Monitoring dan laporan drilling migas (mudlogger)

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 floor
• Perubahan WOB yang significant, konfirmasikan dengan rig flor
• ROP 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 << wash pipe, pipa putus/bit lepas , atau surface line.
• Perubahan Flow rate berhubungan dengan SPM dan  SPP atau terjadi loss/gain ( flow rate << / >> )
• Perubahan Torque yang membesar menunjukkan adanya hambatan di annulus / gejala pack off atau hambatan stabilizer karena bit sudah under gage. Jika torque eratic ( naik—turun ) 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 << kemungkinan pipa putus dan harus diikuti drop stand pipe pressure berkisar 300 - 400 psi ( well : KRB-1 Pertamina )

• Gas >> 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 >> / << ), Transfer mud ( satu/beberapa pit saja yang berubah), Dump sand trap/dumping mud ( pit vol << ). Atau stop pompa saat akan connection pipe, pit volume naik >> .

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/Kick

·         Selalu cek sensor pit dalam kondisi dan posisi bagus.

·         Siapkan  Gain/Loss sheet

·         Pengamatan tiap 2 menit  atau 5 menit ( normal)

·         Selalu cross cek dengan mud engineer bila ada transfer/mixing

·         Cocokkan selalu bila ada perubahan mud weight in/out.

·         Lakukan observed well --- loss/gain statis

·         Parameter : 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 TETAP

• Nozzel Plug
• Pack off / Cutting terakumulasi di annulus
• Surface Line

PRESSURE BERKURANG , FLOW RATE TETAP

• Loss Circulation
• Wash pipe
• Surface Line
• Pump

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 bbls

Jumlah      : 5 Stand ( 472.5 ft )                 Vol Trip tank setelah cabut 5 stand : 46.3 bbls

ID              : 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 bbls

Jadi 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 bbls

Jumlah      : 5 Stand ( 476.7 ft )                Vol Trip tank setelah masuk 5 stand : 56.54 bbls

ID              : 3.0”                                     

OD            : 5”                                           

Displ. Pipa: 0.01553 bbls/ft

Cap. Pipa  : 0.00874 bbls/ft

Terjadi aliran balik ( return ) sebesar 56.54 bbls-50 bbls = 6.54 bbls

Secara teori aliran balik sebesar 0.01553 bbls/ft x 476.7 ft = 7.403 bbls

Jadi selama masuk 5 stand terjadi loss 6.54 bbls – 7.403 bbls = -0.803 bbls

Sebaliknya 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 bbls

Jumlah      : 10 stand ( 953.6 ft )            Vol Trip tank setelah masuk 10 stand : 70.7 bbls

ID              : 3.0”                                     

OD            : 5”                                           

Displ. Pipa: 0.01553 bbls/ft

Cap. 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

Penyemenan 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 sheet
• Samakan dengan Core engineer saat mulai coring ( depth dan time )
• Catat ROP tiap meter atau feet
• Monitor 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 26”

1/2         =  1  : trayek pertama mis 26” hole      2 : bit ke dua dari trayek 26”

1/2RR1  =  rerun pertama dari bit no 1 / 2   

 2/1        =  2  : trayek kedua mis 17-1/2” hole   1 : bit pertama dari trayek 17-1/2”

2/2         =  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 structure				B	G	Remark
Inner Rows	Outer Rows	Dull Characteristics	Location	Bearing Seal	Gauge	Other Characteristic	Reason 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 TVD

Press 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 USUnit

1 % gas = 10.000 ppm

1 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 Gas

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

Maximum Gas

Merupakan gas terbesar diantara background gas yang muncul selama pengeboran.

Connection Gas

Gas 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  Gas

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

Swab Gas

Gas 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 Mud

• Pastikan 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

                                   1

Sg 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# ppg

·         Kosongkan Cangkir Mud balance dan Posisi rider tetap pada W# ppg

·         Tambahkan Cutting yang sudah dicentrifuse (kering), kedalam cangkir dan tutup. Timbang sampai setara tepat W # ppg

·         Tambahkan 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 formasi
• Plot menggunakan kertas semilog versus TVD
• Kemiringan trend plot tiap lokasi/lapangan pengeboran berbeda-beda. Sehingga overlay yang digunakan untuk tiap lapangan berbeda-beda
• Trend hasil pengeplotan ke kanan menunjukkan normal pressure
• Trend hasil pengeplotan ke kiri menunjukkan kemungkinan abnormal pressure atau ganti bit/ukuran bit, atau perubahan formasi.

                                   ROP

                     Log  

                                60 x RPM                      MW normal

Dc- exp =                                                 x

                                12 x WOB                         ECD

                    Log                                 

                                 1000 x D

ROP = m/hrs

WOB= klbs

MW normal = 9 ppg

ECD = ppg

D  =  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 system
• Methode perhitungan biasanya dengan “ Angle Averaging Methode”
• Mud Motor Factor ---- RPM motor
• Slide / Rotate

Angle Averaging Methode

                                                       I1  +  I2                       A1  +  A2

           North =         MD x Sin (   --------------  )  x  Cos  (  -------------  )

                                                            2                                   2

                                      I1  +  I2                       A1  +  A2

East      =  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 : 600

RPMmin: 90             RPMmax : 220

                                                                                         GPM  –  GPM min

RPM   =    RPM min +  [ ( RPMmax – RPMmin ) x   ( ------------------------------  ) ]

                                                                                       GPM max  -  GPM min

Berapa RPM motor  jika drilling menggunakan Flow rate 450 gpm

                                         450  -  265

RPM  =  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 gr

·         Masukkan dalam tabung Calcimetri

·         Tuangkan 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 logging

·         Catat waktu mulai Log down , Log Up , L/D tool  dan R/D

·         Interval Logging ( beri keterangan  bila cased hole logging)

·         Jenis dan nomor urut  Logging

·         Bottom hole temperature 

·         Catat kedalaman bila ada trouble tool/ gagal running

·         Depth logger

JENIS-JENIS WIRE LINE TOOL

RESISTIVITY LOGGING                             SCHLUM                          ATLAS

INDUCTION                                                      ISF                                  IEL

DUAL LATEROLOG                                         DLL                                 DLL

SPONTANEOUS POTENTIAL                         SP                                   SP

PHAROR INDUCTION                                      PI                                    PI

MICROSPHERICAL FOCUS                          MSFL                               MLL

PROXIMITY LOG                                              PL                                  PML

STRAT HIGHT RESOLUTION-                      SHDT     HIGH RESOLUTION DIPLOG 

DIPMETER TOOL

FORMATION MICRO SCANER                      FMS                                CBIL

OIL BASED DIPMETER                                  OBDT                 OIL-BASED DIPLOG

 

RADIOACTIVE LOGGING                          SCHLUM                          ATLAS

GAMMA RAY                                                    GR                                  GR     

GAMMA RAY SPECTROMETRI                     NGT                           SPECTRALOG

COMPENSATED DENSITY /                       FDC/LDL                        CDL  / ZDL

LITHO DENSITY LOG

COMPENSATED NEUTRON LOG                 CNL                                   CN

GRAVEL PACK LOG                                      TGP                               PHOTON

FRACTUR HIGH DETECTION                       FSG                                PRISM

ACUSTIC / SONIC LOG                                  SCHLUM                       ATLAS

SONIC LOG/ BORE HOLE COMPENSATED    BHC     BHC ACUSTIC LOG  /DACT 

BORE HOLE IMAGINE                                         FMS                       CBIL

CALIPER                                                               CAL                       CAL

VERTICAL SEISMIC PORFILE                            VSP                        VSP                  

FORMATION  MICRO IMAGINE                           FMI                        FMS

DIPOLE SHEAR IMAGINE                                    DSI                        

AUXILIARY SERVICES                                  SCHLUM                       ATLAS

REPEATABLE FORM TESTER                      RFT /MDT                        FMT

SIDE WALL CORE SAMPLER                           CST                              SWC

DIRECTIONAL SURVEY                                    CDR                              DIR

DUAL COMBO                :  DLL-MSFL-SP-GR-LDL-CNL-CAL

TRIPLE COMBO             :  DUAL COMBO + BHC SONIC

PLATFORM EXPRESS   :  HLLD-MCFL-LDL-CNL-GR-CAL