Rangkuman Diskusi Mailing List Migas Indonesia (Maret 2003) ini membahas tentang Mud Logging System. Apakah pipa mud return line (orang di lapangan biasa menyebut flowline) mempunyai panjang, ID pipa,OD pipa, kemiringan pipa (sebelum masuk shale shaker) dibakukan oleh API atau lembaga lain (seperti DNV)? Jika ada, mohon dikutipkan pada halaman berapa dan judul API-RP berapa. Jika tidak ada, berapakah umumnya panjang, ID, OD dari pipa tersebut?

Pertanyaan : (Nugroho Wibisono – Teknik Fisika
ITB)

Saya membutuhkan informasi-informasi dari pertanyaan saya dibawah ini. Saya
membutuhkannya untuk bahan penelitian tugas akhir saya mengenai mud logging
system (metering dan akuisisi data). Mudah-mudahan bapak ibu sekalian bisa membantu
untuk memberikan pencerahan.

Apakah pipa mud return line (orang di lapangan biasa menyebut flowline) mempunyai
panjang, ID pipa,OD pipa, kemiringan pipa (sebelum masuk shale shaker) dibakukan
oleh API atau lembaga lain (seperti DNV)? Jika ada, mohon dikutipkan pada halaman
berapa dan judul API-RP berapa. Jika tidak ada, berapakah umumnya panjang, ID,
OD dari pipa tersebut?

  1. Berapakah umumnya luasan area untuk suatu daerah pengeboran di onshore?
    Apakah ada standar yang mengatur juga? Jika tidak, umumnya berapa luas? Hal
    tersebut diperlukan untuk perkiraan jangkauan komunikasi data lokal (informasi
    akuisisi data dari sumur) antara mud logging unit, rig pengeboran dan client
    office.
  2. Dalam pengoperasian pengeboran, berapakah rentang biaya pengoperasian atas
    jasa mud logging terhadap biaya total pengeboran? Jika keberatan disebutkan
    nominalnya, mohon disebutkan dalam prosentase dari seluruh biaya pengeboran.
    Tidak usah terlalu spesifik, berupa perkiraan saja juga boleh. Memang saya akuidata
    ini bisa berbeda-beda untuk setiap lapangan yang mengebor vertikal, berarah,
    horizontal maupun karakteristik pembeda lainnya, tetapi berupa rentang juga
    tidak apa.
  3. Apakah dari sensor2 yang dipasang pada pompa lumpur, top drive dan lain2
    saluran komunikasinya selalu menggunakan standar 4-20 mA? Yang saya amati di
    rig eksplorasi ada satu sensor yang memakai, sensor yang lainnya saya tidak
    tahu.
  4. Apakah indikator adanya mud losses atau well kick hanya berupa mud pit volume
    dan mud flow pada pipa mud return line? Apakah dengan cara perhitungan dengan
    variabel pressure drop pada stand pipe (maupun pada annulus pipa) tidak memungkinkan
    kita untuk menduga adanya losses/kick? (dalam bayangan saya sih, kalau mud losses
    atau cairan produktif mengintervensi mud, pressure-nya akan berbeda. Sehingga
    dalam software mud logging sudah bisa dikalkulasi dan dibuat alarm system untuk
    mengingatkan kru di rig atau operator di mud logging unit… hanya dugaan saja)
  5. Apakah untuk Data Acquisition Unit (menyerupai PC) didalam mud logging unit
    itu merupakan produk jadi dari suatu perusahaan?

Tanggapan 1 : (Henry Lumbantoruan – Panah
Tiara / International Logging)

Pak Nugroho,
Saya coba memberikan sedikit jawaban yang mungkin bermanfaat.

  1. Flowline tentunya akan tersambung ke Hydrill/BOP, maka OD flowline akan
    menyesuaikan. Ada yang pakai 12", panjang tergantung jarak ke mud pit/shaker,
    kemiringan juga akan disesuaikan.
  2. Kembali tergantung dari type rig, rig darat kecil sekitar 160 X 200ft. Selama
    kita kerja di rig, belum menjumpai persoalan dalam komunikasi data antara mudlogging
    unit, company man office/client dan rig floor.
  3. Mengenai biaya pengoperasiannya, tentunya sangat bervariasi dengan teknologinya.
    Yang umumnya sih client maunya murah, dan hi-tech+safe. Kisaran yang umum US$
    500 -1500/hari (tahun 1980an US$ 2200/hari)
  4. Sangat kecil dibandingkan dengan biaya investasi yang ditanamkan( mudlogger
    harus Geologist+Petroelum Engineer) maupun harga sewa rig ( kisaran US$ 7,500
    – 50,000/day)..
  5. Benar, umumnya menggunakan kisaran 4-20mA.
  6. Mud pit sensor dan flow out adalah alat yang paling utama untuk deteksi awal
    adanya kick. Tentunya observasi kandungan gas selama drilling, temperatur, serta
    cutting/serbok bor juga amat dibutuhkan. Software yang canggih juga ada yang
    akan membantu kita untuk mendeteksinya. Tetapi kembali mud pit sensor yang langsung
    memberikan signal ke mudlogging unit. Yang perlu diingat adalah lubang bor itu
    berbentu U-tube = yang masuk sama dengan yang keluar.
  7. Data Acquisition Unit biasanya terdiri dari komputer yang industrial type/tahan
    segala cuaca, ditambah dengan software untuk mengaplikasikan pekerjaan data
    analisa dan hasil interpretasi akhir untuk sumur. Yang penting tentunya harus
    ada Principle yang jelas/patent, baru client percaya akan kemampuan kerja alat
    yang dimaksud.

Tanggapan 2 : (Nugroho Wibisono – Teknik
Fisika ITB)

Dear Pak Henry,
Sebelumnya saya ucapkan terima kasih atas informasinya yang sangat bermanfaat
ini. Untuk memudahkan meresponnya, akan saya sandwich saja.

  1. Flowline tentunya akan tersambung ke Hydrill/BOP, maka OD flowline akan
    menyesuaikan. Ada yang pakai 12", panjang tergantung jarak ke mud pit/shaker,
    kemiringan juga akan disesuaikan.

    Apakah itu berarti akan bergantung pada kapasitas BOP? Rig di tempat saya melakukan
    observasi itu kapasitasnya 3000 psi.
  2. Kembali tergantung dari type rig, rig darat kecil sekitar 160 X 200ft.
    Selama kita kerja di rig, belum menjumpai persoalan dalam komunikasi data
    antara mudlogging unit, company man office/clien dan rig floor.

    Maaf, saya lupa menginformasikan bahwa rig yang sedang saya observasi itu adalah
    rig dgn size 142ft. Apakah itu termasuk kecil? Saya lihat memang tidak ada persoalan
    dalam komunikasi data, hanya informasi untuk saya sebagai pegangan jika kalau
    sewaktu2 diinginkan mendesain topologi desain komunikasi datanya.
  3. Mengenai biaya pengoperasiannya, tentunya sangatbervariasi denganteknologinya.
    Yang umumnya sih client maunya murah, dan hi-tech+safe.Kisaran yang umum US$
    500 -1500/hari (tahun 1980an US$ 2200/hari)
  4. Sangat kecil dibandingkan dengan biaya investasiyang ditanamkan( mudloggerharus
    Geologist+Petroelum Engineer) maupun hargasewa rig ( kisaran US$ 7,500 – 50,000/day).

    Apakah kisaran harga tersebut berbeda untuk Pertamina dengan KPS? Soalnya setahu
    saya mungkin ada pengecualian khusus untuk pelanggan yang mempunyai sumur eksplorasi
    yang banyak (mungkin mendapat discount atau special rate) seperti Pertamina
    misalnya. Jadi biaya "sangat kecil" itu relatif dibandingkan dengan
    biaya investasi eksplorasi dan harga sewa rig.
  5. Sangat jelas
  6. Mud pit sensor dan flow out adalah alat yang paling utama untuk deteksi
    awal adanya kick. Tentunya observasi kandungan gas selama drilling, temperatur,
    serta cutting/serbok bor juga amatdibutuhkan. Software yang canggih juga ada
    yang akan membantu kita untuk mendeteksinya. Tetapi kembalimud pit sensor
    yang langsung memberikan signal ke mudlogging unit. Yang perlu diingat adalah
    lubang bor itu berbentu U-tube= yang masuk sama dengan yang keluar.

    Memang untuk kesetimbangan massa lumpur (massa masuk = massa keluar) dijadikan
    sebagai acuan utama, tetapi yang menjadi bahan pemikiran saya, apakah pelibatan
    besaran2 lainnya tidak dapat dijadikan sebagai acuan lain? Saya bukannya mau
    maksa "harus ada", just in case aja.. :), siapa tahu bisa bikin teori
    baru hehe… Apakah penggunaan sensor flow in dan flow outnya di kalibrasi sewaktu
    mud masuk casing (belum open hole) itu lumrah digunakan? atau menggunakan sensor
    sendiri yg lebih akurat (semacam ultrasonik)?
  7. Cukup jelas

Saya ucapkan banyak2 terima kasih atas pencerahannya Pak Henry. Semoga sukses.

Tanggapan 3 : (Henry Lumbantoruan – Panah
Tiara / International Logging)

Pak Nugroho,

  1. Tekanan BOP yang 3000 psi itu adalah hasil BOP test untuk menahan tekanan
    dari dalam sumur, jadi bukan untuk flowlinenya. Jadi besaran flow line tidak
    bergantung pada psi BOP. Setiap rig punya besaran OD flowline sendiri yang sudah
    disesuaikan dengan rignya.
  2. Cukup jelas
  3. Soal harga tentunya saya bicara berdasarkan pengalaman di Indonesia ini.
    Apakah harga itu sama dengan yang KPS laporkan ke Pertamina, jauh dari jangkauan
    saya. Hanya inilah harga yang kami hadapi setiap hari. Disinipun Pak Nugroho
    udah membicarakan special rate/diskon dll sbgnya, tetapi yang paling trenyuh
    ialah engineer yang bekerja di lapangan tidak mendapatkan imbalan yang sesuai
    dengan ilmu yang didapat di sekolahnya, artinya sarjana hanya bisa mencicil
    rumah type 36 BTN.
  4. Tentunya pelibatan data ada dalam manual seperti keadaan geologynya/ pengendapan/tektonik
    => pre drill, lalu yang paling gress tentunya sewaktu drilling, rop/gas/cutting/torque/pump
    ressure/dxc/rpm/drag/ temp/resistivity dll.

Mengenai flow line, benar ada yang ultra sonic, rumit/hi-tech/hi-safety: risk
tetapi ujung2nya mau yang murahan aja. Jadi memang pada prinsipnya, sewaktu
kita pompa lumpur mis Xgal/minute ke lubang maka yang keluar harusnya Xgal/min
juga, lalu kita kalibrasi sebagi base line kita selanjutnya.

Semoga dapat menjawab pertanyaan Pak Nugroho.

Tanggapan 4 : (Nugroho Wibisono – Teknik Fisika
ITB)

Dear Pak Henry,
Jawaban-jawaban yang Pak Henry kemukakan sudah menjawab pertanyaan-pertanyaan
saya. Saya ucapkan terima kasih banyak.

Mengenai biaya jasa mud logging, terus terang saya tidak banyak mengetahuinya
dan juga jauh diluar jangkauan saya. Saya hanya mengumpulkan informasi awal
mengenai biaya sebagai justifikasi atas pemilihan instrumen yang saya desain
(apakah terlalu mahal dibandingkan dengan yang sudah ada atau tidak).

Mengenai kekuranglayakan imbalan yg didpt engineer, saya juga mengetahuinya
langsung dilapangan, dan saya berdoa mudah2an hal seperti ini tidak terus terjadi.