Jenis-moving-average

Jenis-moving-average

Online-trading-practice-india
Kami-biner-option-traders
Lettere-3d-forex


Trading-system-quelli-giusti --- thomas-stridsman Stock-options-tidak berharga Indikator-forex-paling-akurat-gratis Qtrade-akun online-trading Trading-system-forex-free Cara-to-trade-apple-mini-options

Jenis Indikator Analisa teknikal forex Secara garis besar ada 3 jenis indikator yang lazim digunakan dalam teknikal teknikal. Yaitu: 1. Indikator Momentum Harga (Oscillator). Indikator ini digunakan untuk mengantisipasi situasi oversold atau overbought. Momentum indikator juga digunakan untuk melihat apakah suatu trend masih akan terus atau semakin aktif. Contoh indikator: 8211 Stochastic Oscillator 8211 Indeks Kekuatan Relatif) 8211 CommodityChannel Index (CCI) 2. Trend Following Indicator. Indikator ini digunakan untuk menyimpan awal dan akhir suatu trend atau kapan suatu trend akan berubah sehingga dapat diketahui kapan waktu terbaik untuk membuka dan menutup posisi. Contoh indikator: 8211 Moving Average 8211 Moving Average Convergence 8211 Divergence (MACD) 8211 Directional Movements Index (DMI) 8211 Parabolic SAR 3. Volatilitas Indikator Indikator ini digunakan untuk melihat kekuatan pasar yang dilihat dari fluktuasi harga dalam satu periode waktu tertentu. Pasar memiliki volatilitas yang tinggi jika harga saham naik sedang atau sangat fluktuatif di mana terjadi selisih harga yang besar antara harga tertinggi dan terendah. Holiday Inn Express Hotel di Singapura (Pembuatan pipa tanpa sambungan pengelasan) 2. Jenis pipa dengan pipa pengaman) Bahan-bahan pipa secara umum: Bahan-bahan pipa yg dimaksud disini adalah struktur bahan pipa yang bisa dibagi secara umum sebagai berikut: 1. Karbon Baja 2. Carbon Moly 3. Galvanees 4. Ferro Nikel 5. Stainless Steel 6. PVC (Paralon) 7. Chrom Moly Sedang bahan-bahan pipa secara khusus dapat dikelompokkan sebagai berikut: 1. Vibre Glass 2. Aluminium (Aluminium) 3. Besi tempa (besi tanpa tempa) 4. Cooper (Tembaga) 5. Kuningan merah merah (kuningan merah) 6. Nikel kooperatif Monel (timah tembaga) 7. Nikel krom besi inconel (besi timah chrom) Komponen perpipa An: Komponen perpipaan harus dibuat berdasarkan spesifikasi yang sudah ada atau dipilih sebelumnya. Komponen pipa perpipaan 2. Flensa (flens-flens) 3. Fittings (sambungan) 4. Katup (katup-katup) 5. Boltings (baut-baut) 6. Gasket 7. Barang spesial pilihan bahan perpipaan hiasan dengan pembuatan teknik perpipaan dan hal ini dapat dilihat pada ASTM dan ANSI dalam pembagian sebagai berikut 1. Perpipaan untuk pembangkit tenaga 2. Perpipaan untuk industri bahan migas 3. Perpipaan untuk penyulingan minyak mentah 4. Perpipaan untuk pengangkat minyak 5. Perpipaan untuk proses pendinginan 6. Perpipaan untuk tenaga nuklir. Perpipaan untuk tenaga nuklir. Perpipaan untuk tenaga nuklir. Perpipaan untuk tenaga pendinginan. Perpipaan untuk tenaga pendinginan. Perpipaan untuk tenaga pendinginan. Perpipaan untuk tenaga pendinginan. Macam Sambungan Perpipaan: Sambungan perpipaan dapat dikelompokkan sebagai berikut: 1. Sambungan dengan menggunakan pengelasan 2. Sambungan dengan menggunakan ulir Selain sambungan seperti diatasnya juga penyambungan khusus dengan menggunakan pengeleman (perekatan) dan pengkleman (untuk pipa plsatik dan pipa vibre glass). Pada pengilangan pipa pipa bertekanan rendah dan pipa dibawah 2 sajalah yg menggunakan sambungan ulir. Tipe Sambungan dengan menggunakan Flensa (flens-flens) Tipe sambungan cabang: sambungan antar cabang (bisa koneksi ke jaringan) dapat dikelompokkan sbb: 1. Sambungan langsung (stub in) 2. Sambungan dengan menggunakan fitting (alat penyambung) 3. Sambungan dengan menggunakan flensa Pada spesifikasi yg telah dibuat sebelum didesain atau bisa pula dihitung berdasarkan perhitungan kekuatan, kebutuhan, dengan tidak ada faktornya efektifitasnya. Sambungan cabang itu sendiri merupakan hubungan antara pipa dengan pipa, misal sambungan antar header dengan cabang yg lain. Alat bantu penyambung lainnya atau bisa diakses secara langsung, hal ini tergantung kebutuhan juga. Diameter, Ketebalan, Jadwal: Spesifikasi umum dapat dilihat pada ASTM (American Society of Testing Material) .Dimana disitu diterangkan mengenai Diameter, Ketebalan dan jadwal pipa. Diameter Luar (Diameter Luar), ditetapkan sama ketebalan (ketebalan) berbeda untuk tiap jadwal. Diameter dalam (Inside Diameter), ditetapkan berbeda untuk setiap jadwal. Diameter Nominal adalah diameter pipa yg dipilih untuk memasang atau perdagangan (komoditi). Ketebalan dan jadwal, saling berhubungan, hal ini karena ketambahan pipa tergantung dari jadwal pipa itu sendiri. Jadwal jadual ini dapat dikelompokkan sebagai berikut: 1. Jadwal 5, 10. 20, 30, 40, 60, 80, 100, 120, 160. 2. Jadwal standar 3. Jadwal Ekstra Kuat (XS) 4. Jadwal ganda Extra Strong ( XXS) 5. Jadwal khusus Perbedaan-perbedaan jadwal ini dibuat guna: 1. Menahan tekanan internal dari aliran 2. Kekuatan dari materi itu sendiri (Strength of material) 3. Mengatasi karat 4. Mengatasi kegetasan pipa. Untuk melihat ukuran diameter, ketebalan, dan jadwal dapat dipelajari tabel-tabel Alat-alat khusus: Alat-alat khusus dalam bab ini hanya dengan saringan (strainer) dan alat perangkap uap (saringan uap) saringan (saringan) gunanya adalah sebagai alat Kotoran baik yg sedang padat, cair atau gas. Alat saringan ini digunakan pada jalur pipa guna menyaring kotoran pada aliran sehingga aliaran yg akan diproses atau hasil proses lebih baik mutunya. Tipe-tipe alat bantu ini dapat dibagi menjadi: 1. Tipe T. Tipe ini digunakan secara umum untuk ruang dan meredusir tekanan pada jalur pipa 2. Tipe Y 3. Tipe belakang 4. Tipe datar Perangkap Uap (steam Trap): Steam Trap Merupakan alat yg digunakan untuk keselamatan udara dari uap, dimana udara ini tidak ada gunaya bahkan akan memberikan hambatan pada aliran uap atau dapat menimbulkan kerugian lainnya. Perangkap uap ini ditempatkan pada tempat tidur dari pipa perpampaan atau dipasang pada kantung pipa yg disebut Drip Leg Cara Kerja: 1. Steam Trap pada daerah jalur pipa yg rendah dimana disitu dapat menahan udara yang terjangkit pada kantung pipa (Drip Leg) 2. Uap Perangkap ini akan mengosongkan udara ke sistem uap yg memiliki tekanan lebih rendah 3. Sistem perangkap yg tertutup didalam pengosongan udara menggunakan katup-katup pada sisi perangkap tersebut. 4. Gunakan saringan seandainya sistem perangkap ini belum digunakan. Pasang tabungan untuk pembuangannya selama pengetesan aliran (start up). Vent adalah suatu alat pembuangan gas, udara atau uap air. Sementara drain adalah suatu alat pembuangan zat cair. Pada sistem pembuangan yg ada pada pipa atau peralatan, Vent dan Drain dalam cara kerja dapat dibagi dua bagian yaitu. Bekerja dan tidak bekerja Untuk Vent dan Drain yg dikelompokkan bekerja, tahan peralatan ini digunakan pada pipa atau peralatan dalam keadaan bekerja dalam jangka waktu lama atau terus menerus. Vent dan Drain dikelompokkan tidak bekerja hanya bisa digunakan pada waktu tertentu saja, misalnya pada saat pengetesan, start up atau shut down. Untuk Vent dan Drain pemasangannya suka teknik teknik perpipaan terlebih dahulu, baik mengenai pemakaiannya maupun penempatannya. Selain itu harus pula terhubung memasang sumbat pada katupnya seperti plug atau flens buta. Untuk hal yg khusus yaitu aliran yg punya tingkat bahaya tinggi, penempatannya dan benar harus benar-benar diperhitungkan dan dikontrol pelaksanaannya. Cara Penempatan Lokasi Vent dan Drain Penempatan ventilasi dan drainasi benar-benar diperhitungkan agar benar-benar efektif dan aman. Jangan sampai pasang ventilasi dan tiriskan ini, akan hal ini akan berakibat fatal, misalnya untuk aliran beracun atau mudah terbakar. Penempatan ventilasi pada pipa atau peralatan diusahakan pada tempat yang paling tinggi karena fungsinya sebagai pembuangan ke udara. Begitu pula pada penempatan drainasi pada tempat yg rendah sesuai fungsinya sebagai pembuangan cairan atau pembersihan cairan pada pipa atau peralatan. Jenis pipa, selang dan pipa pada pipa terdiri dari: 1. Pipa las spiral (pipa las spiral) 2. Pipa SMLS (pipa tanpa sambungan) 3. Pipa las 3. Pipa SAW 5. FBW Pipa 6. Pipa ampli U 7. Pipa EFW 8. Pipa ERW 9. Pipa Terpal 10. Selang 11. Tabung (cubing) 12. Pipa Niple (pipa nipel) Jenis-jenis flens (flensa) terdiri dari: 1. Blind flens (Flens buta) 2. Lengan leher las (flens las di leher) 3. Lengan leher lengkung leher (flens orifis las di leher) 4. Slip pada flange (flange sambungan langsung) 5. Jadi. Flange merah (flens dikurangi sambungan kaus kaki) 6. flensa sisir terbalik (flens dikurangi sambungan sock di las) 7. flens sambungan las (flens sambungan sock di las) 8. flensa ulir (flens rel ulir) 9. lengkungan menonjol (flens tonggak) 10. ST flens merah (flens lingkungan ST) 11. LPA joint flange (flens sambungan LPA) 12. Socket type flange (flens tipe sock) 13. Weld neck red flange (flens minim las dileher) 1. Gate Valve (katup pintu) Fungsi untuk membuka amputup ekternal 2. Ball valve (katup bola) Fungsi untuk membuka amputup dan mangatur aliran fluida secara lebih cepat 3. Globe valve (katup dunia) Fungsi untuk mengatur besar kecilnya aliran amp tekanan 4. Cek Valve (katup cek) Untuk katup pengaman (katup kupu-kupu) Fungsi untuk membuka amputup aliran lebih cepat 6. Katup diafragma (katup diafragma) Fungsi untuk membuka amputup dengan diafragma 7. Katup gerbang pisau (pintu gerbang pintu ) 8. Katup jarum (katup jarum ) 9. Plug valve (katup sumbat) 10. Wafer check valve (katup cek wafer) Jenis-jenis alat penyambung: pada alat bantu penyambung ini dikelompokkan dalam dua bagian: A. Sambungan dengan pengelasan B. Sambungan yg dilakukan dengan ulir A. jenis Sambungan dengan pengelasan: 1. 45 derajat siku 2. 90 derajat siku 3. 180 derajat siku 4. peredam konsentris (pemerkecil sepusat) 5. peredam eksentrik (pemerkecil tak sepusat) 6. tee 7. silang) 8. tutup (tutup ) 9. Red Tee (pemerkecil tee) 10. Swage konsentris BSE (sweg sepusat ujung bevel) 11. Swage eksentrik (sweg tak sepusat ujung bevel) B. Jenis sambungan dengan ulir 1. Bushing (paking) 2. Cap (tutup) 3 Coupling 4. Kopling merah (kopling pemerkecil) 5. 45 derajat siku 6. 95 derajat siku 7. 45 derajat lateral 8. Reducer (pemerkecil) 9. Tee 10. Tee Merah 11. Cross (silang) 12. Plug (sumbat) 13. Union 14. Swage konsentris (sweg sepusat) 15. Swage eksentrik (sweg tak sepusat) Jenis alat sambungan cubing 1. Adaptor jantan (jantan) 2. Fema Le adaptor (betina) 3. Cap (tutup) 4. Sambungan laki-laki 5. Sambungan wanita 6. Plug (sumbat) 7. Sekrup laki-laki (jantan kepala banyak) 8. Kepala betina kepala banyak) 9. 90 derajat siku serikat Siku union 90 derajat) 10. Laki-laki 90 derajat siku 11. Wanita 90 derajat siku 12. Reducer (pemerkecil) 13. Insert (penyisip) 14. Union (serikat pekerja) 15. Union Tee 16. Red union (serikat pemerkecil) 17. Union 2. Sikuin (olet corong) 4. Sockolet (olet kaus kaki) 5. Threadolet (olet ulir) 6. weldolet (olet): 1. Elbowlet (letakan siku) 2. Latrolet (olet lateral) 3. Sweepolet (olet corong) 4. Sockolet Las) Jenis-jenis perlengkapan khusus: 1. Spectacle blind (kacamata buta satu) 2. Buta dan spacer (buta dan penjarak) 3. Line blind (buta jalur) 4. Spacer (penjarak) 5. Expantion joint 6. Selang sambungan 7 . Swivel joint (sambungan swivel) 8. Perangkap uap (perangkap uap) 9. Strainer (saringan) 10. Safety shower (suhu pengaman) 11. Inline mixer (pengaduk dalam) 12. Kepala knalpot (kepala pembuanga N) 13. Instrumen 1. Gasket cincin 2. Gasket ring oval 3. Pakai paking penuh 4. Gasket ring datar 5. Spiral gasket 1. Mesin baut (baut mesin) 2. Stud baut (baut paku) 3. Cap screw (ulir Penutup sistem dan detail untuk setiap industri atau pengilangan jauh berbeda, perbedaan-perbedaan yang terjadi hanya pada kondisi khusus atau batasan tertentu yg diminta pada setiap proyek. Pabrikasi pipa dapat dilakukan pada bengkel-bengkel di lapangan atau pada suatu pembuatan pipa khusus di tempat lalu dikirim kelapangan, baik melalui transportasi laut atau darat, jadi dilapangan hanya merupakan penyambungan saja. Hal ini menguntungkan dari segi waktu, ongkos kerja dan pekerjaan dilapangan. Pemilihan keputusan untuk pabrikasi pipa di suatu bengkel dilapangan atau di tempat di luar lapangan bahkan dinegara lain, membutuhkan perhitungan teknis dan ekonomi secara cermat. Pemasangan pekerjaan perpipaan dapat dikelompokkan menjadi tiga bagian sbb: 1. Pipa diatas tanah 2. Pipa dibawah tanah 3. Pipa dibawah udara (dalam air) Pemasangan sistem perpipaan diketiga tempat ini baik pipa proses, pipa utiliti memiliki masalah masing-masing dan dalam buku ini Hanya akan disinggung butir satu dua. PEMASANGAN PIPA DI ATAS TANAH Pemasangan ini bisa dilakukan pada rak pipa (pipa Rack), diatas penyangga penyangga pipa, atau diatas dudukan pipa (sleeper). Pada pipa pipa dan turbin, pipa kompresor dan pipa utilitas. Berikut akan dijelaskan sebagai berikut: Pipa Kolom dan Vesel Pipa yg akan dipasang pada kolom dan vesel harus ditempatkan secara radial disekitar kolom di bagian jalur pipa, jalan orang, platform dibagian akses. Untuk pipa 18 keatas bisa langsung dilas ke vesel, kecuali rasa penasaran dan akan digunakan sambungan flange. Sambungan dalam skirt tidak boleh ditempatkan. Gunakan vent atmosferis berkatup dan bertudung harus disediakan pada tempat lokasi titik berat dari kapal atau jalur pipa diatasnya, sementara drain dipasang pada tempat lokasi yang akan ditentukan oleh PampID. Pengaliran ditimbang untuk ditunggu. Katup pelepas tekanan yg diminta uap ke udara bebas harus dilengkapi dengan pipa paling sedikit tiga meter diatas setiap platform dalam radius 7,5 meter, juga disediakan lubang pembuangan yg besarnya 6 mm (14) dibawah pipa guna mencegah penimbunan cairan. Pemasangan pipa pada exhcanger tidak boleh dipasang di atas daerah-daerah kanal, tutup shell dan fasilitas lainnya yg sudah terpasang pada exchanger atau handling yg suka digunakan. Ruang-ruang bebas untuk memasang flange exchanger harus disediakan. Spool dipasang di luar nozzle kapal guna memungkinkan pemindahan bundel pipa exchanger. Pipa pipa dan pipa yang disalurkan alirannya juga pipa hisap harus diatur agar sesuai dengan tegangan dan kantung uap yg dapat pula menimbulkan kavitasi pada impeler. Bila perubahan ukuran diperlukan untuk mempercepat atau memperlambat aliran, maka reduser eksentris harus dipakai bilaman kantung tanpa ventilasi tak dapat dihindari. Pemasangan pipa pada pompa dan turbin harus diatur rupa rupa, sehingga mudah untuk perawatan dan perbaikan. Hal ini penting untuk menghilangkan pembongkaran besar yg tak perlu. Saringan permanen dan sementara. Sementara untuk aliran panas dan dingin harus diperhatikan kelebihannya, begitu pula sikap-nyemen penyangga baik dan bisa mengatasi getaran-getaran yg diakibatkan motor pipa juga aliran. Pemasangan pipa pada kompresor harus diteruskan dan diprogramnya. Sambungan pipa dengan menggunakan flensa lebih diutamakan demi memperlancar jalannya perbaikan dan. Pipa hisap (hisap) dan buang (debit) harus benar-benar diperhatikanatasnya, terutama untuk suhu rendah atau tinggi. Masalah getaran termasuk bagian penting pada kompresor ini, akibat adanya yang berhubungan dengan kompresor ini. Karena itu masalah penyangga, guide dan anchor juga harus menjadi perhatianbagian perencana teknik. Pemasangan pipa utilitas ini harus benar-benar dianjurkan agar bisa di gunakan penggunaannya. Pipa utilitas seperti apa lagi. Perencanaan sub header olah raga. Sambungan cabang dari. Kapi kantung uap pada setiap daerah titik rendah dimana aliran akan terjaga dan diperhitungkan tidak boleh lebih dari 40 tekanannya dalam jarak yg dihitung dalam kaki. PERKEMBANGAN KESELAMATAN PIPELINE Diterbitkan untuk Edisi Majalah Petroenergy Mei-Juni 2008 8211 Kesenjangan pasokan dan permintaan gas antara daerah konsumen gas (Jawa) dan wilayah sumber gas (Sumatera, Kalimantan) mengarah pada perluasan sistem distribusi gas Indonesia (Petroenergi No. 7 Tahun IV ). Pipa penuaan yang ada baik di hulu maupun hilir dan sistem distribusi gas yang baru akan menciptakan eksposur risiko yang lebih tinggi terhadap keseluruhan sistem pipa Indonesia. Kecelakaan yang signifikan terhadap jaringan pipa di darat dan lepas pantai dalam beberapa tahun terakhir harus dianggap sebagai momentum untuk mengembangkan peraturan keselamatan pipa yang lebih komprehensif (Ref). Peraturan keselamatan perpipaan yang komprehensif tentunya merupakan salah satu alat legislatif penting untuk memastikan kepastian produktivitas dalam produksi dan distribusi minyak dan gas bumi. Peraturan Keselamatan Pipa Indonesia yang ada Pengamanan minyak dan gas Indonesia diatur dalam Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi dalam Pasal 40. Khusus untuk pipa, keselamatan diatur dalam Keputusan Menteri No. 30038M1997. Peraturan selanjutnya sudah memberikan beberapa dasar untuk keamanan pipa tapi masih ada unsur penting lainnya dari keamanan pipa masih belum tercakup. Konstruktor dan operator pipa mengadopsi peraturan teknis yang diberikan dalam beberapa kode dan pedoman pipa (seri ASME B31, API, DNV, dll.). - Peraturan Keselamatan Pipa dari Negara Lain Peraturan pipa yang ditinjau berasal dari Amerika Serikat (49 CFR 192, 195), Inggris (IGETD1), Kanada (Z662-94), Australia (AS2885-1987), Jerman (TrbF 301, 302) , Dan Jepang (Tsusho Sangyo Roppo). Bagian yang biasanya dibahas dalam peraturan keselamatan pipa yang disebutkan di atas adalah: 1. Lokasi Kelas Pipeline kanan diklasifikasikan ke dalam lokasi kelas sesuai dengan konsekuensi kegagalannya. Klasifikasi lokasi pipa dalam peraturan keselamatan pipa umumnya oleh kepadatan penduduk, kedekatan jaringan pipa dengan bangunan umum, dan diameter pipa. 2. Kualifikasi Material Bagian ini menentukan persyaratan umum untuk pemilihan dan kualifikasi bahan untuk pipa (baja dan baja bukan baja). 3. Pipeline dan Pipeline Component Design Persyaratan minimum untuk disain pipa ditentukan. Parameter desain yang diperuntukkan pada bagian ini adalah: ketebalan dinding nominal, faktor desain versus lokasi kelas, faktor sendi longitudinal, temperatur derating, dan keterbatasan desain pipa plastik. Komponen pipa yang ditentukan oleh peraturan adalah: katup, fitting, bagian dari perangkat inspeksi internal, pendukung dan jangkar, dan stasiun kompresor. 4. Konstruksi Pipa Konstruksi Masalah konstruksi yang diatur adalah pengelasan pipa baja atau metode penyambungan selain pengelasan, jalur transmisi dan listrik, perlindungan struktural (casing dan penutup), dan pembersihan bawah tanah. 5. Proteksi Korosi Pipa Bagian ini menentukan persyaratan minimum untuk melindungi jaringan pipa logam dari korosi eksternal, internal, dan atmosfer. Parameter sistem proteksi korosi dengan proteksi pelapisan atau katodik yang diperintah adalah: persyaratan pelapisan, dan persyaratan proteksi katodik. 6. Operasi dan Pemeliharaan Pipa Masalah yang ditentukan dalam bagian ini adalah: persyaratan untuk prosedur manual untuk kualifikasi operasi, perawatan, darurat, dan personil yang meliputi: - Perubahan lokasi kelas - Kesadaran masyarakat - Penyidikan kegagalan - Survei kebocoran - Metode perbaikan - Pemeriksaan Dan pengujian - Bagian katup dan inspeksi komponen pipa lainnya 7. Pengelolaan Integritas Pipa Bagian ini menentukan metode pengukuran konsekuensi tinggi (HCA) dan metode penilaian integritas (pemeriksaan internal, penilaian langsung, dan interval penilaian ulang). Aspek khusus yang dibahas dalam peraturan perpipaan asing: - Masa pakai desain Dalam Peraturan Australia, pada akhir masa perancangan, pipa tersebut ditinggalkan kecuali jika operator yang diarahkan pada penyelidikan teknik yang disetujui menentukan bahwa keamanannya tetap aman. - Faktor Pihak Ketiga Standar Australia memiliki konsep kerusakan pihak ketiga yang lebih rinci termasuk praktik yang direkomendasikan untuk melindungi jaringan pipa dari kerusakan pihak ketiga. - Kelelahan hidup Peraturan Inggris memiliki bagian untuk kebutuhan kekuatan kelelahan pipa dalam beban siklik - Masalah Geohazard Isu geohazard darat (misal: gempa bumi) ditentukan dalam Standar Jepang. Dasar Teknis untuk Peraturan Keselamatan Pipa Peraturan keselamatan pipa luar yang disebutkan sebelumnya diatur oleh beberapa dokumen teknis yang umum digunakan sebagai kode dan standar dalam masing-masing disiplin ilmu seperti berikut: - Pemilihan Material: seri API 5L, ASTM, Institut Pipa Plastik - Desain Pipa: ASME B16 Seri, ASME 31.8, Kode BMSP ASME - Fabrikasi dan Konstruksi Pipa: API 1104, Kode BoldPV ASME - Proteksi Pipa: Standar Perlindungan Katoda NACE dan - Integritas Pipa: Standar Integritas Pipa API dan ASME Mohon Pencerahan Pengeboran Lumpur Saya ingin mendapatkan masalah tes pada propertis (Formula) dari cairan (lumpur baru) lumpur baru yang digunakan pada saat akan melakukan pengeboran. LGS, HGS, ASG, OW Ratio, Salinity, Stabilitas Listrik, YP, PV, Kelebihan Kapur, Densitas, Viskositas, HP-HT, Gel Strenght dll. Atau besaran yang tergantung dari formasi lubang. Atau tiap2 perusahaan memiliki standar tersendiri.atau mungkin ada di API atau standar lain..Mohon pencerahan dan penjelasannya. Sepengetahuan saya, tidak pernah ada standar yang menyebutkan angka2 besaran untuk parameter lumpur. Begitu pula di antara perusahaan2, tidak ada standar masing2 perusahaan yang pasti angka spesifik untuk parameter2 yang anda sebutkan. Semuanya benar tergantung pada kondisi sumurnya masing2 dan metode yang hanya berbeda puluhan meter saja bisa berbeda persyaratan lumpurnya. Rencana kerja laboratorium yang digunakan untuk pembanding antara satu lumpur dengan lumpur lainnya. Di dalam perencanaan lumpur untuk satu sumur tentunya dari data lumpur data drilling yang didapat hasil pemboransumur-sumur tetangga sumur yang dekat. Apakah harus menggunakan densitas tinggi atau rendah untuk menahan tekanan formasi dan juga menghindari sirkulasi rugi. Viskositas tinggi atau rendah untuk tujuan pembersihan lubang dan sedikit hidrolik. Apa harus pakai filtration loss agent Apa harus pakai pembengkakan inhibitor apa yang lebih cocok oil base mud atau air base mud seperti performanya di tekanan rendah dan tinggidsb. Maka dari itu sumur2 ekspolrasi selalu lebih mahal karena lumpurnya bisa berkali2 berganti, perencanaannya selalu lebih sulit dari sumur yang sudah punya data dari tetangga sebelumnya. Tambahan lainnya, lumpur akan diuji setiap hari dalam proses pengeboran karena angka2 parameternya akan terus berubah2 seiring masuknya kontaminan2 dari dalam sumur, seperti LGS, HGS, Stabilitas listrik, salinitas, kelebihan kapur lebih empuk saat pengeboran sedang berlangsung (pada saat pengujian awal biasanya tidak Berarti apa2), nanti aja di plot ini setiap hari untuk melihat trendnya, nanti mud engineer akan sembuh jika nilai ini drastis drastis makan, seperti menambah ukuran shaker screen, atau menambah additif lainnya. Demikianlah yang saya tahu, jadi jawab pertanyaan BapPak. Adakah standar yang menentukan besaran untuk parameter lumpur Jawabannya adalah tidak ada. . Standar baku memang tidak ada Tapi pada prinsipnya, tipe lumpur (dan propertiesnya) yang akan dipakai ditentukan oleh faktor2 sbb: 1. Tipe formasi yang akan dibor (batu kapur, shale, sand, chert, dsb) 2. Temperatur, tekanan pori, permeabilitas dan kekuatan dari formasi tsb. (Untuk menentukan berat lumpur, kita perlu juga gradientnya patah graft). 3. Prosedur yang dipakai untuk bangun formasi (coring, logging, dll) 4. Kualitas dari udara lokal yang tersedia (pokok bahasan khlorida, kaleng, kalium) 5. pertimbangan2 aspek lingkungan (biasanya lumpur berbasis air vs lumpur berbasis minyak). Tujuan akhir adalah untuk menghasilkan sistem lumpur yang efektif namun dengan biaya per barel yang optimum. Susunan kimiawi batuan dari satu daerah di kedalaman tertentu bias beda-beda dengan tempat2 yang lain. Bahkan di lobang yang sama, sifat lumpur dari lubang bagian yang atas dengan lubang bagian di bawahnya bias beda karena perbedaan kimiawi batuan tsb, selain tekanan formasi dan suhuenya juga bisa berbeda. Semakin tinggi suhu dan tekanan di lubang bagian tertentu, semakin tinggi pula sifat lumpur yang diperlukan (mud cost bbl nya pun biasanya akan semakin mahal). Dalam operasi pengeboran, sifat lumpur ini akan di cek terus kontinu, minimal 2x sehari untuk saya-menjaga sifat lumpur yang diinginkan. Lumpur yang sudah dipersiapkan dengan cantik akan berubah propertiesnya karena adanya kontaminasi dengan masuknya material2 dan fluida2 lain yang berasal dari lubang yang sedang dibor, seperti yang sudah disebut oleh Bung Ridwan di bawah ini. Di bawah ini saya ambilkan contoh dari sifat lumpur yang saya ambil dari sebuah sumur di daerah Ramba. Lingkungan lumpur untuk daerah2 lain juga tidak akan beranjak jauh dari jangkauan di bawah ini: 1. Density (Mud Weight). Ppg-gt beratnya tergantung formasi tekanan dan fraktur gradien dari lubang bagian yang sedang dibor. Gunanya untuk lubang stabilitas dan menghilangkan kick blow out. 2. Viscosity 40-55 secquart -gt Diukur dengan mengunakan Marsh Funnel untuk mengetahui dengan cepat konsistensi dari lumpur bor (untuk air tawar pada suhu 75degF, Viscosity-nya 26 secqt, digunakan sebagai garis dasar). 3. PV (Viskositas Plastik) 6-15 sentipoises 4. YP (Yield Point) 14-22 lbs100ft2 5. Gel Strength (10 sec 10 mins) 23 - 45 lbs100ft PV, YP maupun Gel Strength adalah parameter2 rheology lumpur yang pada intinya Kemampuan membersihkan lubang dari sistem Lumpur yang digunakan. Gel Kekuatan balik kemampuan lumpur untuk menahan atau men-suspend drill cuttings agar tidak turun kembali ke dasar lobang dan tinggal di tempat pada saat pompa lumpur sedang off. Parameter rheologi lumpur ini diukur dengan menggunakan alat rotational viscometer, dimana: PV Bacaan pada 600RPM - Bacaan pada 300RPM, dengan satuan sentipoise YP Bacaan pada 300RPM - PV, dengan satuan lbs100ft2 6. pH 8.5 - 10-gt dibuat dalam suasana basa untuk mencegah korosi. . 7. API Cairan Rugi 5-7 cc30 menit -gtibatkan jumlah relatif fluida lumpur yang masuk ke dalam formasi. Kue lumpur yang terbentuk tidak sesuai dan sifatnya liat (keras) untuk stabilitas dinding sumur dan meminimize formasi kerusakan karena intrusi fluida lumpur. 8. HT-HP Rugi Cairan. Cc30 menit -gt sesuai kebutuhan, tergantung kondisi dan program pengeboran. 9. Padat Drill lt6gt 10. Salinitas (kandungan klorida) -gt tergantung kondisi biasa. Pada intinya kandungan klorida dalam udara menentukan kemampuan bentonit (tanah liat) untuk terhidrasi. Itulah, untuk operasi pengeboran di lepas pantai diperlukan air tawar untuk pra-hidrat gelbentonite terlebih dahulu sebelum Lumpur bisa dicampur dengan air laut dan lumpur additive yang lain. 11. Kelebihan Kapur 150-200 mgliter -gt menggunakan uji kekerasan, yang lipat jumlah Kalsium yang terlarut tersuspensi di dalam lumpur. 12. Selain sifat lumpur tersebut di atas, dilakukan juga uji alkalinitas yang di dalam Pm (untuk lumpur) dan Pf (untuk filtrat) untuk mengetahui kemampuan campuran lumpur untuk pati terhadap asam (menggunakan larutan phenolphthalien). Ada juga Methylene Blue Test (MBT) lt17ppbgt Untuk referensi tambahan, ada solusi yang Anda baca buku Praktik Rekomendasi American Petroleum Institute (API) Recommended Practice (RP 13D) Praktik yang Direkomendasikan tentang Rheologi dan Hidrolika Cairan Pengeboran Oilwell dan API RP 13I Praktik yang Direkomendasikan untuk Pengujian Laboratorium Cairan Pengeboran - Apa sih guna Mud ato lumpur pemboran dalam pengeboran selain untuk mengangkat pemotongan dan mendinginkan bit (mata bor) dan bagaimana cara kita menentukan jenis lumpur yang dipakai dalam pengeboran. - Saya pernah mendengar istilah lumpur asin dan tawar (lumpur yang dicampur dengan air asin dan air tawar) - Oh ya, ada juga nih istilah cairan hilang, zat pembobot, titik hasil dan kontrol PH dalam lumpur bor. Maksudnya apa sih - Apakah mudcake (lumpur yang tertinggal di lubang bor dan mendingin ato lumpur yang masuk ke formasi) yang timbul di pengeboran berbahaya dan pengeboran kinerja Dua tujuan utama pengeboran lumpur atau cairan pengeboran adalah. 1. Keluarkan stek dari formasi yang dihasilkan oleh bit di bagian bawah lubang dan bawa ke permukaan. Hal ini dicapai dengan menyesuaikan reologi sistem lumpur. 2. Pertahankan keseimbangan hidrostatik agar cairan dan gas dari formasi tidak masuk sumur sumur menyebabkan sumur mengalir, menendang atau meniup. Hal ini dicapai dengan menyesuaikan berat lumpur (density). Aditif kerapatan tinggi (barit, hematit) digunakan untuk persiapan cairan pembunuh, yang menciptakan tekanan hidrostatik yang mencegah air masuk ke dalam sumur atau menahan oli dalam dan mencegah ledakan, dan untuk menstabilkan formasi secara fisik. Karakteristik lainnya dianggap penting dalam pengeboran modern. Beberapa di antaranya termasuk. Sebuah. Aman untuk lingkungan b. Mencegah penyebaran lempung reaktif (gumbo) c. Kemampuan untuk menutup fracturesvoids formasi d. Non abrasif untuk alat dan peralatan rig e. Lapisan batu berpori segel, menyamakan tekanan, mendinginkan sedikit, menyiram ampli pelumas pelumas Pada rig pengeboran yang memompanya dengan pompa lumpur melalui senapan bor dimana semprotan keluar dari nozel pada bor (membersihkan sedikit di process), the mud then travels back up the annular space between the drill string and the sides of the hole being drilled, up through the surface casing, and emerges at the surface. Cuttings are then filtered out at the shale shaker and the mud enters the mud pits. The mud is then pumped back down and is continuously recirculated. The mud is treated periodically in the mud pits to give it properties that optimize and improve drilling efficiency. Composition of drilling mud Water-based drilling mud may consist of bentonite clay (gel) with additives such as barium sulfate (barite) or hematite. Various thickeners are used to influence the viscosity of the fluid, eg. Xanthan Gum, guar gum, glycol, carboxymethylcellulose, polyanionic cellulose (PAC), or starch. In turn, deflocculants are used to reduce viscosity of clay-based muds anionic polyelectrolytes (eg. acrylates, polyphosphates, lignosulfonates (Lig) or tannic acid derivates (eg. Quebracho) are frequently used. Red mud was the name for a Quebracho-based mixture, named after the color of the red tannic acid salts it was commonly used in 1940s to 1950s, then was obsoleted when lignosulfates became available. Many other chemicals are also used to maintain or create some of the properties listed in the section titled Purpose. One classification scheme for drilling fluids is based on their composition, and divides them to b. non-water (oil, olefin, or other synthetic fluid) base, and gaseous, or pneumatic. c. Oil Based and Synthetic Based muds are frequently classified seperatly due to the vast differences in regulations when using them. Kalo bisa saya tambahkan. pemilihan jenis lumpur pemboran, disesuaikan dengan kandungankomposisi air formasi yang berada pada lapisan yang akan ditembus, bisa juga disesuaikan dengan adatidaknya reactive clay pada lapisan tersebut. fluid loss adalah peristiwa hilangnya sebagianseluruh lumpur pemboran yang berada pada kolom drill string, masuk ke dalam formasi. weighting agent adalah aditive yang bersifat memberi tambahan beratdensitas pada lumpur pemboran, contohnya adalah barite (BaSO4). yield point adalah ukuran mengembangnya volume bentonite, biasa diukur dengan menggunakan alat fann viscometer. pH control berguna untuk memaintance pH lumpur pemboran bekisar di sekitar 9. mud cake adalah kerak lumpur yang tertinggal di dinding sumur, dimana filtrat dari lumpur tersebut telah masuk kedalam formasi. pada skala lab diukur dengan menggunakan alat API filter press dan HPHT filter press. Terima kasih pak atas penjelasannya. Klo pemilihan lumpur bor disesuaikan dengan jenis formasi yang akan ditembus, siapakah yang memberikan instruksi penggantian mud (wellsite, driller ato mud engineer) bila ternyata formasi yang ditembus memerlukan mud jenis berbeda dari program drilling yang sudah direncanakan Seyogyanya, Drilling Superintendent lah yang memberi instruksi penggantian lumpur. Penggantian lumpur ditengah jalan (bukan pada casing depth) sebaiknya dihindari karena problem baru yang bisa timbul Mungkin saya berikan insight dari pengalaman lapangan dalam penggantian lumpur ini. Memang benar bahwa formasi lah yang mendikte pemakaian suatu jenis lumpur. Tetapi ini juga tidak semena mena begitu saja. Maksudnya, umpama kita semua tahu bahwa lapisan shale paling baik di bor memakai type lumpur oil base (diesel, LT, Synthetic, dll). Tetapi apakah kalau kita sedang mengebor memakai Water Base mud, apakah kita harus mengganti dengan Oil Base mud waktu itu juga. Hal ini belum tentu, karena water based mud pun dapat dipakai untuk mengebor shale - hanya tidak se efficient oil based. Perlu diketahui bahwa problem mengganti type Lumpur pada open hole cukup besar, bagaimana cost impact nya dsb. Jadi seorang drilling superintendent harus mempertimbangkan apakah harus (live with the problem) dari inefficiency pemakaian water base, atau (cost) penggantian mud system yang lebih cocok, dll. Sebagai seorang yang manage drilling, paling benar adalah apabila semuanya sudah di rencanakan pada planning stage sebaik baiknya yang menyangkut Drilling, GampG dan Mud Provider nya. Inilah yang akan memberikan cost effective drilling. Senin, 2008 Maret 31 Dari Wikipedia Indonesia Rig pengeboran darat Rig pengeboran adalah suatu bangunan dengan peralatan untuk melakukan pengeboran ke dalam reservoir bawah tanah untuk memperoleh air. minyak. atau gas bumi. atau deposit mineral bawah tanah. Rig pengeboran bisa berada di atas tanah ( on shore ) atau di atas lautlepas pantai ( off shore ) tergantung kebutuhan pemakaianya. Walaupun rig lepas pantai dapat melakukan pengeboran hingga ke dasar laut untuk mencari mineral-mineral, teknologi dan keekonomian tambang bawah laut belum dapat dilakukan secara komersial. Oleh karena itu, istilah rig mengacu pada kumpulan peralatan yang digunakan untuk melakukan pengeboran pada permukaan kerak Bumi untuk mengambil contoh minyak, air, atau mineral. Rig pengeboran minyak dan gas bumi dapat digunakan tidak hanya untuk mengidentifikasi sifat geologis dari reservoir tetapi juga untuk membuat lubang yang memungkinkan pengambilan kandungan minyak atau gas bumi dari reservoir tersebut. Rig pengeboran dapat berukuran: Kecil dan mudah dipindahkan, seperti yang digunakan dalam pengeboran eksplorasi mineral Besar, mampu melakukan pengeboran hingga ribuan meter ke dalam kerak Bumi. Pompa lumpur yang besar digunakan untuk melakukan sirkulasi lumpur pengeboran melalui mata bor dan casing (selubung), untuk mendinginkan sekaligus mengambil bagian tanah yang terpotong selama sumur dibor. Katrol di rig dapat mengangkat ratusan ton pipa. Peralatan lain dapat mendorong asam atau pasir ke dalam reservoir untuk mengambil contoh minyak dan mineral akomodasi untuk kru yang bisa berjumlah ratusan. Rig lepas pantai dapat beroperasi ratusan hingga ribuan kilometer dari pinggir pantai . Tanya. Satu barel minyak mentah (crude oil), kalau sudah melalui proses pengilangan, akan menghasilkan berapa produk dan banyaknya berapa Saya membaca sebuah buku yang menulis: a barrel of crude oil from Texas can be refined into 2 barrels of gasoline, 2.8 barrels of kerosene, 1.7 barrels of heating oil, or 2.4 barrels of asphalt. Saya koq enggak yakin kalau 1 barel minyak mentah setelah dikilang bisa menghasilkan produk yang lebih dari 1 barel. Tanggapan 1. (Doddy Samperuru - Schlumberger) Secara basik, jumlah amp macam produk yg dihasilkan tergantung kepada properti minyak mentahnya (yg tiap lapangan di seluruh dunia umumnya berbeda-beda) amp karakteristik penyulingannya (misalnya minyak mentah dari lapangan anu jika diproses di penyulingan Balikpapan bisa berbeda hasilnya dari penyulingan di Balongan). Data API berikut bisa memberi gambaran (diambil dari average yields penyulingan minyak di AS tahun 2000): 1 barrel (42 gallon, atau sekitar 159 liter) minyak mentah menghasilkan produk-produk: Gasoline: 19.4 gal Distilate fuel oil (home heating oil amp diesel fuel): 9.7 gal Kerosene-type jet fuel: 4.3 gal Coke: 2.0 gal Residual fuel oil (minyak berat yg digunakan sebagai bahan bakar di pabrik, transportasi laut amp PLTD): 1.9 gal Liquefied refinery gases: 1.9 gal Still gas: 1.8 gal Asphalt amp Road oil: 1.4 gal Petrochemical feedstocks: 1.1 gal Lubricants: 0.5 gal Kerosene (minyak tanah): 0.2 gal Lain-lain: 0.4 gal Total volume produk: 44.6 gal. 2.6 gal tambahan dinamakan processing gains (mirip popcorn yg volumenya membesar setelah dipanaskan). Angka-angka dari buku yg Anda baca sulit diiyakan karena dikatakan dari 1 bbl minyak mentah bisa menghasilkan 8.9 bbl produk (kalau benar, mungkin ini yg disebut super-power-crude-oil, just joking). Mungkin ada kesalahan unit di sini. Untuk data-data refinery products di Indonesia, mungkin yg di Pertamina bisa menjelaskannya. 1.Siapa saja yang termasuk dalam Drilling Crew, maksud saya posisi apa saja yang termasuk didalamnya 2.Berapa jumlah orang dari 1 Drilling Crew 3.Role amp Responsibility dari setiap posisi dalam Drilling Crew meliputi apa saja 4.Apakah ada requirement tingkat pendidikan minimum untuk setiap posisi, disamping tentu saja pengalaman kerja 5.Apakah ada sertifikasi2 khusus yang diwajibkan bagi setiap posisi dalam Drilling Crew tersebut 6.Dari mana selama ini kebutuhan manpower untuk Drilling Crew didapat 7. Bagaimana treatment untuk mereka yang fresh baik dari university maupun setingkat SMU ini boleh aku jawab ya. sbenernya untuk land mobile rig sendiri ini masih dibagi 2 lagi. ada drilling crew and work-over crew (yang terakhir ini spesialis memperbaiki sumur. nyabut packer, milling, fishing ataupun plug-abandon sumur). nah buat crew drilling. (ini misalnya disaripari loh. tergantung permintaan kps sendiri. tapi standarnya-buat rig 550 HP ) 1 orang senior toolpusher (24 jam stand-by, rotasinya per 3 minggu. tiap rig biasanya punya 2 sr toolpusher ini back to back) 1 orang toolpusher (12 jam stand-by, rotasinya per 3 minggu juga tiap rig punya 3 orang toolpusher) 1 orang driller (driller ma toolpusher ini diusahain selalu berpasangan biar cocok terus pola kerjanya. ) 1 orang derrickman 3 orang floorman 2 orang roustabout 1 orang mekanik 1 orang helper 1 orang electrician 1 orang mudboy 1 orang safety engineer (nah mulai dari derrickman ini kebawah tiap rig tinggal dikali 3x untuk 3 shift, siang, malam dan off schedule) selain itu masih ada lagi: 1 orang crane operator 1 orang dozer operator 1 orang medic 1 orang access control (jaga pos masukkeluar rig) ini biasanya yang umum, kalau ada tambahan lagi biasanya tergantung permintaan kps-nya. atau kalo lokasinya remote. Kalo di offshore seperti crew kami sekarang untuk drilling ada 49 personnel. Ini tidak termasuk company man atau third party ( service company ). Jadi cuma Contractor drilling aja. 1 orang OIM ( Offshore Instalation Manager) atau Rig Supt. 2 orang Toolpusher 2 orang Driller 2 orang Asst. Driller 1 orang Electrician 1 orang Asst. Electrician 1 orang Mechanic 1 orang Asst. Mechanic 1 orang Safety Officer 1 orang Barge EngineerBarge Master 1 orang Electronic Technician 1 orang Deck pusher Asst. Barge Engineer. 1 orang Storekeeper 2 orang DerrickmanPump man 8 orang floorman 4 orang crane Operator 2 orang Head roustabout 12 orang roustabout 2 orang radio operator 2 orang Welder 1 orang Medic Ini Jumlah untuk 2 crew ( siang dan malam ). Dan 2 crew lagi off. Untuk Pendidikan tidak terlalu diperhatikan, karena untuk drilling crew dibutuhkan kan cuma fisik yang kuat untuk bekerja keras dan bener2 mau capek. Tapi sekarang kelihatannya paling minim sudah SMU. Requirement offshore biasanya BOSET ( Basic Offshore Safety Emergendy Training ) dan HUET ( Helicopter Underwater Training ) serta Medical Check. Selebihnya setelah bekerja perusahaan akan memberikan training yang menunjang atau mendukung pekerjaan tiap2 posisi tersebut. Seperti HLO, Well Control, Rigging and Slinging, Management System, H2S, Radio Licence, Crane License, Team building, dll. oh iya untuk crew drilling rig, minimum pendidikan smu. tapi sekarang kayanya sudah mulai wajib untuk pendidikan s1 teknik. untuk menjadi routabout atau helper tidak diperlukan sertifikat khusus. tapi untuk floorman harus punya OLB (operator lantai bor), derrickman harus punya OMB (operator menara bor), dan driller harus punya JB (Juru Bor). kalau untuk pimpinan rig semacam toolpusher atau senior toolpushre harus punya AP3 (ini untuk land rig) atau AP1 (untuk off shore) ini persyaratan standar migas. kala untuk welder, electrician, mekanik, operator dozer dan cranejuga harus ada sertifikasi juga dari MIGAS biasanya ada kps yang menetapkan sertifikasi iwcf atau sejenisnya. nah persyaratan mengambil sertifikasi JB. harus punya pendidikan s1 teknik atau sudah bekerja di rig minimum sebagai derrickman selama 5 tahun ps untuk workover rig. mirip bgt sama drilling rig, cuman senior toolpusher namanya diganti toolpusher. sedangkan toolpusher namanya diganti jadi tourpusher. Kalau saya lihat di bawah ini, uraian dari Tanggapan 2 lebih berdasarkan kebutuhan untuk rig2 besar dan complicated (daftar drilling crew nya lebih banyak), sedangkan yang ditulis oleh Jawab lebih untuk rig2 kecil (biasanya rig darat). Tinggal pilih aja, mau yang on-shore atau offshore amp complicated drilling operations, pasti jawabannya tidak akan meleset jauh. Semakin kompleks operasi drillingnya, semakin lengkap pula drilling personnel nya - dan ini biasanya ditulis di dalam Contract Scope of Works (Drilling Personnel). Selanjutnya, saya hanya ingin menambahkan sedikit aja, yaitu masalah sertifikasi untuk key drilling personnel (standard DitJen Migas) for your reference: 1. Toolpusher (atau kadang2 disebut juga rig superintendent di rig2 kecil): Toolpusher (atau Rig Superintendent) ini mewakili drilling contractor di lokasi pengeboran. Toolpusher bertanggung jawab dalam mengkoordinasikan drilling operations (dan hal2 lain yang berhubungan dengan operations) 24 jam sehari. Toolpusher biasanya orang yang berpengalaman di lapangan pengeboran dan memulai kariernya dari bawah: bisa dari floorman, derrickman, pump man dan driller. Biasanya orang ini juga menguasai semua peralatan drilling, dengan pendidikan dan pelatihan2 tambahan untuk diangkat menjadi Toolpusher. Sertifikat yang dibutuhkan: - Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Ahli Pengendali I --gt Untuk offshore floater (drill ship, semi-submersible drilling rigs). - Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Ahli Pengendali II --gt Untuk offshore drilling rigs type duduk (jack-up rig atau swamp barge). - Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Ahli Pengendali III --gt Untuk operasi drilling rig di darat. Pendidikan Minimum: SLTA dengan minimum pengalaman 7 tahun dengan 3 tahun sebagai driller ATAU sarjana teknik (atau ijasah AKAMIGAS jurusan bor) dengan 4 tahun pengalaman termasuk 2 tahun sebagai driller. 2. Driller: Ini orang yang bertanggung jawab langsung dalam pengendalian alat2 bor. Dia bertanggung jawab dalam mengawasi dan menghandle drilling operation secara langsung bersama para drilling crew di lantai bor. Driller berada di rig floor dan mengontrol langsung semua aktifitas di rig floor. Dalam memonitor operasi, Driller dilengkapi dengan intrumen2 kontrol yang ada di drillers console panel, seperti alat untuk memonitor tekanan, pump strokes, hook load, weight on bit, torsi, dsb. Sertifikat yang dibutuhkan seorang driller: - Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Juru Bor I --gt Untuk offshore floater (drill ship, semi-submersible drilling rigs). - Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Juru Bor II --gt Untuk offshore drilling rigs type duduk (jack-up rig atau swamp barge). - Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Juru Bor III --gt Untuk operasi drilling rig di darat. Pendidikan Minimum: SLTA dengan minimum pengalaman 4 tahun dengan 2 tahun pengalaman sebagai derrickman ATAU berijasah AKAMIGAS jurusan Bor dengan 2 tahun pengalaman termasuk 1 tahun sebagai Derrickman. Sesuai dengan namanya, orang ini bertugas di atas menara derrick pada suatu platform yang disebut monkey board (tapi bukan monyet lho ya :-)) setinggi kira2 90ft di atas rig floor (untuk rig2 besar). Tugasnya membantu dalam mencabut menurunkan pipa bor dan menyandarkannya di pipe rack di derrick. Selama drilling, derrickman biasanya juga bertugas sebagai asisten driller dan atau di daerah pompa Lumpur atau fasilitas drilling fluid treatment lainnya. Sertifikat yang dibutuhkan seorang derrickman: - Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Operator Menara Bor I --gt Untuk offshore operations. - Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Operator Menara Bor II -gt Untuk onshore operations. Pendidikan Minimum: SLTP dengan pengalaman minimum 3 tahun sebagai roughneck floor man. 4. Floormen atau roughnecks atau rotary helpers: Biasanya 1 crew terdiri dari 2-3 orang dan bertugas di rig floor untuk menangani alat2 drilling, membantu driller. Floormen ini adalah pekerja di garis depan di rig floor dan pekerjaan mereka ter-exposed langsung dengan berbagai drilling hazards yang bisa membawa resiko masing2. Oleh karena itu, training dan pengalaman yang cukup merupakan kunci utama untuk menghindarkan diri dari setiap insiden di rig floor. Sertifikat yang dibutuhkan seorang floorman: - Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Operator Lantai Bor I --gt Untuk offshore operations. - Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Operator Lantai Bor II -gt Untuk onshore operations. Pendidikan Minimum: SLTP dengan pengalaman minimum 2 tahun sebagai roustabout (atau pekerja pembantu pemboran). Kalau boleh saya ikut menambahkan. 1.Untuk dalam negeri memang belum ada Institusi yang bisa mencetak SDM Drilling, biasanya OIL Company mendidik Fresh Graduate untuk dididik jadi Drilling Engineer, sedangkan untuk Tenaga SDM rig umumnya dari Promosi-promosi dan setelah mencapai jenjang Tertentu, Company yang membayar mereka untuk sertifikasi. Alurnya Sbb. Roustabout ke Roughneck ( Pump Man, Shaker Man ) - Derrick Man - Assistant Driller - Driller - Toolpusher - OIM. Kalau untuk tenaga Assistan Driller ke bawah Sertifikasi nya cukup dari Dalam Negeri, Migas Cepu etc ( Rigger Migas, Operator Lantai Bor, Juru Bor ) tapi untuk Driller ke atas Wajib lulus uji Well Control dari IWCF ( International Well Control Forum ) dan Tenaga tsb andai tidak lulus berarti dia tidak layak mengemban Posisi tersebut. 4. Lokal dari Migas, sedangkan International dari IWCF, requiremennya dari IADC, International Association Drilling Contractor 5. Lihat jawaban 3, umumnya di Drilling dan Khususnya di Rig, jenjang dari promosi dari level bawah ke atas ( lihat jawaban 3 ) sedang di drilling Dari Drilling engineer ke Drilling Supervisor ( Company Man ) Minggu, 2008 Maret 30 Pertanyaan. (Oran Jacob 8211 Teknik Perminyakan ITB) Saya dengar, coiled tubing adalah teknologi masa depan pengganti rig. Betulkah itu Apa saja pemanfaatannya selain pengganti rig Apa sih materialnya sehingga tubing besi koq bisa digulung seperti itu dan tidak patah Sudah adakah di Indonesia Jawab By. (Doddy Samperuru 8211 Schlumberger) Sesuai namanya, Coiled Tubing (CT) adalah tubing (pipa) baja yg bisa digulung, mirip benangtali berukuran diameter dari 1 sampai 4.5 inci. Pada rig konvensional, pipatubingstrings disambung atau diputus satu persatu memakai sambungan ulir. Cara ini memakan waktu yg lebih lama, membutuhkan orang amp peralatan yg lebih banyak, resiko HSE yg lebih tinggi, dsb. yg ujung-ujungnya costnya lebih mahal. Karena CT menggunakan tubing yg kontinyu, tidak perlu disambung-sambung, maka kelemahan rig konvensional tadi bisa dihilangkan atau dikurangi. Dan yg lebih penting, faktor safety akan jauh lebih baik. Secara umum, kelebihan memakai CT: 1. Safety 2. Economic 3. Operational 4. Environmental Aplikasi CT: Sarana pengantar fluida (semen, acid, brine, air, diesel, foam, gas nitrogen, sand, dsb.): RemedialSqueeze cementing: penyemenan untuk memperbaiki sumur. Matrix stimulation: stimulasi produksi hidrokarbon memakai fluida acid. Wellbore fill removal: mengisi atau mengganti fluida dalam sumur. Well kick-off (nitrogen lifting): menstimulasi fluida formasi untuk berproduksi dgn cara mengisi sumur dgn fluida ringan (fluida bercampur gas nitrogen). Tubingwell clean-up (CoilCLEAN): membersihkan tubing danatau sumur dari deposit scale, pasir, dsb. Gravel pack untuk sand-control: menggunakan CT untuk memompa pasir ke dalam sumur. Kelebihan memakai CT sbg pengantar fluida: Sirkulasi fluida secara kontinyu. Tubing yg dapat bebas bergerak naik-turun pada saat treatment. Ujung tubing dapat dipasang suatu alat khusus yg dapat bebas berputar 360o. Akurasi titik kedalaman untuk penempatan fluida di dalam sumur. Tidak perlu mengeluarkan completion atau productions strings dari dalam sumur. Coiled Tubing Drilling (CTD): pemboran sumur menggunakan CT. CT logging: logging memakai CT, sangat efisien untuk sumur yg high-angled atau horisontal. CT perforating: perforating memakai CT, sama dgn CT logging. CT fracturing (CoilFRAC): fracturing memakai CT, efektif untuk multiple zone fracturing. REDACoil: instalasi ESP (Electrical Submersible Pump) memakai CT. Korelasi kedalaman sumur (DepthLOG). Lain-lain. Spesifikasi material CT: 1. Tahan terhadap H2S. 2. Kuat menahan beban tarik amp tekan, burst amp collapse pressure. 3. Resistan terhadap korosi amp erosi. 4. Harus liat (ductile) agar bisa digulung amp bisa keluar-masuk injector-head. 5. Dapat dilas. 6. Resistan tinggi terhadap fatigue. 7. Punya nilai ekomonis, karena umurnya yg terbatas amp harus diganti tiap periode tertentu. Material yg paling mendekati spesifikasi tsb adalah baja karbon rendah (0.1-0.2 C) dgn campuran unsur lainnya (Mn, P, S, Si, Cr, Cu, Ni, Zr, Cb). Bahan bakunya berbentuk flat strip yg mempunyai panjang 3500ft (1060m). Proses pembuatannya: Untuk membuat CT dgn panjang lebih dari 3500ft, flat strip ini disambung dgn las (angled weld) terlebih dahulu. Flat strip ini lalu ditarik memasuki enam pasang forming roller yg secara gradual bentuknya berubah menjadi tubingsilinder. External bead akibat las kemudian dibuang dgn cara dipotong. Lalu proses annealing amp cooling Selanjutnya proses sizing memakai milling agar ukurannya tepat seperti yg diinginkan. Inspeksi untuk mendeteksi defect, dilakukan elektronis secara otomatis. Heat treatment untuk menghilangkan segala macam tegangan akibat proses-proses sebelumnya. Juga untuk memberi hardness yg merata di seluruh bagian CT. Cooling amp digulung Pressure testing sebesar 80 dari internal yield value, minimal 15 menit. Terakhir CT ditiup dgn udara kering untuk mengurangi kelembaban di dalamnya. Lalu digudangkan untuk dikirim ke pemesan. Sayang sekali, teknologi ini masih dimiliki oleh AS. Semua pabriknya berdomisili di AS walaupun bahan baku flat strip umumnya didatangkan dari Jepang. Di Indonesia CT sudah lama dipakai oleh berbagai operator EampP. Dari yg simpel sekedar memompa air sampai yg canggih untuk mengebor sumurCTD (BP-Arco, Vico, TFE), gravel pack (Unocal) amp CT Logging (Caltex). Beberapa bed-time stories: 1. Aplikasi CT: slbHubindex.cfmidid1805 slbHubindex.cfmidid1381865 slbHubbrochureindex.cfmbconnectproductionHPCTampidid8615 2. Artikel CT: slbHubDocsconnectreferenceoilfieldreviewors941094pdfp0923.pdf slbHubDocsconnectreferenceoilfieldreviewors920792pdfp4551.pdf 3. Asosiasi CT Internasional: icota 4. Manufaktur CT: precision, hydrarig, qualitytubing Tanggapan 2. (Elwin Rachmat 8211 TotalFinaElf E amp P Indonesia) Ide yang mendukung dikembangkannya coiled tubing sebenarnya adalah bagaimana melakukan perawatan sumur dengan biaya yang lebih murah dan lebih cepat tanpa menggunakan rig yang biayanya cukup mahal. Ide ini tidak hanya mendorong dikembangkannya teknologi sistim coiled tubing, tetapi juga mendorong dikembangkannya teknologi sistim snubbing atau yang disebut juga hydraulic work over unit. Saya akan sedikit menambahkan keterangan umum yang sudah dijelaskan tentang coiled tubing. Disamping itu saya juga ingin menjelaskan sedikit tentang snubbing serta bagaimana perbandingannya dengan coiled tubing. Seperti colied tubing, snubbing adalah salah satu peralatan untuk melakukan perawatan atau perbaikan sumur atau biasa juga disebut well service tanpa mencabut peralatan peralatan produksi yang sudah terpasang didalam sumur (completion). Seperti coiled tubing, peralatan snubbing dipasang diatas christmas tree (kepala sumur) dan dapat bekerja tanpa harus membunuh (killing) sumur produksi bila tidak perlukan karena dilengkapi oleh rangkaian pencegah semburan liar (blow out preventer assembly). Seperti coiled tubing, snubbing bekerja dengan menggunakan pipa yang lebih kecil dari tubing (pipa) produksi yang terpasang sebagai bagian dari completion. Bedanya pipa yang digunakan snubbing untuk bekerja adalah tubing biasa yang berdiameter yang lebih kecil dari pada tubing produksi. Memang betul penggunaan tubing kecil (biasa juga disebut macaroni string) yang harus disambung atau dilepas pada ulirnya menyebabkan snubbing lebih lambat dibandingkan dengan coiled tubing, tetapi resiko HSE coiled tubing yang rendah serta biaya coiled tubing yang lebih murah bisa dikatakan tidak tepat atau cenderung dijadikan mitos yang keliru. Pipa snubbing bisa diinspeksi dengan cara kita menginspeksi tubing secara konvensional. Bila dalam inspeksi terdapat beberapa joints macaroni string tidak dapat dipakai lagi, maka macaroni string yang lainnya masih dapat digunakan. Berbeda dengan coiled tubing yang tidak dapat diinspeksi secara konvensional. Bila terdapat kerusakan atau kebocoran pada colied tubing, maka umumnya operator akan meminta keseluruhan coiled tubingnya agar diganti. Tentunya hal ini akan menaikkan biaya coiled tubing secara sangat berarti. Masih dalam aspek HSE, coiled tubing tidak dibolehkan digunakan untuk mengalirkan gas alam atau minyak bumi didalamnya, karena tidak ada perusahaan jasa coiled tubing yang berani menjamin tidak akan ada kebocoran pada coiled tubing yang masih tergulung pada reelnya di permukaan tanah. Bila terdapat kebocoran hidrokarbon pada reelnya maka resiko kebakaran akan ditanggung oleh keseluruhan peralatan coiled tubing yang berada dipermukaan tanah. Hal ini juga meningkatkan biaya penggunaan coiled tubing bila diperlukan memompa gas inert seperti nitrogen yang mahal harganya. Resiko lain dengan coiled tubing adalah run away. Run away dapat terjadi pada coiled tubing bila mekanisme yang menahan coiled tubing di permukaan tidak berfungsi sehingga coiled tubing didalam sumur meluncur ke bawah akibat gravitasi sehingga reel dipermukaan tertarik sampai membentur christmas tree yang bisa menimbulkan blow out. Semua perusahaan jasa coiled tubing berupaya keras untuk menghindari run away, tetapi run away sudah pernah terjadi dan bagaimanapun resiko run away akan tetap ada. Kelebihan dari snubbing dalam aspek HSE adalah tidak adanya resiko seperti yang dimiliki oleh coiled tubing yang dijelaskan diatas. Kelebihan snubbing dari segi operasi selain bisa mengalirkan hidrokarbon didalamnya, snubbing dapat dapat memutar pipanya (dimana coiled tubing tidak mungkin melakukannya), dan snubbingpun memiliki kapasitas tarik yang lebih tinggi dibandingkan dengan coiled tubing sehingga dapat melakukan pemancingan (fishing job) atau bahkan melakukan work over (mencabut semua peralatan produksi yang terpasang didalam sumur) dan melakukan recompletion (pemasangan kembali completion). Bila coiled tubing kadang-kadang dihindari penggunaanya untuk melakukan squeeze cementing (karena coiled tubing sulit dibersihkan dari semen yang menempel didalamnya), maka snubbing yang pipanya mudah dibersihkan adalah sistim yang lebih baik untuk melakukan squeeze cementing. Dengan kemampuan berputarnya subbing tidak hanya dapat melakukan through tubing drilling, lebih jauh lagi snubbing dapat melakukan well deepening (memperdalam sumur dengan membor dengan cara rotary drilling atau turbo drilling setelah completion dicabut). Sementara itu bila gerakan berputar perlu dilakukan oleh coiled tubing, maka coiled tubing akan menggunakan turbin berukuran kecil yang kehandalannya sering dipertanyakan. Walaupun TFE sudah pernah melakukan colled tubing drilling, menilai kemampuan snubbing yang lebih besar dari pada coiled tubing saya berpendapat mitos coiled tubing sebagai pengganti rig adalah keliru sebaliknya snubbing adalah sistim yang lebih tepat untuk mitos tersebut. Selain TFE setahu saya KPS lain yang menggunakan atau pernah menggunakan snubbing adalah Unocal, Vico, BP dan Kondur semuanya dengan tingkat keberhasilan operasi yang tinggi dan biaya yang relatif mudah diperkirakan. Anehnya semua perusahaan jasa snubbing di Indonesia adalah perusahaan nasional sementara semua perusahaan jasa coiled tubing adalah MNC. Perusahaan snubbing nasional ini sudah sempat juga go internasional di Asia dan Eropa, kemungkinan besar mereka dapat bersaing karena sebagian besar pegawai dan expertnya adalah tenaga nasional sehingga overhead costnya relatif rendah. Sayangnya snubbing yang kadang-kadang disebut juga hydraulic work over unit ini kurang dikenal orang karena kurang gencar melakukan promosi atau sosialisasi, sehingga sayapun tidak tahu di web site mana informasi tentang snubbing dapat diperoleh Hendaknya tulisan saya ini tidak menimbulkan anggapan bahwa saya hanya pro pada snubbing dan kontra pada coiled tubing. Tetapi saya merasa perlu sedikit menjelaskan apa yang pernah saya lakukan selama belasan tahun dengan baik snubbing maupun coiled tubing di TFE. Yang saya ingin sampaikan adalah agar kita dapat memilih sistim peralatan yang lebih tepat sesuai dengan jenis pekerjaan yang akan dilakukan. Bagaimanapun juga coiled tubing adalah sistim yang paling baik untuk beberapa jenis pekerjaan seperti stimulasi, well start up ditempat yang tidak memiliki gas alam bertekanan tinggi (sehingga gaslift oleh snubbing tidak dimungkaikan), perforasi dengan coiled tubing (bila electric wireline tidak dapat melakukannya) atau production logging dengan coiled tubing (bila electric wireline atau wireline slickline unit tidak dapat digunakan). ANTARA NEWSTrik Cara Trading Forex Akurat dengan EMA Trik Cara Trading Forex Akurat dengan EMA yang telah terbukti berhasil Strategi Trend Trading EMA memanfaatkan posisi beberapa Exponential Moving Average ( EMA ) sebagai patokan dalam menentukan trend dan entry point. Strategi Trend Trading EMA cocok digunakan pada TF minimal 30 menit. Strategi ini dapat disebut strategi jangka panjang. Sekilas Strategi ini mirip dengan Strategi Sidus. Namun yang membedakannya adalah penggunaan RSI sebagai pengatur daluarsa sinyal. Kunci dari Strategi ini adalah posisi Tutup sebuah candle yang dengan ditopang oleh jenis trend yang terjadi. Strategi Trend Trading EMA bisa digunakan pada mata uang ya dengan indikator yang digunakan: Trik Trading Menggunakan EMA: EMA 80 digunakan untuk melihat arah tren utama. Artinya saat harga berada di atas EMA 80 maka disebut sedang Naik, jadi begitu saat harga dibawah EMA 80. ini disebut sedang Trend turun. EMA 21 dan EMA 13 untuk memberikan arah trend saat ini. Selama EMA 13 tetap berada di atas EMA 21. maka ini disebut sedang Trend Naik. Begitu juga sebaliknya. RSI (21) di atas 50 menunjukkan tren naik. Di bawah50 menunjukkan tren turun. Entry point Buy adalah: 8211 Jika muncul candle bullish pada kondisi trend naik. Dengan syarat jumlah candle antara candle saat ini dengan candle yang RSI nya memotong level 50 tidak lebih dari 5 candle. Dengan kata lain kita akan membuka posisi beli sesaat setelah ini terbentuk dengan harga kisaran EMA 80, RSI berada di atas 50. dan EMA 3 dan EMA 5 berada di atas chanel EMA 13 dan EMA 21. Entry point Jual adalah kebalikan dari entry point beli diatas. Titik keluar adalah saat EMA 13 memotong EMA 21. Stoploss ditempatkan pada tutup tutup candle yang RSI nya melakukan crossing (perpotongan) dengan level 50. Bagaimana jika muncul crossing EMA yang mengarah kebawah harga diatas EMA 80 atau RSI berada di atas 50 Jangan lakukan apapun Ingat strategi ini bukan pada crossing EMA . Namun pada candle bullish yang didukung oleh EMA sebagi penunjuk trend. Kelebihan trik trading forex menggunakan EMA Kelebihan teknik trading ini adalah anda tidak akan terombang ambing oleh kondisi pasar yang sisi jalan, karena pada saat sideway, kondisi untuk membuka posisi tidak bisa terpenuhi. Selain itu. Karena ini adalah strategi trending. Maka jika marketnya bergerak trending. Keuntungan yang anda dapatkan sangat besar Kekurangan trik trading forex menggunakan EMA Kelemahannya perlu kesabaran ekstra untuk menemukan saat yang tepat untuk membuka posisi. Selain itu ada potensi keuntungan yang tidak terambil akibat penutupan posisi dengan sinyal crossing EMA 13 dan EMA 21. Silahkan melakukan eksplorasi untuk menutup kekurangan tersebut. Namun, strategi kecil ini sangat berisiko tinggi, resiko kecil tapi untungnya bisa besarr ..
Jenis-opsi-biner
Make-money-online-trading-binary-options