OUR TEAM
2
RAMBU MUHAMMAD
BRILLIANT AKHMAD
ILHAM TRISNA AJI
JOSHUA AZARYA
RIZKY PUTRA GUSTAMAN
ISMI HASANAH
IHDA NUR MUHTADA
DJODY RAHMANSYAH
DAFTAR ISI
HALAMAN JUDUL ................................................................................ 1 ALTUS TEAM 2017 ................................................................................ 2 DAFTAR ISI .............................................................................................. 3 BAB I PROFIL PERUSAHAAN ............................................................ 4 BAB II TINJAUAN LAPANGAN ............................................................ 5 BAB III PREVIEW RIG DAN LAYOUT PERALATAN ...................... 9 BAB IV SPESIFIKASI MASING-MASING PERALATAN ............... 11 BAB V KAPASITAS DARI MASING-MASING SISTEM ................. 13 BAB VI PREDIKSI PROBLEM DAN PENANGANANNYA ............. 14 BAB VII FITUR DAN INOVASI ........................................................... 16 LAMPIRAN ............................................................................................... 17
3
BAB I PROFIL PERUSAHAAN ALTUS DRILLING adalah perusahaan penyediaan jasa pemboran eksplorasi dan produksi minyak dan gas yang berkedudukan di Singapura. ALTUS DRILLING merupakan tim insinyur desain berpengalaman dengan spesialisasi di casing dan tubing desain. Menyediakan jasa rekayasa elit dalam desain dan analisis sumur kritis dan operasi dengan baik. Yang mencakup berbagai kondisi baik kompleks termasuk suhu tekanan tinggi tinggi (HPHT), kedalaman ekstrim, air yang dalam, sudut tinggi, laju alir tinggi Pada tahun 2001, Altus Drilling membuktikan diri sebagai yang terbaik pada apa yang kita lakukan dengan mengisi ceruk pasar yang mengkhususkan diri dalam sumur yang sulit dan mengembangkan hubungan yang kuat dengan klien kami, dibangun di atas integritas, kepercayaan dan kinerja.
4
BAB II TINJAUAN LAPANGAN Sulawesi dan pulau-pulau di sekitarnya dibagi menjadi tiga mendala (propinsi) geologi, yang secara orogen bagian timur berumur lebih tua sedangkan bagian barat lebih muda. Mendala-mendala tersebut adalah mendala Sulawesi Barat, mendala Sulawesi Timur dan mendala Banggai-Sula . Pembagian tersebut didasarkan pada stratigrafi, struktur dan sejarah masing-masing mendala. Mendala Banggai-Sula mempunyai urutan sedimen yang menonjol, yang diendapkan selama Jura dan Kapur. Urutan ini menindih batuan sedimen yang diendapkan tak selaras di atas batuan gunungapi dan kompleks alas batuan metamorf dan batuan bersifat granit.
Morfologi daerah Luwuk dapat dibagi menjadi tiga satuan yaitu pegunungan dan karst, perbukitan dan dataran rendah
ruang lingkup penelitian terdapat pada mendala Banggai-Sula. Sehingga batuanbatuan penyusunnya adalah : 1. Mesozoikum
Formasi Meluhu (TRJm)
Merupakan formasi berumur Trias yang disusun oleh batuan metamorf, dengan ketebalan formasi mencapai 750 meter. Formasi ini bersentuhan tektonik dengan kompleks ultramafik.
Formasi Nambo (Jnm)
Merupakan formasi berumur Jura tengah hingga Jura akhir yang tersusun dari batuan napal dan serpih. Ketebalan formasi ini mencapai 300 meter.
Formasi Nanaka (Jn)
Merupakan formasi yang berumur Jura akhir, tersusun dari batu pasir kuarsa dengan perselingan batu pasir lempungan. Ketebalan formasi mencapai 800 meter. Formasi ini tertindih tak selaras oleh formasi Salodik (Tems)
5
2. Tersier
Formasi Salodik (Tems)
Merupakan batu gamping yang kaya akan fosil, dengan umur diperkirakan Eosen hingga Miosen Akhir. Ketebalan formasi ini bisa mencapai 1500 meter.
Formasi Kintom (Tmpk)
Formasi ini tersusun dari konglomerat, batu pasir dan napal di bagian bawahnya. Formasi yang berumur Miosen akhir hingga Pliosen ini mempunyai ketebalan hingga 1200 meter. Formasi ini tertindih tak selaras oleh formasi Terumbu koral Kuarter. 3. Kuarter
Terumbu Koral Kuarter (Ql)
Merupakan formasi yang tersusun oleh batu gamping, dan diduga masih terbentuk sampai sekarang. Ketebalan formasi ini mencapai 400 meter.
Aluvium (Qa)
Tersusun dari hasil endapan sungai dan pantai. Terdiri dari pasir, kerikil, lumpur dan sisa tumbuhan.
Banggai basin adalah basin yang mencakup area onshore dan offshore daerah Sulawesi bagian Timur, termasuk di dalamnya adalah platform Banggai-Sula (Pane, 1996)
Secara lebih spesifik Formasi Salodik (Tems) dibagi lagi menjadi menjadi tiga platform atau bagian yaitu Minahaki (Upper Plaform Limestone Unit), Matindok (Middle Platform Limestone Unit) dan Tomori (Lower Platform Limestone Unit).
6
Aluvial
(150 m)
Koral
(400 m)
Kintom
(1200 m)
Salodik
(1500 m)
Gambar 2.1. Jenis Formasi di Cekungan Banggai Sula
Gambar 2.2. Lokasi Lapangan Donggi
7
Gambar 2.3. Kolom Stratigrafi Lapangan Donggi
8
BAB III PREVIEW RIG DAN LAYOUT PERALATAN PEMBORAN
Gambar 3.3. Preview Rig Altus Drilling untuk Lapangan Donggi Keterangan Gambar :
9
1. Brown Block
11. Mousehole
21. Pipe Rack
2. Mast
12. Rathole
22. Substructure
3. Monkey Board
13. Drawworks
23. Mud Return Line
4. Traveling Block
14. Weight Indicator
24. Shale Shaker
5. Hook
15. Driller’s Console
25. Choke Manifold
6. Top Drive
16. Doghouse
26. Mud-gas Separator
7. Elevators
17. Rotary Hose
27. Degasser
8. Top Drive
18. Accumulator
28. Reserve Pit
9. Top Drive
19. Catwalk
29. Mud Pits
10. Master Bushing
20. Pipe Ramp
30. Desander
31. Desilter 32. Mud Pumps 33. Mud Discharge Line 34. Bulk Mud Storge 35. Mud House 36. Water Tank 37. Fuel Storage 38. Engines dan Generator 39. Drilling Line
10
BAB IV SPESIFIKASI MASING – MASING PERALATAN PEMBORAN
11
BAB V KAPASITAS DARI MASING – MASING SISTEM A. Kapasitas Sistem Angkat Conductor 20" K-55 94 150 m 8,666 ppg
Surface 13 3/8" C-95 48 650 m 10 ppg
Intermediate 9 5/8" C-95 40 1850 m 15 ppg
Berat Beban
46259,844 lbs
12682,69 lbs
285269,038 lbs
Berat Bouyant
40143,657 lbs
217072,847 10746,596 219940,2507 lbs lbs lbs
Berat total casing
= 424369,057 lbs
HP Drawwork
= 503,176 HP
HP Input
= 613,623 HP
B. Kapasitas Top Drive Jenis Top Drive Besar Torsi Kecepatan Putar (N)
HP
TDS – 11SH (NOV)
968,909 lb-ft 135 RPM
= 24,915 HP
C. Kapasitas Sistem Sirkulasi Jenis Pompa
12
Production
Trayek Diameter Grade Nominal Weight Kedalaman SG
F-1000 Triplex Mud Pump
Q
62,185 gpm
Δp
88,335 Psi
HP Pompa
= 3,195 HP
HP input
= 3,759 HP
7“ C-95 38 2350 m 16,97 ppg
292979,012 lbs
D. Kapasitas BOP Jenis BOP Spec
6012 Ram BOP 15.000 psi
E. Kapasitas Primer Mover Jenis Prime Mover
HP = 1168,649HP
13
LM 6000 – PF+ (GE)
BAB VI PREDIKSI PROBLEM YANG ADA SELAMA PEMBORAN Permasalahan yang mungkin terjadi selama pemboran di Lapangan Donggi ditinjau dari aspek geologi adalah : 1. Lost circulation Lost circulation akan terjadi saat pemboran menembus zona yang sangat porous dan permeabel seperti zona yang memiliki rekah alami atau gua – gua alami. Formasi yang memiliki kemungkinan besar dalam terjadinya lost circulation adalah formasi dengan batuan penyusun adalah batu gamping atau limestone. Formasi dengan batuan penyusun karbonat yang ada selama operasi pemboran adalah formasi koral kuarter yang berada di kedalaman sebenarya (true vertical depth) 150 m – 650 m dan formasi salodik dengan kedalaman sebenarnya 1850 m – 2350 m. 2. Kick Kick akan terjadi saat tekanan hidrostatik lumpur pemboran lebih kecil dari tekanan formasi yang ada. Tekanan hidrostatis sangatlah berbanding lurus dengan ketinggian kolom lumpur di lubang bor. Jika ketinggian kolom lumpur mengalami penurunan, maka tekanan hidrostatik sumur sumur akan menurun dan akan menyebabkan kick jika penurunan tekanan hidrostatis sumur melewati tekanan formasi. Penurunan ketinggian kolom lumpur dapat terjadi karena adanya round trip dirll string atau masuknya lumpur ke dalam formasi saat lost circulation. 3. Shale problem Shale problem dapat terjadi jika pemboran menembus formasi yang mengandung batu lempung atau shale. Formasi batuan lempung terdapat di formasi kintom dengan kedalaman sebenarnya 650 m – 1850 m. Shale sangat reaktif dengan air sehingga dapat mengembang saat bereaksi dengan air. Shale yang telah mengembang dapat menjepit pipa pemboran atau shale dapat runtuh dan jatuh ke dasar lubang bor. Runtuhan shale dapat menyebabkan ujung mata bor terlapisi oleh runtuhan cutting atau disebut bit balling. 4. Bit Regrending Kandungan gas yang ada di lapangan donggi akan membuat viskositas lumpur menurun. Menurunnya viskositas akan membuat kemampuan lumpur dalam menahan cutting berkurang sehingga akan menyebabkan cutting sulit terangkat dari dasar lubang bor. Keberadaan cutting di lubang bor akan membuat laju penembusan (ROP) berkurang sehingga waktu dan biaya pemboran menjadi meningkat.
14
Penanggulangan masalah yang mungkin terjadi selama pemboran migas di Lapangan Donggi adalah : 1. Lost circulation Permasalahan lost circulation dapat ditanggulangi dengan penambahan additive lost circulation material atau LCM yang akan menyumbat rekah – rekahan yang ada di formasi. 2. Kick Penanggulangan dari kick adalah dengan penyediaan sistem pencegahan semburan liar (BOP system) berkapasitas tekanan tinggi sehingga mampu menanggulangi kick dengan cepat. 3. Shale problem Pipa terjepit akibat shale problem dapat ditanggulangi dengan menggunakan fishing tool untuk memancing pipa keluar lubang bor. 4. Bit regranding Bit regranding dapat ditanggulangi dengan penambahan sifat- sifat reologi lumpur seperti plastic viscosity, gel strength dan yield point sehingga kemampuan dalam menahan cutting meningkat.
15
BAB VII FITUR DAN INOVASI A. Fitur
Adanya mud – gas separator yang dipasang saat pemboran Karena kemungkinan terjadinya kick selama pemboran besar.
Adanya peralatan pemancingan atau fishing tools untuk mengqambil benda yang tidak diinginkan di lubang bor.
B. Inovasi 1. TDS-11SH Top Drive Sistem top drive terbaru sehingga pemboran lebih cepat karena torsi yang cukup besar.
Gambar 7.1. TDS-11SH Top Drive 2.
Walker Rig Walker rig dapat difungsikan secara efisien karena substrukturnya mudah dipindahkan dari satu titik ke titik lain.
Gambar 7.2. LAMPIRAN Walker Rig
16
Data Umum : Kedalaman pemboran dari dasar laut : 2350 m = 7709,974 ft Gradien tekanan formasi normal 1. Trayek Pemboran Trayek
: 0,465 Psi / ft Casing
Bit (Hole)
Size (In)
Depth (m)
Size (In)
Depth (m)
Conductor
26
0 - 150
20
0 – 150
Surface
172
150 - 630
13
1 4
630 - 1850
98
5
0 – 1850
1
1850 – 2350
7
0 - 2350
# (lb/ft)
Kedalaman (m)
Panjang Casing
1
Intermediate
12
Production
82
3 8
0 – 630
2. Spesifikasi Casing Ukuran
Grade
(ft) 20”
K – 55
94
0 – 150
492,126
13 3/8”
C – 95
61
0 – 630
2066,929
9 5/8”
C - 95
47
0 – 1850
6069,554
7”
C – 95
29
0 – 2350
7709,974
3. Tekanan Formasi Trayek
Conductor
Kedalaman Kedalaman Jenis
Tekanan
Tekanan
(m)
Formasi
Formasi
(Psi)
(ppg)
0 – 150
(ft)
0-
Tekanan
Normal
492,126 Surface
150 – 630
492,126 – 2066,929
0– 228,839
Normal
228,839 – 961,122
17
0- 8,32 8,32 – 8,94
Intermediet 630 – 1850 2066,929 – Abnormal 961,122 –
6069,554
8,94 – 14,872
4693,747 Production
1850 –
6069,554 – Abnormal 4693,747 14,872 –
2350
7709,974
–
16,473
6604,167
Pf @150 m ( Trayek Conductor) Pf = 0,465 x Kedalaman (ft) = 0,465 x 492,126 = 228,839 Psi = 8,32 ppg Pf @630 m (Trayek Surface) Batas Tekanan Normal Pf = 0,465 x Kedalaman (ft) = 0,465 x 2066,929 = 961,122 Psi = 8,94 ppg Pf @ 1850 m (Trayek Intermediet) Pf = (0,465 x Db) + 1x(Di – Db) = 0,465 x2066,929 + (6069,554 – 2066,929) = 4693,747 Psi = 14,872 ppg Pf @2350 m(Trayek Production) Pf = (0,465 x Db) + 1x(Di – Db) = 0,465 x2066,929 + (7709,974 – 2066,929) = 6604,167 Psi = 16,473 ppg
4. Tekanan Rekah Gradien tekanan overbunden Trayek
: 1 Psi/ft
Tekanan
Gradien
Tekanan
Formasi (Psi)
Tekanan
Rekah (Ppg)
Rekah (Psi/ft) Conductor
0 – 228,839
0 – 0,64
0 – 12,371
Surface
228,839 –
0,64 – 0,643
12,371 –
961,122 Intermediet
961,122 –
12,372 0,643 – 0,849 12,371 –
4693,747 Production
4693,747 – 6604,167
18
16,324 0,849 – 0,904
16,324 – 17,392
5. Perencanaan Lumpur Pemboran Perencaan lumpur dilakukan dengan melihat tekanan formasi dan pressure mud window.
Pressure Mud Window Pressure (Ppg) 0
5
10
15
20
0 1000
Depth
2000 3000
Pf
4000
Prf
5000 6000 7000 8000 9000
Trayek
Tekanan
Tekanan
Tekanan
Berat
Formasi (Psi)
Formasi
Rekah (Ppg)
Lumpur
(ppg) Conductor
0
–
0 - 8,32
(Ppg) 0 – 12,371
8,66
12,371 –
10
228,839 Surface
228,839 –
8,32 – 8,94
961,122 Intermediet
12,372
961,122 –
8,94 – 14,872
4693,747 Production
4693,747 –
14,872 –
16,324 –
6604,167
16,473
17,392
6. Perencanaan Semen Kapasitas Annulus =
15
16,324
Ph lumpur minimal = Pf + 200 Psi
19
12,371 –
(𝐵𝑖𝑡 𝑆𝑖𝑧𝑒 2 −𝐶𝑎𝑠𝑖𝑛𝑔 𝑆𝑖𝑧𝑒 2 ) 1029,4
16 ,97
Volume Semen di Annulus = Annular capacity x Length Trayek
Kedalaman Pf (ft) (Ppg)
Conductor Surface Intermediet Production
492,126 2066,929 6069,554 7709,974
8,32 8,94 14,872 16,473
Prf (Ppg)
Ph (Psi)
Kapasitas Panjang Annular Kolom
Volume Semen di Annulus (Gallon) 492,126 131,889 2066,929 256,299 6069,554 339,895 7709,974 177,329
12,371 12,372 16,324 17,392
103,05 499,783 3661,123 5827,781
0,268 0,124 0,056 0,023
7. Beban Vertikal Beban Casing Casing 20”/K-55/94# Panjang
= 492,126 ft
Berat
= 492,126 x 94 = 46259,844lbs
γ @228,839 ft = 8,66 ppg Berat Buoyant = 46259,844x (1-(8,66 /65.5) = 40143,657 lbs Casing 13 3/8”/C-55/61# Panjang
= 2066,929 ft
Berat
= 2066,929 x 61 = 12682,69 lbs
γ @961,122
= 10 ppg
Berat Buoyant = 12682,69 x (1-(10 /65.5) = 10746,596 lbs Casing 9 5/8”/C-95/ 47# Panjang
= 6069,554 ft
Berat
= 6069,554 x 47 = 285269,038 lbs
γ @4693,747 = 15 ppg Berat Buoyant = 285269,038 x (1-(15 /65.5) = 219940,2507 lbs Casing 7”/C-95/ 38# Panjang
= 7709,974 ft
Berat
= 7709,974x 38 = 292979,012 lbs
γ @6604,167 = 16,97 ppg Berat Buoyant = 292979,012 x (1-(16,97 /65.5) = 217072,847 lbs Berat Vertikal Casing = 424369,057 lbs
20
WOB
Ukuran bit terbesar
= 20 “
Rule of thumb
= 690 lb / inch bit
WOB
= 20 x 690 = 13800 lbs
Drill Collar
OD
= 6”
ID
=2¼“
WOB
= 80 % WDC
WDC
= 13800/0,8 = 17250 lbs
Weigth per Foot
= 83 lb/ft
Panjang DC
= 207,831 ft
Drill Pipe
OD
= 5 1/2 “
ID
= 4,778 “
Weigth per Foot
= 21,9 lb/ft
Panjang DP
= 7709,974 – 207,831 = 7502,143ft
Berat DP
= 7502,143 x 21,9 = 164296 lbs
Berat total rangkaian drillstring = 164296 + 17250 = 181546 lbs Berat total rangkaian karena ada buoyancy = 181546 x (1-(16,97/65,5)) = 134510,342 lbs
8. Beban Horizontal Beban horizontal yang dihadapi selama pemboran dapat berupa berat pipa yang disadarkan dan tiupan angin. Berdasarkan data lapangan yang ada, kecepatan angina yang ada di sekitar lapangan Donggi adalah 17,25 meter per jam. Sehingga unit wind load dapat diukur dengan persamaan: p = 0,004 V2 = 0,004 (17,25)2 = 1,19 lb / ft2 Luasan wind load area yang ada adalah sebesar 353 ft2, maka beban akibat tiupan angin (W1) adalah sebesar W1 = p x Wind Load = 1,19 x 353 = 420,07 lb Selain dari tiupan angin, beban horizontal juga berasal dari berat rangkaian yang disandarkan di sisi menara (W2) W2 = Wdsx sin 2.5
21
= 181546 x sin 2.5 = 7918,925 lbs Ukuran Setback (a)
= 67.5 “
Fingerboard
= 59 ft
Beban Horizontal Total adalah : W1 (
𝟎.𝟓 𝒂 𝒃
𝟎.𝟓 𝟔𝟕.𝟓
) + W2 = 420,07 (
𝟓𝟗
) + 7918,925 = 8159,219 lbs
9. Tegangan Kabel Pemboran Hookload
= 181546 lb
Line (n)
= 10
Efficiency
= 0.98
Perhitungan pada fast line (Tf) Tf
𝑊
= 𝑛 (𝐸𝑓)
𝑛
181546
= 10 (0.9810) = 22219,073 lb Tegangan pada dead line (Td) Td
= Tf = 22219,073 lb
10. Berat Total Menara Pemboran Berat travelling block = 14.000 lb Berat beban menara total = Beban casing + berat travelling block + Tf + Td = 424369,057 + 14000 + 22219,073 + 22219,073 = 482807, 203 lbs Faktor safety = 25 % Berat beban total menara dengan faktor safety = 1,25 x Berat beban menara total = 1,25 x 482807,203 = 603509 lbs
11. Perhitungan Beban di Sistem Angkat Hook load = 181546 lbs Kecepatan angkat = 60 ft/s
22
Faktor efisiensi
= 0,82
Faktor safety
= 25 %
RPM pemboran = 135 RPM HP
= =
𝑊 𝑥 𝑉ℎ 33000
𝑥
1 𝜂
181546 𝑥 60 33000
𝑥
1 0,82
= 402,541 HP
HP dengan faktor safety = 402,541 x 1,25 = 503,176 HP HP yang dibutuhkan prime mover = =
𝐻𝑃 𝑝𝑎𝑑𝑎 𝐷𝑟𝑎𝑤𝑤𝑜𝑟𝑘 𝜂 503,176 0,82
12. Perhitungan Torsi Data- data drillstring OD : 5 1/2” ID : 4,778” #21.9 lb/ft Berat total rangkaian = 181546 lbs Tensile strength
= 437 117 lbs 𝜋
Luas dalam rangkaian = 4 (D2 – d2) 𝜋
= 4 (5,52 – 4,7782) = 5,825 in2 Ym
=
𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖𝑙𝑒 𝑠𝑡𝑟𝑒𝑛𝑔𝑡ℎ 𝐴
=
437117𝑙𝑏𝑠 5,825
= 75038,169 psi I
=
𝜋 32
(D2 – d2)
=
𝜋 32
(5,52 – 4,7782)
= 0,728 in4 T = =
0.096167 𝑥 𝐼 𝑂𝐷
𝑃2
(Ym2 - 𝐴2)0.5
0.096167 𝑥 0,728 5,5
(75038,169 2 -
= 968,909 lb – ft
23
507102 0.5 ) 5,8252
= 613,623 HP
13. Tenaga pada Sistem Pemutar HP = F x RPM F = 1,5 karean kedalaman lubang kurang dari 10000ft HP = 1,5 x 135 = 202,5 HP Besar torsi = 968,909 lb – ft HP safety = 1,25 x 202,5 = 253,125 HP 𝑇𝑥𝑁 HP dengan besar torsi = 5250 =
968,909 𝑥 135 5250
= 24,915 HP
14. Tenaga untuk Sistem Sirkulasi Asumsi Jarak terpanjang Production Trayek Production Trayek = 2350 m = 7709,974 ft
Drill Collar DC : 6 “ OD; 2 1/4” ID; 83 lb/ft Panjang DC
= 207,831 ft
Drill Pipe Panjang Drill Pipe = 7502,143 ft DP : 5 ½” OD; 4,778” ID; 21,90 lb/ft
Densitas lumpur = 16,97 ppg Densitas cutting
= 19.58 ppg
Diameter cutting = 0.625 in 𝑝𝑐
Vs = 86.5 x √𝑑𝑐 (𝑝𝑚 − 1) 19.58
= 86.5 x √0.825 (16,97 − 1) = 30,812 ft/min = 0,514 ft / s Q = V x 2.448 (Dn2 – ODdp2) = 0,514 x 2.448 (8,52 – 4,7782) = 62,185 gpm = 1,974 bbl/min ΔP= 88,335 psi Efisiensi
24
= 85%
𝑞𝑥𝑝
HP pompa lumpur = 1714 =
62,185 𝑥 1,963 1714
= 3,195 HP
HP input = =
𝐻𝑃 𝑝𝑜𝑚𝑝𝑎 𝜂 3,195 0.85
= 3,759 HP
15. Tenaga untuk Sistem Penyemenan Data perencanaan semen Densitas lead = 15ppg Densitas tail
= 17,1 ppg
Densitas fluida pendorong
= 16,97 ppg
Q = `1,974 bbl/ menit = 62,185 gal/menit Efisiensi 85 % Estimasi tekanan hidrostatik : Ph = 0.052 x 17,1 ppg x 7709,974 ft = 6855,708 Psi HP pompa semen
𝑞𝑥𝑝
= 1714 =
62,185 𝑥 6855,708 1714
= 248,729 HP HP input
=
𝐻𝑃 𝑝𝑜𝑚𝑝𝑎 𝜂
=
16. Kapasitas Total Sistem HP Hoisting
25
248,729 0.85
= 292,622 HP
= 613,623 HP
HP Rotary
= 24,915 HP
HP pompa lumpur
= 3,759 HP
HP pompa semen
= 292,622 HP
Total Power System
= 934,919 HP
Total Power System dengan safety factor 25 % = 934,919 x 1,25 = 1168,649 HP
17. Tekanan BOP Densitas mud Kedalaman Ph
= 16,97 ppg = 2350 m = 7709,974 ft = 0.052 x Ƴm x D = 0,052 x 16,97 x 7709,974 = 6803,589 Psi
Safety Factor
= 1,25
Tekanan maksimum = 8504,486 psi
18. Profil Lubang Sumur
26