PETRO最新文献

{"title":"PENINGKATAN PRODUKSI LAPANGAN “M” DENGAN PENDEKATAN SIMULASI UNTUK MENENTUKAN SKENARIO PENGEMBANGAN MENGGUNAKAN METODE WATERFLOODING","authors":"Maria Irmina Widyastuti, Maman Djumantara","doi":"10.25105/PETRO.V5I1.1979","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V5I1.1979","url":null,"abstract":"Reservoir simulation is an area of reservoir engineering in which computer models are used to predict the flow of fluids through porous media. Reservoir simulation process starts with several steps; data preparation, model and grid construction, initialization, history matching and prediction. Initialization process is done for matching OOIP or total initial hydrocarbon which fill reservoir with hydrocarbon control volume with volumetric method.To aim the best encouraging optimum data, the plant of developments of this field was predicted for 22 years( until December 2035). The Scenario consisted of five different variation. First one is basecase, second scenario is scenario 1 + workover, third scenario would be scenario 1 + infill wells, fourth scenario is scenario 1 + peripheral injection, and the last fifth scenario is scenario 1 + 5-spot injection pattern wells. From all of the scenarios planned, recovery from from each scenario varied, the results are 31.05% for the first scenario, 31.53%, for the second one, 34.12%, for the third, 33.75% for the fourth scenario, and 37.04% for the fifth scenario which is the last one.Keywords: reservoir simulation,reservoir simulator, history matching","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"18 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"82982642","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"Skenario Pengembangan Untuk Meningkatkan Recovery Factor Pada Lapangan TR Lapisan X Dengan Menggunakan Simulasi Reservoir","authors":"Muh. Azhari, Maman Djumantara","doi":"10.25105/PETRO.V4I4.1901","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V4I4.1901","url":null,"abstract":"SARISimulasi reservoir merupakan bagian dari ilmu teknik perminyakan, khususnya teknik reservoir dimana model komputer digunakan untuk memprediksikan aliran fluida melalui media yang bersifat porous. Proses suatu simulasi reservoir dimulai dengan beberapa langkah, yakni preparasi data, pembangunan model beserta grid, inisialisasi, penyelarasan data produksi dengan simulasi (history matching)., serta prediksi performance produksi model yang disimulasikan. Proses inisialisasi dilakukan untuk menyesuaikan nilai OOIP atau total hidrokarbon awal yang mengisi reservoir dengan nilai OOIP awal pada model static.Untuk mendapatkan peramalan kinerja produksi yang akurat, rencana pengembangan Lapangan TR Lapisan X dilakukan dengan memprediksikan kinerja reservoir untuk berproduksi selama 30 tahun (sampai dengan Januari 2044). Pengembangan yang direncanakan pada penelitian ini berjumlah 4 skenario, yang terdiri dari skenario 1 (Base Case), skenario 2 (Base Case + Reopening sumur yang non-aktif), skenario 3 (skenario 2 + Infill sumur produksi), skenario 4 (Skenario 2 + infill sumur injeksi pola 5 spot).ABSTRACTReservoir simulation is an area of reservoir engineering in which computer models are used to predict the flow of fluids through porous media. Reservoir simulation process starts with several steps; data preparation, model and grid construction, initialization, history matching and prediction. Initialization process is done for matching OOIP or total initial hydrocarbon which fill reservoir with hydrocarbon control volume with volumetric method.To aim the best encouraging optimum data, these development scenarios of TR Field Layer X will be predicted for 30 years (from 2014 until January 2044). Development scenarios in this study consist of 4 scenarios : Scenario 1 (Base Case), Scenario 2 (Base Case + Reopening non-active wells), Scenario 3 (scenario 2 + infill production wells), Scenario 4 (Scenario 2 + 5 spot pattern of infill injection wells).Keywords: reservoir simulation,reservoir simulator, history matching","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"11 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"87965271","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"OPTIMASI DELIVERABILITAS SUMUR-SUMUR GEOTHERMAL DI DALAM CLUSTER C DENGAN MEMPERTIMBANGKAN SKENARIO PENURUNAN PRODUKSI","authors":"Kris Pudiastuti, Rini Setiati","doi":"10.25105/PETRO.V4I4.290","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V4I4.290","url":null,"abstract":"Uji sumur adalah uji aliran fluida di dalam sumur untuk mendapatkan data dan informasi properti sumur. Uji sumur dilakukan sebelum eksploitasi reservoir, juga setelah suatu periode produksi, untuk melihat apakah atau seberapa besar perubahan properti reservoir akibat eksploitasi (produksi atau injeksi).Terdapat beberapa pendekatan & metoda uji sumur, untuk menganalisa uji sumur untuk estimasi kapasitas suatu lapangan panasbumi, salah satunya adalah Metoda Separator, merupakan metoda yang paling akurat untuk mengukur aliran 2-fasa dari sumur panasbumi (Bangma, 1961). Laju air diukur menggunakan sharp-edged weir setelah flashing pada tekanan atmosfir, dan laju aliran uap diukur menggunakan orifice platepada tekanan separator (Grant & Bixely 2011).Uji produksi dengan Metoda Separator telah dilakukan pada sumur-sumur di Lapangan panasbumi “X” yang menyuplai uap ke PLTP unit 1 & 2 , 2x55 MW yang dioperasikan oleh PLN.Studi ini berjudul: “Optimasi Deliverabilitas Sumur-Sumur Geothermal di Cluster C Dengan Mempertimbangkan Skenario Penurunan Produksi”, bertujuan untukanalisisdata uji produksi yang kemudian digunakan untuk menentukan kurva deliverabilitas optimum sebagai dasar analisis penentuan jumlah sumur make up optimum. Skenario decline ratemengacu pada Lapangan panasbumi Kamojang sebesar 6,4% (Suryadarma et al.2005). Pada skenario decline 1-10% selama selang waktu 30 tahun, adalah: 1, 3, 5, 7, dan 9.","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"1 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"76105169","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"PENENTUAN ISI AWAL MINYAK DI TEMPAT DENGAN METODE VOLUMETRIK DAN MATERIAL BALANCE GARIS LURUS HAVLENA-ODEH DAN PERKIRAAN PRODUKSI ZONA ENH PADA LAPANGAN X","authors":"Eoremila Ninetu Hartantyo, L. Said","doi":"10.25105/PETRO.V5I1.1978","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V5I1.1978","url":null,"abstract":"The purpose of this thesis is to calculate the original oil in place of ENH zone in X field. There are two methods to calculate the original oil in place of ENH zone, which is volumetric method and material balance method. From the calculation of original oil in place of ENH zone using volumetric method is 5.860.310 STB.In Havlena - Odeh straight line material balance method needs the number of water influx. The water influx can be determine using Van-Everdingen Hurst method. The constant number of water influx of ENH zone is 311 BBL/psia. The original oil in place calculation of ENH zone using material balance method is 6.000.000 STB. Decline curve analysis is a method to determine the production performance and estimate ultimate recovery (EUR). By knowing the economic limit rate of ENH zone at 40 BOPD, it can be searched the oil rate and cumulative oil production of ENH zone. The economic limit rate of ENH is reached in March 2019 with recovery factor at 57,95%.Keywords: original oil in place, volumetric, material balance, decline curve analysis","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"36 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"74185668","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"ANALISIS DATA LOG UNTUK PERHITUNGAN VOLUME GAS AWAL DI TEMPAT DENGAN METODA VOLUMETRIK","authors":"O. Ridaliani, samsol trisakti","doi":"10.25105/petro.v4i4.286","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v4i4.286","url":null,"abstract":"Perhitungan Initial Gas In Place (IGIP) pada Lapangan KIM menjadi langkah awal pengembangan sumur gas. Untuk mendapatkan nilai setiap parameter perlu dilakukan interpretasi secara kualitatif maupun kuantitatif. Interpretasi data secara kualitatif meliputiquick look pada kurva log. Sedangkan interpretasi data secara kuantitatif adalah melakukan perhitungan berdasarkan data geologi, petrofisik, dan reservoir dengan menggunakan rumus-rumus tertentu. Dalam pengerjaannya, softwarePetrel dan Interactive Petrophysics digunakan untuk membantu analisis setiap parameter.Lapangan KIM memiliki dua lapisan yang berpotensi mengandung gas yaitu b2-340 dan K-670.Jenis lithologi pada lapangan ini didominasi oleh sandstone. Volume gas awal di tempat atau Initial Gas In Place (IGIP) pada lapisan b2-340 dan K-670 adalah sebesar 4.63 bscf dan 13.01 bscf. Sehingga volume gas awal di tempatatau Initial Gas In Place (IGIP) pada kedua lapisan di lapangan KIM adalah sebesar 17.63 bscf.","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"108 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"75963935","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"KETERKAITAN HARGA MINYAK INDONESIA DENGAN HARGA MINYAK DUNIA MELALUI KOEFISIEN KORELASI","authors":"Yusraida Khairani Dalimunthe, Cahaya Rosyidan","doi":"10.25105/PETRO.V5I1.1980","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V5I1.1980","url":null,"abstract":"Studi ini bertujuan untuk mengetahui dampak fluktuasi harga minyak di pasar dunia terhadap harga minyak Indonesia melalui data runtun waktu dari harga rata-rata minyak dunia dan harga rata-rata minyak Indonesia. Melalui koefisien korelasi dalam ilmu statistik, data runtun waktu dari kedua variabel harga rata-rata minyak dunia dan harga rata-rata minyak Indonesia diperoleh nilai 0,91, harga ini mendekati nilai +1 yang berarti menunjukan hubungan yang kuat antara dua variabel yaitu harga rata-rata minyak dunia dengan harga rata-rata minyak Indonesia. Meningkatnya harga minyak Indonesia tentu akan berdampak buruk pada perekonomian dalam negeri, oleh karena itu perlu adanya perhatian pemerintah untuk menempuh langkah-langkah yang bisa mengubah kebiasaan masyarakat yang semula boros BBM menjadi hemat BBM. Selain itu, dibutuhkan pula kebijakan dalam mendorong pengembangan energi alternatif.Kata kunci: minyak, ekonomi, harga","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"1 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"88983718","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"OPTIMALISASI PEMBORAN LEPAS PANTAI MENGGUNAKAN DRILLING TEMPLATE SEBAGAI TEMPAT DUDUKNYA SUBSEA WELLHEADS DAN X-MASS TREE DENGAN MEMANFAATKAN LONG LEG JACK UP RIG","authors":"P. Simorangkir","doi":"10.25105/petro.v4i4.293","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v4i4.293","url":null,"abstract":"LONG LEG JACKUP RIG DAN PEMANFAATANPemboran dilepas pantai pada umumnya dilakukan dengan perangkat pemboran lepas pantai yang dikenal dengan istilah Mobile Offshore Drilling Unit (MODU). Ada beberapa macam MODU yang lazim dikenal yaitu Jack Up Drilling Rig, Drillship, Semi Submersible Rig dan Tender Assist Platform Rig.Untuk pemboran dilepas pantai dengan kedalaman laut 100 meter seperti di lapangan lepas pantai “Natuna”, dapat dipergunakan jenis Semi submersible Rig, DrillShip ataupun Long Leg Jack Up Drilling Rig. Dilihat dari aspek biaya dari ketiga jenis rig ini, maka yang paling murah dan cocok untuk daerah lepas pantai dilaut Natuna ini adalah jenis Long Leg Jack Up Drilling Rig, yang memiliki kaki yang panjangnya dapat mencapai kedalaman laut tersebut. Jenis mobile rig ini adalah yang termurah dari dua jenis mobile rig lainnya.Dengan menggunakan Long Leg Jack Up Drilling Rig ini akan dapat dilakukan pemboran beberapa sumur pengembangan dilapangan minyak didaerah lepas pantai Natuna itu dengan menggunakan Drilling Template sebagai tempat duduknya Subsea Well Head dan Christmas Tree. Dengan demikian maka tidak perlu digunakan Subsea Blow Out Preventer (BOP), yang membutuhkan waktu yang lama dan rumit pemasangannya. Sebagai gantinya dapat digunakan BOP yang lazim dipergunkan pada operasi pemboran didarat (Onshore),.yang posisinya berada diatas permukaan laut .Untuk menghemat biaya mobilisasi rig dari pemboran satu sumur ke sumur lainnya, maka pemboran sumur pengembangan dilepas pantai ini dapat dilakukan dengan cara menggeser (skid) rig pada landasan yang tersedia di Jack Up tersebut, sehingga beberapa sumur dapat dibor dari lokasi dimanaLong Leg Jack Up Drilling Rig tersebut berdiri, sesuai dengan slot yang terdapat pada Drilling Template yang digunakan. Dapat terdiri dari 3slot, 4slot, atau bahkan lebih, tergantung dari luas penyebaran dari resevoir hidrokarbon yang akan diproduksikan. Biasanya salah satu dari beberapa sumur yang akan dibor melalui slot di Drilling Template ini adalah sumur vertkal dan selebihnya adalah sumur berarah atau directional well.","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"6 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-27","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"82833125","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"BUILD RATE PREDICTION USING ARTIFICIAL NEURAL NETWORK FOR POSITIVE DISPLACEMENT MOTOR APPLICATION IN FIELD X","authors":"R. Wardana","doi":"10.25105/PETRO.V7I1.3225","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V7I1.3225","url":null,"abstract":"One of the critical issue in drilling activity is well steering. Well trajectory as the result of well steering can affect well placement in reservoir, completion issue and anti-collision issue, etc. Steering wellbore to the wrong trajectory can cause damage and increase drilling cost. Directional driller performs well steering by giving steering command and controlling drilling parameters. This command is adjusted based on steering behavior of drilling BHA. Steering behavior is the ability of the drilling BHA in deviating wellbore based on given steering command and drilling parameter. By understanding the steering behavior of drilling BHA, directional driller can predict build rate and turn rate produced so accurate well trajectory can be accomplished. Several factors that affect steering behavior are steering command, formation characteristic, drilling assembly mechanism and drilling parameters. Obstacle in understanding steering behavior is the absence of correlation that connects each factor. Artificial Neural Network (ANN) is a tool that can find the relation between input parameters and output parameter without generating correlation, and use new input data to predict the value of the output. This research shows that Artificial Neural Network can be used as a tool to analyze steering behavior and predict build rate based on steering behavior. Using formation characteristic, steering mode, weight on bit, rotary speeds, jet impact force, motor bent angle and stabilizer size from 10 wells in field X as input parameters, ANN generates a model which later validated in predicting build rate from new dataset. The good agreement between prediction data and the actual data is showed in the results.","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"39 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-12","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"83075641","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"KONSENTRASI SILIKA DALAM UAP ENTALPI TINGGI PADA INLET TURBIN PLTP 150 MW.ELECTRIC","authors":"Kris Pudyastuti, Kartika Fajarwati Hartono, Fadliah Fadliah, M. S. Fadhlurrahman","doi":"10.25105/PETRO.V7I1.3227","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V7I1.3227","url":null,"abstract":"Secara luas diyakini bahwa kelarutan silika (SiO2)  di dalam uap panas bumi bertekanan rendah (5-10 bar) bisa diabaikan. Namun demikian ketika aliran massa uap yang melebihi 1.249 (10)7 ton per tahun diperhitungkan, maka akan ditemukan bahwa jumlah silika terlarut di dalam uap yang ditransmisikan ke jaringan produksi  memiliki potensi untuk memberikan endapan yang signifikan pada nosel turbin dan blade.Tulisan ini menjelaskan bagaimana menghitung jumlah silika terlarut dalam uap yang dipisahkan dari fluida panas bumi suhu tinggi (entalpi tinggi), pada inlet turbine sebuah PLTP. Data TDS silika terlarut di dalam fluida panas bumi suhu tinggi yang digunakan dalam studi ini merupakan informasi yang diambil dari beberapa publikasi.  Proporsi silika di dalam uap pada inlet turbine dihitung dengan menggunakan hubungan sederhana, yaitu rasio konsentrasi  silika dalam uap dan air versus rasio densitas dalam uap dan air.Hasil perhitungan menunjukkan bahwa sebuah PLTP 150 MWelectric  , yang memanfaatkan aliran massa fluida dari reservoir liquid dominated 250 oC, dengan  separator tekanan 10 bar, telah membawa sekitar 278 kg per tahun larutan silika dalam fase uap.","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"43 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-12","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"72644579","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"EVALUASI KAPASITAS RIG ONSHORE UNTUK PEMBORAN BERARAH TIPE “S” PADA SUMUR X LAPANGAN Y","authors":"M. Rivaldi","doi":"10.25105/PETRO.V7I1.3228","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V7I1.3228","url":null,"abstract":"Operasi pemboran sumur X merupakan salah satu sumur pengembangan yang dilakukan dilapangan Y dengan target kedalaman 8977 ft TVD dan 9072 ft MD. Sumur X memiliki Trajektori sumur berarah tipe S dengan inklinasi maksimal tangent section sebesar 19,34o . Pada pemboran sumur ini digunakan rig NOV D-1000/54 yang merupakan sling shot cantilever mast dengan kapasitas menara sebesar 750.000 lbs , tenaga drawwork sebesar 1000 HP, kapasitas top drive sebesar 1000 HP, 2 pompa lumpur dengan total kapasitas 2000 HP , dan BOP dengan rating tekanan pada 10.000 psi. Rig NOV D-1000/54 dengan spesifikasi tersebut diperkirakan mampu melakukan operasi pemboran pada sumur X dan pemboran sumur pengembangan selanjutnya secara efisien dan aman. Dalam Tugas Akhir ini, Evaluasi kapasitas rig ini akan dilakukan dengan melakukan perhitungan kapasitas rig yang dibutuhkan dalam operasi pemboran sumur X pada empat aspek system yang bekerja pada rig yaitu drawwork dan menara pada hoisting system,tenaga top drive pada rotating system, tenaga pompa pada circulating system ,dan rating tekanan pada BOP system. Evaluasi pada sumur X dilakukan untuk membantu dalam pemilihan kapasitas rig yang lebih efesien,aman dan ekonomis untuk pemboran selanjutnya. Setelah dilakukan evaluasi kapasitas rig, Rig NOV D-1000/54 kapasitas beban pada menara (hoisting system),tenaga pompa lumpur (circulating system),dan kapasitas rating tekanan BOP (BOP system) dinilai sudah efisien dengan kapasitas yang digunakan secara berurutan sebesar 60,6 % , 94,5% dan 70,2% terhadap kapasitas yang tersedia. namun, ditemukan jarak yang cukup besar terhadap tenaga yang dibutuhkan saat pemboran sumur X dengan kapasitas yang tersedia pada tenaga drawwork (hoisting system) dan tenaga top drive (rotating system) yang digunakan sebesar 56,7 % dan 29,8% masih jauh lebih rendah dari kapasitas yang tersedia pada rig NOV D-1000/54 sehingga dilakukan pemilihan ulang terhadap kapasitas drawwork dan top drive yang berhasil membuat presentase tenaga yang digunakan meningkat menjadi 75,6% dan 62,73%","PeriodicalId":20017,"journal":{"name":"PETRO","volume":"104 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2018-09-12","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"90174243","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}