Odira Energy Fix Fix.docx

_____---

1

ODIRA ENERGY ENGINEERS

1. Evei Nurwenty 2. Doni Darussalam 3. Heru Juliawan 4. Alifah Wulandary Setyoningrum 5. Keyza Maulana Setyawan 6. Ursa Taufik Ghifari 7. Alfi Syahri Setya Aji 8. M. Hassan Jauhari Abdullah 9. Moh. Prasetyo Hardianto 10. M. Najmi Al Fayyadl 11. Royhan Albar Lubis

113170036 113170029 113170127 113170132 113170129 113170079 113170084 113170111 113170122 113170083 113170055

DAFTAR ISI HALAMAN JUDUL ................................................. i ODIRA ENERGY ENGINEER............................ ii DAFTAR ISI ................................................. iii BAB I PROFIL PERUSAHAAN..................... 1 BAB II TINJAUAN LAPANGAN........................... 2 BAB III PREDIKSI PROBLEM DAN PENANGGULANGANNYA...... 8 BAB IV PREVIEW RIG DAN LAYOUT PERALATAN............................10 BAB V DRILLING TIME............................................................................14 BAB VI KAPASITAS SISTEM...................................................................16 BAB VII SPESIFIKASI PERALATAN......................................................21 BAB VIII FITUR DAN INOVASI...............................................................25 LAMPIRAN..................................................................................................26 DAFTAR PUSTAKA....................................................................................34

BAB I PROFIL PERUSAHAAN

PT Odira Energy Karang Agung mengeksplorasi, mengebor, dan mengkomersialkan minyak dan gas, perusahaan ini berbasis di Jakarta. PT Odira Energy Karang Agung beroperasi sebagai anak perusahaan dari PT Odira Energy Persada. PT Odira Energy Karang Agung adalah perusahaan Kontraktor Kontrak Kerja Sama / PSC dari Unit Khusus Hulu Minyak dan Gas Bumi / SKK Migas. OEKA sebagai KKKS hari ini akan memasuki tahap produksi di sumur Blok Karang Agung Sumatra Selatan. PT Odira Energy Persada menyediakan layanan produksi dan eksplorasi minyak dan gas. Kegiatannya meliputi bisnis energi hulu dan hilir; dan gasifikasi batubara bawah tanah hulu. Ini menawarkan LPG, gas alam terkompresi, dan kompresor gas, serta menawarkan transportasi pipa gas alam dan layanan perdagangan gas. Ini juga menawarkan layanan penginderaan jauh. Perusahaan ini didirikan pada tahun 1999 dan berpusat di Jakarta, Indonesia.

Menjadi

perusahaan

penyedia

Visi energi

yang

berkesinambungan

dengan

meningkatkan daya saing.Untuk menunjang visi tersebut, Perseroan akan memperluas usahanya ke sector minyak dan gas bumi hulu dan memperkuat bisnis hilir dibidang transportasi dan distribusi gas bumi. Misi Mendapatkan, menyalurkan dan mengendalikan energi kepada pelanggan dengan cara yang aman dan effektif. Untuk itu, maka Perseroan akan melakukan hal-hal tersebut dibawah ini : 1. Memastikan keamanan pasokan gas untuk jangka waktu 5 sampai 10 tahun. 2. Melakukan perencanaan fasilitas dan pengelolaan operasi secara profesional,kompetitif, dan penggunaan teknolog secara tepat serta kepatuhan terhadap peraturan yang terkait. 3. Melakukan pendekatan aspek social disekitar daerah operasi sebagai perwujudan CSR (Corporate Social Responsibility) dari Perseroan. 4. Memberikan nilai tambah kepada para pemegang saham, karyawan, pelanggan, dan masyarakat sekitar.

BAB II TINJAUAN LAPANGAN 2.1 Letak Geografis Lapangan Donggi terletak ±200 m di selatan Kabupaten Banggai, Sulawesi Tengah. Lapangan ini terletak di tengah area Matindok, sebelah utara lapangan Mentawa dan sebelah selatan lapangan Minahaki, dan Senoro. Secara geologi struktur lapangan Donggi berada di area tektonik lengan timur Sulawesi, yang memanjang dari arah barat ke timur, sebagian daratan di pulau Sulawesi dan daerah lepas pantai di Kepulauan Banggai-Sula. 2.2 Kondisi Geologi Lapangan Donggi ditemukan oleh P.T Pertamina pada tahun 2001. Pada tahap eksplorasi dilakukan pengeboran sebanyak 5 sumur dengan kedalaman rata-rata antara 5905-8202 ft. Pada lapangan Donggi, reservoir berada di lapisan batu gamping formasi Minahaki. Secara umum kemungkinan puncak formasi dan lithologi yang ditembus apabila dilakukan eksplorasi pada lapangan Donggi dengan menggunakan TDC (Time Depth Correlation) dan velocity seismic, dari atas ke bawah adalah sebagai berikut: Lapangan Donggi ditemukan oleh Pertamina pada tahun 2001. Di lapangan ini terdapat 5 sumur vertikal yang sudah dengan rata-rata total kedalaman 1800 – 2500 m. Struktur Donggi merupakan perangkap kombinasi struktural dan dimana reservoir penghasil gas yaitu formasi Minahaki dengan GWC diperkirakan pada sekitar kedalaman 1,720.5 m TVDSS. Dari hasil pemboran sumur referensi Donggi (DNG)-1 pada reservoir batugamping Formasi Minahaki diperoleh gas dengan laju alir 11.68 MMSCFD dengan kondensat 87 BCPD (pada choke 32/64”). Target reservoir pada pemboran sumur ini adalah batugamping Formasi Minahaki. Pemboran diperkirakan akan mencapai dalam akhir sekitar 1785 mTVDSS / 1978 mRKB. Berdasarkan hasil pemetaan struktur bawah permukaan dari puncak Formasi Minahaki terlihat bahwa sumur usulan yang akan kami bor masih terletak pada closure yang sama dengan struktur pemboran Donggi-1 yang memiliki geometri tutupan berbentuk three way dip, berupa fault bounded structure berarah.



Kelompok Celebese Molasses. Kelompok ini merupakan seri batuan hasil aktivitas collision mikro kontinen Banggai Sula yang menunjam kearah barat di bawah lempeng benua. Endapan ini berumur Pliosene. Kwarter yang terendapkan secara cepat sehingga memiliki sotasi yang buruk. Kelompok ini terdiri dari batuan klastik kasar antara lain batu pasir konglomeratik, konglomerat breksi dan boulder, dengan karakterisitik kasar, immature, berlapis buruk. Batuan ini memiliki kedalaman 1066 ft



TVDSS Fomasi POH. Formasi ini berumur Miocine akhir-pleisoceme yang diendapkan pada lingkungan marine. Lithologi pada formasi ini didominasi oleh batu lemmpung karbonatan dengan sisipan batu pasir. Formasi ini sangat efektif sebagai batuan penutup reservoir gas di struktur Donggi, Minahaki dan Matindok. Formasi ini memiliki kedalaman antara 1066-



5111 ft TVDSS Formasi Minahaki, batuan ini berumur Miosen Tengah bagian akhir dan diendapkan pada lingkungan laut dangkal. Batu gamping ini umumnya wakestone-packstone, yang dicirakan oleh warna putih-kremm umumnya chalky, setempat kristalin, porositas umumnya baik. Formasi ini ditembus



mulai kedalaman 5111 ft sampai 5830 FT TVDSS Formasi Tomori. Terletak tidak selaras diatas batuan dasar. Terdiri atas batu gamping bioklastik packstone berumur Eosen Atas sampai Miosen Awal yang diendapkan pada kedalaman zona sublitoral. Formasi Tomori mampu berperan sebagai batuan reservoir dan diperkirakan juga berfungsi sebagai batuan induk. Formasi ini memiliki kedalaman 5830-8087 ft TVDSS (TD).

2.3 Kondisi Reservoir Berdasarkan hasi uji kandungan lapisan pada salah satu sumur di lapangan tersebut, diketahui bahwa target reservoir berada pada formasi Minahaki. Fluida reservoir yang terkandung berupa gas (wet gas) dengan nilai SG sebesar 0,68.

Reservoir ini juga memiliki kandungan H2S 1000 ppm dan CO2 . Dari hasil PVT, diketahui bahwa tekanan reservoir adalah sebesar 2532 psi. Berikut kami lampirkan peta geologi blok matindok dan gambar kolom Stratigrafi Banggai Sula:

Gambar 2.1. Peta Geologi Sulawesi Tengah (Buku Struktur Geologi Sulawesi, Armstrong F. Sompotan. ITB)

Gambar 2.2. Kolom Stratigrafi Banggai Sula (Buku Struktur Geologi Sulawesi, Armstrong F. Sompotan. ITB)

BAB III PREDIKSI PROBLEM DAN PENANGGULANGANNYA Permasalahan yang mungkin terjadi selama pemboran di Lapangan Donggi yang ditinjau dari aspek geologi diantaranya: 1. Tight Hole dan Shale Problem Tight hole dan Shale Problem (Sloughing) kemungkinan dapat ditemui pada Cellebes Molasse. 2. Gas Cut Mud Gas cut mud kemungkinan akan ditemui saat menembus formasi POH, berdasarkan pada salah satu sumur acuan dilapangan, pemboran sepanjang Formasi POH ini mendapatkan gas cut mud pada trayek tersebut hingga mencapai 3078 unit. 3. Loss Circulation Loss sirkulasi, berdasarkan salah satu sumur acuan, terjadi parsial loss selama membor Formasi Miocene Carbonate dengan rate loss hingga mencapai 1.5 bpm, atasi dengan melakukan spot LCM dan masukkan LCM pada mud system. 4. Hydrogen Sulfide (H2S) / Carbon Dioxide (CO2) Hydrogen Sulfide (H2S) / Carbon Dioxide (CO2) berdasarkan data salah satu sumur yang dilapangan donggi, kandungan H2S mencapai 400 ppm dan gas CO2 (free gas and associates) hingga mencapai 2% saat dilakukan UKL pada lapisan Minahaki 2126-2135) m. Pemantauan secara terusmenerus harus selalu dilakukan di flowline dan di daerah sekitarnya selama operasi berlangsung, H2S training harus dilakukan pada semua wellsite personell, ijin masuk ke lokasi harus dibatasi dan kepada semua pekerja yang masuk ke lokasi harus diberikan H2S induction.

BAB IV PREVIEW RIG DAN LAYOUT PERALATAN

Berikut adalah preview rig onshore Altus Drilling Logistics:

Gambar 4.1. Preview Rig Altus Drilling (https://www.researchgate.net/figure/Drilling-rig-components)

Keterangan Gambar: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.

Crown block Catline boom dan hoist line Drilling Line Monkey Board Travelling Block Top Drive Mast Drill Pipe Doghouse Blow Out Preventer

11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22.

23. Pipe Ram Water Tank Pipe Rack Electric Cable Tray 24. 25. Accumulator Engine Generator Sets 26. Bit Fuel Tank Drill Collar Electric Cable Tray 27. 28. Casing Mud Pump Bulk Mud Components Storage Mud Pits Reserve Pits Mud Gas Separator Shale Shaker Choke Manifold

Gambar 4.2. Preview Rig Dari Atas

Berikut adalah mud window untuk pemboran: (dibikin dalam kotak kayak gambar” lain, terus d kasih nomor)

0

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Pf Pr Ph

BAB V DRILLING TIME Berikut adalah drilling time dengan trayek dan kedalaman: Tabel V-1. Drilling Time Point A-B B-C C-D D-E E-F F-G G-H H-I I-J J-K

Trayek

Operations Preparation Move in rig Instalation and hammering Conductor Conductor Casing 20" BOP Instalation and Rig Up Drilling (Bit 17 1/2") Tripping Surface in and Tripping Out Running Surface Casing (13 3/8") Cementing and TSK Intermedia Drilling (Bit 12 1/4") Tripping te in and Tripping Out Running Intermediate Casing (9 5/8") Cementing and TSK Drilling (Bit 8 1/2") Tripping Production in and Tripping Out Running Production Casing (7") Cementing and TSK Completion Well (Pressure Test and Well Head Instalation) Total Operational Days

Grafik Drilling Time

Day Rig (s) Day(s) 1 1 3 4

Depth, ft MD 0 0

1

5

492

1,8

6,8

492

3

9,8

2624

2

11,8

2624

5

16,8

6560

4

20,8

6560

4

24,8

8200

3

27,8

8200

4 31, 8

31,8

8200

Drilling time 0

0

5

10

15

20

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Grafik 5.1. Drilling Time (rapihin)

BAB VI KAPASITAS SISTEM 6.1. Perhitungan Kapasitas Sistem Angkat Hook load (W) = 236199.36 lbs Kecepatan angkat(Vh)= 60 ft/min Faktor efisiensi = 85% Faktor safety = 1,5 RPM pemboran = 175 RPM

25

30

35

HP

236199.36 x 60 1 x 33000 0,85 = 505.2392 HP HP dengan faktor safety = 698.1674 x 1.5 = 757,858 HP =

HP yang dibutuhkan prime mover =

757,858 0,85 = 891.598 HP =

6.2. Perhitungan Torsi Data- data drillstring OD : 5,250” ID : 3” #16,60 lb/ft Berat total rangkaian Tensile strength

= 101684,222 lbs = 322,950 lbs (dari tabel) π = (OD2 – ID2) 4 π = (4,52 – 3,642) 4 = 5,49 in2

Luas dalam rangkaian

Ym = 322950/5,49 = 58825,136 psi I

π (4,52 – 3,642) 32 = 0,687 in4 =

T

[

( 217595.5 ) 0,096167 x 0,687 ¿ ( 58825,136 )2− 4,5 5,492 = 638.1762 lb-ft 6.3.

2 0,5

]

Tenaga pada Sistem Pemutar

HP F HP Besar torsi

= F x RPM = 1,75 (karena kedalaman lubang dari 10000-15000ft) = 1,75 x 175 = 306,25 HP = 638.1762 lb – ft

HP safety = 1,5 x 638.1762 = 957.2643 HP HP dengan besar torsi TxN 638.1762 x 175 HP= = =3190.881 HP 52.5 52.5 6.4. Tenaga untuk Sistem Sirkulasi Asumsi Jarak terpanjang Production Trayek Production Trayek = 10693 ft 

Drill Collar

DC : 5 ¼ “ OD; 2 ¼ ” ID; 60 lb/ft Panjang Drill Collar = 182.2917 ft



Drill Pipe

DP : 4 ½” OD; 3,64” ID; 20 lb/ft Panjang Drill Pipe = 10510.71 ft Densitas lumpur = 10.72 ppg Densitas cutting = 13.57 ppg Diameter cutting = 0.825 in Vs

= 86.5 x

√

13,57 −1) 10,72 = 40.5 ft/min = 0.67 ft/s

= 86.5 x

0,825(

= V x 24.48 (Dn2 – ODdp2) = 0.67 x 24.48 (6.6252 – 4.52) = 387.7 gpm = 9.21 bbl/min Efisiensi = 85% Qx p HP pompa lumpur = 1.714 387.7 x 0,85 = 1.714 = 192.28 HP Q

HP input

192.28 0,85 = 226.2217 HP =

6.5. Tenaga untuk Sistem Penyemenan Data perencanaan semen Densitas lead = 13.5 ppg Densitas tail = 15.8 ppg Densitas fluida pendorong = 10,72 ppg Q = 9.21 bbl/ menit = 387.7 gal/menit Efisiensi = 85 % Estimasi tekanan hidrostatik: Ph = 0.052 x 8.9243 ppg x 8200ft = 3805.321 Psi Qxp HP pompa semen = 1714 495,45 x 3805.321 = 1714 = 1099.96 HP HP input

1099.96 0,85 = 1294.0805 HP Tabel VI-1. Kapasitas Total Sistem HP Hoisting =

HP Rotary

891.598 HP 4474.443 HP

HP Pompa Lumpur

289.030 HP

HP Pompa Semen

1294.0809 HP

HP Emergency

1200 HP

HP Penerangan

800 HP

Total Power System

8949.15 HP

Total Power System dengan safety factor 1.5 = 8949.1519x 1.5 = 13423.72 HP

Tabel VI-2. Tekanan BOP Densitas mud

8.9423 ppg

Kedalaman

8200 ft

Ph

5186.5 psi

Safety factor = 1.5 Tekanan maksimum = Ph x safety factor = 5186.5 x 1.5 = 7779.75 psi

Tabel VII-1. Spesifikasi Rig

BAB VII SPESIFIKASI PERALATAN

Description Rig name/model Derrick Height Hook load capacity Drawwork Crown Block Engine/Generator Set Substructure Travelling Block Assembly Mud Pump Brakes Mechanism Mud System Blow Out Preventer

Specification Scan Titan Norseman II Series™ Clear Height – 147ft 455,000 pound capacity with 8 lines Gh 3000 Eg-Ac type LDW550k with Hoisting Capacity of 455,000 lbs 860 – K with 1 ½-1 5/8” drill line (8 lines) Six 3512C DGB Caterpillar Diesel Engines with 2500 Hp @ 1800 rpm Drilling Structures International 30' h x 31' w x 65' l Model 30 T-542 with Depth Rating Of 8000-14000 Ft F-1600 triplex mud pumps Dynamic Breaking and Disk Brake System Two tank system with 1100 bbl capacity with a 100 bbl slugging tank One 13-5/8" 5K psi annular, 10K Bottom One 13-5/8" 10K Control Flow Double One 13-5/8" 10K Control Flow Single 10000 psi choke manifold

Tabel VII-2. Spesifikasi Drill Collar

Tabel VII-1. Spesifikasi Rig

Spesifikasi Drill Pipe

Tabel VII-3. Spesifikasi PDC 6 blades PDC Drill Bit 8 ½ inch

Tabel VII-4. Spesifikasi PDC Drill Bit 12 ¼ inch

Tabel VII-5. Spesifikasi Tricone Bit 17 ½ inch

BAB VIII FITUR DAN INOVASI

A. Fitur  Tersedia peralatan fishing tools untuk mengantisipasi terjadinya problem 

pipe stuck yang diakibatkan oleh terdapatnya shale pada formasi pemboran Terdapat mud gas separator yang berfungsi untuk menghilangkan gas dari fluida pemboran, tanpa memerlukan ruang yang cukup besar. Gas akan dibuang pada jarak tertentu dari operasi pengeboran sedangkan lumpur yang telah melewati degasser akan disirkulasikan kembali.

B. Inovasi Rig didesain dengan aman serta mengintegrasikan fitur teknologi sehingga dapat meningkatkan efisiensi pemboran dengan standart tinggi. 1. TDS-11SH Top Drive Merupakan inovasi terbaru dalam pengeboran dengan torsi pengeboran yang lebih besar.

Gambar 7.1. 2. ADS-10SD AC Electric Gear Driven Drawworks Drawworks jenis ini menyediakan peningkatan kemampuan kontrol

mengangkat,

pengeboran.

produktivitas

dan

keselamatan

proses

Gambar 7.2. ADS-10SD AC Electric Gear 3. Stand Transfer VerticalDriven (STV)Drawworks Derrickman diganti dengan sebuah alat yang bernama STV untuk memindahkan alat-alat pipa bor sehingga dapat meminimalisir kecelakaan dan dapat mempercepat pengerjaan.

Gambar 7.3. STV

LAMPIRAN

Data umum: Tabel Trayek Pemboran Bit Hole Trayek

Casing Kedalama n (ft)

Size (in)

Conductor

Size (in)

Kedalama n (ft)

20

0-492

Surface

17'1/2

0-2624

13' 3/8

0-2624

Intermediet

12' 1/4

2624-6560

9' 5/8

0-6560

Production

8' 1/2

6560-8200

7

0-8200

Tabel Spesifikasi Casing Ukuran (in)

Grade

NW(lb/ft)

Kedalaman MD (ft)

Panjang Casing (ft)

20

K-55

94.025

0-492

492

13 3/8

K-55

54.51

0-2624

2624

9 5/8

K-55

36,006

0-6560

6560

7

K-55

20,002

0-8200

8200

Tabel Tekanan Rekah dan Tekanan Formasi

Bit Hole Trayek

Size (in)

Kedalaman (ft)

Conductor

Casing

Mud Design

Size (in)

Kedalaman (ft)

Pf

Pr

20

492

228.78

393.6

Surface

17'1/2

0-2624

13' 3/8

2624

1220.16 2099.2

Intermediet

12' 1/4

2624-6560

9' 5/8

6560

3050.4

5248

Production

8' 1/2

6560-8200

7

8200

3813

6560

Gradien tekanan formasi

: 0.465 Psi/ft

Gradien tekanan rekah formasi

: 0.8 Psi/ft

Tabel Perencanaan Lumpur Pemboran Kedalaman TVD (ft)

Tekanan Formasi (Psi)

Tekanan Rekah Formasi (Psi)

Berat Lumpur (ppg)

Conductor

492

228,78

393,6

8.942

Surface

2624

1220,16

2099,2

8.942

Intermediate

6560

3050,4

5248

8.942

Production

8200

8200

3813

8.942

Trayek

Perencaan lumpur dilakukan dengan melihat tekanan formasi dan pressure mud window. Ph lumpur minimal = (Pf+Prf)/2

Tabel Perencanaan Semen Bit Hole Trayek Conductor Surface Intermedie t Productio n

Casing

Size (in)

Kedalama n (ft)

17'1/2

Kapasita s Annular

Volume Semen Di Annulus

0.1237

324.5888

2624

Size (in) 20 13' 3/8

Kedalama n (ft) 492 2624

12' ¼

6560

9' 5/8

6560

0.0557

365.392

8' ½

8200

7

8200

0.0225

184.5

Kapasitas Annulus Volume Semen di Length

Annulus = Annular capacity x

Beban Vertikal  Beban Casing 20"/K-55/94.025# Panjang = 492 ft Berat γ @492 ft Berat Buoyant 

Beban Casing 13 3/8#/K-55/54.51# Panjang Berat γ @2824 ft Berat Buoyant



= 492 x 94.025 lbs = 46260.3 lbs = 8.942307692 ppg = 46260.3 x (1-0,0015 x 8.942307692) = 45639.78 lbs

= 2624 ft = 2624 x 54.51 lbs = 143034.24 lbs = 8.942307692 ppg = 143034.24 x (1-0.0015 x 8.942307692) = 141115.6557 lbs

Beban Casing 9 5/8”/K-55/36.006# Panjang Berat γ @6560 ft

= 6560 ft = 6560 x 36.006 = 236199.36 lbs = 8.942307692 ppg

Berat Buoyant 

= 2236199.36 x (1- 0,0015 x 8.942307692) = 2206204.186 lbs

Beban Casing 7”/K-55/20.002# Panjang Berat γ @8200 ft Berat Buoyant

Berat Total Casing

= 8200 ft = 8200 x 20.002 = 164016.4 lbs = 8.942307692 ppg = 164016.4 x (1-0,0015 x8.942307692 ) = 161816.3723 lbs = 2427775.994 lbs

WOB Ukuran bit terbesar Rule of thumb

= 17 1/2 “ = 500 lb / inch bit

WOB

= 17 1/2 x 500 = 8750 lbs

Drill Collar OD

= 6,5 ”

ID

= 2,250 “

WOB

= 80 % WDC

WDC

Panjang DC

= 8750/0,8 = 10937.5 lbs = 99 lb/ft Kedalaman production ¿ =( 3 = 2733,33 ft

 Drill Pipe OD

= 5,250 “

ID

=3“

Weigth per Foot

= 16,60 lb/ft

Panjang DP

= 8200 – 2733,33 = 5466,67 ft

Weigth per Foot Panjang DC

Berat DP(LDP x NW)

= 5466,67 ft x 16,60 lb/ft = 90746,722 lbs

Berat total rangkaian drillstring (QDC+QDP) = 10937.5 + 90746,722 = 101684,222 lbs Berat total rangkaian akibat gaya buoyancy diperhitungkan = 101684,222 x (1-0,0015 x 8,943) = 100320,177 lbs

Beban Horizontal Menghitung besarnya beban akibat pengaruh angin (wind load) Berdasarkan data lapangan, diperoleh kecepatan angin di sekitar lapangan Donggi adalah 2,48 mph. Sehingga unit wind load (p) dapat diukur dengan persamaan: p = 0,004 V2 = 0,004 (2,48)2 = 0,0246 lb / ft2 Luasan wind load area yang adalah sebesar 340 ft2, maka beban akibat tiupan angin (W1) adalah sebesar W1 = p x Wind Load = 0,0246 x 340 = 8,364 lb Selain dari tiupan angin, beban horizontal juga berasal dari berat rangkaian yang disandarkan di sisi menara (W2). Untuk panjang drillstring (Lds) sepanjang 8200 ft dan berat nominal (Wds) sebesar 20 lb/ft. W2 = Lds x Wds x sin 2.5 = 8200 x 16,60 x sin 2.5 = 5937,471 lbs Ukuran Setback (a) = 74 “ Fingerboard = 40 ft Beban Horizontal Total adalah : W1

+ W2

0,5 x 74 ) + 5937,471 40 = 5945.2077 lbs = 8,364 (

TRAYEK PEMBORAN RIG ONSHORE ODR-69 LAPANGAN DONGGI

DAFTAR PUSTAKA 1. Buku Pedoman Praktikum Peragaan Peralatan Pemboran, Laboratorium Peragaan Peralatan Pemboran, Jurusan Teknik Perminyakan, UPN “Veteran” Yogyakarta, 2008 2. Baker, R. “A Primer of Oil-Well Drilling”, Fourth Edition Petroleum Extension Service, The University of Texas, Austin, Texas, 1972. 3. Clark, W.L. “Surface Motion Compensation”, The Technology of Offshore Drilling, Completion and Production, ETA Offshore Seminars, Inc. The Petroleum Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1976.

4. Gatlin, C. “Drilling and Well Completion Operation”, Prentice Hall, Inc., Enhlewood Cliffs, N.J, 1960. 5. Harris, L.M. “Deep Water Floating Drilling Operation”, The Petroleum Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1976. 6. Taggart, R.G.Mc. “Offshore Mobile Drilling Unit”, The Technology of Offshore Drilling, Completion and Production, ETA Offshore Seminars, Inc. The Petroleum Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1976.

7. ”The

Petroleum

Industri

Drilling

Equipment

and

Operations“,

Southeastern Printing Company, Inc. Stuart, Florida. 8. Husodo, Warno. Msc.”Pengantar Teknik Perminyakan”, Diktat kedua Fakultas Teknologi Teknik Perminyakan , UPN “Veteran”, Yogyakarta, 1985. 9. Suhascaryo, Nur, Ir. MT, 2001, Peralatan Pemboran dan Produksi (Bagian Peralatan Pemboran) Diktat Kuliah, Jogjakarta. 10. Kabul P, Avianto, Ir, MT, dkk, 2004, Pengantar Teknik Perminyakan, Yogyakarta. 11. Rubiandini, Rudi, Ir, MT, 2004,Teknik Operasi Pemboran,Bandung.