiatan pemboran yaitu pekerjaan sebelum tajak, pelaksanaan pemboran, Pekerjaan penyelesaian sumur, pekerjaan pasca penyelesaian sumur. 7. Pengeboran adalah usaha secara teknis membuat lubang dengan aman sampai menembus lapisan formasi yang kaya akan minyak atau gas 8. Jenis-jenis penngeboran menurut fungsi sumurnya dibedakan atas sumur penyelidikan, sumur pengembangan, sumur injeksi, sumur relief. 9. Estimasi waktu kumulatif operasi pengeboran sumur penyelidikan di lapangan Pondok Arjuna, Bekasi-Jawa Barat adalah 140 hari. 10. HSE Passport bertujuan untuk memastikan bahwa seluruh personil yang akan bekerja di rig telah mendapatkan pembekalan terkait dengan pengetahuan aspek HSE dan telah juga dipastikan fit to work sesuai dengan hasil Medical Check Up oleh dokter perusahaan. 11. Program kerja pemboran adalah garis besar dari prosedur pemboran sumur yang akan dilakukan selama pelaksanaan operasional. 12. Peralatan pengeboran yang terdapat di Rig DS-9-CTE2000 terbagi dalam 5 sistem yaitu: Sistem Daya (Power System), Sistem Angkat (Hoisting System), Sistem Putar (Rotating System), Sistem Sirkulasi (Circulating System), Sistem Pencegah Semburan Liar (BOP System) 13. Inspeksi peralatan pemboran adalah pemeriksaan berkala menyeluruh, baik itu kondisi fisik peralatan, dokumentasi serta sistem yang diterapkan berkaitan dengan keselamatan kerja dan mengacu pada peraturan pemerintah dan standar industri yang berlaku. 14. Inspeksi I dan II Rig DS-9-CTE2000 merupakan inspeksi berkala terhadap peralatan seperti Electric Equipment, Rotating Equipment, Well Control, High Pressure Equipment, Circulating Equipment, Hoisting Equipment, Equipment Support, Handling Tools, Tubular Good.

85

DAFTAR PUSTAKA 1. . Anonymus, File pribadi, Unpublished 2. nn., "Drilling", SPE Reprint Series no. 6a., SPE of AIME, Dallas-Texas, 1973. 3. .Moore P.L., "Drilling Practices Manual", Penn Well Publishing Company, Second Edition, Tulsa-Oklahoma, 1986. 4. .Bourgoyne A.T. et.al., "Applied Drilling Engineering", First Printing Society of Petroleum Engineers, Richardson TX, 1986. 5. Kevin, dkk.,2017. “Laporan Kerja Praktek” STT MIGAS Balikpapan, Kalimantan timur.

86

LAMPIRAN

87

(LEMBAR NILAI KERJA PRAKTEK DARI PERUSAHAAN)