bab vi aspek pemboran
TRANSCRIPT
BAB VI ASPEK PEMBORAN
Operasi pemboran merupakan suatu kegiatan yang terdiri dari beberapa
tahapan kegiatan-kegiatan. Sebelum operasi pemboran dapat terlaksana, pertama-
tama yang perlu dilakukan adalah apa yang disebut dengan tahap persiapan .
Tahap persiapan inipun terdiri dari beberapa tahapan mulai dari persiapan tempat,
pengiriman peralatan pada lokasi, penunjukkan pekerja sampai pada persiapan
akhir akhir.
Detailed drilling program merupakan program perencanaan kegiatan
pengeboran secara terperinci yang memuat sampai ke hal-hal teknis yang akan
dilakukan saat pengeboran berlangsung. Detailed drilling program yang dibuat
dalam JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang, contohnya berisi sebagai berikut:
a. Introduction
Introduction memuat gambaran umum formasi sumur yang akan dibor,
termasuk rig yang akan digunakan beserta target inklinasi dan kedalaman
total. Selain itu program setelah sumur dibor juga dicantumkan (apakah akan
langsung diproduksi atau di-plug dahulu sebelum diproduksi dikemudian
hari).
b. Well and Area Information
Hal ini memuat informasi detail lokasi sumur yang berisi licence detail dan
peta area lokasi, informasi geologi yang berisi deskripsi formasi batuan,
estimasi batas atas formasi, gradient temperatur, tekanan formasi, dan
perkiraan lumpur yang digunakan. Diagram sumur juga ditampilkan dalam
bentuk gambar sumur lengkap dengan rangkaian casing sampai wellhead
yang akan digunakan.
c. Technical Program
Technical program memuat informasi lengkap (dalam bentuk table) mengenai
peralatan yang digunakan yaitu : (a) casing dan tubing, (b) BOP, (c) Bit
program, (d) Drilling fluid dan Completion fluid program, (e) Cementing
program, (f) Estimasi waktu pengeboran (dalam bentuk table operation time
limit), estimasi drilling cost vs. time vs. depth, serta masalah yang berpotensi
hadir saat pengeboran berlangsung pada tiap-tipa formasi yang ditembus.
d. Operational Sequence
Urutan operasi pengeboran dari awal sampai akhir dibahas pada bab ini.
Mulai dari standing orders, directional drilling program (jika diperlukan), rig
mobilization and acceptance test, tahapan-tahapan saat pengeboran setiap
hole section (dimulai dari overview, preparation, operation, terdapat
konfigurasi BOP yang dipakai, cementing program, dsb.).
e. Shallow Gas Procedures
Karena sumur yang ada merupakan jenis reservoir gas, Shallow gas
procedures diperlukan untuk mengantisipasi adanya gas yang
muncul.Shallow gas reservoirs berpotensi sangat membahayakan karena
keterbatasan dalam mengontrolnya, kecepatan naiknya gas sangat cepat
sehingga well control berpotensi tidak berhasil dengan baik dan dapat
menimbulkan underground blowout jika ada komunikasi (misalnya berupa
fracture) dengan permukaan.Fakta yang harus dipahami yaitu shallow gas di
bagian atas reservoir selalu over-pressured, dynamic kill methods tidak dapat
dilakukan karena shallow gas reservoirs mempunyai potensi untuk mengalir
yang sangat besar dan kecepatan yang tinggi. Teknik terbaik untuk
mengantisipasi shallow gas adalah tidak membiarkan kick terjadi, contohnya
dengan menggunakan lumpur yang lebih berat daripada tekanan normal air
formasi biasanya agar gas tidak sempat masuk ke lubang sumur.
f. Casing Properties
Casing properties berupa Tubular data dan Coupling data yang ditampilkan
dalam bentuk table.
g. Wellhead Stack-up
Wellhead stack-up memuat konfigurasi wellhead yang akan dipasang setelah
pengeboran berlangsung.
h. Liner Hanger Drawing
Liner hanger drawing merupakan gambaran konfigurasi liner hanger yang
digunakan (jika perlu) lengkap dengan deskripsi alat serta koneksi yang
dipakai pada box dan pin, diameter, serta running tools pada liner string
nantinya.
i. HHT-Hydrostatic Set Packer Drawing
Gambaran packer saat kondisi sedang di run dan setelah di set secara
hidrostatik. Dilengkapi dengan design data sheet sehingga informasi lengkap
konfigurasi packer dapat diketahui.
j. Downhole Equipment Setting Layout
Downhole equipment setting layout ini merupakan konfigurasi komplesi yang
akan dipasang untuk penyempurnaan setelah pengeboran dilakukan. Terdapat
deskripsi alat, koneksi, diameter, panjang section alat serta target kedalaman
dipasangnya alat tersebut.
k. BOP Stack Configuration
Selain memuat konfigurasi BOP yang digunakan, bagian ini juga memuat
prosedur well control yang digunakan untuk mengantisipasi terjadinya aliran
gas kick yang masuk ke dalam sumur.
l. Rig Specification
Bagian ini memuat kriteria dan spesifikasi minimal rig yang harus dipenuhi
untuk keberlangsungan operasi pengeboran, serta rig layout sebagai gambaran
posisi peralatan-peralatan yang ada pada rig ditempatkan dimana saja.
m. Liquid Mud Plant Layout
Bagian ini berisi layout mud plant disertai ukuran tangki dan peralatan lain
yang digunakan serta perkiraan luas area yang diperlukan untuk penempatan
peralatan-peralatan tersebut.
n. Sampling
Bagian ini membahas mengenai jadwal pengambilan sampel, analisis sampel,
penyimpanan sampel maupun data sampel. Yang termasuk dalam sampling
ini yaitu antara lain ditch cutting, mud sample, gas detection, dan mud
volume detection.
o. Drill pipe Capacity
Kapasitas drill pipe yang dimaksud pada bagian ini adalah kapasitas
maximum pipe pull sesuai dengan spresifikasi rig yang dipakai.
p. Bit Load-Out List
Memuat informasi bit yang akan digunakan termasuk di dalamnya adalah
jenis bit, IADC number, perusahaan penyedia bit, serta harga per unit bit.
q. Contact List
Memuat kontak semua pihak yang akan terlibat dalam operasi pengeboran
mulai dari operator, kontraktor, serta pengawas rig dari perusahaan.
r. Detailed Drilling Fluid Material
Bagian ini membahas summary dari lumpur pemboran yang digunakan pada
setiap hole section, fluida komplesi, dan fluida packer secara detail, disertai
estimasi volume dan estimasi biaya total untuk masing-masing fluida yang
akan digunakan.
s. Cutting Dryer Layout
Cutting dryer layout merupakan gambaran tata letak peralatan cutting dryer.
t. Detailed Cementing Program
Bagian ini berisi program penyemenan secara lengkap untuk setiap section,
dilengkapi dengan jumlah total keperluan material dan biaya total
penyemenan.
u. Waste Management System
Berisi diagram alir waste management system berdasarkan regulasi Menteri
Energi dan Sumber Daya Mineral. Contohnya adalah sebagai berikut :
(scan)
v. Incident Reporting Procedure
Memuat prosedur laporan kecelakaan apabila terjadi saat proses pengeboran
berlangsung berupa diagram alir.
w. Miscellaneous
Bagian ini memuat keterangan tambahan jika diperlukan untuk perbaikan
drilling program.Terdapat drilling guidelines transmittal dan amandement
proposal form di dalamnya.
Sistem utama dari peralatan bor putar, meliputi : sistem tenaga (Power
System), sistem pengangkatan (Hoisting System ), sistem pemutar (Rotating
System) ,sistem sirkulasi (Circulating System), sistem pencegah semburan liar
(Blow out Prevention System). Dan sistem penunjang, meliputi : sistem
penyemenan (Cementing System), sistem peralatan penunjang lainnya.
4.1 SISTEM TENAGA ( POWER SYSTEM )
Sistem tenaga pada operasi pemboran terdiri dari dua sub-komponen utama,
yaitu:
Sistem Suply Equipment, yang dihasilkan oleh mesin-mesin besar yang
dikenal sebagai “Prime Mover” (penggerak utama).
Distribution (tranmission) Equipment, meneruskan tenaga yang diperlukan
untuk operasi pemboran.
Sistem transmisi dapat dikerjakan dengan salah satu dari sistem, yaitu sistem
transmisi mekanis dan sistem transmisi listrik. Rig-rig diklafisikan sebagai kelas
bensin, kelas diesel atau diesel litrik. Kebanyakan menggunakan bahan bakar
motor diesel karena memiliki tiga keuntungan utama dibandingkan dengan motor
bensin, yaitu :
Tidak menggunakan suatu sistem pengapian busi, yang merupakan sumber
dari kebanyakan kegagalan pemakaian motor.
Bertambahnya efisiensi suatu motor diesel sebanding dengan
bertambahnya tenaga, sehingga tidak ada tenaga yang hilang pada saat
bekerja pada kecepatan rendah.
Lebih efisisensi, karena persentasi bahan bakar yang diubah menjadi
tenaga lebih tinggi.
Jumlah motor yang digunakan pada suatu sumur ditentukan oleh kebutuhan
tenaga yang harus dipenuhi, berdasarkan program casing dan kedalaman
sumurnya. Motor-motor ini mempunyai ukuran dari 500 – 5000 hp. Suatu
kompleks pemboran yang modern tidak dapat beroperasi kecuali kalau ada cukup
tenaga yang tersedia dan didistribusikan ke lokasi-lokasi yang tepat.
Sistem tenaga yang digunakan untuk operasi pemboran pada lapangan-
lapangan JOB Pertamina Talisman Jambi Merang ini menggunakan ukuran 1500
HP (minimum).
4.2 SISTEM PENGANGKATAN ( HOISTING SYSTEM )
Khusus untuk sistem pengangkatan (hoisting system) merupakan salah satu
komponen peralatan pemboran, yang berfungsi untuk memberikan ruang kerja
yang cukup untuk pengangkatan dan penurunan drill string dan casing kedalam
lubang bor selama operasi pemboran berlangsung.
Sistem pengangkatan memegang peranan penting mengingat bahwa sistem ini
adalah sistem yang mendapat atau mengalami beban yang paling besar, baik
beban secara vertikal maupun beban horizontal. Beban vertikal berasal dari beban
menara, drillstring (drill pipe dan drill collar), casing string, tegangan dead line,
tegangan dari fast line serta tegangan dari block-block. Sedangkan beban
horizontal berasal dari tiupan angin serta drill pipe yang disandarkan pada menara.
Beban yang disebabkan oleh tiupan angin ini sangat mempengaruhi beban
sistem pengangkatan pada saat pemboran berlangsung dilepas pantai (off shore),
seperti dilapangan laut utara dimana kecepatan angin sangat besar sekali.
4.2.1 DRAWWORK
Fungsi utama drawwork adalah untuk meneruskan tenaga dari prime
mover (power system) ke rangkain pipa bor selama opersi pemboran berlangsung
dan meneruskan tenaga dari prime mover ke rotary drive meneruskan tenaga dari
prime mover ke catheads untuk menyambung atau melepas bagian-bagian
rangkain pipa bor.
Drawwork mendapat tenaga dari engine dalam hal ini melalui masing-
masing sistem transmisi untuk melaksanakanfungsi-fungsinya. Drawwork adalah
suatu transmisi yang kompleks.
Pada operasi pemboran lapangan-lapangan di JOB Pertamina Talisman
Jambi Merang, spesifikasi Drawwork yang digunakan :
- One (1) SCR or Mechanical Powered Drawworks
- HP rating : 1500 HP
- Hoisting Capacity : 500 tons minimum
- Auxiliary Brake : Electromagnetic (preferred)
4.2.2 DERRICK (MENARA PEMBORAN)
Fungsi utama menara adalah untuk mendapatkan ruang vertical yang
cukup untuk menaikkan dan menurunkan rangkaian pipa bor dan casing ke dalam
lubang bor selama operasi pemboran berlangsung.
Prinsip kerja dari menara pemboran adalah menahan beban (vertikal) yang
timbul dari adanya proses pengeboran. Baik sewaktu menaikkan ataupun
menurunkan peralatan pemboran. Selain beban vertical,juga terdapat beban
horizontal yang berasal dari tiupan angin dan beban drill pipe yang disandarkan
pada menara.
Pada operasi pemboran lapangan-lapangan di JOB Pertamina Talisman
Jambi Merang, spesifikasi Derrick yang digunakan :
1. MAST – Self Elevating Required
One (1) Mast, Self Elevating
Clear Height : 142 ft
or adequate height required for Top Drive System
Max. Static Hook Load : 1200000 lbs Gross Nominal Capacity
Usable Hookload : specify for 12, 10 and 8 lines
Raising Method : Self elevated or specify
Windload : 100 MPH – With no Setback
Crown Sheaves : 6 x 60” minimum, specify
Groove Line Size : 1-3/8” or specify
2. MAST MINIMUM ACCESSORIES
Adjustable Racking Board with capacity of :
100 stands of 5” DP and 150 stands of 3-1/2” DP and 8 stands of 8
Stands of 8” DC – specify
Set back in triple stands
One (1) Stand Pipe 4” OD x 5000 psi complete with :
two (2) each 4” x 10000psi Stand Pipe Gate Valves
One (1) Rotary Hose and one (1) spare
Two (2) Tong Weights
Two (2) Tong Sheaves
One (1) Catline Sheave
Two (2) Air Hoist Sheaves
Bumper blocks under Crown
4.2.3 SUBSTRUCTURE
Substructure adalah konstruksi kerangka baja sebagai platform yang
dipasang langsung diatas itik bor. Substructure memberikan ruang kerja bagi
peralatan pekerja di atas dan bawah lantai bor.
Prinsip kerja substructure hanyalah berupa tempat diletakkannya
peralatan atau instrumen yang diperlukan selama operasi pemboran berlangsung
dan sebagai tempat dilaksanakan kegiatan yang berkenaan dengan operasi
pemboran.
Pada operasi pemboran lapangan-lapangan di JOB Pertamina Talisman
Jambi Merang, spesifikasi Substructure yang digunakan :
- A minimum 650000 lbs combined set back and mast capacity
- Floor Height Nominal : 30 ft
- Height under Rotary be : 25 ft specify and should capable to
accomodate 13-5/8” 5M BOP Stack consist of Annular, 3 rams, drilling
spools, bell nipple
- Mac CSG Load : 900000 lbs
- Max Setback Load : 500000 lbs
- Dimension of main dec : 40’ x 30’ or specify
4.2.4 TRAVELLING BLOCK
Travelling block, sebagai blok bergerak yang terkait dengan crown blok,
bergerak vertikal naik turun mengangkat hook blok. Travelling block merupakan
susunan pul-pul dimana tali baja dililitkan, hal ini memungkinkan travelling block
berjalan naik turun di bawah crownblock dan diatas rig floor.
Pada operasi pemboran lapangan-lapangan di JOB Pertamina Talisman
Jambi Merang, spesifikasi Travelling Block yang digunakan :
- Capacity : 500 tons of specify
- No. of Sheaves and size : 6 or specify
- Sheave Groove Size : 1-3/8” or specify
- Make and Type : Specify
- Dimension of sheaves : 52”
4.2.5 MONKET BOARD
Tmpat kerja bagi derrickman pada waktu mencabut atau menurunkan pipa
bor sekaligus sebagai tempat menyandarkan bagian rangkaian pipa bor yang
kebetulan sedang tidak digunakan (pada saat round trip).
4.2.6 TOP DRIVE
Fungsinya adalah mengangkat, menurunkan dan memutar rangkaian drill
string. Merupakan gabungan beberapa alat konvensional seperti : swivel <
elevator, motor, gearbox dan pipe handler didesain secara permanen sehinggan
bagian dari alat tidak bisa dilepas.
4.2.7 DRILLING LINE
Drilling line menghubungkan semua komponen dalam sistem
pengangkatan, karena tali ini dililitkan secara bergantian melalui crown block dan
puli travelling block, kemudian digulung pada revolving drum yang berputar.
Selain itu ada juga tali yang tidak bergerak yang ditambatkan pada substructure
(dead line). Drilling line berfungsi untuk menahan atau menarik beban yang
diderita oleh hook.
Pada operasi pemboran lapangan-lapangan di JOB Pertamina Talisman
Jambi Merang, spesifikasi Drilling Line yang digunakan adalah :
- One (1) Real Drilling Line, 1-3/8” dia, Minimum Length 7500ft
4.2.8 DEADLINE ANCHOR
Berfungsi untuk menahan drilling line. Anchor di letakkan berlawanan
dengan letak drawwork, terikat dengan struktur bawah dari rig untuk
menambatkan dead line.
4.3 SISTEM PUTAR (ROTARY SYSTEM)
Fungsi utama sistem pemutar adalah untuk memutar rangkaian pipa bor (Drill
String) dan memberikan beratan diatas pahat saat membor lubang. Sistem pemutar
terdiri dari tiga subkomponen:
peralatan putar (Rotary Assembly)
rangkaian pipa bor (Drill String)
mata bor (Bit)
Peralatan putar (Rotary Assembly) berfungsi untuk:
memutar rangkaian pipa bor selama operasi pemboran berlangsung
menggantungkan rangkaian pipa bor yaitu dengan Rotary Slip yang dipasang
(dimasukkan) pada Rotary Table ketika menyambung atau melepas bagian-
bagian Drill Pipe pada saat Round Trip
Sistem Putar ( Rotary System ) pada sumur SKN-5 ini menggunakan TOP
DRIVE Tesco HS 500 TON.
Mata bor (Bit) merupakan peralatan yang langsung bersentuhan dengan
formasi, berfungsi untuk menghancurkan dan menembus formasi.
Berikut adalah perencanaan bit ( Bit Program ) pada sumur SKN-5
Table I.
BIT PROGRAM
Hole Sectio
n
Bit Type Drilling Parameter
BHAIADC Bit Series Teeth
TypeManufact.
WOB(max
)
RPM (rotary)
TFA GPM HSIn
17.5" 115 M S11 Milltooth
ReedHycalog 35 40-60 0.92 1000.0 2.45 Steering
12.25" S223 DS5195-G3 PDC Reedhycalog 30 60-80 0.98 800.0 2.79 Steering
8.5" 537M VTD519S PDC Varell 20 60-80 0.86 600.0 3.30 Steering
6" 117M ETD4 Milltooth
Varell 30 60-80 0.69 400.0 3.04
Rangkaian pipa bor (Drill String) menghubungkan antara Swivel dan mata
bor berfungsi untuk:
menaik-turunkan mata bor
memberikan beban diatas pahat (Weight On Bit) untuk laju penembusan
(penetration)
meneruskan putaran kepada mata bor
menyalurkan fluida pemboran yang bertekanan kepada mata bor
Drill Pipe merupakan bagian rangkaian pipa bor yang terpanjang, artinya
jumlahnya paling banyak dalam satu rangkaian Drill String untuk mencapai
kedalaman lubang bor yang diinginkan. Fungsi utama Drill Pipe adalah untuk:
menghubungkan Kelly dengan Drill Collar dan mata bor didasar lubang
bor
memberikan rangkaian panjang pipa bor, sehingga dapat menembus
formasi yang lebih dalam
memungkinkan naik turunnya mata bor
meneruskan putaran dari meja putar kemata bor
meneruskan aliran lumpur pemboran dari Swivel kemata bor
Berikut adalah perencanaan operasi pemboran dan komplesinya (Drilling
and Completion)
TABEL II
OPERATION TIME LIMIT (DRILLING & COMPLETION)
OPERATION TIME LIMIT SKN-4 (C) WELL (DRILLING & COMPLETION)RKB-MSL = 59.4 ft CONVENTIONAL WH
OPS
NO
OPERATION DESCRIPTIONS Depth RKB, ft
Opr Limit Calendar
(Hrs) (Days)
Cum Date
1 Moving the rig from SKN E to SKN C (same wellpad in pad 1).
200 0.00 4/3/2010 0:00
Install 20" SOL CASING HEAD and /Diverter prior Spud-In the well. M/U 17-1/2" Bit and BHA
200 288 12.00 12.00 4/15/2010 0:00
Sub Total 200 288 0.00 12.00DRILLING - SPUD IN THE WELL 200 12.00 4/15/2010 0:00
2 Drill 17-1/2" hole Section 200 0.00 12.00 4/15/2010 0:00
Drill vertical to 1,400' (assume ROP = 55 fph)
1000 18.2 0.76 12.76 4/15/2010 18:10
Circulate hole clean 1000 2.0 0.08 12.84 4/15/2010 20:10Short trip to surface 1000 6.0 0.25 13.09 4/16/2010 2:10Drill 17.5" hole to 3,061' (assume ROP in curve section = 35 fph and EOB to CP = 45 fph)
3061 60.9 2.54 15.63 4/18/2010 15:03
POOH to shoe - wiper trip 3061 8.0 0.33 15.96 4/18/2010 23:03Circulate pump Hi-Vis and sweep hole clean
3061 2.0 0.08 16.04 4/19/2010 1:03
POOH to surface and l/d BHA 3061 7.0 0.29 16.34 4/19/2010 8:03Run GR-SP-lateralog Resistivity in water base mud
3061 0.0 0.00 16.34 4/19/2010 8:03
Sub Total 3061 104.1
0.00 16.34 4/19/2010 8:03
3 Run & cement 13-3/8" Csg 3061 0.00 16.34 4/19/2010 8:03Rig up to run 13-3/8" casing. 3061 2.0 0.08
16.424/19/2010 10:03
Run 13-3/8" Csg to 3,061 ft BRT @ 200 FPH
3061 15.3 0.64 17.06 4/20/2010 1:21
M/U cmt head. Circulate casing to condition mud
3061 2.0 0.08 17.14 4/20/2010 3:21
Pump Cement & Displace with Mud 3061 3.0 0.13 17.27 4/20/2010 6:21WOC - If any indication of gas bubles 3061 0.0 0.00 17.27 4/20/2010 6:21Sub Total 3061 22.3 0.00 17.27 4/20/2010 6:21
4 N/U "B" Section WH and 13-5/8" 10K BOP STACK
3061 0.00 17.27 4/20/2010 6:21
Set slips. Cut 13-3/8" Casing & LD Cuttoff Casing
3061 5.0 0.21 17.47 4/20/2010 11:21
N/D 21-1/4" Diverter 3061 8.0 0.33 17.81 4/20/2010 19:21N/U "B" Section Casing Spool 21-3/4" 3K x 13-5/8" 5K
3061 2.5 0.10 17.91 4/20/2010 21:51
N/U 13-5/8" BOP & Test same 3061 18.0 0.75 18.66 4/21/2010 15:51M/U bit, rackback 5" DP & RIH with 12-1/4" BHA
3061 14.0 0.58 19.24 4/22/2010 5:51
Drill out 200' cmt shoe track and test csg.
3061 4.0 0.17 19.41 4/22/2010 9:51
Drill Out Shoe and 10' new hole (with SOBM)
3061 1.0 0.04 19.45 4/22/2010 10:51
Circulate Hole Clean 3061 2.0 0.08 19.54 4/22/2010 12:51Perform LOT / FIT 3061 1.0 0.04 19.58 4/22/2010 13:51Sub Total 3061 55.5 0.00 19.58 4/22/2010 13:51
5 Drill 12-1/4" hole Section 3061 0.00 19.58 4/22/2010 13:51Drill 12-1/4" hole from 3,061 - 6,685' @ 40 FPH
6685 100.6 4.19 23.77 4/26/2010 18:27
Pump Hi-Vis and circulate hole clean 6685 3.0 0.13 23.89 4/26/2010 21:27
Wiper trip to 13-3/8" casing shoe 6685 9.0 0.38 24.27 4/27/2010 6:27Pump Hi-Vis and circulate hole clean. 6685 3.0 0.13 24.39 4/27/2010 9:27POOH and L/D directional BHA 6685 10.0 0.42 24.81 4/27/2010 19:27
Sub Total 6685 125.6
0.00 24.81 4/27/2010 19:27
6 Wireline logging in 12 1/4" hole section
6685 0.00 24.81 4/27/2010 19:27
R/U EW Logging Unit 6685 0.0 0.00 24.81 4/27/2010 19:27
Run Full Suite (PEX) 6685 0.0 0.00 24.81 4/27/2010 19:27
MDT or RFT 6685 0.0 0.00 24.81 4/27/2010 19:27
Bit conditioning trip 6685 0.0 0.00 24.81 4/27/2010 19:27
Sub Total 6685 0.0 0.00 24.81 4/27/2010 19:27
7 Run & cement 9-5/8" Csg 6685 0.00 24.81 4/27/2010 19:27
Rig up to run 9-5/8" casing 6685 2.0 0.08 24.89 4/27/2010 21:27Run 9-5/8" Csg to 6,714' @ 250 FPH 6685 30.7 1.28 26.18 4/29/2010 4:12Space-out, Install and Land Casing Hanger
6685 0.0 0.00 26.18 4/29/2010 4:12
Circulate to condition mud 6685 3.0 0.13 26.30 4/29/2010 7:12Pump Cement & Displace with Mud 6685 4.0 0.17 26.47 4/29/2010 11:12WOC (no need if no gas presents while drlg/cmt to surf)
6685 0.0 0.00 26.47 4/29/2010 11:12
Sub Total 6685 39.7 0.00 26.47 4/29/2010 11:128 TEST BOP, Drill Out Cement and
LOT6685 0.00 26.47 4/29/2010 11:12
Set 9-5/8" Casing Slip, Raise BOP and cut Casing.
6685 5.0 0.21 26.68 4/29/2010 16:12
N/U "C" Section Casing Spool 13-5/8" 5K x 11" 5K
6685 2.5 0.10 26.78 4/29/2010 18:42
N/U 13-5/8" BOP Stack and test same 6685 18.0 0.75 27.53 4/30/2010 12:42M/U, p/u-rack back additional 5" DP & RIH 8-1/2" bit on BHA
6685 16.0 0.67 28.20 5/1/2010 4:42
Drill out shoe track, test casing and drill to above shoe
6685 3.0 0.13 28.32 5/1/2010 7:42
Drill shoe and 10' rathole 6685 1.0 0.04 28.36 5/1/2010 8:42Circulate hole clean and perform LOT/FIT
6685 2.0 0.08 28.45 5/1/2010 10:42
Sub Total 6685 47.5 0.00 28.45 5/1/2010 10:429 Drill 8-1/2" hole Section 6685 0.00 28.45 5/1/2010 10:42
Drill 8-1/2" hole from 6,685' - 8,594' @ 30 FPH
8594 71.6 2.98 31.43 5/4/2010 10:20
Wiper Trip 8594 8.0 0.33 31.76 5/4/2010 18:20Circulate Hole Clean and condition mud.
8594 4.0 0.17 31.93 5/4/2010 22:20
POOH and L/D directional BHA 8594 13.0 0.54 32.47 5/5/2010 11:20Sub Total 8594 96.6 0.00 32.47 5/5/2010 11:20
10 Wireline TD logging in 8-1/2" hole section
8594 0.00 32.47 5/5/2010 11:20
R/U EW Logging Unit 8594 2.0 0.08 32.56 5/5/2010 13:20Run Tripple Combo 8594 10.0 0.42 32.97 5/5/2010 23:20Run Shear Wave log DSI/GR 8594 0.0 0.00 32.97 5/5/2010 23:20Run FMI/FMS 8594 0.0 0.00 32.97 5/5/2010 23:20WIPER Trip 8594 0.0 0.00 32.97 5/5/2010 23:20MDT or RFT 8594 16.0 0.67 33.64 5/6/2010 15:20CST, R/D 8594 12.0 0.50 34.14 5/7/2010 3:20Wiper trip to condition hole 8594 14.0 0.58 34.72 5/7/2010 17:20Sub Total 8594 54.0 0.00 34.72 5/7/2010 17:20
11 Run 7" Liner 8594 0.00 34.72 5/7/2010 17:20Rig up to run7" Liner 8594 2.0 0.08 34.81 5/7/2010 19:20Run 7" liner 8594 18.0 0.75 35.56 5/8/2010 13:20MU Liner Hanger assy and continue RIH
8594 10.0 0.42 35.97 5/8/2010 23:20
Circulate condition mud 8594 3.0 0.13 36.10 5/9/2010 2:20Cement the 7" Liner 8594 4.0 0.17 36.26 5/9/2010 6:20Bump the plug and test liner to 2500 psi
8594 1.0 0.04 36.31 5/9/2010 7:20
POOH with 5" Drill Pipe, l/d partially 5" DP.
8594 24.0 1.00 37.31 5/10/2010 7:20
Sub Total 8594 62.0 0.00 37.31 5/10/2010 7:2012 Clean out Liner and Case Hole
Log8594 0.00 37.31 5/10/2010 7:20
RIH w/ 8-1/2" Bit and drill out cement to top of Liner and POOH
8594 20.0 0.83 38.14 5/11/2010 3:20
M/u 3.5" DP and 6" Bit, rih to bottom and clean out inside Liner and POOH
8594 21.0 0.88 39.01 5/12/2010 0:20
RIH 9-5/8" and 7" tandem Scrapers, displace mud with CF (using 10 bbls water spacer) and POOH. L/d all string during Pooh and preparation to run completion string.
8594 36.0 1.50 40.51 5/13/2010 12:20
Run CBL VDL 8594 5.0 0.21 40.72 5/13/2010 17:20Sub Total 8594 82.0 0.00 40.72 5/13/2010 17:20
14 Run 4-1/2" Production Tubing with packer
8594 0.00 40.72 5/13/2010 17:20
M/U to run 4-1/2" x 7" Halco Hydst Packer and DHSSV as compl. String
8594 3.0 0.13 40.85 5/13/2010 20:20
Run 4-1/2" Completion string to landing point.
8594 24.0 1.00 41.85 5/14/2010 20:20
Land tubing hanger and slip thru 1/4" 8594 2.0 0.08 41.93 5/14/2010 22:20
controllineCirculate and displace Completion Fluids
8594 6.0 0.25 42.18 5/15/2010 4:20
Set 4-1/2" x 7" Packer 8594 3.0 0.13 42.31 5/15/2010 7:20Sub Total 8594 38.0 0.00 42.31 5/15/2010 7:20
15 Release Rig 8594 0.00 42.31 5/15/2010 7:20N/D BOP; N/U X-Tree 8594 12.0 0.50 42.81 5/15/2010 19:20R/U Slick wireline set 3.813" X plug and prong. Close DHSSV, install BPV
8594 4.0 0.17 42.97 5/15/2010 23:20
RELEASE RIG 8594 20.0 0.83 43.81 5/16/2010 19:20Sub Total 8594 36.0 0.00 43.81 5/16/2010 19:20
T O T A L 8594 43.81
SUMMARY OPERATION ACTIVITY
MOVING 288.0 12.00 12.00DRILLING 545.3 22.72 22.72 rounded up
COMPLETION 218.0 9.08 9.08TOTAL 1051.3 43.81 44.00 rounded up, with moving
4.4 SISTEM SIRKULASI (CIRCULATION SYSTEM)
Sistem sirkulasi terdiri dari empat subkomponen utama, yaitu:
Fluida pemboran (Drilling Fluid)
Ada tiga jenis fluida pemboran, yaitu:
Water-Based Mud
Oil-Based Mud
Air or Gas-Based Mud
Fungsi utama lumpur pemboran adalah:
memberikan ‘Hydraulic Horse Power’ pada Bit untuk membersihkan
serbuk bor (Cutting) dari dasar lubang bor
mengangkat serbuk bor (Cutting) kepermukaan
mendinginkan dan melumasi Bit dan rangkaian pipa bor
menahan masuknya fluida formasi kedalam lubang bor
membuat kerak bor (Mud Cake)
Tempat persiapan (Preparation Area)
Ditempatkan pada sistem sirkulasi yaitu didekat pompa lumpur. Tempat
persiapan ini meliputi:
Mud House
Steel Mud Pits/Tanks
Mixing Hopper
Chemical Mixing Barrel
Bulk Mud Storage Bins
Water Tank
Reserve Pit
Peralatan sirkulasi (Circulation Equipment)
Ditempatkan pada tempat yang strategis disekitar Rig. Peralatan sirkulasi ini
meliputi:
Discharge and Return Line
Stand Pipe (disamping salah satu tiang menara)
Rotary Hose (penghubung antara Stand Pipe dan Goose Neck)
Mud Pumps
Special Pumps dan Agitators (ditempatkan pada Mud Tanks)
Steel Mud Pits/Tanks
Reserve Pit
Conditioning Area
Ditempatkan didekat Rig ataupun disamping Rig Floor, meliputi:
Settling Tanks
Mud-Gas Separator (digunakan juga pada saat terjadi Kick)
Shale Shaker
Degasser (dapat juga ditempatkan setelah Desander)
Desander
Desilter
Pada sumur SKN-5, lumpur yang digunakan adalah water-base mud. Oil-
base mud juga digunakan jika kita menembus formasi lempung pada formasi
Muara Enim.
4.5 SISTEM PENCEGAHAN SUMUR LIAR ( BOP SYSTEM )
Fungsi utama dari blowout prevention system adalah menutup lubang bor
ketika terjadi ”kick”. Blowout merupakan suatu aliran fluida formasi yang tak
terkendalikan sampai kepermukaan.
Blowout biasanya diawali dengan adanya “kick” yang merupakan suatu
intrusi fluida bertekanan tinggi kedalam lubang bor. Intrusi ini dapat berkembang
menjadi blowout bila tidak segera diatasi.
TABEL I
KONFIGURASI BOP SKN