Evaluasi Penggunaan Drilling Line untuk upaya

optimasi cost operasi Rig PDSI #11.2 N80/B-01

pada Sumur BN-56 PT. Pertamina EP Asset 5
Bunyu Field

KERTAS KERJA WAJIB

Oleh

Nama Mahasiswa : Tommy Iswandi

NIM : 161410067
Prodi : Teknik Produksi Minyak dan Gas Bumi
Konsentrasi : Pemboran
Diploma : III (Tiga)

KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL

BADAN PENGEMBANGAN SUMBER DAYA MANUSIA ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL
POLITEKNIK ENERGI DAN MINERAL Akamigas

PEM Akamigas

Cepu, Mei 2019

 Evaluasi Penggunaan Drilltng Line untuk upaya
--_-_4i-_-_-^l e^uJ, _-.=-,-=-"--! I1 :* Dr\err JJa a a LTOiI/n n{
^.-1 ulrci
ulrrrrrtasr asr r\lg i- rj;Ji #L7.i ir6ui ij-ui
pada Sumur BN-56 PT. Pertamina EP Asset 5
Bunyu Field

KERTAS KERJA WAJIB

OIeh:

Nama Slafuasiswa Tommy Iswandi

NIM 161410067
Prodi Teknik Produksi Minyak & G*s Bumi
Konsentrasi Pemboran
Diploma ffi (Tiga)

Disetujui oleh penguji

f 1. Purnomo Sidi S.T.rM,T.,ph.Il ( )

&{tor,
2. Akhmad Sofyan M.T. ( )
 ABSTRACT

In drilling, completion, Work Over & Well Service operations, drilling lines have
a very important role. Drilling line failures in operations have an impact on the costs that
must be borne by the rig due to downtime damage and potential hazards that can harm
working personnel. Therefore the selection of the right drilling line is very necessary in
the operation of the rig. For the lowest cost usage, drilling crew and all levels of drilling
management must know how to get a long life from the drilling line. These costs can
swell if the drilling line used is not in accordance with the specifications of the rig or
incorrect cutting program. Rig PDSI # 11.2 N80 / B-01 have 10 lines and 143ft mast
height so that the standard minimum line length that must be owned is 1900ft, while Rig
PDSI # 11.2 N80 / B-01 already has 3175ft . The results for cutting the drilling line are 28
meters. At the working limit of the Rig PDSI # 11.2 N80 / B-01 tonmile set a tonmile
working limit of 1200 Tonmile and can only be cut. While in API we can get results for
cutting lengths of 27.5 meters or 91 ft per 1000 - 1300 Tonmile. In calculating Tonmile
roundtrip for routes 12 1/4 ", there is a slight difference between the standard formula and
the formula used in the field, on the tonmile record data for 12 1/4" roundtrip get the
results of 146.81 Tonmile, whereas when using the standard formula get the calculation
results 136.60 Tonmile. Slipping & cut off must be done for efforts to smooth and safe
drilling operations so that it can help optimize costs incurred, because if the drilling line
used is not slipping and cut off according to the API 9B standard, at any time the drilling
line used can break and will greatly hamper the operation, the string is damaged due to
drilling line breaking, NPT, risk of crew accident (fatality).

ii
 DAFTAR ISI

Halaman
HALAMAN JUDUL .....................................................................................
KATA PENGANTAR ................................................................................... i
INTISARI ...................................................................................................... ii
DAFTAR ISI .................................................................................................. iii
DAFTAR GAMBAR ..................................................................................... v
DAFTAR TABEL ......................................................................................... vi
DAFTAR LAMPIRAN ................................................................................. vii

I. PENDAHULUAN .............................................................................. 1
1.1 Latar Belakang Penulisan ...................................................... 1
1.2 Tujuan Penulisan ................................................................... 2
1.3 Batasan Masalah .................................................................... 3
1.4 Sistematika Penulisan ........................................................... 3

II. ORIENTASI UMUM ......................................................................... 5

2.1 Sejarah Lapangan .................................................................. 6
2.2 Sejarah Produksi ................................................................... 6
2.3 Kondisi Geologi .................................................................... 7
2.4 Sarana dan Fasilitas Produksi ................................................ 8

III. DASAR TEORI ................................................................................. 11

3.1 Pengertian Drilling Line / Wire Rope ....................................... 11
3.1.1 Susunan Drilling Line ..................................................... 12
3.1.2 Spesifikasi Wire Rope...................................................... 13
3.1.3 Pemilihan Drilling Line / Wire Rope .............................. 22

3.2 Program Penggeseran dan Pemotongan (Slip and Cut) ........... 24

3.2.1 Penentuan Cut Off Program ............................................ 25
3.2.2 Perhitungan Ton Mile ...................................................... 26

3.3 Prosedur Penggeseran dan Pemotongan ................................. 30

3.3.1 Penggeseran Drilling Line / Wire Rope ........................... 30
3.3.2 Pemotongan Drilling Line / Wire Rope ........................... 31

3.4 Penanganan Drilling Line / Wire Rope ..................................... 31

3.4.1 Penanganan Drilling Line / Wire Rope di Reel ............... 31
3.4.2 Penanganan di Operasi .................................................... 32
3.4.3 Prosedur Penggantian Drilling Line ................................ 33

iii
IV. EVALUASI PENGGUNAAN DRILLING LINE UNTUK
UPAYA OPTIMASI COST OPERASI RIG PDSI #11.2 N80/B-01
PADA SUMUR BN-56 PT. PERTAMINA EP ASSET 5 BUNYU
FIELD ……………………………………………………. 36
4.1 Drilling Line …... ..................................................................... 32
4.2 Identifikasi Drilling line Pada Rig PDSI #11.2 N80/B-01…... 37
4.3 Slipping & Cut Off Program .................................................... 39
4.4 Data Record Tonmile drilling line ........................................... 42
4.5 Kalkulasi Tonmile & Tegangan drilling line ............................ 44
4.6 Perhitungan cost operasi dengan memperhatikan penggunaan
drilling line ............................................................................... 52

V. PENUTUP .......................................................................................... 54
5.1 Simpulan .................................................................................. 54
5.2 Saran ........................................................................................ 55

DAFTAR PUSTAKA .................................................................................... 56

iv
 DAFTAR GAMBAR

Gambar Halaman
2.1 Peta Pulau Bunyu .............................................................................. 6
3.1 Drilling Line....................................................................................... 11
3.2 Bagian Drilling Line .......................................................................... 12
3.3 Jenis Konstruksi Wire Rope ............................................................... 16
3.4 Arah Simpul dari Wire Rope .............................................................. 18
3.5 Diameter drilling line ......................................................................... 19
3.6 Tolerance rope diameter API 9-A ...................................................... 20
4.2 Recommended Cut Off Length API RP 9B ........................................ 40
4.2.1 Total work of Drilling Line cricteria .............................................. 40

v
 DAFTAR TABEL

Tabel Halaman
3.1 Jenis-Jenis Ukuran dan Konstruksi Wire Rope .................................. 14
3.2 Diameter nominal Wire rope.............................................................. 19
3.3 Panjang Drilling Line pada Berbagai Tinggi Menara ........................ 24
3.4 Recommended Cut Off Length For Drilling Lines (API 9B) ............. 25

vi
 DAFTAR LAMPIRAN

Lampiran Halaman
1. Catatan Ton Mile Halaman 1 ................................................................ 57
2. Catatan Ton Mile Halaman 2 ................................................................ 58
3. Catatan Ton Mile Halaman 3 ................................................................ 59
4. Certificate wirerope .............................................................................. 60
5. Certificate Rig ....................................................................................... 61
6. Well Program ........................................................................................ 62

vii
 I. PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang Penulisan

Dalam dunia perminyakan diketahui bahwa untuk melakukan pemboran

diperlukan dana yang tidak sedikit (hight cost), memerlukan teknologi yang

canggih (high tech), memerlukan kualitas orang-orang yang professional (high

qualityman) dan resiko yang besar (high risk). Maka dari itu, perlu dilakukan

perencanaan dan persiapan yang teliti. Perencanaan dan persiapan perlu dilakukan

secara baik dan sistematis untuk meminimalkan biaya dan meminimalkan masalah

yang mungkin timbul saat proses pemboran. Kegiatan pemboran memerlukan

beberapa komponen yang dibutuhkan untuk menunjang sarana dan prasarana agar

proses pemboran dapat berjalan lancar dan tepat waktu, salah satu dari komponen

utama rig tersebut adalah hoisting system yang berfungsi untuk mengangkat dan

menurunkan drill string, casing string dan peralatan subsurface lainnya dari dan

ke lubang sumur. Yang termasuk dalam peralatan pengangkat salah satunya

adalah drilling line.

Drilling line atau wire rope yang dipergunakan didalam pemboran

harganya mahal dan pada saat operasi biaya yang dikeluarkan untuk pembelian

drilling line lebih banyak dibandingkan dengan biaya untuk drillpipe atau bahkan

spare part drawwork. Untuk pemakaian biaya yang serendah-rendahnya, crew

pemboran dan semua tingkat managemen pemboran harus tahu bagaimana untuk

mendapatkan usia yang panjang dari drilling line. Biaya tersebut dapat

membengkak apabila drilling line yang digunakan tidak sesuai dengan spesifikasi

1
rig atau program pemotongan yang tidak benar. Pemotongan yang terlalu cepat

mengakibatkan pemborosan dan pembengkakan biaya yang terjadi akibat dari

pembelian drilling line melebihi semestinya. Pemotongan drilling line yang

terlambat dapat mengakibatkan kerusakan pada drilling line dan dapat

mengganggu jalannya pemboran serta membahayakan kru bor jika drilling line

tersebut putus.

Ada banyak usaha dalam memaksimalkan penggunaan drilling line,

diantaranya yaitu berkaitan dengan identifikasi drilling line, penentuan program

pemotongan dan penggeseran serta prosedur pemotongan dan penggeseran

drilling line, serta perhitungan tonmile.

Dengan mengacu pada pemasalahan di atas, maka penulis berkeinginan

untuk mengangkat hal ini dalam Kertas Kerja Wajib (KKW) dengan judul

“Evaluasi penggunaan Drilling Line untuk upaya optimasi cost operasi Rig

PDSI #11.2 N80/B-01 pada sumur BN-56 PT. PERTAMINA EP Asset 5

BUNYU Field”.

1.2 Tujuan Penulisan

Penulisan Kertas Kerja Wajib ini adalah bertujuan untuk:

1. Menambah wawasan tentang Drilling line

2. Menerapkan ilmu teori yang didapatkan di kampus dengan

mengolah data yang didapatkan di lapangan.

3. Membandingkan ilmu yang telah dipelajari di dalam kelas kuliah

dengan ilmu yang diterapkan dilapangan.

2
1.3 Batasan Masalah

Sesuai dengan program studi Diploma III yang dijalani, maka penulisan

Kertas Kerja Wajib ini penulis membatasi tulisan hanya pada identifikasi drilling

line, perhitungan tonmile, perhitungan cost operasi dengan memperhatikan

penggunaan drilling line pada rig Rig PDSI #11.2 N80/B-01 yang digunakan

oleh PT. PERTAMINA EP Asset 5 BUNYU Field.

1.4 Sistematika Penulisan

Dalam menyusun Kertas Kerja Wajib ini, penulis membuat sistematika

penulisan sebagai berikut:

 BAB I, PENDAHULUAN

Meliputi latar belakang, maksud dan tujuan, rumusan masalah,

batasan masalah, metode pengambilan data dan sistematika penulisan.

 BAB II, ORIENTASI UMUM

Membahas sejarah singkat dan perkembangan perusahaan, struktur

organisasi, serta sarana dan fasilitas.

 BAB III, DASAR TEORI

Membahas teori mengenai apa saja yang berhubungan terkait dengan

drilling line.

 BAB IV, PEMBAHASAN

3
 Pembahasan Evaluasi penggunaan Drilling Line untuk upaya optimasi

cost operasi Rig PDSI #11.2 N80/B-01 pada sumur BN-56 PT.

PERTAMINA EP Asset 5 BUNYU Field.

 BAB V, PENUTUP

Merupakan simpulan dari pembahasan dan saran yang diberikan

untuk suatu peningkatan.

4
 II. ORIENTASI UMUM

2.1 Sejarah Singkat

Sejarah kegiatan eksplorasi dan produksi migas di Bunyu diawali oleh

perusahaan bernama Bataafsche Petroleum Maatschappij (BPM) di tahun 1901

yang melakukan pemboran di sumur B-001 hingga B-016. Dua puluh tahun

kemudian pengusahaan kegiatan perminyakan di Bunyu dilaksanakan oleh

Nederlansche Indische Aardolie Maatschappij (NIAM) yang merupakan

perusahaan patungan antara BPM dan pemerintah Hindia Belanda. Sejak tahun

1951 lapangan Bunyu dikembangkan sebagai lapangan produktif. Sejalan dengan

perkembangan politik saat itu dimana sebagai konsekuensi pengakuan kedaulatan

Republik Indonesia oleh pemerintah kolonial Belanda mengakibatkan partner

BPM dalam NIAM bukan lagi pemerintah Hindia Belanda melainkan pemerintah

Republik Indonesia. Tahun 1959 NIAM berubah menjadi PT Pertambangan

Minyak Indonesia (PERMINDO) dan kemudian dilikuidasi dan kekayaan yang

menjadi hak pemerintah Indonesia dijadikan modal perusahaan minyak baru yang

diberi nama PN PERTAMIN yang wilayah operasinya juga meliputi lapangan

Bunyu. Dengan penggabungan PN PERTAMIN dan PN PERMINA menjadi PN

PERTAMINA di tahun 1968 dan kemudian menjadi PERTAMINA di tahun 1971,

maka pengelolaan lapangan Bunyu juga berpindah tangan kepada PT.

PERTAMINA.

Dalam pengoperasian yang dilakukan oleh PT. PERTAMINA, lapangan

Bunyu semakin berkembang. Meskipun sempat dioperasikan oleh perusahaan

5
bernama PT Ustraindo di tahun 1993 sampai dengan 1994, PT. Pertamina

kemudian kembali mengambil alih lapangan ini dan hingga kini berada di

bawah naungan PT PERTAMINA EP Asset 5.

Gambar 2.1 Pulau Bunyu

2.2 Sejarah Produksi

a) Lapangan Bunyu diproduksikan dengan menggunakan metode sembur

alam, gas lift, dan pompa. Adapun kondisi operasi produksi lapangan

Bunyu (periode 2009-2014) sebagai berikut :

b) 2009 : Laju produksi rata-rata pada tahun 2009 adalah 1.811 BOPD, 4.594

MMSCFD, dan 27.378 BWPD.

c) 2010 : Laju produksi rata-rata pada tahun 2010 adalah 4.454 BOPD, 5.123

MMSCFD, dan 14.311 BWPD.

d) 2011 : Laju produksi rata-rata pada tahun 2011 adalah 5.347 BOPD, 5.459

mmscfd gas, dan 16.459 BWPD.

6
 e) 2012 : Laju produksi rata-rata pada tahun 2012 adalah 7.420 BOPD, 8.867

mmscfd gas, dan 25.311 BWPD.

f) 2013 : Laju produksi rata-rata pada tahun 2013 adalah 5.501 BOPD, 8.003

mmscfd gas, dan 28.001 BWPD.

g) 2014 : Laju produksi rata-rata pada tahun 2014 adalah 5.991 BOPD,

10.490 mmscfd gas, dan 29.687 BWPD.

h) 2015 : Laju produksi rata-rata pada tahun 2015 adalah 4.146 BOPD, 9.600

mmscfd gas, dan 39.131 BWPD.

i) 2016 : Laju produksi rata-rata pada tahun 2016 adalah 3444 BOPD, 8416

mmscfd gas, dan 31825 BWPD.

j) 2017 : Laju produksi rata-rata pada tahun 2017 adalah 2945 BOPD, 7094

mmscfd gas, dan 25,265 BWPD.

k) 2018 : Laju produksi rata-rata pada tahun 2018 adalah 4948 BOPD, 7837

mmscfd gas, dan 23,4021 BWPD.

2.3 Kondisi Geologi

Lapangan Bunyu secara geografis terletak di ujung tenggara. Luas

Wilayah Kerja Pertambangan (WKP) sekitar 187,5 km² dengan memiliki lima

jenis sruktur Geologi yaitu : MELIAT, TABUL, SANTUL, TARAKAN dan

BUNYU. Pada formasi Bunyu mempunyai ketebalan sekitar 300-700 meter dan

terletak secara tak selaras di atas formasi Tarakan. Litologinya terdiri dari batuan

pasir tebal berukuran menengah sampai kasar kadang-kadang konglomerat dan

selang seling dengan lignit dan serpih. Pada umumnya batu pasir lebih tebal, lebih

7
kasar, dan lebih kompak dibandingkan dengan batu pasir dari formasi Tarakan.

Tebal batu pasir dan batubara berkisar dari 1 – 30 meter. Rata-rata kedalaman

sumur di Lapangan Bunyu 2000 – 3000 meter dengan formasi untuk sumur

penghasil minyak di kedalaman 800 – 1500 meter dan untuk sumur penghasil gas

di kedalaman lebih dari 1500 meter.

2.4 Sarana dan Fasilitas Produksi

PEP (Pertamina Eksplorasi) Bunyu mempunyai beberapa unit pengolahan

di lapangan Bunyu seperti Gathering Station (GS) 1, 2, 3, dan GS Nibung, Main

Gathering Station, Loading Terminal, Gas Compressor Station (GCS) Bunyu dan

Nibung. Proses pengolahan fluida pertama dilakukan di Gathering Station dengan

tujuan untuk memisahkan fluida dengan menggunakan peralatan produksi yang

dioperasikan secara semi-otomatis. Peralatan ini biasanya dioperasikan langsung

oleh operator yang berada di lapangan ataupun dioperasikan dan dikontrol secara

pneumatic pada peralatan produksi tertentu. Peralatan produksi di lapangan ini

juga dilengkapi dengan fasilitas Shut Down System, dimana fasilitasini akan

mematikan operasi peralatan-peralatan produksi secara otomatis bila terjadi

suatu kondisi yang menyimpang dari operasi produksi normal.

Beberapa peralatan produksi yang terdapat di PEP Bunyu meliputi:

a. Separator

Berfungsi memisahkan fluida produksi dari sumur menjadi 2 atau 3 fasa,

yaitu:

8
1. Fasa Gas, di mana gas ini kemudian diproses di dalam Scrubber untuk

dijadikan gas bersih sebagai gas suction kompresor dan sebagian lagi

digunakan untuk bahan bakar turbin generator.

2. Fasa Minyak, dimana minyak ini kemudian dikirim ke tangki untuk proses

emulsi.

3. Fasa Air, yang kemudian diinjeksikan lagi ke dalam sumur sebagai air

injeksi (water disposal).

b. Scrubber

Berfungsi untuk memisahkan gas dengan air sehingga membuat gas

menjadi bersih.

c. Tanki Penimbun (Storage tank)

Berfungsi untuk menampung hasil produksi sementara sebelum

dipompakan ke kapal pengangkut (Tanker).

d. Pompa Pengirim (Shipping Pump)

Berfungsi mengirimkan minyak dari Terminal ke kapal pengangkut yang

berada di perairan Bunyu, kira–kira berjarak 1,5 km dari Terminal.

e. Stasiun Metering Gas (Metering Station)

Berfungsi sebagai alat ukur gas yang disalurkan ke Perusahaan Listrik

Negara (PLN) Bunyu, Tarakan, dan Pemda Bulungan untuk gas rumah

tangga.

f. Stasiun Kompresor Gas (Gas Compressor Station)

9
 PEP Bunyu mempunyai 2 Stasiun Kompresor Gas, dimana Stasiun

Kompresor tersebut mempunyai fungsi masing-masing, yaitu :

1. Kompresor Bunyu, berfungsi untuk mensuplai gas injeksi sumur produksi

gas lift serta menaikkan tekanan bahan bakar gas bersih untuk Pembangkit

Listrik Tenaga Gas (PLTG).

2. Kompresor Nibung, berfungsi untuk mensuplai gas ke Perusahaan Listrik

Negara (PLN) Bunyu dan Tarakan serta program city gas untuk gas rumah

tangga.

g. Pembangkit Tenaga Listrik.

Kebutuhan tenaga listrik untuk proses produksi dipenuhi dari

pembangkit tenaga listrik. Beberapa pembangkit menggunakan turbin gas,

sedangkan sisanya menggunakan mesin diesel yang berbahan bakar solar.

10
 III. DASAR TEORI

3.1 Pengertian Drilling Line

Drilling line atau yang biasa disebut dengan wire rope merupakan wire

baja yang berfungsi menghubungkan semua komponen dalam hoisting system.

Tali ini dililitkan secara bergatian melalui katrol pada crown block dan traveling

block kemudian digulung pada rotating drawwork drum (Gambar 3.1). Drilling

line menguhubungkan drawwork dan dead line achor.

Gambar 3.1 Drilling Line

Drilling line sangat penting dalam operasi pemboran karena berfungsi

untuk menahan atau menarik beban yang diderita oleh hook. Beban-beban yang

diderita oleh drilling line terjadi pada saat :

a. Cabut dan masuk drill string (round trip).

b. Pemasangan casing (running casing).

11
 c. Operasi pemancingan (fishing job).

3.1.1 Susunan Drilling Line

Drilling line terbagi dalam beberapa bagian antara lain:

a. Core: Bagian tengah dari drilling line yang dililit oleh strand.

b. Strand: Bagian dari drilling line merupakan pilinan dari wire.

c. Wire: Bagian dari drilling line merupakan pilinan per biji.

d. Center: Bagian dari drilling line merupakan inti dari strand

Gambar 3.2 Bagian Drilling Line

12
 Drilling line pada hoisting system terdiri dari beberapa susunan

(tergantung pada fungsinya), yaitu:

a. Reveed “drilling line” : tali yang melewati roda-roda crown block dan

roda-roda travelling block.

b. Dead line : tali tidak bergerak yang ditambatkan pada substructure (tali

mati).

c. Fast line : tali bergerak yang dililitkan pada drum di drawwork

d. Dead line anchor : biasanya ditempatkan berlawanan (berseberangan

dengan drawwork, diklem pada substructure).

e. Storage or supply : biasanya ditempatkan pada jarak yang dekat dengan

rig.

3.1.2 Spesifikasi Drilling line

Salah satu jenis dari drilling line adalah wire rope. Wire rope dibuat dari

carbon steel yang didinginkan dengan cepat dan mempunyai variasi ukuran dan

kekuatan (lihat Tabel 3.1) API mengklasifikasikan ukuran wire rope sebagai

berikut :

 Extra Improved Plow Steel (EIPS)

 Improved Plow Steel (IPS)

 Plow Steel (PS)

 Mild Plow Steel (MPS)

13
Tabel 3.1 Jenis-Jenis Ukuran dan Konstruksi Wire Rope

14
15
 Pada umumnya EIPS dan IPS yang mempunyai kekuatan tinggi digunakan

saat ini untuk drilling line. Elemen utama dari wire rope adalah kawat-kawat

tunggal. Lembaran-lembaran kawat diuntai di sekeliling inti dari wire rope. Inti

dapat dibuat dari tali fiber, plastik, baja, atau kawat tunggal. Wire rope umumnya

dibagi dari bentuk inti dan jumlah dari simpul yang membungkus di sekitar inti,

sedang simpul terdiri dari beberapa kawat tunggal.

Gambar 3.3 Jenis Konstruksi Wire Rope

Susunan Wire pada Strand

a) Single layer : dasar pokok dari konstruksi strand. Konstruksi umum

terbanyak adalah single wire centre dengan 6 (enam) wire yang

mengelilinginya.

Contoh: 7 wire(- 6) strand.

16
b) Filler wire : Konstruksi ini mempunyai 2 (dua) layer dengan ukuran

wire sama mengelilingi centre wire, dengan inner layer mempunyai

setengah jumlah wire dari yang disusun di layer bagian luar. Filler wire

kecil dengan jumlah sama dengan wire dalam diletakkan di celah inner

layer.

Contoh: 25 filler wire(1 –6 –6F –12) strand.

c) Seale : Prinsipnya memiliki dua layer mengelilingi wire centre dan

memiliki jumlah yang sama untuk setiap layer. Wire yang berukuran

besar di luar duduk di lembah antara kawat kecil inner wire.

Contoh: 19 seale(1 -9 –9) strand.

d) Warrington : Prinsipnya terdiri dari wire dengan diameter sama pada

inner layer dan dua macam diameter wire, secara bergantian besar dan

kecil dibagian outer layer. Wire besar duduk di lembah dan wire kecil

di punggung innerlayer.

Contoh: 19 Warrington(1 –6 –(6 + 6) strand

e) Combined patterns : Jika strand dibentuk oleh dua atau lebih

konstruksi di atas, maka disebut combined patterns. Dimulai dari

centre wire, dua layer pertama berpola warrington dengan layer ketiga

atau layer luar.

Contoh: 49 Warington Seale(1 –8 –8 –(8 + 8) –16) strand

17
Arah Pintaran

Tidak semua wire rope mempunyai puntiran atau pintalan strand sama, ada

yang ke kiri dan ada yang ke kanan. Arah wirenya juga ada yang ke kiri dan ke

kanan, serta ada yang sejajar dengan core(poros) wire rope.

Arah dari tali dapat dibagi berdasarkan simpul yang melingkari inti dan

kemiringan dari kawat simpul-simpul tersebut.

1. Right Regular Lay (RRL) Arah strand ke kanan dan arah wire

berlawanan arah dengan strand

2. Left Regular Lay (LRL) Arah strand ke kiri dan arah wire berlawanan

dengan arah strand

3. Right Lang Lay (RLL) Arah strand ke kanan dan arah wire searah

dengan strand.

4. Left Lang Lay (LLL) Arah strand ke kiri dan arah wire searah dengan

arah strand.

5. Composite atau Reverse Lay Rope Bila strand terbagi dalam arah jalinan

yang berlawanan.

Gambar 3.4 Arah Simpul dari Wire Rope

18
Ukuran Diameter

Ukuran diameter wire rope diukur dari puncak strand ke strand yang

bersebrangan atau merupakan diameter terbesar dan bukan diameter terkecil.

Ukuran diameter diukur sampai bilangan terkecil 1/64.

Ukuran wire rope umumnya lebih besar sedikit dari ukuran nominalnya.

Ini merupakan kondisi yang normal karena apabila dipakai pada operasi setelah

beberapa saat maka wire rope tersebut akan berukuran sebesar ukuran nominal.

Gambar 3.5 Diameter drilling line

Tabel 3.2 Diameter nominal Wire rope

Nominal Diameter (inch) Undersize Oversize

0–¾ 0 1/32

13/16 – 1 1/8 0 3/64

1 3/8 – 1 ½ 0 1/16

Ukuran wire rope tidak boleh lebih kecil dari ukuran nominal, tetapi boleh besar

sedikit dengan toleransi seperti diatas.

19
 Gambar 3.6 Tolerance rope diameter API 9-A

3.1.3 Design Factor & Tensile Strength

• Design Factor

Saat wire rope dioperasikan mendekati Minimum Design Factor (MDF),

maka wire rope dan peralatan yang berkaitan harus dipastikan dalam kondisi

baik. Hal yang harus diperhatikan yaitu: meminimalkan shock, percepatan,

dan perlambatan beban yang diangkat.

Design minimum factor dari wire rope digunakan untuk mengetahui nilai

batas minimal dari penggunaan wire rope yang aman. Design minimum factor

dihitung dengan rumus :

BS x N x Eta
Design Faktor = ----------------
W

Dimana :

BS = breaking strength

N = jumlah lilitan

Eta = effisiensi tackle

W = beban total

20
 Berikut adalah nilai minimum desain factor dari masing-masing wire rope:

Safety factor

- Sand line. 3

- Rotary drilling line. 3

- Mast raising dan lowering line. 2,5

- Hoisting service diluar pemboran. 3

- Rotary drilling line ketika running casing. 2

- Mencabut pipa terjepit atau pekerjaan serupa. 2

Bila nilai desain minimum factor yang digunakan lebih dari nilai minimum

yang disarankan, maka wire rope tersebut aman digunakan/dioperasikan.

 Tensile Strength

Tensile strength adalah gaya per satuan luas penampang yang dibutuhkan

untuk dapat menahan beban tanpa rusak sedikitpun. Tujuan dari perhitungan

tensile strength adalah untuk mengetahui nilai beban yang harus ditanggung

oleh drilling line. Karena dihitung dalam kondisi statis/diam, maka nilai

tensile strength pada drilling line sama dengan nilai tensile strength pada fast

line dan dead line.

W
Ff = Fd = ---------
N

Rumus diatas fungsi dari jumlah lilitan (N) menjadi tidak efisien. Nilai

efisiensi tersebut tercantum dalam API RP 9B - Recommended Practice on

Application, Care and Use of Wire Rope for Oilfield Services. Oleh karena itu

rumus perhitungan tensile load pada drilling line dan fast line menjadi :

21
 W
Ff = ----------------
ExN

Dimana:

Ff = tensile load pada drilling line dan fast line

W = total beban (hook load) (lbs)

E = efisiensi tackle 10 lilitan (0.811)

N = jumlah drilling line

3.1.3 Pemilihan Drilling Line

Dari spesifikasi dan identifikasi Drilling line tersebut diatas dapat

ditentukan wire rope yang sesuai dengan rig serta daerah operasi pemboran yang

akan dilakukan. Pemilihan wire rope yang tepat sangatlah penting, jangan sampai

drilling line yang dipesan tidak sesuai dengan spesifikasi rig dan kondisi daerah

pemboran.

Pemilihan drilling line harus memperhatikan hal hal sebagai berikut :

1. Diameter wire rope harus sesuai dengan ukuran sheaves groove

dari crown, drum dan traveling block. Tidak boleh lebih besar

ataupun lebih kecil.

2. Arah pintalan (lay) harus sesuai dengan drum. Left lay digunakan

pada drum dengan gulungan dimulai dari sebelah kiri untuk

gulungan underwind dan dari sebelah kanan untuk drum overwind,

demikian sebaliknya dengan right lay

3. Jenis core yang sesuai untuk drilling line adalah IWRC. Fiber core

memang memberikan keuntungan lebih pada kelenturan wire rope,

22
 akan tetapi wire rope dengan inti fiber tidak cocok untuk

mengangkat beban berat.

4. Grade of Steel dari wire rope yang digunakan sebagai drilling line

sesuai dengan rekomendasi API adalah IPS atau EIPS. API juga

merekomendasikan wire rope dengan tipe preforming.

5. Panjang drilling line yang harus dibeli harus sepanjang minimum

yang diperlukan ditambah cadangan untuk keperluan penggeseran

dan pemotongan untuk mendapatkan manfaat drilling line yang

optimal.

Yang dimaksud panjang minimum adalah panjang drilling line yang

diperlukan agar dapat menarik pipa pada posisi terendah dengan ditambah pada

drum drawwork masih tersisa sejumlah batas aman. Batas aman drilling line di

drum drawwork adalah plain drum satu layer ditambah 4 sampai enam lilitan

kalau pada groove drum cukup sejumlah 6 sampai 9 lilitan. Apabila drilling line

tidak sesuai dengan panjang minimum berarti keausan dari drilling line tidak

dapat diratakan dan karena hanya untuk sekali terpasang, akibatnya banyak bagian

yang masih baik ikut terbuang.

Semakin panjang perataan keausan dengan pergeseran dan pemotongan

data dilakukan, yang berarti memanfaatkan kemampuan drilling line secara

optimal. Tetapi panjang drilling line yang terlalu panjang juga dapat berakibat

tidak ekonomis karena akan menyulitkan atau menambah ongkos transport.

23
 Tabel 3.3 Panjang Drilling Line pada Berbagai Tinggi Menara

3.2 Program Penggeseran dan Pemotongan (Slip and Cut)

Pelaksanaan penggeseran dan pemotongan adalah untuk menaikkan

services life dari drilling line. Penggeseran drilling line dilakukan untuk

meratakan keausan terbesar, atau tempat mengalami kelelahan. Kelelahan dan

keausan terbesar itu terjadi pada titik di mana saat mulai menaikkan dan

menurunkan beban yang di sebut titik kritis. Titik kritis tersebut terdapat pada

24
 crown block, traveling block, cross over drum dan dead line yang terjadi di tempat

saat mulai menarik atau memasukkan string.

3.2.1 Penentuan Cut Off Program

Cut off atau pemotongan dilakukan apabila :

 Dari visual inspection diketahui adanya drilling line yang rusak.

 Total kumulatif ton mile telah dicapai.

Panjang pemotongan dapat ditentukan berdasarkan tabel

Recommended Cut Off Length API RP 9B. Untuk menentukan panjang

pemotongan terlebih dahulu harus diketahui tinggi menara, dan diameter

drum yang digunakan. Ton mile pemotongan ditentukan berdasarkan tabel

Cut Off Practice for Drilling Line Ton Mile before cut API RP 9B. Untuk

menentukan ton mile diperlukan data diameter drilling line, tinggi menara

dan kekerasan formasi yang akan dibor serta safety factor yang digunakan.

Tabel 3.4 Recommended Cut Off Length For Drilling Lines (API 9B

25
 Yang harus diperhatikan saat slipping dan cutting drilling line :

 Hanya boleh dilakukan pada saat pipa bor berada dalam

selubung/casing dekat casing shoe

 Tidak boleh dilakukan penggeseran dan pemotongan apabila pipa

diluar lubang sementara casing belum terpasang.

3.2.2 Perhitungan Ton Mile

Untuk keperluan menghitung ton mile di lapangan dapat di lakukan

dengan beberapa cara antara lain :

1. Mempergunakan rumus matematis.

2. Mempergunakan tabel – tabel yang telah disediakan oleh perusahaan

pembuat wire rope atau dari IADC drilling manual

3. Mempergunakan slide rule, hasilnya sedikit lebih baik dan hampir

mendekati bila di bandingkan dengan cara perhitungan dengan rumus

matematis.

Sebagian besar dari kerja drilling line yang dilakukan adalah untuk

pekerjaan round trip. Jumlah kerja yang di lakukan untuk round trip dapat

dihitung dengan rumus berikut :

1
D (L + D) Wm 𝐷 (𝑀 + 2 𝐶)
TR = +
10.560.000 2.640.000

Keterangan :

TR = Ton mile untuk round trip, ton mile

D = Kedalaman lubang, ft

26
 LS = Panjang drill pipe per stand, ft.

N = Jumlah stand dari drill stem

Wm = berat effective per feet drill pipe dalam Lumpur, lbs/ ft

M = berat seluruh block assembly, lbs

C = berat excess, yaitu selisih berat seluruh drill collar assembly dalam

lumpur dikurangi berat drill pipe dalam lumpur untuk panjang yang sama, lbs.

Bouyancy Factor

Berat string didalam zat cair = W(1- 0.015 ppg)

keterangan :

W = berat string di udara

Ton Mile Drilling Dengan Top Drive System

Rumus ton mile drilling dengan top drive tanpa reaming adalah

TD = (TR2 – TR1) x 1/2

TD = (TR2 – TR1) x 3/2 => Untuk reaming satu kali

Ton Mile Running Casing

Ton mile untuk memasukkan casing dapat dihitungkan dengan rumus

sebagai berikut:

D (Lcs + D) Wcm 𝐷𝑋𝑀

( + 2.640.000)
10.560.000
Tc =
2

27
 Keterangan :

Tc = Ton Mile memasukkan casing, ton mile

Lcs = Panjang casing per joint, ft

Wcm = Berat casing per ft di dalam lumpur, lbs/ft

Ton Mile Short Trip

Ton mile untuk short trip dapat dihitung ton mile round trip dari

kedalaman dasar dikurangi ton mile round trip dari kedalaman casing shoe.

𝑇𝑆 = 𝑇𝑅𝑇 – 𝑇𝑅𝐶

Keterangan :

Ts = Ton mile short trip, ton mile

TRT = Ton mile round trip dari kedalaman akhir, ton mile

TRC = Ton mile round trip dari kedalaman casing shoe, ton mile

Ton Mile Round Trip dengan String HWDP

Prinsip penghitungan sama dengan rumus round trip biasa, tetapi berbeda

dengan perhitungan berat excess, yang harus diperhitungkan pula escess HWDP.

1
D (L + D) Wm 𝐷 (𝑀 + 2 𝐶𝐻)
( +
10.560.000 2.640.000 )
Tc =
2

28
 Keterangan :

CH = berat excess yang besarnya sama dengan selisih berat seluruh drill

collar dan heavy weight drill pipe dalam Lumpur dengan berat drill pipe

dalam lumpur dengan panjang yang sama.

Ton Mile pada saat Rig Up

Pada saat rig up perlu juga dihitung ton mile drilling line yang digunakan

untuk menarik menara. Rumus ini hanya berlaku pada rig dengan tipe menara

cantilever dan full view.

1415 x w x h
𝑇𝑟𝑢 =
10.560.000

Keterangan :

TRU = Ton mile rig up, ton mile

W = Berat maximum menara saat rig up, lbs

H = Tinggi Menara, ft

Ton Mile Stand Up

2
(Woe + 3 (Wdp x Ls)) 𝑁 𝑥 𝐿𝑠
Tsu =
10560000

Keterangan:

TSU = Ton mile Stand Up, ton mile

Woe = Berat overhead equipment (Travelling Block,Hook,Top Drive), lbs

Wdp = pounder DP/DC, lbs/feet

29
 Ls = Panjang stand, feet

N = Jumlah stand

3.3 Prosedur Penggeseran dan Pemotongan Drilling Line / Wire Rope

3.3.1 Penggeseran Drilling Line / Wire Rope

1. Mengulur drilling line di wire rope reel dan tandai sepanjang

penggeseran. Pasang safety U-bolt clamp atau wire clip untuk tiap

penggeseran.

2. Kendurkan baut klem pada dead line anchor, harus diperhatikan

hal-hal berikut:

• Driller telah diposisi memegang brake drawwork.

• Pengenduran baut klem dilakukan dengan sedikit demi sedikit

dan merata di semua baut klem.

• Setelah klem agak longgar goyang wire rope agar wire rope

bergerak naik.

• Salah satu crew harus di posisi memegang brake wire rope di

dead line anchor (memegang kunci untuk mengencangkan

baut) agar jika klem terlalu longgar dan bergerak naik dengan

cepat dapat segera di rem.

3. Jika Wire Rope tidak bergerak meskipun klem telah dilonggarkan

maka beri beban kejut dengan jalan angkat traveling blok.

4. Gulung drilling line sampai batas penggeseran telah mencapai dead

line anchor.

30
 5. Kencangkan kembali baut klem dead line anchor.

3.3.2 Pemotongan Drilling Line / Wire Rope

1. Selanjutnya clamp dengan wire rope clips fast line dengan line

lainnya supaya pada waktu drilling line yang ada di drum dilepas,

drilling line di block tidak menggeser.

2. Keluarkan drilling line dari drum dengan jalan membalik (reverse)

putaran drum dan buka klem drilling line pada drum drawwork.

3. Setelah drilling line dilepas dari drum dapat di lakukan

pemotongan sepanjang yang di inginkan.

4. Selanjutnya pasang kembali drilling line di drum dan pasang klem.

5. Gulung drilling line. Pada saat menggulung harus dipastikan

kerapatan gulungan.

6. Setelah selesai angkat traveling block dan lepas wire rope clips di

fast line.

7. Berikan waktu break in, dengan memberi beban ringan terlebih

dahulu pada waktu yang singkat. Disarankan 15 cycle dengan 3

joint drill pipe akan cukup untuk break in.

3.4 Penanganan Drilling Line / Wire Rope

3.4.1 Penanganan Drilling Line / Wire Rope di Reel

1. Apabila mengangkat wire rope di reel baru, pakailah binding atau

lifting chain supaya jangan digantung melingkari wire rope.

31
 2. Untuk memindahkan reel, dengan memakai linggis (batang pipa)

jangan menekan wire ropenya, tetapi dorong pada reel flangnya.

3. Reel jangan digelindingkan atau dijatuhkan di tempat keras, tajam,

yang akan membuat tekukan di wire rope.

4. Jangan menjatuhkan reel dari truck dan lain-lain yang akan merusak

rope

5. Jangan menggelindingkan atau meletakkan wire rope di tempat

yang akan membuat besi berkarat seperti lumpur, kotoran, asam,

dan lain lain.

6. Untuk mencegah pengkaratan pada wire rope, sebaiknya disimpan

dan diberi pelumas yang benar.

7. Jangan mempergunakan wire rope sebagai arc welding circuit.

3.4.2 Penanganan di Operasi

1. Pembebanan kepada drilling line harus memiliki design factor atau

safety factor yang cukup agar drilling line dapat dikatakan aman.

Safety factor minimal untuk drilling line adalah safety factor

minimal yang diizinkan = 3.

2. Kecepatan penggulungan drilling line maksimum adalah 4000

ft/menit.

3. Fast line fatique disebabkan oleh vibrasi, untuk itu wireline

stabilizer atau drilling line guide harus dipasang. Hal ini tidak

32
 dilakukan pada rig MSH 2000/30 karena wireline stabilizer tidak di

pasang

4. Sheave yang goyang karena ausnya bearing dapat menimbulkan

vibrasi sehingga dapat mempercepat aus sheave dan wire rope.

Inspeksi dan pemberian grease secara rutin dilaksanakan seminggu

sekali.

5. Fleet angle atau sudut yang dibentuk fast line pada saat di posisi

pinggir drum dengan garis center antara drum dan fast line sheave

dibatasi maksimum 20 untuk groove drum dan 150 untuk plain

drum.

6. Apabila wire rope kering dapat diberikan pelumasan dengan grade

yang baik dan bebas dari asam.

7. Mengikat wire rope dengan wire rope clips. Pergunakanlah jumlah

clip yang cukup dan disusun dengan susunan yang benar.

8. Prosedur penggeseran dan pemotongan harus dilakukan secara

berkala dan tepat.

9. Inspeksi atau pengamatan secara visual harus dilaksanakan secara

rutin dan teliti.

3.4.3 Prosedur Penggantian Drilling Line

1. Letakkan traveling block pada posisi terbaik yaitu gantung dengan

hang line atau penahan agar traveling block posisi tegak dekat

rotary table.

33
2. Letakkan reel pada posisi sedekat mungkin dengan dead line

anchor, reel harus diletakkan mendatar pada penyangga dengan

penyangga dengan ujung terletak di bawah.

3. Jangan sampai wire rope bergesekan dengan bagian menara.

4. Pengereman reel flange harus dilakukan agar rope tidak kendor

pada saat mengulur, berikan pengereman mempergunakan kayu.

5. Pelihara tegangan wire rope, gulung yang teratur.

6. Untuk memulai memasang wire rope baru, pakailah swivel type

stringing grip.

7. Gulung terus kabel tua sampai kabel baru masuk drul dengan

jumlah cukup.

8. Ikat Drilling Line baru dan lepas swivel type string grip. Keluarkan

drilling line lama dari drawwork ke reel lain.

9. Pasang drilling line baru ke drum drawwork dengan jumlah lilitan

yang cukup pada posisi traveling block akan mengangkat. Pada

drum dengan groove minimum pada drum harus ada 6 sampai 9

wraps dari pada faced drum harus mempunyai satu layer penuh

ditambah 4 sampai 6 wrap untuk layer kedua.

10. Dead Line Anchor hold down sheavesnya harus paling sedikit 15 x

diameter wire rope, klem dengan bath jangan sampai link flatten

tertekan kembali.

11. Setelah selesai angkat traveling block dan lepas hang off line dari

traveling block.

34
12. Berikan waktu break in, dengan memberi beban ringan terlebih

dahulu pada waktu yang singkat. Disarankan 15 cycle dengan 3

joint drill pipe akan cukup untuk break in.

35
 IV. EVALUASI PENGGUNAAN DRILLING LINE UNTUK

UPAYA OPTIMASI COST OPERASI RIG PDSI #11.2 N80/B-01

PADA SUMUR BN-56 PT. PERTAMINA EP ASSET 5

BUNYU FIELD

Pada bab ini akan di bahas evaluasi mengenai “Penggunaan Drilling Line

untuk upaya optimasi cost operasi Rig PDSI #11.2 N80/B-01 pada Sumur BN-56

PT. Pertamina EP Asset 5 Bunyu Field“. Berikut hasil pembahasannya.

4.1 Drilling Line

Drilling line atau wire rope yang dipergunakan didalam pemboran

harganya mahal dan pada saat operasi biaya yang dikeluarkan untuk pembelian

drilling line lebih banyak dibandingkan dengan biaya untuk drillpipe atau bahkan

spare part drawwork.

Untuk pemakaian biaya yang serendah-rendahnya, crew pemboran dan

semua tingkat managemen pemboran harus tahu bagaimana untuk mendapatkan

usia yang panjang dari drilling line. Biaya tersebut dapat membengkak apabila

drilling line yang digunakan tidak sesuai dengan spesifikasi rig atau program

pemotongan yang tidak benar.

Pemotongan yang terlalu cepat mengakibatkan pemborosan dan

pembengkakan biaya yang terjadi akibat dari pembelian drilling line melebihi

semestinya. Pemotongan drilling line yang terlambat dapat mengakibatkan

36
kerusakan pada drilling line dan dapat mengganggu jalannya pemboran serta

membahayakan kru bor jika drilling line tersebut putus.

Adapun usaha usaha untuk mencapai hal tersebut adalah sebagai berikut :

 Menentukan ukuran type drilling line yang cukup untuk memenuhi

kebutuhan

 Penghitungan kerja yang dilakukan dengan satuan tonmile.

 Penanganan dan pemeliharaan drilling line dengan tepat sebagai usaha

untuk mencegah kerusakan.

 Penentuan program pemotongan (cut off program) yang terbaik sesuai

dengan kondisi rig (tinggi menara, diameter drum, jenis drum). Penentuan

cut off program sangat penting untuk menjaga umur pakai yang maksimal.

4.2 Identifikasi Drilling line Pada Rig PDSI #11.2 N80/B-01 (menurut API

9A)

Drilling Line pada Rig PDSI #11.2 N80/B-01 memiliki Spesifikasi sebagai

berikut : 1 1/4, 6 x 19 S - IWRC RHOL EIPS

•Brand Name = Blue Strand Steel Wire Rope to API 9A

•Length of Each = 1500 m

•Nominal Diameter = 1 ¼

•Rope Grade = EIPS

•Rope Number = J150301

•Minimum break force = 711 kN (72.5 Ton)

•Measured break force = 731 kN (74.6 Ton)

37
 Dari data Spesifikasi diatas maka dapat kita identifikasi Drilling line Pada

Rig PDSI #11.2 N80/B-01 (menurut API 9A)

 1-1/4” = diameter dari wire rope, nominal breaking strength sebesar

159.800 klbs untuk type EIPS.

 EIPS = type tensile strength.

 Arah Putaran = Right Hand Alternative Lay

 6x19 = strand dan wire, yaitu 6 strand & 19 wire per strand

 S = susunan strand type Seale (1-9-9) strand

 IWRC = independent wire rope core (jenis core)

 Diameter drilling line adalah 1-1/4 inchi.

Hal ini sesuai dengan ukuran sheaves groove pada crownblock

maka drilling line pada rig PDSI #11.2 N80/B-01 aman untuk digunakan,

karena apabila lebih besar dan lebih kecil akan mengakibatkan pergeseran

dan pergesekan.

 Panjang minimum harus sesuai dengan standard.

Rig PDSI #11.2 N80/B-01 adalah rig dengan desain tinggi mast

43,28 meter (143 ft) dengan 10 lines yang mampu mengangkat load

hingga 317,4 Ton. Namun karena safety faktor, saat ini Rig PDSI #11.2

N80/B-01 hanya diizinkan untuk mengangkat load sebesar 196,4 Ton.

Rig PDSI #11.2 N80/B-01 memiliki 10 lines dan tinggi mast 143ft

maka secara standard panjang line minimum yang harus dimiliki adalah

580 m (1900 ft), sedangkan yang dianjurkan adalah 1828 m (6000 ft). Rig

PDSI #11.2 N80/B-01 pada saat ini memiliki panjang 968 m (3175 ft), ini

38
 memenuhi standard untuk panjang minimum yang harus dimiliki, tetapi

tidak memenuhi syarat panjang yang dianjurkan.

Hal tidak jadi permasalahan karena drilling line yang digunakan

sudah memenuhi panjang minimum yang harus dimiliki, jika 968 m cukup

panjang digunakan pada sumur BN-56 maka drilling line Rig PDSI #11.2

N80/B-01 sudah memenuhi standard sumur.

4.3 Slipping & Cut Off Program

Slipping dan Cut Off berguna untuk menaikkan service life dari drilling

line. Untuk proses Slipping dan Cut Off terdapat kalkulasi perhitungan dengan

menggunakan data yang ada.

 Panjang pemotongan dan batas kerja Ton Mile pemotongan.

Ditentukan berdasarkan tabel Recommended Cut Off Length API

RP 9B. Untuk menentukan panjang pemotongan terlebih dahulu harus

diketahui tinggi menara dan diameter drum yang digunakan.

39
Gambar 4.2. Recommended Cut Off Length API RP 9B

Gambar 4.2.1. Total work of Drilling Line cricteria

40
Data Rig Rig PDSI #11.2 N80/B-01 = Tinggi Menara : 143 ft.

= Diameter drum DW : 30”

= Diameter Drilling Line : 1-1/4”

Maka kita bisa mendapatkan hasil untuk panjang pemotongan adalah 27.5

meter atau 91 ft setiap 1000 – 1300 Tonmile, ini tergantung seberapa sulit rig

melakukan pemboran.

Ini sesuai dengan data lapangan yaitu Rig PDSI #11.2 N80/B-01 untuk

pemotongan drilling line adalah sebesar 28 meter. Pada batas kerja tonmile Rig

PDSI #11.2 N80/B-01 menetapkan batas kerja tonmile sebesar 1200 Tonmile baru

bisa dilakukan pemotongan. Tentu saja itu bisa dilakukan, karena pada hal ini

pemboran di BN-56 cenderung aman maka batas kerja tonmile ditetapkan pada

setiap 1200 Tonmile atau pada medium drilling conditions.

Namun harus diperhatikan lagi untuk pemotongan agar sesuai dengan

rekomendasi API RP 9B agar mendapatkan umur pakai yang optimal . semuanya

juga mempengaruhi cost karena apabila terlalu cepat melakukan pemotongan akan

menyebabkan kerugian sehingga tidak sesuai recomendasi API RP 9B.

 Batas Slipping sebelum Cut off

Sesuai standard API RP 9B jumlah penggeseran sebelum

pemotongan, dengan mempertimbangkan keamanan diambil angka 4

penggeseran sebelum pemotongan. Maka dalam sekali penggeseran

didapatkan angka 28/4 = 7 meter, berarti setiap 1 kali penggeseran drilling

41
 line di geser sepanjang 7 meter pada hospel, sedangkan untuk tonmile

penggeseran adalah 1200/4 = 300 ton mile.

Jadi dapat kita simpulkan apabila drilling line Rig PDSI #11.2

N80/B-01 telah melakukan pekerjaan sebesar 300 tonmile maka harus

dilakukan penggeseran sepanjang 7 meter.

4.4 Data Record Tonmile drilling line Rig PDSI #11.2 N80/B-01

No Tanggal Keterangan Tonmile cumulative

1 RIH 17.5" PDC bit + BHA DD to TOC @78.5 17.84 17.84
M
2 12 Aprl ↓PDC 17.5" + BHA DD 58-72 (tight) bor 56.32 74.16
cement + formasi s/d 366 m
3 13 Aprl Lanjut bor formasi 17.5" + BHA DD 366-763 21.48 95.64
m
4 14 Aprl Lanjut bor formasi 17.5" + BHA DD 763-850 14.08 109.72
m
5 15 Aprl Lanjut POOH 17.5" PDC + BHA DD 850-95 m 55.39 165.11
6 16 Aprl ↓↑Rangkaian 17.5" PDC + BHA DD 850-0 m 55.4 220.51
(Slip #1 )
7 17 Aprl ↓13 3/8" casing joint per joint 91.5 312.01
8 18 Aprl stand up DP 5" 90 joints 30.12 342.13
9 20 Aprl RIH 12 1/4" PDC Bit + BHA DD to TOC 37.55 379.68
@833 m
10 20 Aprl Bor formasi 12 1/4" PDC + BHA DD 833-1004 12.43 392.11
m
11 21 Aprl Bor formasi 12 1/4" PDC + BHA DD 11.83 403.94
12 Bor formasi 12 1/4" PDC + BHA DD 1386 s/d 12.24 416.18
1485 m
13 cont'd drill 12 1/4" 425.68
14 cont'd drill out new formation to casing point 9.38 435.06
@1650
15 ↑12 1//4" PDC Bit + BHA DD 1650 m to 63.38 498.44
surface
Slip #2 and cut drilling line 14 m

42
16 23 Aprl ↓Rangkaian Bit 12 1/4" PDC + BHA Rotary 31.69 530.13
dari 826 s/d 1650 m
17 23 Aprl ↑Rangkaian BHA Rotary 1650 to surface 63.38 593.51
18 23 Aprl ↓↑ Rangkaian BHA Rotary 0 - 1650 - 0 m 75.76 669.27
19 24 Aprl ↓ Rangkaian casing 9 5/8" dari 0 - 759 m 47.34 716.61
20 24 Aprl ↓ Lanjut run casing 9 5/8" dari 759 s/d 1648 m 18.94 735.55
21 ↓Rangkaian Bit TCB 8 1/2" 0 - 1165 m 52.08 787.63
(Slip #1)
22 26 Aprl Lanjut Bor DSCC + Cement dari 1165 m s/d 12.78 800.41
1655 m
23 26 Aprl ↑ 8 1/2" TCB + BHA Rotary to surface 51.6 852.01
24 27 Aprl ↓ BHA DD + Bit 8 1/2" 0 - 500 m 33.14 885.15
25 27 Aprl 8 1/2" PDC Bit + BHA DD formasi 500 - 1654 23.33 908.48
m
26 27 Aprl Lanjut bor formasi bit 8 1/2" PDC + BHA DD 15.62 924.1
dari 1650 s/d 1843 m
27 28 Aprl Lanjut bor formasi bit 8 1/2" PDC + BHA DD 4.47 928.57
dari 1843 s/d 2070 m
28 29 Aprl Lanjut bor formasi bit 8 1/2" PDC + BHA DD 19.5 938.07
dari 2070 s/d 2640 m
29 30 Aprl Lanjut bor formasi bit 8 1/2" PCD + BHA DD 24.7 962.77
2640 s/d 2699 m
30 1 Mei ↑Rangkaian BHA DD + Bit 8 1/2" PDC dari 130.21 1092.98
2700 s/d 0
31 2 Mei ↓BHA Trip (rotary) 8 1/2" PDC 0 - 1645 m 59.52 1152.5
(Slip #2)
32 ↓ BHA Trip 8 1/2" PDC + BHA Rotary 1645 - 37.73 1190.23
2699 m
33 ↑ Rangkaian BHA Rotary + Bit 8 1/2" PDC 94.69 1284.92
dari 2700 - 0 m
34 5 Mei ↓↑ BHA Trip (rotary) 8 1/2" PDC 0 - 2700 - 0 171.02 1455.94
m
(Slip #3)
35 7 Mei ↓ Casing 7" + Dp 5" penghantar 0 - 2695 m 47.31 1503.25
36 ↑ Dp 5" penghantar liner hanger 7" 1583 m 39.61 1542.86
37 ↑ 8 1/2" TCB 1583 - 0 m 85.76 1628.62
38 8 Mei ↓↑ TCB 6" , Cabut dan masuk rangkaian TCB 127.44 1756.06
6" dari 0 s/d 2664 m

Pada slip yang ke-2 kalinya, drilling line dipotong sepanjang 14

meter padahal tonmile yang tercapai masih 498.44 Tonmile, secara

43
 standard API 9B dilakukan pemotongan apabila telah mencapai batas

tonmile sebesar 1200 tonmile dan dipotong sepanjang 28 tonmile, namun

pada kasus ini saat masih mencapai 498.44 tonmile drilling line dipotong

sepanjang 14 meter, hal ini bisa saja dilakukan karena beberapa aspek

diantaranya kondisi drilling line yang sedikit rusak dan mengambil batas

aman karena khawatir melakukan pemboran yang sulit.

4.5 Kalkulasi Tonmile operasi Rig PDSI #11.2 N80/B-01

1. Tonmile Roundtrip

Perhitungan ton mile pada saat melakukan round trip drill pipe

dapat dihitung guna untuk mementukan beban yang akan di terima oleh

drilling line pada saat melakukan suatu pekerjaan round trip drill pipe.

1
D (L + D) Wm 𝐷 (𝑀 + 2 𝐶)
TR = +
10.560.000 2.640.000

Keterangan :

TR = Ton mile untuk round trip, ton mile

D = Kedalaman lubang, ft

LS = Panjang drill pipe per stand, ft.

N = Jumlah stand dari drill stem

Wm = Berat effective per feet drill pipe dalam Lumpur, lbs/ ft

M = Berat seluruh block assembly, lbs

44
 C = Berat excess, yaitu selisih berat seluruh drill collar assembly

dalam lumpur dikurangi berat drill pipe dalam lumpur untuk

panjang yang sama, lbs.

 Data untuk Drilling 17 ½”:

D = 2788ft

Ls = 93 ft

Wm = 16.89 lbs/ft

M = 25000 lbs

C = 41384 lbs

Untuk satu kali Round trip, maka :

1
D (Ls + D) Wm 𝐷 (𝑀 + 2 𝐶)
TR = +
10.560.000 2.640.000

2788 (93 + 2788) 16.89 2788 (25000 + (41384/2)

TR = +
10.560.000 2.640.000

TR = 61.1 Ton Mile

Jadi untuk satu kali roundtrip pada drilling 17 ½” memakan tonnmile

sebesar 61.1 tonmile, ini adalah hasil perhitungan secara matematis dengan rumus

standard API, 10,28% lebih besar dari hasil yang didapat dengan perhitungan

lapangan yaitu sebesar 55.40 Ton Mile. Hal ini dikarenakan beberapa rangkaian

tidak diketahui beratnya.

45
 Data untuk Drilling 12 ¼ “ :

D = 5413 ft

Ls = 93 ft

Wm = 16.72 lbs/ft

M = 25000 lbs

C = 37220 lbs

Untuk satu kali Round trip, maka :

1
D (Ls + D) Wm 𝐷 (𝑀 + 2 𝐶)
TR = +
10.560.000 2.640.000

5413 (93 + 5413) 16.72 5413 (25000 + (37220/2)

TR = +
10.560.000 2.640.000

TR = 136.60 Ton Mile

Pada perhitungan Tonmile roundtrip untuk trayek 12 1/4”, terdapat

sedikit selisih perbedaan antara rumus baku dengan rumus yang digunakan

dilapangan, pada data record tonmile untuk roundtrip 12 1/4” mendapatkan

hasil sebesar 146.81 Tonmile, 7,4% lebih besar dari hasil yang didapat

dengan menggunakan rumus baku mendapatkan hasil perhitungan 136.60

Tonmile. Hal ini dikarenakan beberapa rangkaian tidak diketahui beratnya

2. Ton mile running casing

Pada saat running casing perhitungan ton mile sangat diperhatikan

karena beban yang diterima oleh drilling line tidaklah sedikit, maka dari

46
 itu perhitungan ton mile pada saat running casing harus diperhatikan

dengan sebaik-baiknya.

D (Lcs + D) Wcm 𝐷𝑋𝑀

( + 2.640.000)
10.560.000
Tc =
2

Keterangan :

Tc = Ton mile memasukkan casing, ton mile

Lcs = panjang casing per joint, ft.

Wcm = berat casing per ft di dalam Lumpur, lbs / ft.

 Trayek 9 5/8”

data :

D = 5408 ft

LCS = 40 ft

Wcm =37.08 lbs/ft

M = 25000 lbs

D (Lcs + D) Wcm 𝐷𝑋𝑀

( + 2.640.000)
10.560.000
Tc =
2

5408 (40 + 5408) 37.08 5408 𝑋 25000

( + 2.640.000 )
10.560.000
Tc =
2

Tc = 77.33 Ton Mile

Pada perhitungan Tonmile running casing untuk trayek 9 5/8”,

terdapat sedikit selisih perbedaan antara rumus baku dengan rumus yang

digunakan dilapangan, pada data record tonmile untuk casing 9 5/8”

47
 mendapatkan hasil sebesar 66.28 Tonmile, 11% lebih kecil dari hasil yang

didapat dengan menggunakan rumus baku mendapatkan hasil perhitungan

77.33 Tonmile. Hal ini dikarenakan beberapa rangkaian tidak diketahui

beratnya.

3. Ton Mile Short Trip

Pada saat short trip perhitungan ton mile harus tetap di hitung agar

tidak terjadi ke ausan ataupun hal tidak diinginan pada saat pekerjaan short

trip walaupun tidak seberat dari pekerjaan running casing short trip harus

juga di hitung pada saat melakukan pekerjaan.

𝑇𝑆 = 𝑇𝑅𝑇 – 𝑇𝑅𝐶

TS = 136.6 – 77.33

TS = 59.27 tonmile

4. Ton Mile Round Trip dengan String HWDP

Perhitungan ton mile pada saat roundtrip HWDP harus

diperhatikan dengan seksama karena banyak rangkaian yang ikut pada saat

proses round trip ini, sehingga harus di hitung dengan benar agar tidak

terjadi sesatu pada saat melakukan pekerjaan tersebut.

1
D (L + D) Wm 𝐷 (𝑀 + 2 𝐶𝐻)
( +
10.560.000 2.640.000 )
Tc =
2

Keterangan :

48
 CH = berat excess yang besarnya sama dengan selisih berat seluruh drill

collar dan heavy weight drill pipe dalam Lumpur dengan berat drill pipe

dalam lumpur dengan panjang yang sama.

 D = 5413 ft

Ls = 93 ft

Wm = 16.72 lbs/ft

M = 25000 lbs

CH = 37220

Maka :

1
D (L + D) Wm 𝐷 (𝑀 + 2 𝐶𝐻)
( +
10.560.000 2.640.000 )
Tc =
2

5413 (93 + 5413) 16.72 5413 (25000 + (37220/2)

( + )
10.560.000 2.640.000
Tc =
2

Tc = 68.30 Ton Mile

Pada perhitungan Tonmile roundtrip HWDP terdapat sedikit

selisih perbedaan antara rumus baku dengan rumus yang digunakan

dilapangan, yaitu sebesar 10,92%. Pada data record tonmile untuk roundtrip

HWDP 12 1/4” mendapatkan hasil sebesar 75.76 Tonmile, sedangkan

apabila menggunakan rumus baku mendapatkan hasil perhitungan 68.30

Tonmile. Hal ini dikarenakan beberapa rangkaian tidak diketahui beratnya.

49
5. Ton Mile Stand Up

Pada saat stand up atau pengangkatan drill pipe, HWDP, ataupun

drill collar harus dihitung karena pengangkatan ini diletakkan di lantai bor

dan harus dilakukan dengan hati-hati dan perhitungan ton mile harus di

hitung dengan benar karena jika ada kesalahan akan terjadi akibat yang

buruk.

2
(Woe + 3 (Wdp x Ls)) 𝑁 𝑥 𝐿𝑠
Tsu =
10560000

Keterangan:

TSU = Ton mile Stand Up

Woe = Berat overhead equipment (Travelling Block,Hook,Top Drive), lbs

Wdp = pounder DP/DC, lbs/feet

Ls = Panjang stand, feet

N = Jumlah stand

2
(𝑊𝑜𝑒 + 3 (𝑊𝑑𝑝 𝑥 𝐿𝑠)) 𝑁 𝑥 𝐿𝑠
𝑇𝑠𝑢 =
10560000
2
(25000 + 3 (19.5 𝑥 93)) 90 𝑥 93
𝑇𝑠𝑢 =
10560000

𝑇𝑠𝑢 = 23.77 Ton Mile (untuk Stand Up Dp)

Pada perhitungan Tonmile stand up DP 5” terdapat sedikit selisih

perbedaan antara rumus baku dengan rumus yang digunakan dilapangan,

pada data record tonmile untuk stand up DP 5” mendapatkan hasil sebesar

50
 30.12 Tonmile, sedangkan apabila menggunakan rumus baku mendapatkan

hasil perhitungan 23.77 Tonmile.

6. Perhitungan tegangan Drilling Line

Diketahui:

-Panjang Drillpipe di dalam sumur: 5413 ft

-Berat Nominal: 19.5 lb/ft

-Berat Block: 25000 lb

-Jumlah sheave Travellng Block = 5 Buah

𝐵𝑗 𝑘𝑓
 W = L x Wn (1 − ) + 𝑊. 𝐵𝑙𝑜𝑐𝑘
𝐵𝑗 𝑆𝑡𝑒𝑒𝑙

9.33 𝑝𝑝𝑔
= 5413 ft x 19.5 lb/ft (1 − ) + 25000
65.5 𝑝𝑝𝑔

= 115459 lb

𝑘 𝑛 −1
 Efisiensi =( )
𝑘 𝑠 𝑛(𝑘−1)

1.0410 −1
=( )
1.045 𝑥 10 (1.04−1)

= 0.986

keterangan: n = jumlah line

s = jumlah sheave

K(Konstanta): 1.04

𝑤
 Tfl (Fast Line) = ( 𝑛 𝑥 𝐸𝑓)

115459
= ( 10 𝑥 0.986)

= 11.7 klbs

51
 𝑤 𝑥 𝑘𝑛
 Tdl (Tension Dead Line) = ( )
𝑛 𝑥 𝐸𝑓

115459 𝑥 1.0410
=( )
10 𝑥 0.986

= 17.3 klbs

Tegangan (Tension pada line 1 sampai Line 10)

= fast line load (dynamic) + hook load + dead line load
= 11.7 klb + 115459 lb + 17.3 klb
= 144492 lb

4.6 Perhitungan cost operasi dengan memperhatikan penggunaan drilling

line

Rig/Day 25000 US$

Time How Many

Activity Implication In Hours
delay (in 40 day)
Drilling
Slip 1 Hours 6x 6 hours
line
Drilling
Slip & Cut 3 Hours 2x 6 hours
line
Total 12 hours

Total Cost rig 40 hari = US$25000 x 40

= US$ 1.000.000

Jadi, dengan kegiatan pemboran selama 40 hari, total cost rignya

adalah US$ 1.000.000.

Apabila kita melakukan pemotongan dan penggeseran, NPT akibat

52
pemotongan dan penggeseran drilling line memakan waktu selama 12 jam

dalam 40 hari pemboran tersebut. Biaya yang dikeluarkan akibat NPT (non

productive time) akibat penggeseran dan pemotongan drilling line adalah;

25000
Total Cost yang terpakai = 12 ( )
24

= US$ 12.500

Jadi, total cost dari NPT akibat pemotongan dan penggeseran drilling

line adalah US$ 12.500

Slipping & cut off memang harus dilakukan untuk upaya untuk

kegiatan operasi pemboran yang lancar dan aman sehingga dapat membantu

pengoptimalan cost yang dikeluarkan, apabila drilling line yang digunakan

tidak dilakukan slipping and cut off sesuai standard API 9B maka sewaktu-

waktu drilling line yang digunakan bisa putus dan akan sangat menghambat

operasi, rangkaian string rusak akibat drilling line putus, NPT, resiko

kecelakaan kru (fatality). Dan apabila drilling line putus maka harus diganti

dengan drilling line baru, untuk pembelian 1 gulungan drilling line bernilai

US$ 30000.

Drilling line harus diganti apabila sudah mencapai batas tonmilenya

ataupun rusak dari segi fisiknya agar pekerjaan pemboran menjadi lancar,

yaitu harus diganti apabila :

 3 dalam 1 strand

 6 dalam 1 wire

 12 dalam 1 line

 24 dalam semua line

53
 V. PENUTUP

5.1 Simpulan

Dari hasil pengamatan system sirkulasi pada Rig PDSI #11.2 N80/B-

01 Rig PDSI #11.2 N80/B-01 di sumur BN-56, maka dapat disimpulkan :

1. Rig Rig PDSI #11.2 N80/B-01 memiliki 10 lines dan tinggi mast 143ft

maka secara standard panjang line minimum yang harus dimiliki adalah

1900ft, sedangkan Rig PDSI #11.2 N80/B-01 Rig PDSI #11.2 N80/B-

01 sudah memiliki 3175ft.

2. Hasil untuk pemotongan drilling line adalah sebesar 28 meter. Pada

batas kerja tonmile Rig PDSI #11.2 N80/B-01 menetapkan batas kerja

tonmile sebesar 1200 Tonmile baru bisa dilakukan pemotongan.

Sedangkan secara API kita bisa mendapatkan hasil untuk panjang

pemotongan adalah 27.5 meter atau 91 ft setiap 1000 – 1300 Tonmile.

3. Jumlah penggeseran sebelum pemotongan, dengan

mempertimbangkan keamanan diambil angka 4 penggeseran sebelum

pemotongan 28/4 = 7 meter, sedangkan ton mile penggeseran adalah

1200/4 = 300 ton mile.

4. Pada perhitungan Tonmile roundtrip untuk trayek 12 1/4”, terdapat

sedikit selisih perbedaan antara rumus baku dengan rumus yang

digunakan dilapangan, pada data record untuk roundtrip 12 1/4”

mendapatkan hasil sebesar 146.81 Tonmile, sedangkan menggunakan

rumus baku mendapatkan hasil perhitungan 136.60 Tonmile.

54
 5. Pada perhitungan Tonmile running casing untuk trayek 9 5/8”,

terdapat sedikit selisih perbedaan antara rumus baku dengan rumus

yang digunakan dilapangan, pada data record tonmile untuk casing 9

5/8” mendapatkan hasil sebesar 66.28 Tonmile, sedangkan apabila

menggunakan rumus baku mendapatkan hasil perhitungan 77.33

Tonmile.

5.2 Saran

1. Untuk perhitungan tonmile, perhatikan antara rumus baku dengan

rumus yang digunakan dilapangan agar mendapatkan hasil pakai

drilling line yang optimal

2. Apabila tonmile masih kecil sedangkan bentuk dari drilling line sudah

rusak maka segeralah lakukan pemotongan.

3. Untuk memperpanjang umur pakai, penanganan wire rope baik

penangan wire rope ketika masih ada di reel dan penanganan selama

dioperasi harus dilaksanakan secara benar dan teliti.

4. Lakukan perawatan secara rutin agar drilling line yang tetap terjaga

kualitasnya.

5. Penghitungan ton mile harus dilakukan secara akurat agar usia pakai

dan keamanan dari drilling line bisa optimal

55
 DAFTAR PUSTAKA

1. Agus Alexandri, ____ , Pemeliharaan drilling line dan perhitungan ton mile

sebagai upaya optimasi pada drilling line.

2. Ok-Rabia, “Well Engineering & Contruction”.

3. Jaap Peetsold, “Rig Inspection Workshop Course Book”

4. Drilling Data Handbook 9th Edition, 2014, Hoisting System, G. Gabolde and J.

Nguyen, Paris.

5. API Spec 9A, 2011, "Specification for Wire Rope".

6. API RP 9B, 2015, " Application, Care, and Use of Wire Rope for Oil Field

Service”

7. IADC Drilling Manual (eBook Version V.11), 2000, “IADC Drilling Manual”,

Houston.

56
Lampiran 1. Catatan Ton Mile Halaman 1
Lampiran 2. Catatan Ton Mile Halaman 2
Lampiran 3. Catatan Ton Mile Halaman 3
Lampiran 4. Certificate wirerope
Lampiran 5. Certificate Rig
 1. Nama Lokasi : B-1815
2. Nama Sumur : BN-56
3. Daerah / Region : Bunyu / Kalimantan Timur
4. Klasifikasi Sumur : Pengeboran Eksploitasi
5. Jenis Sumur : Directional S Type
6. Koordinat permukaan : X = 593242,70 m dan Y = 384900,73 m
Koordinat bawah tanah : X= 592980 m dan Y = 385046m
7. Elevasi/Ground Level : 27,85m di atas permukaan laut.
8. Tinggi Lantai Bor : 6.09 m dari GL
9. KOP : 120 m
10. Azimuth/Inklinasi : 298.94 deg / 21,93 deg
11. Horisontal Displacement: 295 m
12. Rig/Drilling Kontraktor : Rig 1000 HP / PT. PDSI(#11.2/N-80B-M)
13. Tujuan Pengeboran : Pengembangan Struktur Bunyu Nibung
14. Prospek Utama : Grup H,BB, CC
15. Prospek Tambahan : -
16. Rencana Kedalaman Akhir : 2700mMD
17. Perkiraan Hari Kerja : 39 hari
 Hari Kerja Bor : 28 hari (dry hole basis)
 Perkiraan Hari Komplesi : 11 hari (completion basis)
18. Rencana Waktu Tajak : Maret 2019
19. No AFE : 19-190-656-OO

Lampiran 6. Well Program