Bab Vi Aspek Pemboran

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.

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.

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

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

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

Section

Bit Type Drilling Parameter

BHA IADC Bit Series Teeth _Type Manufact. _(max) WOB _(rotary) RPM 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 RKB, ft Depth _{(Hrs) (Days)} Opr Limit _Cum Calendar _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 12.00

DRILLING - 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 20:10 Short trip to surface 1000 6.0 0.25 13.09 4/16/2010 2:10 Drill 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 23:03 Circulate 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 8:03 Run 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 8:03 Rig up to run 13-3/8" casing. 3061 2.0 0.08 _16.42 4/19/2010 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 6:21 WOC - If any indication of gas bubles 3061 0.0 0.00 17.27 4/20/2010 6:21

Sub 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 19:21 N/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 15:51 M/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 12:51 Perform LOT / FIT 3061 1.0 0.04 19.58 4/22/2010 13:51

Sub 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 13:51 Drill 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 6:27 Pump Hi-Vis and circulate hole clean. 6685 3.0 0.13 24.39 4/27/2010 9:27 POOH 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

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 21:27 Run 9-5/8" Csg to 6,714' @ 250 FPH 6685 30.7 1.28 26.18 4/29/2010 4:12 Space-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 7:12 Pump Cement & Displace with Mud 6685 4.0 0.17 26.47 4/29/2010 11:12 WOC (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 11:12

8 TEST BOP, Drill Out Cement and LOT 6685 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 12:42 M/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 8:42

Circulate 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 10:42

9 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 18:20 Circulate 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 11:20

Sub 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 13:20 Run Tripple Combo 8594 10.0 0.42 32.97 5/5/2010 23:20 Run Shear Wave log DSI/GR 8594 0.0 0.00 32.97 5/5/2010 23:20 Run FMI/FMS 8594 0.0 0.00 32.97 5/5/2010 23:20 WIPER Trip 8594 0.0 0.00 32.97 5/5/2010 23:20 MDT or RFT 8594 16.0 0.67 33.64 5/6/2010 15:20 CST, R/D 8594 12.0 0.50 34.14 5/7/2010 3:20 Wiper trip to condition hole 8594 14.0 0.58 34.72 5/7/2010 17:20

Sub 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 17:20 Rig up to run7" Liner 8594 2.0 0.08 34.81 5/7/2010 19:20 Run 7" liner 8594 18.0 0.75 35.56 5/8/2010 13:20 MU 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 2:20 Cement the 7" Liner 8594 4.0 0.17 36.26 5/9/2010 6:20 Bump 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 7:20

12 Clean out Liner and Case Hole Log 8594 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 17:20

Sub 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"

controlline 8594 2.0 0.08 41.93 5/14/2010 22:20 Circulate 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 7:20

Sub Total 8594 38.0 0.00 42.31 5/15/2010 7:20

15 Release Rig 8594 0.00 42.31 5/15/2010 7:20

N/D BOP; N/U X-Tree 8594 12.0 0.50 42.81 5/15/2010 19:20 R/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 19:20

Sub 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 12.00

DRILLING 545.3 22.72 22.72 rounded up COMPLETION 218.0 9.08 9.08

TOTAL 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