BAB II

BAB II.MONITORING DAN SISTIM PELAPORAN

2.1. DRILLING MONITOR

Pengamatan dan pencatatan semua parameter drilling baik saat drilling ataupun reaming, tiap 5 menit atau jika terjadi perubahan parameter. Hal ini untuk mengetahui lebih cepat bila terjadi perubahan parameter atau memudahkan pencarian data bila sewaktu-waktu terjadi pertanyaan. Adapun parameter yang perlu dicatat/diamati ( waktu (jam,mnt), depth, RPM, WOB, ROP, Flow rate (gpm), SPP, Torque, hook load, gas, total pit volume, G/L ) pencatatan dalam bentuk tabulasi.

Cocokkan semua parameter dengan rig floorPerubahan WOB yang significant, konfirmasikan dengan rig florROP cepat ( drilling break) maupun ROP lambat (reverse break) spot sample dan perhatikan gas setelah bottom up.SPP >> kemungkinan nozzle plug/buntu sebagian, annulus penuh cutting, atau surface line problem. SPP ) Perubahan Torque yang membesar menunjukkan adanya hambatan di annulus / gejala pack off atau hambatan stabilizer karena bit sudah under gage. Jika torque eratic ( naikturun ) kemungkinan kondisi bit sudah jelek ( hati-hati karena jika mengunakan rock bit / three cone, jika diteruskan akibatnya cone bisa tertinggal di lobang)Hook Load >> over pull terutama saat pipa diangkat setelah stand atau Kelly down, menandakan cutting sebagian belum terangkat.

Hook Load > menembus formasi porous. Cek sample, bila terus naik sampai 200 unit (kesepakatan dengan Co-Man). Lakukan sirkulasi kondisikan Lumpur buang gas untuk menghindari gas cut mud. Perbahan pit volume kemungkinan ada gain/loss ( pit total semua pit vol active >> / .

2.2. GAIN LOSS MONITOR

Dilakukan bila kondisi sumur sedang loss atau kick. Pencatatan dilakukan tiap 2 mnt ( bila rate loss/gain besar) , tiap 5 mnt ( rate loss/gain tak terlalu besar ). Adapun parameter yang perlu dicatat adalah waktu ( jam, mnt), depth, SPM, flow rate (gpm), Total pit volume, Pit 1, Pit 2, Pit 3 dst, Loss/gain (bbls), rate gain/loss (bpm), total gain/loss ( bbls ). Catat bila dilakukan pengamatan loss/gain stastis ( bpm). Percatatan dalam bentuk tabulasi. Drilling pada zona Loss/KickSelalu cek sensor pit dalam kondisi dan posisi bagus. Siapkan Gain/Loss sheetPengamatan tiap 2 menit atau 5 menit ( normal)Selalu cross cek dengan mud engineer bila ada transfer/mixingCocokkan selalu bila ada perubahan mud weight in/out. Lakukan observed well --- loss/gain statisParameter : Depth, Time, Flow rate, Pit1-Pit2---P5, Total Pit, Trip Tank, Loss/Gain, Rate Loss/gain, Total Loss/Gain

2.3. PRESSURE MONITOR

Dilakukan baik saat kondisi sumur di tutup ( shut in ) ataupun saat drilling ( Bor formasi). Shut In well dilakukan dikarenakan terjadi kick/gain. Pencatatan dilakukan tiap 5 10 menit. Parameter yang perlu di catat waktu ( tgl,jam, mnt ), Casing pressure ( Shut In Casing Pressure - SICP -) dan Stand pipe pressure ( Shut In Drill Pipe Pressure SIDP-). Monitoring Pressure saat bor formasi PRESSURE BERTAMBAH FLOW RATE TETAPNozzel PlugPack off / Cutting terakumulasi di annulusSurface Line

PRESSURE BERKURANG , FLOW RATE TETAPLoss CirculationWash pipeSurface LinePump

2.4. TRIP MONITOR

Dilakukan pada kondisi cabut atau masuk rangkaian pipa/casing ( trip out/in ). Hal ini untuk mengamati tarjadi loss/gain atau statis selama cabut/masuk rangk, juga untuk mengetahui lebih dini adanya efek swab dan surge press. Untuk mencegah terjadinya efek swab saat cabut, sebaiknya bila posisi bit masih di open hole, kecepatan cabut tidak lebih dari 10 m/mnt ( jika viscosity Lumpur besar /Lumpur kental, kec cabut tidak lebih dari 7 m/mnt ). Bila dirasa perlu/kondisi kritis, usulkan untuk cek flow tiap cabut 3 5 stand. Parameter yang perlu diamati/dicatat yaitu Stand ke berapa, jumlah stand cabut/masuk, Trip tank volume/pit volume, perhitungan teoritis displacement pipa, actual penambahan/pengurangan Trip tank/pit volume, perhitungan loss/gain.

Bila terjadi loss tiap cabut 5 stand selalu relative sama dan kecil 0.2 0.5 bbls, kemungkinan hanya selisih kalibrasi sensor dengan actual volume pit. Cek apakah terjadi tumpah-tumpah Lumpur selama cabut, yang mengakibatkan terjadi loss permukaan ( surface loss). Jika selama cabut ( -/+ 3 5 stand) terjadi penambahan atau statis volume Lumpur di trip tank, cek apa ada transfer, bila tidak, lakukan segera flow check bila ada aliran, berarti ada swab efek. Segera masuk kembali dan lakukan sirkulasi hingga normal kembali ( tak ada aliran ), tiap pengambilan kesimpulan selalu koordinasikan dengan Rig supt./Co-man.Siapkan trip sheet dan jika Masuk pipa (RIH) pastikan pakai float atau tidak.Perhatikan Hook Load untuk mengetahui adanya Tight/Fill ( saat RIH) atau Over pull ( saat POOH ) Jika ada gejala gain/kick segera lakukan flow check/observed well.Jika masuk rangkaian, pastikan depth sama dengan pipe telly terutama saat BHA terakhir masuk atau mulai DP pertama masuk.Fill Up string tiap 10 15 stand.Perhatikan dan ingatkan bila perlu jika Trip Tank kosong segera diisi atau jika sudah penuh segera di transfer.

Contoh perhitungan :

Cabut Rangkaian ( Trip Out ) :

Jenis pipa : 5 DP Vol awal Trip tank : 50 bblsJumlah : 5 Stand ( 472.5 ft ) Vol Trip tank setelah cabut 5 stand : 46.3 bblsID : 4.276 OD : 5 Displ. Pipa: 0.00652 bbls/ft

Terjadi pengisian lobang sebesar 50 bbls 46.3 bbls = 3.7 bbls ( selama cabut 5 stand )Secara teori pengisian lobang sebesar 0.00652 bbls/ft x 472.5 ft = 3.08 bblsJadi selama cabut 5 stand terjadi loss 3.08 bbls 3.7 bbls = - 0.62 bbls.

Sebaliknya bila pengisian lobang kurang dari 0.308 bbls atau steady, kemungkinan terjadi gain, jika dibiarkan akan terjadi kick ( Sumur MBU-09).

Masuk Rangkaian tanpa Float

Jenis pipa : 5 HWDP Vol awal Trip tank : 50 bblsJumlah : 5 Stand ( 476.7 ft ) Vol Trip tank setelah masuk 5 stand : 56.54 bblsID : 3.0 OD : 5 Displ. Pipa: 0.01553 bbls/ftCap. Pipa : 0.00874 bbls/ft

Terjadi aliran balik ( return ) sebesar 56.54 bbls-50 bbls = 6.54 bblsSecara teori aliran balik sebesar 0.01553 bbls/ft x 476.7 ft = 7.403 bblsJadi selama masuk 5 stand terjadi loss 6.54 bbls 7.403 bbls = -0.803 bblsSebaliknya bila aliran balik melebihi 7.403 bbls, terjadi gain.

Masuk Rangkaian dengan Float** mud return ke Trip tank sedangkan isi string dari pit active dengan mud pump

Jenis pipa : 5 HWDP Vol awal Trip tank : 50 bblsJumlah : 10 stand ( 953.6 ft ) Vol Trip tank setelah masuk 10 stand : 70.7 bblsID : 3.0 OD : 5 Displ. Pipa: 0.01553 bbls/ftCap. Pipa : 0.00874 bbls/ft

Terjadi aliran balik (return) sebesar 70.7 bbls-50 bbls = 20.7 bbls. Karena ada float, maka selama masuk seharusnya tak ada Lumpur masuk ke dalam pipa. Jadi secara teori aliran balik sebesar (0.01553 + 0.00874 ) bbls/ft x 953.6 ft = 23.144 bbls Capacity pipa 0.00874 bbls/ft x 953.6 ft = 8.334 bbls. Setelah masuk 10 stand, dilakukan isi string (fill up string) sebesar 6.8 bbls.

Fill up string dapat dihitung dari jumlah stroke pompa selama pengisian. ( jumlah total stroke diakhiri pada saat ada kenaikan stand pipe press (SPP) yang menandakan string sudah penuh )Misal: pada saat isi string jumlah total stroke 310 , SPP mulai naik, maka untuk perhitungan 310 stroke walaupun masih di pompa terus sampai 400 stroke.Jadi vol pengisian = 310 x cap pompa (bbls/stroke)

Perhitungan gain/loss

8.334 bbls ( 23.114 bbls -20.7 bbls ) 6.8 bbls = - 0.880 bbls ( terjadi loss )( jika hasilnya + , terjadi gain )

Ket:Selama masuk pipa seharusnya ada return 23.114 bbls, kenyataannya hanya 20.7 bbls.Jadi ada 2.414 bbls hilang. Ternyata fill up string hanya dibutuhkan 6.8 bbls. Seharusnya bila float bekerja sempurna fill up string 8.334 bbls. Jadi kekurangannya sebesar 8.334-6.8 = 1.534 bbls. Jadi lumpur yang hilang 2.414 bbls tersebut 1.534 bbls mengisi string dan 0.880 bbls masuk formasi

Setelah perhitungan diatas, perhitungan selanjutnya dimulai stand ke 11, vol awal trip tank yaitu vol trip tank saat mulai masuk stand ke 11 Perhitungan vol pipa juga dimulai dari stand ke 11.( lihat tabel Trip monitor )*** Sebelum dilakuka fill up string, belum dapat disimpulkan loss atau gain ***

2.5. CEMENTING MONITOR

Penyenenan ada dua jenis yaitu penyemenan casing dan penyemenan plug. Penyemenan casing dilakukan setelah masuk casing, untuk mengikat casing dengan dinding sumur dan mengisi annulus casing agar aman, untuk trayek pengeboran berikutnya. Sementing plug dilakukan bila menembus zona loss yang tidak dapat ditanggulangi dengan LCM dalam hal ini semen ditempatkan pada zona loss. Sement plug juga dilakukan bila akan dimulai side track untuk bantalan saat mengarahkan sumur ( directional drilling ). Yang perlu dimonitor saat penyemenan adalah:

Sebelum safety meeting persiapkan perhitungan volume/stroke displace dan perbedaan hidrostatik antara Lumpur di string dan di annulus

Pump Stroke ( bila dengan pompa rig ) saat pemompaan displace semen, .Flow out dan pressure saat saat pemompaan displace semen, bila terjadi loss: Pressure berkurang drastis, Flow out berkurang atau bahkan tak ada aliran Lumpur, Total pit volume berkurang. ( catat pada stroke ke berapa mulai loss ) Kontaminasi semen , be carefull dengan degasser barsihkan dari siss-sisa semen.Catat bumping pressure ( tekanan bentur )

2.6. CORING MONITOR

Siapkan coring sheetSamakan dengan Core engineer saat mulai coring ( depth dan time )Catat ROP tiap meter atau feetMonitor Pressure dan gas (Bila pressure turun/drop > 50 psi call coring engineer )Siapkan semua peralatan core handling

2.7. BIT RECORD

Pelaporan Bit record meliputi aspek keteknikan bit ( lihat tabel -- ).

No Bit : 1/1 = 1 : trayek pertama mis 26 hole 1 : bit pertama dari trayek 261/2 = 1 : trayek pertama mis 26 hole 2 : bit ke dua dari trayek 261/2RR1 = rerun pertama dari bit no 1 / 2 2/1 = 2 : trayek kedua mis 17-1/2 hole 1 : bit pertama dari trayek 17-1/22/2 = 2 : trayek kedua mis 17-1/2 hole 2 : bit kedua dari trayek 17-1/2 Jika bit Re-run, Bit hours mulai dari awal tetapi total bit hours ditambah bit run sebelumnya. No BHA urut dari no 1 merupakan BHA pertama dipakai. No BHA tidak berubah bila susunan BHA tetap walaupun ganti bit. Beri keterangan untuk membedakan BHA straight hole dengan BHA directional ( dari DD engineer )

2.8. BIT COST ANALYSIS Analisa bit yang bertujuan untuk mengetahui apakah bit tersebut masih layak digunakan secara ekonomis dalam suatu pengeboran. Hasil analisa ini merupakan salah satu data penunjang yang penting untuk memutuskan apakah tepat saatnya ganti bit. Analisa ini baik digunakan untuk bit jenis threecone ( rock bit ). Untuk PDC tidak ada batasan waktu ( long live ), karena tidak mempunyai cone yang dikhawatirkan bisa tertinggal di lobang.

B + R ( T + t ) C = M

C = Cost / m ( $/m ) B = Harga pahat ( $ ) R = Harga sewa rig per jam ( $ /jam ) T = Trip time ( est. waktu trip = 0.005 x kedalaman m- ) ( jam ) t = Umur pahat / bit hours ( jam )M = Kemajuan/meterage ( m )lihat tabel --

Jika harga C ( cost/m ) mulai naik ( biasanya 3 x berturut-turut ) sudah mulai dipertimbangkan untuk ganti bit, segera informasikan ke Co-man. *** untuk bit ukuran 6 atau kurang, bit hours dianjurkan untuk tidak lebih dari 30 jam. ( RPM =220, WOB=5-10 klbs, sumur TBN-7 Tambun, cone tertinggal 2 buah )

2.9. BIT CONDITION

Pengukuran kondisi bit setelah digunakan bor formasi sampai kedalaman tertentu. Pengukuran ini dapat digunakan sebagai acuan apakah bit tersebut masih layak untuk digunakan lagi ( Rerun ) atau sudah tidak dapat digunakan lagi. Ada 8 ( delapan ) parameter penilaian terutama untuk bit PDC ( Polycrystaline Diamond Compacts), Natural Diamond , Thermally Stable Polycrystalline (TSP), core bit dan non roller cone bits ( IADC Drill Bits Sub-Committee 1987 and revised in 1991). Sistem lama menggunakan 3 parameter yaitu T ( tooth ), B (Bearing) dan G (Gauge), tingkat/derajat kerusakan dinyatakan dng nilai 1 8 ( ringan sampai sangat parah ), yang diterapkan untuk bit jenis Threecone.Delapan parameter tersebut adalah:

Cutting structureBGRemarkInner RowsOuter RowsDull CharacteristicsLocationBearing SealGaugeOther CharacteristicReason Pulled

Penilaian dari delapan parameter tersebut berdasarkan aturan IADC ( The Dull Grading Syatem Chart by IADC). Lihat tabel

2.10. LEAK OFF TEST ( LOT )

Leak off test dilakukan pada saat bit menembus formasi sedalam +/- 3-5 m, setelah formasi diatasnya dicasing. Tujuannya untuk mengetahui kekuatan batuan di bawah shoe terhadap tekanan ( tekanan max yang dapat ditahan oleh formasi dibawah shoe). Hal ini berguna untuk melindungi kekuatan shoe dan mencegah terjadinya rekahan disekitar shoe yang dapat mengakibatkan invasi gas ke zona/lapisan yang sudah di casing . Formation Integrity Test ( FIT )/ Mud Off Test pada dasarnya sama dengan Leak off test tetapi tidak sampai leak ( bocor ). FIT dilakukan bila sudah diketahui Eq MW hasil LOT sumur sekitarnya yang berdekatan.

Prosedure Leak Off Test.

Pada saat bor menembus 3 m formasi setelah set casing, stop bor, sirkulasi bersih, tutup ram BOP, pompakan Lumpur catat volume Lumpur versus Tekanan. Suatu saat pada pemompaan volume tertentu pressure akan tetap walaupun volume ditambah, kemudian tak lama pressure turun sedikit, pada saat itulah pemompaan dihentikan.

Eq MW = MW used + { Leak off Press / ( 0.052 x Depth TVD ft )}

Data: MW : 9.6 ppg ( 1.152 Sg )Shoe 13-3/8 @ 3900 ft TVDPress LOT : 440 psi

Vol (bbl) Press ( psi ) 1.0 20 1.5 40 2.0 80

Vol (bbl) Press ( psi ) 3.0 120 440 3.5 300 Eq. MW = ----------------- + 9.6 4.0 380 0.052 x 3900 4.5 430 5.0 440 = 11.7 ppg 5.5 440 6.0 420 Jadi selama bor formasi dari 3900 ft TVD sampai casing point berikutnya ECD tidak melebihi 11.7 ppg.

2.11. GAS MONITOR

Dalam pengeboran dikenal beberapa istilah gas yang semuanya mempunyai arti penting dalam segi keteknikan maupun aspek geologi. Satuan gas yang dipakai PT. Elnusa Drilling Services adalah USUnit, Unit, ppm, dan persen

1 % gas = 100 Unit 1 % gas = 50 USUnit1 % gas = 10.000 ppm1 USUnit = 200 ppm

Dimana semua satuan menunjukkan satuan kwalitas gas. Artinya jika pengukuran menunjukkan 100 % hydrocarbon, berarti gas yang terdeteksi semuanya hydrocarbon. Tak ada gas lain.Bukan berarti tidak ada Lumpur di dalam degasser. Gas Hydrocarbon yang dapat terdeteksi oleh Chromatograph m200 adalah Metana (CH4), Etana (C2H6), Propana (C3H8), Butana (C4H10) tediri dari Iso Butana (iC4H10)dan Normal Butana (nC4H10), Pentana (C5H12) terduru dari Iso Pentana (iC5H12) dan Norman Pentana (nC5H12). Dan CO2 Carbon Dioksida.

Background GasMerupakan gas rata-rata yang muncul selama pengeboran menembus claystone atau shale.

Maximum GasMerupakan gas terbesar diantara background gas yang muncul selama pengeboran.

Connection GasGas yang muncul melebihi background gas secara significant, setelah satu kali bottom up terhitung sejak mulai pemompaan setelah connection pipe. Besarnya connection gas dihitung dari selisih dengan background gas ( above background gas ABG ).Misalnya setelah connection pompa 1 kali bottom up muncul gas 50 unit, sedangkan background gas 6 unit. Maka connection gas = 44 unit ABG. Informasikan kepada co-man bila background gas muncul 3 x connection dan cenderung naik atau tidak. Munculnya connection gas menandakan tekanan hydrostatis Lumpur sudah tidak mampu lagi menahan tekanan formasi. Tindakan preventif adalah menaikkan Sg Lumpur .

Trip GasGas yang muncul setelah satu kali bottom up terhitung sejak pemompaan saat bit mencapai dasar setelah trip in.

Swab GasGas yang muncul setelah satu kali bottom up terhitung sejak pemompaan saat bit diangkat dari bottom

2.12. SHALE DENSITY

Pengukuran shale density diperlukan untuk mengetahui adanya zona over pressure pada lapisan shale ( clean Shale ). Pada proses pengendapan normal ( normal deposition ), shale akan terbentuk dnngan kompressi yang normal, fluida akan keluar secara normal seiring dengan tekanan overburden (sesuai penambahan kedalaman). Sedangkan pada proses pengendapan cepat / rapid deposition, fluida dalam batuan (shale) tidak sempat keluar dan terperangkap dalam batuan yang mengakibatkan terjadinya tekanan abnormal.Hal tersebut ditandai dengan mengecilnya shale density seiring dengan penambahan kedalaman. Pengukuran shale density pada umumnya menggunakan metode Cairan dan Mud Balance Method. Metode Cairan lebih umum dilakukan. Yaitu dengan memasukkan Cutting shale kering dan bersih ( berat x gr ) ke dalam cairan (vol awal V1 cc) pada gelas ukur , setelah dimasukkan cutting shale, vol cairan terukur menjadi V2 cc. Maka Density Shale = x / (V2-V1) gr/cc .

Mud Balance Methode (Bulk density)

Menggunakan Water Based MudPastikan Mud balance dalam kondisi baik, posisi benar-benar horizontal.Cuci cutting sampai bersih dari Lumpur, Set Mud balance pada posisi 8.33 Masukkan cutting bersih kedalam mud balance dan tutup, hingga setimbang dengan 8.33.Buka penutupnya, masukkan air/solar(oil based mud) hingga penuh, tutup kembali dan bersihkan bag luar mud balance, timbang berapa ppg. ( Rw )

1 Sg Cutting : 2 ( 0.12 x Rw )Misal : Rw = 13.8 ppg

1Sg cutting = = 2.91 gr/cc 2 ( 0.12 x 13.8 )

Bila menggunakan Oil/Saraline Based Mud

Timbang solar/saraline dengan menggunakan mud balance mis: W# ppgKosongkan Cangkir Mud balance dan Posisi rider tetap pada W# ppgTambahkan Cutting yang sudah dicentrifuse (kering), kedalam cangkir dan tutup. Timbang sampai setara tepat W # ppgTambahkan air sampai penuh, bersihkan bag luar mud balance, Timbang Cutting + air tersebut mis seberat Rw

W W Sg Cutting = ------------------- x -------- gr/cc (2 x W ) Rw 8.33

2.13. Dc-Exp

Dc-exp merupakan besaran tanpa satuan yang dihitung dari suatu formula yang dipengaruhi oleh parameter drilling ROP, WOB, MW, Diameter lobang dan RPM. Plot Dc-Exp salah satu parameter yang berguna untuk mengetahui adanya kenaikan tekanan formasi saat drilling. Dc-exp diplot vesus TVD dengan menggunakan kertas semilog, akan memberikan trend arah kekanan ( normal ) atau kekanan secara drastis kemungkinan ada perubahan formasi atau ganti bit. Jika plot Dc-Exp mempunyai tendensi trend ke kiri, menunjukkan ada beberapa kemungkinan yaitu: kanaikan tekanan formasi, perubahan formasi, ganti bit / ukuran bit.

Salah satu parameter untuk mengetahui adanya penambahan tekanan formasiPlot menggunakan kertas semilog versus TVDKemiringan trend plot tiap lokasi/lapangan pengeboran berbeda-beda. Sehingga overlay yang digunakan untuk tiap lapangan berbeda-beda Trend hasil pengeplotan ke kanan menunjukkan normal pressureTrend hasil pengeplotan ke kiri menunjukkan kemungkinan abnormal pressure atau ganti bit/ukuran bit, atau perubahan formasi.

ROP Log 60 x RPM MW normalDc- exp = x 12 x WOB ECD Log 1000 x D

ROP = m/hrsWOB= klbsMW normal = 9 ppgECD = ppgD = Diameter bit ( inch)

Dc-exp perlu dikoreksi karena adanya penyimpangan akibat perubahan ukuran bit dan penggunaan bit PDC. Setelah melakukan beberapa set perhitungan trial and error maka diperoleh konstanta koreksi terhadap penggunaan bit PDC dan koreksi terhadap perubahan ukuran bit ( dari 17-1/2 menjadi 12-1/4 ). Konstanta koreksi terhadap bit PDC sebesar 0.225. Artinya pada interval penggunaan bit PDC nilai Dc-Exp ditambah 0.225. Demikian pula untuk koreksi terhadap perubahan diameter lobang. (Rudi Rubiandini 2002 )

Dc-Exp corr = Dc-Exp + 0.225 (koreksi terhadap bit PDC )Dc-Exp corr = Dc-Exp + { 0.04 x ( D1 D2 ) } (koreksi terhadap perubahan diameter lobang)

2.14. DIRECTIONAL WELL

Hal-hal yang perlu diketahui:

KOP Pengukuran incl,azimut biasanya per satu stand ( +/- 30 m ) drilling.Down Load data survey directional ke dalam Q-log dan GS systemMethode perhitungan biasanya dengan Angle Averaging MethodeMud Motor Factor ---- RPM motorSlide / Rotate

Angle Averaging Methode

I1 + I2 A1 + A2 North = MD x Sin ( -------------- ) x Cos ( ------------- ) 2 2

I1 + I2 A1 + A2East = MD x Sin ( -------------- ) x Sin ( --------------- ) 2 2

I1 + I2 TVD = MD x Cos ( ----------- ) 2

Contoh: Data Survey Survey Survey1 Survey 2 Depth 7482 ft 7512 ft Incl 4 8 Azimut 10 35 TVD 7358 7387.83

North = 30 x Sin ( 6 ) x Cos ( 22.5 ) = 2.89 ft

East = 30 x Sin ( 6 ) x Sin ( 22.5 ) = 1 ft

TVD = 7358 + { 30 x Cos 6 ) = 7358 + 29.83 = 7387.83 ft

Demikian TVD juga untuk Depth 7505 ft

TVD = 7358 + (7505 7482 ) Cos 6 = 7353 + ( 23 x 0.994 ) = 7375.86 ft

Mud Motor Factor

RPM pada Bit yang digerakkan oleh Mud Motor. Mud Motor memutar bit dengan tenaga pemompaan Lumpur dengan flow rate ( gpm ) tertentu.Data mud motor :

GPM min : 265 GPMmax : 600RPMmin: 90 RPMmax : 220

GPM GPM minRPM = RPM min + [ ( RPMmax RPMmin ) x ( ------------------------------ ) ] GPM max - GPM min

Berapa RPM motor jika drilling menggunakan Flow rate 450 gpm

450 - 265RPM = 90 + [ 130 x ---------------- ] 600 265

= 90 + ( 130 x 0.55 )

= 161.5

WOB Available in Directional well

WOB = W x Cos I

WOB : Weight on bit (lbs)W : Total weight of collar (lbs) I : Inclination Misal : Weiht of collar : 45,000 lbs Inclination : 25 deg

WOB = 45,000 x cos 25 = 45,000 x 0.9063 = 40,784 lbs

2.15 CALCIMETRY

Alat untuk mengukur presentase CaCO3 dan Dolomite yang terkandung dalam Batugamping. Prinsip kerja dengan memanfaatkan tekanan gas CO2 hasil reaksi CaCO3 dengan HCl ( pada umumnya dengan HCl 10%) untuk menggerakkan jarum hingga terbentuk plot garis yang sesuai dengan tekanan gas CO2

CaCO3 + 2HCl CaCl2 + H2O + CO2

Alat ini sangat berguna untuk mengetahui apakah sudah mendekati lapisan Batugamping atau sudah menembus lapisan batugamping . Pada umumnya jika mendekati lapisan batugamping prosentase CaCO3 (Calcite) akan naik

Kalibrasi Calcimetri

Timbang CaCO3 murni (100%) seberat mis 10 grMasukkan dalam tabung CalcimetriTuangkan HCl pada level tertentu ke mangkuk kecil ( beri tanda garis )Masukkan mangkuk kecil tersebut ke dalam tabung berisi CaCO3 murni dengan hati-hati agar tidak tercampur antara HCl dan CaCO3. Tutup tabung dengan rapat dan kencangkan (tutup) saluran pembuangan, sehingga tabung dalam keadaan kedap.On kan Calcimetri dengan power 110 / 220 V ( biasanya 110 V)Kocok Tabung hingga HCl dan CaCO3 bercampur merata Akan tarbaca garis grafik yang mendatar kemudian vertical tajam.Catat berapa kolom yang mewakili pembacaan garis grafik mendatar sampai batas mulai vertical. Kolom tersebut mewakili CaCO3 100 %.Dengan Langkah yang sama lakukan pada sample cutting yang sudah dikeringkan

Ingat !! berat sample harus sama seperti saat kalibrasi ( mis 10 gr ), juga HCl harus pada level yang sama di mangkuk pada saat kalibrasi.Misal : Saat Kalibrasi dengan CaCO3 100% terbaca 10 kolom.Dengan langkah yang sama dilakukan terhadap sample batugamping Garis grafik terbaca 7.5 kolom, kemudian garis mulai berbelok/menyudut ke bawah, dan setelah 2 kolom , garis mulai vertical.Kesimpulan : Batugamping mengandung (7.5/10 ) x 100 % = 75 % Calcite (CaCO3) dan ( 2/10 ) x 100 % = 20 % Dolomite

Sample Batugamping 10 gr HCl 10%

Batugamping 10 gr & HCl 10% Masukkan dalam tabung jangan tercampur

Tutup Tabung dengan rapat Kocok hingga HCl dan Sample Tercampur merata

Pembacaan grafik - garis mulai membelok pada kolom ke 7.5- mulai vertical kembali pada kolom 9.5

2.16. WIRE LINE LOGGING

Perekaman dan pengukuran sifat petrofisika lapisan batuan dengan memasukkan tool kedalam lobang bor. Tiap tool merekam dan mengukur sifat petrofisika tertentu dari batuan. Adapun petrofisika yang direkam dan diukur adalah sifat listrik, sufat radioaktif, sifat rambat gelombang batuan.

Adapun yang perlu diamati mud logger selama kegiatan Wire Line Logging adalah : Pengamatan Trip tank volume ( selama logging biasanya dilakukan sirkulasi trip tank) sehingga jika ada kick atau loss segera terdeteksi Catat waktu mulai R/U wire line loggingCatat waktu mulai Log down , Log Up , L/D tool dan R/DInterval Logging ( beri keterangan bila cased hole logging)Jenis dan nomor urut Logging Bottom hole temperature Catat kedalaman bila ada trouble tool/ gagal runningDepth logger

JENIS-JENIS WIRE LINE TOOL

RESISTIVITY LOGGING SCHLUM ATLAS

INDUCTION ISF IELDUAL LATEROLOG DLL DLLSPONTANEOUS POTENTIAL SP SPPHAROR INDUCTION PI PIMICROSPHERICAL FOCUS MSFL MLLPROXIMITY LOG PL PMLSTRAT HIGHT RESOLUTION- SHDT HIGH RESOLUTION DIPLOG DIPMETER TOOLFORMATION MICRO SCANER FMS CBILOIL BASED DIPMETER OBDT OIL-BASED DIPLOG

RADIOACTIVE LOGGING SCHLUM ATLAS

GAMMA RAY GR GR GAMMA RAY SPECTROMETRI NGT SPECTRALOGCOMPENSATED DENSITY / FDC/LDL CDL / ZDLLITHO DENSITY LOGCOMPENSATED NEUTRON LOG CNL CNGRAVEL PACK LOG TGP PHOTONFRACTUR HIGH DETECTION FSG PRISM

ACUSTIC / SONIC LOG SCHLUM ATLAS

SONIC LOG/ BORE HOLE COMPENSATED BHC BHC ACUSTIC LOG /DACT BORE HOLE IMAGINE FMS CBILCALIPER CAL CALVERTICAL SEISMIC PORFILE VSP VSP FORMATION MICRO IMAGINE FMI FMS DIPOLE SHEAR IMAGINE DSI

AUXILIARY SERVICES SCHLUM ATLAS

REPEATABLE FORM TESTER RFT /MDT FMTSIDE WALL CORE SAMPLER CST SWCDIRECTIONAL SURVEY CDR DIR

DUAL COMBO : DLL-MSFL-SP-GR-LDL-CNL-CALTRIPLE COMBO : DUAL COMBO + BHC SONICPLATFORM EXPRESS : HLLD-MCFL-LDL-CNL-GR-CAL