Lout de Chevalier

Optimasi Bit pada pemboran

2011-10-30T22:50:00.000-07:00

Untuk mendapatkan kedalaman yang diharapkan diperlukan suatu alat yang letaknyadi ujung rangkaian pipa pemboran dinamakan mata bor atau bit. Mata bor atau bitadalah alat yang terpasang di ujung paling bawah dari rangkaian pipa yanglangsung berhadapan dengan formasi atau batuan yang di bor. Adanya putaran danbeban yang diperoleh dari rangkaian pipa bor diatasnya, akan menyebabkan matabor itu menghancurkan batuan yang terletak dibawah sehingga akan menembussemakin dalam bebatuan tersebut. Lumpur yang disirkulasikan akan keluar melaluimata bor dan menyemprotkan langsung kebatuan yang sedang dihancurkan di dasarlubang bor. Semprotan ini akan ikut membantu menghancurkan batuan-batuan itu.Batuan yang disemprot oleh Lumpur tadi akan lebih mudah lagi dihancurkan olehmata bor, sehingga dengan demikian akan diperoleh laju pemboran yang lebihcepat.

Jenis Pahat
Ada tiga macam mata bor jika dilihat dari jenis batuan yang dibor, yaitu :
Mata bor untuk batuan lunak , bentuk gigi panjang dan langsing.
Mata bor untuk batuan sedang, bentuk gigi agak pendek dan tebal.
Mata bor untuk batuan keras, bentuk gigi pendek dan tebal.

Berdasarkan structure pemotong (cutter) dan bantalannya dapat diklasifikasikansebagai berikut :

Wing Bit
Dipergunakan untuk dilapisan permukaan, umumnya dipakai pada lubang-lubangbesar untuk stove pipe yang dalamnya berkisar atara 0 – 30m. Ukuran pahattersebut biasanya 36 inchi.

Roller Cone
Pahat roller cone biasa dipakai untuk lapisan lunak sampai lapisan keras.

Diamond
Pahat Diamond merupakan sejenis bahan yang mempunyai kekerasan yang sama denganintan (intan industri) dipakai apabila pahat biasa sudah tidak dapat menembusformasi, umumnya untuk lapisan-lapisan yang keras.

Dari ketiga macam jenis pahat tersebut yang terbanyak dipergunakan adalah jenisRoller Cone.

Pahat roller cone yang biasa dipakai di buat oleh beberapa pabrik yaitu ;
Hughes
Reed
Varel
Smith
Security

Roller Cone dibagi juga dengan klasifikasi dan kekerasan pahat itu sendiriyaitu dengan no. code misalnya untuk yang soft IADC code : 111, 114 (International Assosiation Drilling Code ).Kekerasan pahat disesuaikan denganformasi yang akan dilaluinya misalnya : soft to medium, medium to hard, untukmempermudah mengenal apakah pahat itu untuk formasi lunak, sedang dank erasmaka yang perlu diperhatikan adalah bentuk gigi pahat tersebut.

Pemilihan Pahat
Didalam pemilihan pahat adalah, Pahat yang dipergunakan untuk mengebor formasitertentu, tergantung pada kekerasan batuan dari formasi tersebut. Pahat yangdipakai untuk mengebor batuan lunak tidak dapat berfungsi dengan baik biladipakai untuk mengebor batuan sedang atau batuan keras.Pengetahuan tentangpemilihan pahat untuk mengoptimasikan pemboran tidak seluruhnya teoritas,tetapi dalam banyak hal pemilihan ini tergantung pada pengalaman-pengalamanyang didapat dalam pemboran didaerah yang sudah diketahui atau dikenal.
Hasil pemilihan pahat ini sangat penting karena menyangkut :
Biaya dari pahat.
Rig cost
Round trip / cabut masuk.
Dari ketiga biaya ini barulah dapat menghitung operation cost ( biaya operasi).

Dalam pemboran harus dicatat kemajuan pemboran serta memeriksa serbuk bor yangkeluar untuk mengetahui kekerasan dari formasi yang akan ditembus. Semua datayang dicatat pada saat pemboran berlangsung sangat penting karena menyangkutwaktu dan biaya, juga sebagai data bila dilakukan pemboran ulang ditempat yangsama. Pemilihan pahat yang tidak sesuai akan memakan waktu yang lama sehinggapahat harus dicabut dan diganti. Untuk daerah-daerah yang baru biasa disebut daerahEksplorasi ketelitian pemilihan pahat sangat diperlukan dan perlu dilakukanstudy pemakaian pahat yaitu dengan meneliti kemungkinan bergantinya lapisanformasi dari laju pemboran maupun dari serbuk-serbuk bor (cutting) yang keluarterbawa Lumpur bor.
Dari hasil ini perlu melihat data-data dari pahat itu sendiri berupa beban yangdiizinkan untuk pahat tersebut, kemudian berapa putaran pipa atau string yangdiperbolehkan. Semua petunjuk mengenai pahat yang akan dipakai haruslah sesuaibila kita ingin mencapai laju pemboran yang kita inginkan.

Beban pada pahat

Beban yang diberikan terhadap pahat merupakan factor yang sangat penting, yaitudimana saat pahat mulai bekerja ( bor ) maka beban pahat mulai dinaikanperlahan-lahan dengan melihat laju dengan bertambahnya beban yang diberikanpada pahat. Dari beban pahat kemudian perlu mengetahui kecepatan putar ( RPM ).

Kecepatan Putar
Laju pemboran akan meningkat dengan kenaikan kecepatan putar secaraexponential.
Dari pemakaian pahat bor ( drilling bit ) yang perlu diperhatikan bahwa setiapbarang mempunyai umur tertentu demikian juga pahat bor ( bit life ).

Keausan pada gigi pahat dan bantalan pahat.
Disamping umur dari pahat juga tertentu, maka keausan gigi dan bantalan pahatperlu diperhatikan. Contoh yang perlu diperhatikan pada saat operasi pemboranberlangsung, dengan menurunnya laju pemboran maupun sering adanya torque (torsi ) pada saat mengebor.
Dalam pemakaian pahat untuk mengebor batuan maka gigi pahat dan bantalan akanmenjadi aus, laju keausan dari gigi pahat dan bantalan tersebut tergantungkepada type batuan, beban pada pahat ( WOB ), kecepatan putar ( RPM ) dansifat-sifat Lumpur pemboran.
Untuk mengoptimasikan pemboran maka pahat tersebut harus dicabut dan digantisesuai dengan kekerasan dari lapisan yang akan ditembus. Melanjutkan pemborandengan gigi-gigi pahat yang telah aus akan meninggikan biaya pemboran,disamping kemungkinan terlepasnya gigi pahat / cone sangat besar.
Hal ini sangat penting diperhatikan agar tidak terjadi pekerjaan tambahandiluar program kerja.

Contoh :
Bila pahat terlepas (cone) dan tertinggal didalam lubang bor maka untukmelanjutkan pemboran yang tertinggal didalam lubang harus diambil(dibersihkan)terlebih dahulu, bila tidak pemboran tidak dapat dilanjutkan karena akanmenghambat laju pemboran dan kemungkinan-kemungkinan lain yang dapatmeninggikan Cost akan terjadi. Untuk melanjutkan pemboran dengan benda-bendayang tertinggal di lubang bor mungkin dapat dihancurkan, tetapi memerlukanwaktu yang lama bila dibandingkan dengan mengambil (fishing job)kemudiandilanjutkan bor.
Kemungkian lain adalah masih adanya kendala karena lubang tidak bersih darihasil serbuk bor yang tidak hancur. Dari pekerjaan-pekerjaan tambahan ini, kitakehilangan waktu yang mengakibatkan naiknya biaya operasi.

Umur Pahat
Perlu diingatkan bahwa ketahanan suatu barang juga tidak terlepas dari umurbarang itu sendiri, demikian juga dengan pahat bor (Drilling bit). Drilling bitpun kita kenal mempunyai umur pahat( bit life ) yaitu : jumlah jam pengoperasianpahat hingga ia tidak dapat melanjutkan pemboran dengan cost/foot yang rendah .Umur dari pahat tersebut tergantung dari beberapa faktor :
Beban pada pahat ( WOB )
Kecepatan putar ( RPM )
Karateristik dari batuan
Hydraulics
Optimum cost/foot

Dengan memakai WOB dan RPM yang lebih besar, pahat akan menjadi aus lebih cepat; umurnya akan lebih pendek. Demikianpun dengan bit hydraulic yang tidak cukupakan mempertinggi laju keausan pahat , yang selanjutnya akan lebih memperpendekumur pahat.

Rumus yang dipakai untuk mengoptimasikan umur pahat dalam bentuk biaya per footadalah :

C / F = ( Cb + Ct + Cd + Cc + Cr ) / bit footage

Dimana :
C / F = Cost per foot
Cb = Harga pahat
Ct = Biaya tripping
Cd = Down time cost
Cc = Connection Cost
Cr = Rotating Cost

Untuk menentukan kapan pahat akan diganti harus dipakai angka C/F yang terendah.

Salah satu penyebab dari laju pemboran disamping penentuan pahat yang sesuaijuga tergantung dari nozzle yang kita pakai pada pahat.

Pemakaian nozzle

Dari pemakaian nozzle yang tepat ( dihitung ) dapat menaikkan laju pemboransebesar 15 – 40 %, juga tidak terlepas dari bit hydraulic yang dihasilkan olehlumpur melalui nozzle tersebut .
Dalam pelaksanaan pemboran sebelum pahat dimasukkan kedalam lubang bor, yangperlu diperhatikan adalah :
Catat ukuran pahat
No. Serie / IADC Code
Periksa kondisi pahat
Ukuran nozzle dan kelengkapannya
Penyambungan pada pipa bor harus memakai bit breaker dengan torque yangdisarankan .

Kerusakan pahat

Bit life tidak selamanya menjadi patokan untuk tripping ( ganti pahat ) tetapihanya sebagai Guide ( Penuntun ) dari pahat itu. Kapan kita harus menggantipahat tidak perlu menunggu sampai habis umur pahat itu, tetapi tergantung darikecepatan mengebor ( ROP ).Ini sangat perlu diperhatikan karena semuanyamenyangkut biaya. Dalam pengalaman kadang - kadang pahat yang seharusnya bisamengebor diatas 50 jam ( bit life ) ternyata baru 6 jam tidak ada kemajuan, iniharus segera diganti, kemudian perlu diteliti apa penyebabnya.
Penyebabnya yang sering terjadi adalah :

Rusaknya pahat ; terutama

a. Cone
b. Gigi
c. Bearing

2. Tidak cocoknya type pahat dengan formasi yang ditembus
3. Kejatuhan barang dalam lubang bor sehingga menghambat laju pemboran.

Dari kerusakan - kerusakan pada pahat bisa terjadi pada gigi pahat, cone &bearing.

Contoh kerusakan adalah :
Cone pecah, Gigi pahat pecah/patah, Balled Up, Cone Cracked (pecah),ConeDragged (Salah satu cone atau lebih)tidak bisa berputar, Erosion, Lost Cone,Lost Nozzle, Lost Teeth, Wash Out Bit.

Ukuran - ukuran pahat yang biasa dipakai :
Pahat 36” untuk pipa selubung 30”
Pahat 26” untuk pipa selubung 20”
Pahat 17. 1/2" untuk pahat selubung 13. 3/8”
Pahat 12. 1/4” untuk pipa selubung 9. 5/8”
Pahat 8. 1/2” untuk selubung 7”
Pahat 6” untuk pipa selubung 4.1/2”

Jadi dalamoptimasi bit itu keseluruhan diperlukan kemampuan untuk mengenal karakteristikbatuan, system putar dan optimasinya, serta kemampuan untuk mengetahui lifetime dari bit itu terhadap kedalaman

Cementing Calculation on Location

2011-05-14T10:10:00.000-07:00

A little bit different from what we get from the college about cementing job, where the cementing job will be done from Rig Kelly Bushing (RKB) to the target depth of drilled hole, in this share I would like to show a little bit comprehensive about cementing program held on location from measuring capacity of the hole, until pressure force up that perceived by the casing, and how we encounter that problem

Calculation of Cementing Operation on Location

Hopes this share will enhance our ability in fluid appliance especially for me

Measurement Calculation for Directional Well

2011-05-14T01:54:00.000-07:00

Lama gak nulis, coz udah sibuk keluar masuk hutan dan gunung
kali ini w akan coba nulis lagi masalah perhitungan survey pada sumur directional, ini juga karena ada yang tanya kenapa bisa nilai Vertical Section jadi negatif saat dihitung, hmmmm cukup bikin pusing juga apalagi yang tanya juga baru mulai nyelesaikan Tugas Akhir
& karena waktu w Kerja Praktek juga ambil judul sama ya harus bisa jawab deh.... padahal udah lupa ^^!
ok pertama liat file yang w lampirin di www.Scribd.com tenang w link kok

Directional Drilling Equation

Nah masalah akan muncul kalo kita gak cermat saat liat hasil survey, coz beda perusahaan survey kadang juga punya metode beda jadi gak bisa di acu dari satu perusahaan aja, walaupun pake metode survey yang sama yaitu Minimum Curvature, beda'y ada pada perhitungan Vertical Section, waktu KP dulu nilai Azimuth untuk survey tidak ditetapkan tapi beda waktu w ditanya 'kenapa VS nilai'y negatif ?', sempet bingung juga sih masalah'y kan udah lama gak baca, tapi untung'y masih awas baca data survey, ternyata cuma masalah Azimuth Survey yang di tetapkan saat perhitungan bikin beda perhitungan sampai ke nilai negatif.
Karena gak banyak referensi yang bahas masalah perhitungan survey w rasa share ini bisa cukup membantu. kalo mau yang cukup mudah untuk masalah survey w saran baca aja buku 'Directional Horizontal Drilling Manual - PetroSkills' coz ada contoh perhitungan'y

Kalo ada yang mau tanya-tanya masalah seperti ini atau pemboran, silahkan aja selama w bisa bantu ^^!

Membuat daftar gambar otomatis

2010-07-12T06:00:00.000-07:00

Tulisan ini sebenernya jadi satu sama membuat daftar pustaka tapi karena beda fungsi dan cara pembuatannya jadi dipisah deh:

Cara buat daftar gambar otomatis pada halaman yang ingin dikasih nama daftar gambar gampang banget (waktu nulis ini gw pake Microsoft© Office Word 2007, kalo belum pake belilah) caranya seperti ini:

- Buka Microsoft© Office Word 2007.

- Pilih tab references, terus pilih Insert Caption (maksudnya pilih label/buat label baru) yang diinginkan.

- Posisikan seperti keinginan kamu.

- Pilih halaman yang diinginkan untuk jadi daftar gambar, terus pilih insert table of figures, modified seperti yang diinginkan.

- Halaman daftar gambar ini langsung menyertakan gambar serta hyperlink halaman yang dituju, kalo dibuka di Microsoft© Office Word 2007, dapat diakses melalui shortcut ctrl + klik kanan, bila disave menjadi portable document file (PDF) menggunakan add-ins Microsoft© Office Word 2007, maka cukup klik.

Karena melihat contoh lebih mudah dari pada membayangkan, nih langkahnya lewat gambar ikutin aja OK

semoga sharing ini membantu

Membuat halaman daftar pustaka otomatis

2010-07-12T05:56:00.000-07:00

Dalam pembuatan laporan halaman ini yang paling bikin capek, bukan karena banyaknya tapi karena harus bolak-balik buka halaman yang dimaksud buat nentuin nomornya, kalo laporannya tipis sih gak masalah, kalo tebel ?

Untungnya gw iseng-iseng nyari di ms word & nemuin kalo applikasi ini mempermudah pembuatan halaman daftar pustaka, jadi gw mau sharing lewat tulisan ini.

Cara bikin halaman daftar pustaka otomatis ternyata gampang, bikin format title tiap bab, sub-bab, sub bab-bab berbeda aja, caranya gini

Membuat halaman daftar pustaka otomatis

- Pertama tentuin dulu format title yang mau dipake buat penulisan, format title ada di tab Home, shortcutnya “ctrl +alt +shift + s”

- Bikin struktur penulisan & format title, kalo gw biasanya di awal tulisan gw bikin struktur kaya gini :

Bab Heading 1

Sub Bab Heading 2

Sub sub Bab Heading 3

Sub sub sub Bab Heading 4

- Modified format title, sesuai dengan format tulisan yang dipilih untuk tulisannya, caranya klik kanan di formattitle yang mau dipake terus pilih modify

Contoh disini gw modify jadi arial, bold, dengan size 12

- Format tiap format title bisa di modified sesuai keinginan

- Nah buat daftar isinya buka tab references , paling kiri ada table of contents, klik kiri di halaman yang mau dijadiin daftar isi, terus pilih insert table of contents, untuk stylenya bisa dipilih dari template atau di modify

Semoga membantu share ini

Test untuk Lumpur Pemboran

2010-07-06T09:21:00.000-07:00

Sharing system lumpur bor dan test untuk lumpur bor, n karena halaman ini gak bisa di kopi pasting, gw taro aja di tempat laen tapi bisa di download kok

semoga bermanfaat

Mud Test

Introduction

About me

2010-06-06T04:22:00.000-07:00

Born on little town Tanjung Priok north Jakarta, my first writing were 'pemanfaatan tenaga ombak untuk pembangkit listrik' for senior high school science writing competition in 1998 and 'pemanfaatan limbah air aki untuk produksi asam klorida' on late 1999 , even not nominated I'm proud for my first writing cause the same tittle just only being taken for study in Germany that years.

In this page I just want to share knowledges with other which is still try to figure out on petroleum discipline cause it's rare when I first write in this page on 2007 even theres a lot of person working in this field they not explain in clearly for single case, I hope the Lout de Chevalier page can give a little light even a dimme one for they who like to know and understand drilling sciences.

So on the other day I should not see any more student figure out about problem alone in the front of the blackboard with only pieces of paper with his hand writing of scatter equation from many source he get !

Sistem Penyemenan

2010-01-23T22:24:00.000-08:00

Sistem penyemenan

Source : Dosen Akamigas Balongan "Heru Herawan" Teknik Pemboran

Hidraulika Pemboran

2010-01-23T22:15:00.000-08:00

Hidraulika penboran

Source: Dosen Akamigas Balongan "Heru Herawan" Teknik Pemboran Lanjut

Conficker worm

2010-01-11T12:25:00.000-08:00

Well this is one of the most destructive Worm that destruct Windows operational system, in this post I would not tell how to make one of that things but how to clean this Worm without any Anti-virus application....

Ok here we go

- First make sure that your computer is infected by this worm, just open the Windows official site... if it can not open you should worry about it

- Second open Anti virus website... if it also were not open, surely you are infected by this worm

well that condition will force you to use your own imagination how to clean the computer from this worm... here's the trick

1. Worm Conficker and all the variant of it will create an Recycle directory in every removable disc which contain file jwgkvsq.vmx, this file will counter Microsoft Windows thumbnail to execute it

2. Conficker will create a worm parent in the directory of

%SYSTEMROOTS%\System32\ with the name "kfmww.exe"

3. Conficker also make a root on registry editor key HKLM\SYSTEM\CurrentControlSet\Services\xtxghne, that will constantly create other worm when system is operated

Then how to clean this worm

- Remove the supper hidden attribute in your operational system by using folder option and un check the "hidden files and folders" and also "hide protected system files (Recommended)"as you can see like the picture below

so the folder option will be look like this one

and then click ok

or you can used command prompt to un check the supper hidden option by write down this key

attrib C:\*.* -h -r -s -a /s /d

for knowing the meaning of this key you can add "/?" after the key

after that we well able to see the Autoexecute.bat file, which normally hidden by the system

- Write this key down using notepad.exe and add it within autoexec.bat

erase %SYSTEMROOTS%\System32\kfmww.exe

reg del HKLM\SYSTEM\CurrentControlSet\Services\xtxghne

like the one you ca see below

- un check the System restore like this one below

here's the explanation

- We are known that the application like Worm cannot be kill using task manager.exe

- Worm usually using system restore to restore all deleted parent of their own as their own protection

- Worm only stop when the system is shut down

- the autoexec.bat files are used by windows to delete all unused temporary files that stored too long

" so when we disable the system restore, attributing the files within the system drive, and delete the key along with the Worm executable files we are stopping the worm from annoying our job

that's the tip that I used to clean the Confiker Worm in my own computer hope it will done as same as I do

Pengetahuan Umum Perminyakan

2009-12-19T06:52:00.000-08:00

Catatan teknik produksi I

dari pada ilang lagi susah nyarinya gw tao aja disini deh

Catatan Kuliah Teknik Produksi

Source : Dosen Akamigas Balongan "Heru Herawan"

Underbalance drilling

2009-12-19T06:21:00.000-08:00

Materi Teknik Produksi II dari pak Heru dari pada gw taro di flash disk/ hard disk ilang lagi mendingan gw taro disini

Under Balanced Drilling

Source : Dosen Akamigas Balongan "Heru Herawan"

Valve

2009-12-18T06:14:00.000-08:00

Bahan pelajaran Operasi Produksi Migas
Valve

Source : Dosen Akamigas Balongan "Heru Herawan"

Suckrod Pump

2009-12-18T05:47:00.000-08:00

Suckrod pump adalah alat yang di gunakan untuik mengangkat minyak dari dalam formasi ke artas permukaan, digunakannya suckrod pump biasanya ketika sumur sudah tidak lagi memiliki kemampuan untuk mengangkat fluida dikarenakan tekanan reservoir tidak lagi mampu mengimbangi tekanan fluida, dengan kata lain suckrod pum adalah peralatan artificial lift

meskipun banyak peralatan yang mampu mengangkat fluida dari formasi akan tetapi suckrod pump masih digunakan karena alasan ekonomis

untuk mengetahui perencanaan instalasi suckrod pump silahkan mendownload file dibawah ini

Perhitungan Evaluasi Suck Rod Pump

adapun bagian dari suckrod pump adalah seperti gambar dibawah ini

source : Dosen Akamigas Balongan "Heru Herawan"

ID MONDAYEARS -> Teka-teki angka 6

2009-12-16T06:21:00.001-08:00

Sebenarnya ini cuma assumsi gw waktu pertama kali dapet pelajaran Akutansi waktu itu guru ku yang cantik Ibu Retno Widiastuti bilang kaya gini

"Bila ada bilangan bernilai > 0.5 maka nilai akan dibulatkan ke atas dengan assumsi bahwa bilangan itu telah mencapai posisi dimana bilangan dibelakang koma akan cenderung membentuk nilai pembulatan lebih besar dari 9"

dari situ gw pikir kenapa gak dihilangkan saja angka setelah 5 coz semua angka tersebut akan cenderung menuju 0

coba lihat penulisan angka Modern yang kita pakai saat ini

1 2 3 4 5 6 7 8 9 0

lihat angka akan berulang kembali menuju 0 atau biasa kita sebut 10, dalam perhitungan decimal maka tanpa atau dengan angka setelah 6 urutan tetap akan menuju 0

Silahkan dicoba dalam perhitungan sederhana maupun integrasi untuk membuktikannya

Menurut gw perhitungan decimal akan menjadi lebih sederhana karena kita tidak perlu menghitung angka ekses terbesar karena toh akan tetap menuju 0 (mungkin ini yang menyebabkan perhitungan buku besar akutansi cenderung bernilai lebih) bahasa gampangnya kita bilang ada bilangan yang tidak nyata, coz nilai berlebih dari pembulatan bilangan diatas 6

Untuk gw sendiri ID MONDAYEARS itu merujuk pada urutan angka sepuluhan 10 (angka ini merupakan ketetapan arabia untuk menunjukan nilai setelah 9 yang bertujuan memberikan gambaran nilai)

ID MONDAYEARS sendiri cukup sederhana untuk diterjemahkan sebab dalam pembacaan code ini cuma ada 3 ketetapan

· Bilangan 1 tidak ada -> nilai penujuan akan cenderung lebih besar dari 5 atau sama dengan 6

· Karena 6 adalah angka mutlaknya maka tidak mungkin ada bilangan yang lebih besar dari 6, nilai lainnya adalah pengurangan dari angka 6 untuk dapat didefinisikan, bukan sebagai deret melainkan sebagai angka individual

· Angka 6 bukanlah bilangan yang memiliki faktorial, maka bila terdapat faktorial dari angka 6 berurutan setelah angka 6 dalam sebuah deret yang merupakan pembagi bernilai positif maka didapatkan sebuah pernyataan sebagai berikut “6(angka pembentuk faktorial positif)” maka deret ini bukanlah angka mutlak lagi, untuk mendapatkan nilai sesungguhnya maka deret ini harus dipilah sebagai bilangan puluhan yang tidak bernilai mutlak penambahan angka 1 pada hasilnya contoh:

63 -> didefinisikan sebagai 13 yang akan dikurangi angka mutlak (6) dan hasilnya adalah ->7+1 =8 karena seperti pernyataan pertama

Hasilnya ID MONDAYEARS dapat digunakan untuk melakukan ekstraksi pada urutan angka yang berjumlah puluhan……

Contohnya kaya gini:

+62819716323 -> dapat diekstraksi sebagai -> +07.53.16.08.89

Ini nomor cell phone ? (silahkan berpikir begitu gw gak tanggung jawab kalo dihubungi gak nyambung…he he he he)

jadi format Hour.Minutes.Day.Month.Years atau bisa dibaca dalm format ID MONDAYEARS sebagai

Hari ke Enam Belas, bulan Delapan, Tahun Sembilan Belas Delapan puluh Sembilan, pukul Tujuh lewat Lima puluh tiga menit……??

Atau bisa juga menunjukan suatu posisi pada bumi kita ini

Northing 07.53

Easting 16.08

Latitude 89⁰

mungkin gak berarti apa-apa bagi orang lain tapi tinggi banget artinya buat seseorang……. Ha ha ha ha ha ha ha ha

Satu lagi teka-teki dari angka 6

Perencanaan Pompa ESP

2009-12-16T06:00:00.000-08:00

Didalam memproduksi fluida formasi produktif dengan pompa listrik submersible sebagai unit artificial lift, diperlukan pengetahuan secara terpadu antara peralatan bawah permukaan dan peralatan atas permukaan pada pompa listrik submersible.

Peralatan pompa listrik submersible (ESP) terdiri dari pompa centrifugal, protector dan motor listrik. Unit ini ditenggelamkan didalam cairan hidrokarbon

Bentuk pompanya seperti gambar dibawah ini

pada sumur minyak dan disambungkan dengan tubing dan motornya dihubungkan dengan kabel kepermukaan yaitu dengan switchboard dan transformator. Kabel tersebut diklem pada tubing dengan jarak 15 – 20 ft. Listrik bisa antara 220 –2400 volts tergantung unitnya.

Pompa ini dapa memproduksikan minyak atai air antara 300 bpd – 60000 bpd dan kedalaman pompa sampai 15000 ft. Ukuran motornya antara 1 – 700 daya kuda. Penggunaan umumnya pada industri minyak, baik untuk sumur minyak secondary recovery dan pada instalasi air di off shore

Karena materi ESP ini Banyaknya bukan maen terpaksa deh gw harus titipin di tempat laen coz jadi berat n formatnya juga jadi berantakan kalo gw tulis di Blogger
untuk melihat seluruh materi ini silahkan download aja ya.... he he he

Tinjauan teori ESP

Perencanaan ESP

Source : Dosen Akamigas Balongan "Heru Herawan"

Savety Valve

2009-12-14T09:42:00.001-08:00

Safety valve adalah merupakan peralatan penyelamat dimana valve ini bekerja secara otomatis dimana valve akan menutup bila tekanan Down stream atau Up stream lebih tinggi atau lebih rendah dari tekanan yang telah diset.

Peralatan ini idealnya harus dipasang pada semua sumur produksi Offshore dan Onshore.

Terutama pada sumur bertekanan tinggi atau sumur dengan gas masam yang berdekatan dengan pemukiman, jalan umum atau daerah konversi.

Source : Dosen Akamigas Balongan "Heru Herawan"

JENIS SAFETY VALVE

Berdasarkan lokasinya :

1. Sub Surface Safety Valves (SSSvs) :

Merupakan valve yang dipasang pada peralatan produksi didalam sumur . tujuan pemasangan ini adalah untuk menutup sumur dan mencegah akibat yang lebih buruk dari emisi Hidrokarbon apabila peralatan control utama dipermukaan (Christmas Tree) rusak atau tidak dapat dioperasikan secara terkendali dimana hal ini dapat terjadi dilepas pantai jika platform hancur akibat badai atau ledakan, blow out atau ketidakstabilan formasi sedangkan didarat biasanya disebabkan akibat longsoran, kendaraan menabrak well head, akibat kondisi perang dan akibat sabotase.

2. Surface Safety Valves (SSVs) :

Safety valve yang dipasang pada X’mas Tree, flow line dan Manifold yang bertujuan melindungi peralatan permukaan bila tekanan kepala sumur terlalu besar dan melindungi sumur jika tekanan flowline terlalu kecil atau terlalu besar.

2.1. Sub Surface Safety Valves (SSSvs) :

2.1.1. Flow Controlled Safety Valve

Valve ini diset dibawah packer yang bertujuan melindungi tubing dan annulus casing tubing .

Valve ini secara langsung dikontrol oleh laju alir sumur.

Valve ini didesain terbuka pada kondisi normal tetapi akan tertutup jika tekanan tubing turun dibawah kondisi normal atau laju produksi melebihi limit yang telah diset. Oleh karena itu valve ini umumnya merupakan wire line retrievable karena harus diset ulang dari waktu-waktu, khususnya apabila kondisi sumur sudah berubah.

2.1.2. Surface-Controlled Subsurface Safety Valves (SCSSSVs)

SCSSSVs adalah valve bawah permukaan dimana jika terjadi kerusakan pada tubing atau well head dan tekanan akan turun (leak off) maka valve ini akan menutup.

Valve ini dapat dibuka kembali dengan bantuan high pressure control line. Control line umumnya dihubungkan dengan sistem penutupan darurat yang bekerja secara otomatis apabila terjadi keadaan yang darurat atau tidak aman misalnya kebakaran atau terdeteksi adanya gas.

2.1.3. Bottomhole Choke dan Regulator

Bottomhole Choke didesain untuk memberikan laju produksi yang konstan sedangkan Regulator untuk mengatur beda tekanan (pressure diferential) yang konstan.

Peralatan ini bukan merupakan peralatan penyelamat dimana biasanya digunakan untuk tujuan :

Ø pembatasan laju alir sumur yang akan diproduksi,

Ø pembatasan tekanan operasi pada sumur dengan tekanan yang sangat tinggi

Ø membatasi laju drawdown pada sumur-sumur yang berkecenderungan mengalami problem kepasiran.

2.1.4. Strom Choke

Peralatan ini berfungsi untuk menutup secara otomatis bila terjadi aliran fluida dari dalam sumur yang terlalu tinggi. Penutupan storm choke terjadi bila wellhead atau pipeline dipermukaan meledak. Dengan adanya ledakan dipermukaan maka minyak akan mengalir sangat cepat ke permukaan akibat turunnya tekanan yang sangat cepat sehingga akan memicu penutupan dari strom choke.

Peralatan ini digunakan untuk tubing valve dan dipasang didalam tubing pada kedalam sekitar 1000 meter.

2.2. Surface Safety Valves (SSVs)

2.2.1. Safety valve X’mas Tree

Safety valve ini melindungi flowline bila tekanan kepala sumur terlalu besar dan melindungi sumur jika tekanan flowline terlalu besar.

Berdasarkan mekanisme kerja terdapat empat type :

a. The Safomatic

Cara kerja Valve ini menutup aliran minyak dengan melepaskan bola baja ke dalam flow stream dimana tekanan minyak akan mendorong dan menahan bola pada suatu tempat sampai ter reset secara manual. Tekanan flowline dimonitor oleh pegas yang terdapat dalam valve.

b. The Manumatic

Cara kerja valve ini menutup dengan menggunakan gate yang digerakan secara pneumatic actuator yang dikontrol secara kontinyu memonitor tekanan flowline. Gate akan terbuka secara otomatis jika tekanan di flowline kembali normal.

c. The Baker Submersible

Cara kerja valve ini sama dengan tipe manumatic valve kecuali actuator digerakan dengan hidrolika dimana gate valve yang dipasang pada dikepala sumur memungkinkan untuk melaksanakan flooding.

d. The Cameron Type FC

Cara kerja valve ini berfungsi untuk menutup aliran minyak dengan cara hidrolik yang digerakan dengan piston.

2.2.2. Check Valve.

Valve ini dipasang di flow line untuk mencegah aliran balik dari manifold ke flow line jika terjadi ledakan pada flow line

2.2.3. Pressure Relief Valve (PSV)

Valve ini diset untuk membuka pada tekanan flowline yang didesain untuk mengatasi apabila terjadi tekanan abnormal. Kelebihan tekanan ini kemudian dibuang ke burning pit dan akan terus berlangsung selama masih terdapat kelebihan tekanan sehingga kemudian valve akan menutup kembali secara otomatis bila tekanan kembali normal.

Peralatan ini biasanya dipasang disetiap flowline dan collector line.

2.2.4. Safety Shutdown Valve (SSV)

Peralatan ini harus dipasang pada setiap collector line dan berfungsi secara otomatis menutup aliran fluida dari flow line jika terjadi kondisi yang berbahaya di flow station.

SSV dipasang pada collector line dekat dengan sambungan dari arrival manifold. Sedangkan actuator dari SSV bekerja secara Pneumatik

Chokes

2009-12-14T08:54:00.000-08:00

Choke atau jepitan berfungsi sebagai pengatur laju aliran fluida dari sumur menuju pipa salur dan separator. Umumnya sumur-sumr sembur alam dilengkapi dengan jepitan, terutama apabila sumur tersebut mempunyai produktivitas yang melampaui yang telah dialokasikan.

Choke juga merupakan regulator yang memberikan minyak mengalir ke flow line dengan rate tertentu.

Besarnya laju alir ditentukan berdasarkan analisa nodal dimana terdapat studi performansi sumur berdasarkan kurva ipr dan kombinasi tubing serta choke yang akan digunakan.

Banyak istilah yang digunakan dalam penyebutan alat ini yaitu choke, bean, well head choke, surface choke, production choke, flow nipple, flow plug atau bean. Dalam hal ini pertamina mengistilahkan jepitan.

Terdapat dua tipe choke

1. Adjustable Choke

Adalah choke dimana untuk merubah diameternya sangat mudah yaitu hanya dengan jalan memutar handelnya.

A. Multiple Orifice Valve

Peralatan ini merupakan valve yang mengandung choke dan dapat mengatur pembukaan diameter tanpa menutup aliran dari sumur.

Choke ini terdiri dari dua porcelain disc yaitu back disc dan front disc yang didudukan pada steel seat dimana salah satu disc pada posisi statis sedangkan lainnya dapat berputar / berrotasi sampai posisi yang tepat untuk mengontrol aliran.

Choke jenis ini sangat riskan terhadap erosi sehingga tidak dapat dipakai pada sumur pasir.

Operator lapangan bertugas mengecek secara rutin indicator posisi untuk meyakinkan bahwa tidak terjadi perubahan akibat getaran atau dipindah posisi oleh orang lain. Petugas juga mengecek kerusakan yang mungkin terjadi untuk melakukan perbaikan atau penggantian disc yang rusak.

B. Rotary Choke

Choke ini menggunakan indexing disc dengan sejumlah ukuran yang berbeda yang dapat diganti untuk menghasilkan laju aliran yang tetap.

Besar bukaan dipilih sesuai dengan kapasitas produksi dari sumur.

2. Positive Choke

Adalah choke dimana untuk merubah diameternya harus mengganti chokenya dimana diameter choke nya tetap.

SAFETY OPERATION

Safety factor pada operasi pekerjaan di well head harus benar-benar diperhatikan, selain mengikuti SOP (Standard Operational Procedure) yang telah ditentukan, operator produksi pelaksana dilapangan wajib mengetahui JSA (Job Safety Analisis) yang telah ada sehingga mereka bisa mengetahui kemungkinan-kemungkinan resiko yang bisa terjadi dilapangan. Hal ini karena mereka bekerja pada area bertekanan tinggi, fluida yang panas dan gas-gas yang mudah terbakar dan beracun.

Pada saat bekerja membuka choke atau bagian dari X’mas tree harus diperhatikan dan make sure bahwa tekanan didalam system sudah diturunkan dan minyak atau gas telah dikeluarkan dan juga ketika memindahkan choke housing harus dipindahkan secara berlahan karena sangat berat juga untuk mencegah kerusakan dari peralatan tersebut.

Source : Dosen Akamigas Balongan "Heru Herawan"

Well Completion

2009-12-14T08:15:00.000-08:00

PENDAHULUAN

Tahap operasi produksi dimulai apabila sumur telah selesai dikomplesi (well completion), dimana tipe komplesi yang digunakan terutama tergantung pada karakteristik dan konfigurasi antara formasi produktif dengan formasi di atas dan di bawahnya, tekanan formasi, jenis fluida dan metoda produksi.

Metoda produksi yang selama ini dikenal, meliputi metoda sembur alam (flowing well) dan metoda pengangkatan buatan (artificial lift). Metoda sembur alam diterapkan apabila tenaga alami reservoir masih mampu mendorong fluida ke permukaan, sedangkan metoda pengangkatan buatan diterapkan apabila tenaga alami reservoir sudah tidak mampu mendorong fluida ke permukaan atau untuk maksud maksud peningkatan produksi.

Setelah fluida sumur sampai di permukaan, fluida dialirkan ke block station (BS) melalui pipa-pipa alir (flow line) untuk dilakukan pemisahan antara air, minyak dan gas bumi. Gas hasil pemisahan, selain dapat langsung dimanfaatkan untuk industri dapat pula digunakan untuk injeksi gas lift atau pressure maintenance, sedangkan minyak bumi (crude oil) umumnya ditampung terlebih dahulu di pusat pengumpulan minyak (PPM) sebelum dikirim ke pengilangan atau terminal untuk dikapalkan.

KOMPLESI SUMUR (WELL COMPLETION)

Setelah pemboran mencapai target pemboran (formasi produktif), maka sumur perlu dipersiapkan untuk dikomplesi. Persiapan sumur untuk dikomplesi bertujuan untuk memproduksikan fluida hidrokarbon ke permukaan. Komplesi sumur demikian dikenal dengan istilah Well Completion.

Komplesi sumur meliputi bagian tahapan operasi produksi, yaitu :

1. Tahap pemasangan dan penyemenan pipa selubung produksi (production casing).

2. Tahap perforasi dan atau pemasangan pipa liner.

3. Tahap penimbaan (swabbing) sumur.

2.1. Metoda Well Completion.

Kriteria umum untuk klasifikasi metode well completion didasarkan pada beberapa faktor,

yaitu :

1. Down hole completion atau formation completion, yaitu membuat hubungan antara formasi

produktif dan sumur produksi dengan tiga metoda adalah sebagai berikut :

a. Open hole completion (komplesi sumur dengan formasi produktif terbuka).

b. Cased hole completion atau perforated completion (komplesi sumur dengan formasi produktif dipasang casing dan diperforasi).

c. Sand exclussion completion (problem kepasiran).

2. Tubing completion (komplesi pipa produksi) yaitu merencanakan pemasangan atau pernilillan

pipa produksi (tubing), Vaitu meliputi metoda natural flow dan artificial lift.

3. Well head completion yaitu meliputi komplesi X mastree, casing head, dan tubing head.

2.1.1. Open hole Completion

Pada metoda ini, pipa selubung produksi hanya dipasang hingga di atas zone produktif (zona produktif terbuka). Metoda komplesi ini diterapkan jika formasi produktif kompak dan keuntungannya adalah didapatkannya lubang sumur secara maksimum, kerusakan/skin akibat perforasi dapat dieliminir, mudah dipasang screen, liner, gravel packing dan mudah diperdalam apabila diperlukan. Kerugian metoda ini adalah sulit menempatkan casing produksi pada horison yang tepat di atas zona produktif, sukarnya pengontrolan bila produksi air atau gas berlebihan dan sukarnya menentukan zona stimulasi.

2.1.2. Conventional perforated completion

Pada tipe komplesi ini, casing produksi disemen hingga zona produktif, kemudian dilakukan perforasi. Komplesi ini sangat umum dipakai, terutama apabila formasi perlu penahan atau pada formasi yang kurang kompak.

Keuntungan metoda ini, produksi air atau gas yang berlebihan mudah dikontrol, stimulasi mudah dilakukan, mudah dilakukan penyesuaian untuk konfigurasi multiple completion jika diperlukan. Kerugian metoda ini, diperlukan biaya untuk perforasi dan kerusakan (damage) akibat perforasi.

2.1.3. Sand exclusion types

Akibat terlepasnya pasir dari formasi dan terproduksi bersama fluida, dapat menyebabkan abrasi pada alat alat produksi dan kerugian lain, maka untuk mengatasi adanya kepasiran diperlukan cara pencegahan pada sistem komplesinya, yaitu dengan menggunakan :

1. Slotted atau screen liner.

2. Menutup permukaan formasi dengan gravel dan ditahan dengan screen (gravel packing system).

2.1.3.1. Slotted atau screen liner.

Cara ini dapat diterapkan baik pada open hole maupun cased hole, yaitu dengan menempatkan slot atau screen didepan formasi. Terdapat tiga bentuk/macam screen :

a. Horizontal slotted screen

b. Vertical slotted screen

c. Wire wrapped screen

Untuk pemasangan liner, mud cake harus dibersihkan terlebih dahulu dari zona produktif untuk mencegah terjadinya penyumbatan (plugging) dengan menggunakan fluida bebas clay aktif pada fluida komplesinya atau dengan menggunakan air garam.

2.1.3.2. Gravel packing.

Gravel pack juga dapat dikerjakan baik pada open hole maupun pada cased hole completion. Metoda ini dilakukan baik untuk memperbaiki kegagalan screen liner maupun sebagai metoda komplesi yang dipilih.

Sebelum menempatkan gravel, lubang harus dibersihkan sehingga ruang/gua untuk menempatkan gravel dapat dibuat, kemudian masukkan screen liner dan pompakan gravel sampai mengisi seluruh ruang atau qua di muka formasi produktif, dengan demikian pasir akan tertahan oleh gravel sehingga fluida produksi bebas dari pasir.

2.2. Perforasi

Pembuatan lubang menembus casing dan semen sehingga terjadi komunikasi antara formasi dengan sumur yang mengakibatkan fluida formasi dapat mengalir ke dalam sumur, disebut perforasi.

2.2.1. Perforator

Untuk melakukan perforasi, digunakan perforator yang dibedakan atas dua tipe perforator

a. Bullet/Gun perforator

b. Shape charge/ Jet perforator

2.2.1.1. Bullet/Gun perforator

Komponen utama dari bullet perforator meliputi :

a. Fluid seal disk: pengaman agar fluida sumur tidak masuk ke dalam alat.

b. Gun barrel

c. Badan gun dimana barrel disekrupkan dan untuk menempatkan sumbu (ignitor) dan propellant (peluru) dengan shear disk didasamya, untuk memegang bullet ditempatnya sampai tekanan maksimum dicapai karena terbakarnya powder.

d. Electric wire : Kawat listrik yang meneruskan arus untuk pengontrolan pembakaran powder charge.

Gun body terdiri silinder panjang terbuat dari besi yang dilengkapi dengan suatu alat kontrol untuk penembakan. Sejumlah gun/susunan gun ditempalkan dengan interval tertentu dan diturunkan kedalam sumur dengan menggunakan kawat (electric wire line cable) dimana kerja gun dikontrol dan permukaan melalui wire line untuk melepaskan peluru (penembakan) baik secara sendiri-sendiri maupun serentak.

2.2.1.2. Jet Perforator

Prinsip kerja jet perforator berbeda dengan gun perforator, bukannya gaya powder yang melepas bullet tetapi powder yang eksplosif diarahkan oleh bentuk powder chargenya menjadi suatu arus yang berkekuatan tinggi yang dapat menembus casing, semen dan formasi.

2.2.2. Kondisi kerja perforasi

2.2.2.1. Conventional overbalance

Merupakan kondisi kerja di dalam sumur dimana tekanan formasi dikontrol oleh fluida/lumpur komplesi, atau dengan kata lain bahwa tekanan hidrostatik lumpur (Ph) lebih besar dibandingkan .tekanan formasi (Pf), sehingga memungkinkan dilakukan perforasi, pemasangan tubing dan perlengkapan sumur lainnya.

Cara overbalance ini, umumnya digunakan pada

a. Komplesi multizona.

b. Komplesi gravel pack (cased hole).

c. Komplesi dengan menggunakan liner.

d. Komplesi pada casing intermediate.

Masalah/problem yang sering timbul dengan teknik overbalance ini adalah :

a. Terjadinya kerusakan formasi (damage) yang lebih besar, akibat reaksi antara lumpur komplesi dengan mineral mineral batuan formasi.

b. Penyumbatan oleh bullet/charge dan runtuhan batuan.

c. Sulit mengontrol terjadinya mud loss dan atau kick.

d. Clean up sukar dilakukan.

2.2.2.2. Underbalance

Merupakan kebalikan dari overbalance, dimana tekanan hidrostatik lumpur komplesi lebih kecil dibandingkan tekanan formasi. Cara ini sangat cocok digunakan untuk formasi yang sensitif/reaktif dan umumnya lebih baik dibandingkan overbalance, karena :

a. Dengan Ph 125 psi )

c. Flash chamber.
Alat ini digunakan pada tahap ianjut dari proses pemisahan secara kilat (flash) dari separator. Flash chamber ini digunakan sebagai separator, tingkat kedua dan dirancang untuk bekerja pada tekanan rendah ( > 125 psi )
d. Expansion vessel.
Alat ini digunakan untuk proses pengembangan pada pemisahan bertemperatur rendah yang dirancang untuk menampung gas hidrat yang terbentuk pada proses pendinginan dan mempunyai tekanan kerja antara 100 1300 psi.
e. Chemical electric.
Merupakan jenis separator tingkat lanjut untuk memisahkan air dari cairan hasil separasi tingkat sebelumnya yang dilakukan secara electris (menggunakan prisip anoda katoda) dan umumnya untuk memudahkan pemisahan.
5.2.2. Oil Skimmer.
Merupakan peralatan pemisah yang direncanakan untuk menyaring tetes tetes minyak dalam air yang akan dibuang sebagai hasil proses pemisahan sebelumnya untuk mencegah turbulensi aliran, air yang mengandung tetes minyak dimasukkan melalui pembagi aliran yang berisi batu bara / batu arang tipis tipis, sedangkan proses pemisahan berdasarkan sistem gravity setling.
Kapasitas oil skimmer tergantung pada beberapa faktor terutama pada densitas minyak air yang dapat ditentukan berdasarkan hukum intermediate yang berhubungan dengan kecepatan setling dari partikel.
5.2.3. Gas Dehydrator.
Gas dehydrator adalah alat yang digunakan untuk memisahkan partikel air yang terkandung didalam gas. Peralatan ini merupakan bagian akhir dari pemisahan gas hidrokarbon terutama pada lapangan gas alam.
Ada dua cara pemisahan air dari gas, yaitu dengan
a. Solid desiccant, misainya calsium chloride
b. Liquid desiccant, misainya glycol.

5.2.3.1. Calsium chloride gas dehydrator.
Komponen peralatan ini merupakan kombinasi dari separator tiga tingkat, yaitu gas liquid absorbtion tower dan solid bad desiccant unit. Pemisahan partikei air dari gas dilakukan dengan cara mengkontakkan aliran gas dengan calsium chloride didalam chemical bad section.

5.2.3.2. Glycol dehydrator.
Liquid desiccant yang sering digunakan adalah trienthylene glycol. Peneyerapan partikel air terjadi karena adanya kontak antara glycol dengan gas yang mengandung air pada tray didalam absorber (kontaktor) proses regenerasi glycol yang mengandung air dilakukan dengan cara pemanasan sehingga air terbebaskan dari glycol.

5.3. Penampung Hasil Pemisahan.
Setelah fluida reservoir dipisahkan, minyak hasil pemisahan diharapkan hanya rnengandung air/solid sangat kecil (< 0,2%) dialirkan ke penampung sementara didalam kompleks block station, kemudian meialui sistem pipa, minyak dan gas dialirkan ke pusat penampungan/penimbun (PPM), untuk kemudian pada waktu tertentu dikirim ke refainery, gas plant atau terminal melalui sale line.

source: Dosen Akamigas Balongan "Heru Herawan"

Contact person Industri Migas

2009-12-09T08:50:00.000-08:00

Nah kalo udah deket kerja praktek kadang kita butuh contact person di industri yang kita butuhkan, sayangnya tidak semudah itu mencari contact person di industri migas, dengan semata mata mengandalkan surat yang dikirim ke perusahaan pun membutuhkan waktu yang lama untuk approvednya
dan karena gw orang yang yang baik hati dan suka menolong orang ">:) memuji diri sendiri" gw bakal ngasih contact person di industri yang katanya paling susye buat ditembus ini

Maaf karena terlalu banyak penyalahgunaan sarana internet saat ini maka contact person ini tidak saya tampilkan pada halaman ini, untuk mendapatkan nama contact person yang diinginkan gw minta lu kirim email pribadi ke "lout_de_chevalier@yahoo.co.id"
yang isinya biodata pribadi kaya gini

Nama :
NIM :
Nama universitas :

gampang kan, sorry yah gw gak langsung kasih coz gw juga yang bakalan ditanya sama orang yang namanya gw kasih
so saling kenal lah OK

Trojan Horse & Worm key

2009-11-20T23:23:00.000-08:00

ATTENTION THIS POSTING WERE MADE FOR EDUCATION,
MISSUSED OF THIS POSTING ARE BEING RESPONSIBILITY OF THE USER,
WRITTER HAD NO INTEND TO TEACHING DESTRUCTIVE ACTION ON OTHER USER

Ensuing were bugs that often being missused by the vixer to prevent access for Microsoft Windows user to find the threat

within their system

if the key below write under Command Prompt than will result of the several problem that displayed

Actually I got it after several times descript the worm or trojan horse

* Disable Display properties Setting

- reg add HKCU\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Policies\System /v NoDispCPL /t REG_DWORD /d "1"

* Disable Start Menu Setting

- reg add HKCU\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Policies\Explorer /v NoSetTaskbar /t REG_DWORD /d "1"

* Hide Start Menu

- reg add HKCU\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Policies\Explorer /v NoControlPanel /t REG_DWORD /d "1"

* No Folder Option

- reg add HKCU\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Policies\Explorer /v NoFolderOption /t REG_DWORD /d "1"

* Disable Command prompt

-reg add HKCU\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Policies\System /v DisableCMD /t REG_DWORD /d "1"

* No Drive Visible on Computer

- reg add HKCU\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Policies\Explorer /v NoDrives /t REG_DWORD / d "key"

key:

A:\ "1"

B:\ "2"

C:\ "4"

D:\ "8"

E:\ "16"

Other just multiply the previous one by two

* No Display "Show hidden files & Folder" on Folder Option

- reg add HKLM\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Explorer\Advance\Folder\Hidden /v Type /t REG_SZ /d "" /f

* Autostart

- reg add HKLM\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Run /v (name of your application) /t REG_SZ /d (name of your application)

- reg add HKLM\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\RunOnce /v (name of your application) /t REG_SZ /d (name of your application)

- reg add HKCU\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Run /v (name of your application) /t REG_SZ /d (name of your application)

- reg add HKCU\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\RunOnce /v (name of your application) /t REG_SZ /d (name of your application)

Most Common Key (Dead Lock)

* No Access to Task Manager

- reg add HKCU\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Policies\System /v DisableTaskMgr /t REG_DWORD /d "1"

- reg add HKLM\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Policies\System /v DisableTaskMgr /t REG_DWORD /d "1"

* No Access to Registry editor

- reg add HKCU\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Policies\System /v DisableRegistryTools /t REG_DWORD /d "1"

* No Access to Run

- reg add HKCU\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Policies\Explorer /v NoRun /t REG_DWORD /d "1"

* No Access to MSConfig

- reg add HKCU\\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Policies\System /v DisableMsConfig /t REG_DWORD /d "1"

* Debugging when try to install (Dummy-Boy)

- reg add HKLM\Software\Microsoft\Windows NT\CurrentVersion\Image File Execution Options /v (name of application to debug) /t REG_SZ /d ( exact name and place where the application will be use to debug)

this one is effective because all program will be debugg by windows application when try to install

for example:

add all list of Antivirus, Removal tool, Install.exe, Install32.exe

debugging program should be place in directory WINDOWS or WINDOWS\System32\, to simplyfied write "%SystemRoots%" for "WINDOWS" Directory and %SystemRoots\System32\% for "WINDOWS\System32\" Directory

Write Counterfiers Data on System Property

* Write Access on System Properties

- reg add HKLM\Software\Microsoft\Windows NT\CurrentVersion /v ProductId /t REG_SZ /d "00000.000.0000000.00000"

- reg add HKLM\Software\Microsoft\Windows NT\CurrentVersion /v CSDVersion /t REG_SZ /d "Service Pack (number)"

- reg add HKLM\Software\Microsoft\Windows NT\CurrentVersion /v BuildLab /t REG_SZ /d "0000.letter.000000-0000"

- reg add HKLM\Software\Microsoft\Windows NT\CurrentVersion /v CurrentBuildNumber /t REG_SZ /d "0000"

- reg add HKLM\Software\Microsoft\Windows NT\CurrentVersion /v RegisteredOrganization /t REG_SZ /d "Name it Yourself"

- reg add HKLM\Software\Microsoft\Windows NT\CurrentVersion /v RegisteredOwner /t REG_SZ /d "Name it Yourself"

- reg add HKLM\Software\Microsoft\Windows NT\CurrentVersion /v ProductName /t REG_SZ /d "Name it Yourself"

Change the number to what you want

Backdoor Internet access

* Automatic call for Address

- reg add HKCU\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Internet Settings /v ProxyEnable /t REG_DWORD /d "1"

- reg add HKCU\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Internet Settings /v ProxyServer /t REG_DWORD /d "000.0.0.0:0000"

- reg add HKCU\Software\Policies\Microsoft\Internet Explorer\Control Panel /v "Connection Settings" /t REG_DWORD /d "1"

- reg add HKCU\Software\Policies\Microsoft\Internet Explorer\Control Panel /v "Connwiz Admin Lock" /t REG_DWORD /d "1"

Change 000.0.0.0:0000 to your IP address

* Password Caching

- reg add HKCU\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Internet Settings /v "DisablePasswordCaching" /t REG_DWORD /d "0"

* Prevent Password Change

- reg add HKCU\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Policies\System /v NoSecCPL /t REG_DWORD /d "1"

* Prevent Shut Down (Zombiefied)

- reg add HKCU\Software\Microsoft\Windows\CurrentVersion\Policies\Explorer /v NoClose /t REG_DWORD /d "1"

Actually this is only a few key that usually used, there's alot of key to prevent access for Microsoft Windows user

for person that dont know and doesn't want to know this key seems useless but for them that understand how to compile

this key to executeable one, they could force the unknown one to give what they want

Please use this key kindly

Valve

2009-11-19T02:18:00.001-08:00

I. Pengenalan Umum

Valve atau biasa juga disebut dengan kerangan, sangat berperan penting dalam suatu pabrik guna menjaga kestabilan proses. Valve bertugas mengatur aliran (fluida) dalam suatu proses. Secara tidak langsung, maka valve dapat diandalkan untuk mengatur besar kecil nya flow, rendah tingginya level, rendah tingginya temperatur ataupun tekanan

Berdasarkan keterangan diatas, valve secara umum dibagi menjadi 4 bagian, yaitu:

1. ON/OFF or Isolation valve (Opened/Closed valve )

2. Throttling valve

3. Check valve

4. Pressure Relieve valve/Pressure safety valve

1. ON/OFF or Isolation valve.

Ketika valve telah dipasang dalam suatu rangkaian pipa. Pada saat valve di buka, fluida mulai mengalir, dan ketika valve ditutup maka fluida pun berhenti mengalir. Valve seperti ini bertugas untuk menutup penuh (fully closed) ataupun membuka penuh (fully opened) suatu aliran. Karena tugasnya hanya untuk membuka atau menutup maka valve sejenis ini dinamakan dengan ON/OFF valves atau Isolation valve.

2. Throttling valve

Selain untuk membuka dan menutup atau fully opened dan fully closed, ada juga valve yang berfungsi untuk mengatur (regulate) aliran (fluida). Valve sejenis ini sering disebut sebagai Throttling valve.

3. check valve atau one way valve.

Valve yang tugas nya mengatur agar aliran berjalan ke satu arah saja ataupun agar tidak terjadi reversed flow atau backflow. valve seperti ini disebut check valve atau one way valve.

4. Pressure relieve valve and pressure safety valve

Beberapa valve ada juga yang dirancang untuk melepaskan (release) kelebihan pressure untuk menjaga keamanan alat ataupun operator. Valve yang berfungsi untuk melepaskan kelebihan pressure ini sering disebut sebagai pressure relieve valve ataupun pressure safety valve (kedua jenis valve ini mempunyai fungsi yang sama tetapi prinsip kerjanya berbeda).

II. Bagian - Bagian Utama Valve

Sekarang ini telah bermacam-macam valve yang telah diproduksi oleh vendor. Namun pada dasarnya, valve-valve tersebut mempunyai bagian-bagian dasar yang sama. Seperti terlihat pada gambar dibawah ini. Bagian-bagian utama valve adalah; body, seat, disc, bonnet, gland, packing, stem dan handwell.

Seat dan Disc

Seat adalah bagian pada valve yang mantap/diam. Disc adalah bagian yang bergerak, bertugas sebagai pengontrol aliran. Disc akan bergerak keatas sehingga memberikan ruang lebih banyak agar fluida dapat mengalir, bergerak kebawah jika akan menutup dan menekan seat dengan rapat. Banyak valve yang berbeda namanya karena perbedaan disc dan seat ini. Seperti Ball Valve, Plug Valve, Needle Valve.

Stem dan Handwell

Jika kita telusuri bagian valve dari bawah keatas setelah seat, disc lalu stem dan handwell yang semuanya tergabung jadi satu. Stem berbentuk batang yang sebagian berulir sebagian tidak. Handwell digunakan oleh operator untuk memutar stem, sehingga dapat menggerakkan disc keatas dan kebawah. Khusus saat pengoperasian Handwell, jika diputar searah jarum jam maka valve akan menutup, sebaliknya jika diputar berlawanan jarum jam maka valve akan membuka. Namun, ketika hendak menutup valve, hendaknya jangan memaksa putaran handwell terlalu keras dan kencang, karena akan menyebabkan kerusakan pada disc dan seat hingga masa pakai valve menjadi lebih cepat.

Bonnet dan Packing

Bonnet memberikan ruangan bagi disc untuk bergerak keatas saat valve dalam posisi membuka. Sedangkan packing, berfungsi sebagai material isolasi agar tak ada kebocoran fluida melalui stem.

Gland dan Gland Nut

Berfungsi untuk mengencangkan posisi packing terhadap stem. Jika ada kebocoran fluida melalui bagian ini maka dapat diantisipasi dengan mengencangkan Gland Nut. Jika tidak bisa juga, maka valve kemungkinan besar harus diganti.

Macam-macam valve (yang sering ditemui di Plant adalah sebagai berikut :

1. Gate valve

2. Globe valve

3. Angle valve

4. Needle valve

5. Plug valve

6. Ball valve

7. Butterfly valve

8. Diahpgram valve

9. Pinch valve

10. Check valve

11. Relieve valve

12. Safety valve

Berikut akan dibahas satu persatu dari point-point diatas

1. Gate valve

Gate valve mudah dikenali karena mempunyai body dan stem yang panjang. Kegunaan utama dari gate valve adalah hanya untuk menutup dan membuka aliran (fully closed & fully opened position), on/off control dan isolation equipment.

Gate valve tidak bisa digunakan untuk mengatur besar kecilnya aliran (regulate atau trotthling). Karena akan merusak posisi disc nya dan mengakibatkan valve bisa passing pada saat valve ditutup (passing = aliran tetap akan lewat, walaupun valve sudah menutup), disc tidak menekan seat dengan baik yang diakibatkan karena posisi disc sudah berubah (tidak rata lagi).

Pada saat Gate valve terbuka sebagian (misal 50% opening), maka aliran fluida akan sebagian lewat dibawah disc yang menyebabkan turbulensi (turbulensi = aliran fluida yang bergejolak) pada aliran tersebut, turbulensi ini akan menyebabkan 2 hal:

1. Disc mengayun (swing) terhadap posisi seat, sehingga lama kelamaan posisi disc akan berubah terhadap seat sehingga apabila valve menutup maka disc tidak akan berada pada posisi yang tepat, sehingga bisa menyebabkan passing.

2. Akan terjadi pengikisan (erosion) pada badan disc.

Nama “Gate valve” diambil karena bentuk disc dari jenis valve ini pada saat menutup atau membuka berlaku seperti “Gate” (Gate dari bahasa inggris = Gerbang/Pagar). Dimana saat disc membuka keatas maka seluruh aliran akan bebas masuk tanpa hambatan yang berarti, namun pada saat disc tertutup rapat maka aliran akan berhenti tertahan oleh disc tersebut.

Berikut adalah contoh gambar dari Gate valve:

2. Globe valve

Globe valve merupakan salah satu jenis valve yang dirancang untuk mengatur besar kecilnya aliran fluida (regulate atau trotthling). Pada dasarnya bagian utama dari Globe valve ini sama saja dengan Gate valve. Yaitu terdiri dari body, seat, disc, bonnet, stem, packing dan gland.

Globe valve dengan gate valve bentuknya hampir sama, tetapi ada ciri-ciri tertentu yang dapat di jadikan acuan untuk membedakan antara keduanya, yaitu:

i. Pada bagian dalam valve, disc dan seat nya berbeda. Perbedaan disc dan seat ini menyebabkan terjadi profil (pola) aliran yang berbeda. Bentuk dari disc dan seat inilah yang menyebabkan globe valve dapat diandalkan sebagai throttling valve. Aliran fluida saat melewati globe valve akan mengalami sedikit hambatan sehingga akan terjadi pressure drop yang lebih besar dari gate valve, pertama aliran akan mengenai seat lalu membelok keatas melewati dan mengenai seluruh bagian disc, lalu aliran akan dibelokkan lagi ke arah yang sama.

Seperti yang terlihat dibawah ini:

ii. Pada bagian luar, body dari globe valve terlihat lebih menggelembung.

Seperti yang terlihat pada gambar dibawah ini:

Khusus untuk globe valve yang menangani fluida steam, maka biasanya valve akan dilengkapi dengan back seat yang terletak berhadapan dengan seat. Back seat ini berperan sebagai pelapis pelindung bagian atas globe valve mencegah steam untuk menerobos masuk.

Beberapa contoh valve tetapi masih termasuk dalam jenis Globe valve:

i. Angle valve

Termasuk jenis globe valve, digunakan untuk mengubah aliran sebesar 90 derajat. Valve ini bisa digunakan juga sebagai pengganti elbow. Contoh gambar Angle valve:

ii. Needle valve

Termasuk jenis globe valve, digunakan untuk mengatur secara lebih akurat aliran yang pressure rendah. Bentuk disc nya panjang dan kecil seperti paku.

Contoh gambar Needle valve:

3. Rotation valve

Dikatakan rotation valve karena valve membuka dan menutup dengan cara rotasi pada disc. Valve - valve dibawah ini berbeda dengan gate valve dan globe valve dalam hal cara membuka dan menutup valve. Pada gate valve dan globe valve, kita diharuskan memutar handwell, namun untuk rotation valve, kita bisa membuka dan munutup valve hanya dengan memutar handle valve sebesar 90 derajat. Oleh karena itu valve jenis ini bisa membuka dan menutup lebih cepat dari gate valve ataupun globe valve.

Handle pada valve tipe ini adalah pengganti handwell pada gate valve dan globe valve. Hal penting yang harus diperhatikan adalah, pada posisi valve fully open maka handle akan searah dengan aliran atau pipa, namun jika posisi valve fully close maka posisi handle tidak searah dengan aliran atau pipa, melainkan akan membentuk sudut 90 derajat dengan aliran atau pipa.

Yang termasuk jenis ini adalah: Plug valve, Ball valve dan Butterfly valve.

A. Plug Valve

Secara umum, kegunaan dari plug valve adalah untuk fully open dan fully close (isolation atau on/off control).

Bagian - bagian utama plug valve sama saja dengan gate valve ataupun globe valve. Yaitu body, stem, packing bolt, seal, plug. Seal sama fungsinya dengan packing, packing bolt sama fungsinya dengan gland nut atau gland, sedangkan plug sama fungsinya dengan disc tapi bentuknya berbeda.

Plug ini digunakan untuk mengontrol (membuka dan menutup) aliran pada plug valve, plug mempunyai celah atau lubang tempat aliran lewat. Saat handle diputar menuju open position maka plug akan berputar secara rotasi terhadap seat dan bagian yang bercelah akan melewatkan aliran. Namun pada saat handle diputar pada close position maka plug akan berputar secara rotasi terhadap seat dan bagian yang tak bercelah akan menahan aliran, sehingga aliran pun akan berhenti.

Plug harus rapat dengan body, agar tidak terjadi kebocoran ( leaking ) atau passing. Antara plug dan body akan terjadi gesekan (friction), maka untuk menimalkan efek gesekan tersebut, pada daerah sentuhan plug dan body diberikan pelumas.

Karena itu ada type plug valve yang mempunyai tempat pengisian pelumas diatas stem, ada juga yang sudah diberikan pelumas dari pabrik pembuatnya, ada juga yang yang tidak membutuhkan pelumas namun pada daerah sentuhan sudah dilapisi material teflon, jenis ini dinamakan self lubricating.

Jenis - jenis valve yang lain yang masih termasuk plug valve adalah:

a. Three way plug valve

Yaitu jenis plug valve yang mempunyai 3 port (sambungan), 1 untuk inlet dan 2 untuk outlet. Dengan menggunakan valve ini maka dengan mudah kita dapat mengarahkan outlet kearah aliran/pipa yang dikehendaki.

b. Four way plug valve

Biasa digunakan pada fluida cooling water yang melewati heat exchanger, dimana aliran cooling water bisa dengan mudah dibalikkan arahnya dengan tujuan untuk membersihkan heat exchanger tersebut dari kotoran-kotoran (fouling, sediment, solids).

B. Ball valve

Secara sederhana, Ball valve sama saja dengan plug valve, tetapi bentuk disc nya berbeda. Dinamakan Ball valve karena bentuk disc nya ini bulat seperti bola, dan bentuk body nya silinder.

Ball valve digunakan juga sebagai on/off valve, fully opened atau fully closed valve, dan handal untuk aliran fluida yang mengandung partikel-partkel solid (slurry).

Sama seperti plug valve, ball valve juga membuka dan menutup dengan cara rotasi pada disc sehingga dapat membuka dan menutup lebih cepat. Ball valve juga mempunyai handle yang sama dengan plug valve, dimana pada posisi valve fully open maka handle akan searah dengan aliran atau pipa, namun jika posisi valve fully close maka posisi handle tidak searah dengan aliran atau pipa, melainkan akan membentuk sudut 90 derajat dengan aliran atau pipa.

C. Butterfly valve

Butterfly valve digunakan untuk mengontrol (trhottling/regulate valve) aliran fluida yang bertekanan rendah.

Bagian-bagian utama pada valve ini sama saja dengan valve-valve yang diatas, yaitu body, disc, seat, dan handle. Disc nya berbentuk piringan yang tipis. Seat nya, melingkar mengikuti bentuk disc. Handle nya berbeda dengan type plug valve dan ball valve, karena mempunyai lever yang harus kita tekan apabila ingin membuka dan menutup valve dan kita lepaskan apabila telah sampai ke posisi yang kita inginkan. Lever inilah yang akan membantu disc untuk mengunci rapat.

Dibagian bawah handle dan lever terdapat skala (scale) yang digunakan untuk pembacaan posisi valve opening atau valve closing.

Butterfly valve juga membuka dan menutup dengan cara rotasi pada disc sehingga dapat membuka dan menutup lebih cepat. Dan mempunyai handle yang sama dengan plug valve, dimana pada posisi valve fully open maka handle akan searah dengan aliran atau pipa, namun jika posisi valve fully close maka posisi handle tidak searah dengan aliran atau pipa, melainkan akan membentuk sudut 90 derajat dengan aliran atau pipa.

4. Diaphgram valve

Diaphgram valve bisa digunakan untuk mengatur aliran (trhottling) dan bisa juga digunakan sebagai on/off valve. Diaphgram valve handal dalam penanganan material kasar seperti fluida yang mengandung pasir, semen, atau lumpur, serta fluida yang mempunyai sifat korosif.

Diaphgram valve mudah dikenali karena bentuk bonnet nya yang menggembung seperti lonceng. Diaphgram valve mempunyai stem, handwell, plunger dan diaphgram stud yang menjadi satu, diaphgram, seat dan body. Diaphgram valve tidak mempunyai disc, tetapi sebagai pengganti disc adalah diaphgram itu sendiri. Dimana valve ini akan menutup jika plunger menekan diaphgram, dan akan terbuka jika plunger naik keatas. Saat menutup valve ini, juga tidak boleh terlalu kencang, karena bisa merusak diaphgram.

5. Pinch valve

Pinch valve digunakan untuk menangani fluida yang berlumpur, endapan, dan yang mempunyai partikel-partikel solid yang banyak serta fluida-fluida yang mempunyai kecenderungan untuk terjadi kebocoran (leak).

6. Check valve

Check valve digunakan untuk membuat aliran fluida hanya mengalir kesatu arah saja atau agar tidak terjadi reversed flow/back flow.

Bentuk check valve sama saja dengan gate valve tapi valve ini tidak mempunyai handwell/handle maupun stem. Secara umum ada 3 macam check valve yang cara kerjanya sama saja namun aplikasi nya terhadap material fluida yang berbeda. yaitu: Swing check valve, Lift check valve, dan Ball check valve.

A. Swing check valve, penggunaan untuk fluida gas ataupun liquid yang tidak mengandung partikel padat (solid)

B. Lift check valve, penggunaan untuk fluida steam, gas, maupun liquid yang mempunyai flow yang tinggi

C. Ball check valve, penggunaan untuk fluida liquid yang mengandung partikel padatan.

7. Relieve valve dan Safety valve

Kedua valve ini digunakan untuk melepaskan (release) tekanan (pressure) pada suatu sistem agar tidak membahayakan alat (equipment), personnel yang sedang bekerja, dan untuk kepentingan proses itu sendiri.

Antara kedua valve ini terdapat penggunaan istilah yang seringkali tertukar satu sama lain. Kadang Relieve valve dianggap Safety valve dan kadang juga Safety valve dianggap Relieve valve. Namun, sebenarnya perbedaan mendasarnya adalah cara kerjanya itu sendiri, Relieve valve akan membuka perlahan-lahan apabila terjadi kelebihan (excess) pressure dan akan menutup kembali apabila pressure telah kembali normal. Relieve valve lebih cocok diaplikasikan ke fluida liquid. Sedang Safety valve, akan membuka secara sangat cepat langsung 60% opening apabila terjadi excess pressure. Dan akan menutup kembali hanya apabila pressure telah berada dibawah pressure normal (set point). Safety valve sangat cocok diaplikasikan ke fluida gas.

IV. Troubleshooting

1. Valve leak

Jika valve tidak bekerja dengan baik maka kemungkinan besar terjadi leak. Bagian yang paling sering terjadi leak adalah pada packing gland. Hal ini bisa diatasi dengan mengencangkan Gland nut. Setelah itu maka periksa kembali putaran handwell, karena setelah mengencangkan gland nut maka akan terjadi gesekan antara packing dengan stem yang menyebabkan handwell susah di gerakkan.

Kebocoran juga biasa terjadi didaerah sambungan body dan bonnet, daerah body, dan disekitar flange.

2. Kerusakan Fisik

Valve yang tidak bekerja dengan baik kemungkinan juga disebabkan karena adanya kerusakan fisik pada valve itu sendiri, oleh karena itu pemeriksaan fisik sangat penting untuk dilakukan lebih dahulu sebelum adanya perlakuan yang lebih jauh.

3. Pemberian Pelumas

Pemberian pelumas pada valve terutama pada stem, sangat penting untuk menjaga ketahanan valve.

Flow line, Manifold & header

2009-11-19T02:04:00.000-08:00

Fluida Hidrokarbon yang mengalir dari dasar sumur akan menuju well head dan dari kepala sumur ini fluida dialirkan melalui flow line manifold dan header selanjutnya menuju ke separator terus ke tanki pengumpul.

Flow line merupakan pipa penyalur fluida Hidrokarbon dari suatu kepala sumur menuju tempat pemisahan. Flowline biasanya memiliki diameter antara 2 – 4 inch tergantung dari design dan kapasitas produksi sumur. Agar aliran tidak kembali dalam sumur (back flow) maka pada tiap flowline di pasang check valve.

Jalur dimana flow line berada sebaiknya ditimbun pada kedalaman yang aman walaupun telah dilindungi dengan casing pendukung tetapi apabila tidak ditimbun maka flow line tersebut harus diletakan di atas support karena untuk mencegah cepat terkena korosi dan kerusakan lainnya. Demikian juga jalur pemasangan pipa dipilih tempat-tempat yang aman baik secara culture budaya maupun secara kondisi teknik sehingga mudah untuk melakukan pengawasan dan perbaikan dan kadang-kadang jika memungkinkan jalur flow line sampai ke stasiun pengumpul mengikuti rute jalan umum atau jalan inspeksi perusahaan.

Terdapat beberapa faktor yang mempengaruhi desain dan dimensi pemasangan pipa. Dua diantaranya adalah laju alir fluida dan sifat-sifat fisik dari fluida tersebut.

Berikut ini adalah beberapa standar yang digunakan Amerika yang umumnya digunakan dalam mendesain fasilitas produksi minyak :

a. ANSI B.31.1 – POWER PIPING

b. ANSI B.31.3 – Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping

c. ANSI B.31.4 – Liquid Petroleum Transportation Piping System

d. ANSI B.318 – Gas Transmition and Distribution Piping System

Type Aliran Fluida Pada Flow line

Flow Regime fluida adalah merupakan pola tertentu ketika suatu fluida mengalir yang diakibatkan sifat fisik fluida, interaksi antara cairan dan gas, flow rate, ukuran, kekasaran dan orientasi pipa.

Tipe flow regime :

1. Bubble Flow :

Suatu pola aliran fluida dimana kecepatan gas dan cairan diperkirakan sama besarnya sehingga cairan hampir meliputi seluruh bagian dari pipa sementara gas mengalir dalam bentuk gelembung-gelembung pada bagian atas pipa.

2. Plug Flow.

Suatu pola aliran fluida dimana cairan mengalir disepanjang pipa bagian bawah sedangkan kondisi gas yang semakin banyak dalam bentuk gelembung-gelembung tersebut bersatu membentuk gelembung yang lebih besar dan mengalir di bagian atas pipa.

3. Stratified Flow

Plug flow regime akan berubah menjadi kondisi yang kontinyu bila semakin banyak jumlah gas yang mengalir secara kontinyu dimana aliran gas terjadi disepanjang pipa bagian atas dan cairan disepanjang pipa bagian bawah sehingga kontak pertemuan anatar phasa sangat mulus dan jelas.

4. Wavy Flow

Ketika Fluida Gas mengalir semakin banyak maka gas akan mengalir lebih cepat dibandingkan dengan cairan sehingga akan mengakibatkan effek gelombang (Wavy Flow) karena gesekan pada kontak area antara gas dan cairan.

5. Slug Flow

Ketika Fluida Gas mengalir semakin lebih banyak sehingga melebihi batas kritisnya akan mengakibatkan puncak dari gelombang cairan akan menyentuh bagian atas pipa dimana kecepatan alir dari gas dalam bentuk slug ini lebih cepat dibandingkan dengan kecepatan dari cairan itu sendiri.

6. Annular Flow

Suatu pola aliran fluida dimana cairan mengalir seperti annular film dengan berbagai ketebalan disepanjang pipa sedangkan gas mengalir dengan kecepatan tinggi ditengah-tengah pipa dimana sebagian dari cairan akan ikut terbawa aliran gas dalam bentuk droplet kecil yang suatu saat akan jatuh kembali jika telah berubah menjadi butiran besar.

7. Spary Flow (Mist Flow, Dispersed Flow)

Akibat Kecepatan aliran fluida dalam pipa sangat tinggi sekali sehingga film cairan terseret dari dinding pipa dan ikut terbawa bersama dengan aliran gas dalam bentuk titik-titik air.

MANIFOLDS

Manifold adalah sekumpulan valve yang dideretkan untuk mengatur aliran masuk fluida ke header dan separator yang dikehendaki.

Factor yang mempengaruhi desain manifold :

1. Tekanan Kerja

2. Tipe valve

3. Banyak header

4. Sumur yang dihubungkan ke tiap-tiap manifold

Menurut fungsinya Jenis manifold adalah :

1. Arrival manifold.

Berfungsi sebagai pengumpul fluida produksi dari berbagai sumur yang selanjutnya dikirim ke unit pemisahan untuk suatu treatment dan pengukuran.

Arrival manifold di desain untuk mengumpulkan minyak dari berbagai areal yang selanjutnya akan di dialirkan ke :

a. production separator

b. test separator

c. tank

d. burning pit

2. Test Manifold

Manifold ini digunakan untuk melakukan test produksi suatu sumur tanpa menggangu produksi sumur lainnya dimana arah aliran fluida dari sumur di arahkan ke test separator.

3. Production Manifold

Merupakan manifold sebagai bagian operasi normal dari proses produksi dimana arah aliran fluida dari sumur diarahkan ke production separator.

Beberapa System manifold :

1. Individual Well Flow line

Biasanya system ini dijumpai pada lapangan minyak dan gas yang kecil dimana pada system ini flowline dari tiap sumur langsung dihubungkan dengan station pengumpul melalui test manifold tatu production header.

2. Satelite Production Manifold

Biasanya system ini dijumpai pada lapangan minyak dan gas yang luas dimana pada system ini flow line yang cukup pendek dari tiap sumur dihubungkan dengan pusat pengumpul minyak dan gas dengan menggunakan pipa yang lebih besar yang biasa disebut Production Lateral dan juga dihubungkan dengan test line, hal ini ditujukan untuk menghindari individual flow lines yang sangat panjang sehingga menyebabkan pressure drop yang besar.

Pada aplikasi dilapangan sebenarnya sistem-sistem dapat dimodifikasi sesuai dengan kondisi lapangan dan tentu saja dengan pertimbangan serta perhitungan tertentu.

HEADER

Header adalah tempat bermuaranya aliran fluida dari flow line yang terletak diatas manifold dan berdiameter lebih besar dari flow line.

Jenis header:

1. Production Header

Flow line yang mengalirkan fluida dari manifold production ke production separator

2. Test header

Flow line yang mengalirkan fluida dari manifold test ke test separator.

PERALATAN PENDUKUNG

1. Check valve

2. Pressure Relief Valve (PSV)

3. Safety Shutdown Valve (SSV)

4. Sample Point

5. Chemical Injector ( Corrosion Inhibitor Point )

FLOW LINE PROTECTION

Pada semua peralatan lapangan migas didesain lebih tahan terhadap faktor laju korosi.

Korosi merupakan pendegradasian subtansi material (umumnya logam) yang diakibatkan oleh reaksi dengan lingkungannya atau dalam industri migas dapat didefinisikan sebagai hancurnya material loga akibat reaksi dengan bahan kimia atau elektrokimia yang disebabkan oleh factor lingkungan.

Pengontrolan korosi dapat dilakukan dengan cara :

1. Chatodic Protection

2. Chemical Inhibition

4. Pengontrolan pH

5. Coating

6. Non metalik atau Metalurgi Control

INSPEKSI DAN PERAWATAN

Inspeksi dan perawatan serta Pengawasan terhadap flow line serta facilitas produksi lainnya merupakan tanggung jawab dari operator lapangan dimana bila terjadi perubahan atas kondisi atau terjadi trouble harus segera dilaporkan keatasan dan ditindaklanjuti dalam hal penanganannya.

Sebelum melakukan inspeksi kelapangan operator harus berdiskusi dulu dengan supervisor mengenai instruksi system penutupan, system pembukaan serta perubahan ukuran choke yang harus dilakukan dan pastikan alat komunikasi (handy Talky) berfungsi dengan baik sehingga komunikasi untuk jalannya prosedur berlangsung lancar.

Operator lapangan mempunyai tugas rutin yang harus dilaksanakan yaitu :

1. Check apakah sumur berproduksi sebagaimana mestinya dalam kodisi normal (Setting) jika tidak maka laporkan untuk mendapat instruksi selanjutnya.

2. Check kondisi peralatan dan kondisi lingkungan sekitarnya secara penglihatan visual apakah ada kebocoran atau kerusakan.

3. Check apakah Safety valve masih beroperasi secara otomatis.

4. Check posisi kedudukan choke dan bandingkanlah dengan posisi yang tercatat bila terjadi perubahan kembalikan ke posisi semula.

WELL START UP and SHUTDOWN

1. Penutupan sumur

Sebelum melakukan penutupan sumur (Shut in) kita harus memastikan apakah sumur tersebut merupakan sumur sebenarnya yang harus ditutup. Hal ini mudah dilakukan apabila label /kode masih jelas terpasang. Apabila labelnya telah hilang harus dicheck kebenarannya pada data-data sebelumnya.

2. Normal Re – opening

1. Gunakan test gauge untuk membaca dan mencatat tekanan ststik kepala sumur dan tekanan ststik flowline.

2. Set choke, rotary choke harus diset pada posisi bukaan yang diinginkan sementara itu adjustable choke harus diset dengan bukaan yang kecil.

3. Letakan shutdown safety valve pada manual open

4. Jika flowline tertutup maka harus dibuka.

5. Jika Tubing valve tertutup maka harus dibuka. Lakukan hal ini dengan hati-hati dimana kita mencegah terjadinya fluid hammer didalam manifold kepala sumur.

6. Buka wing valve jika pada posisi tertutup. Lakukan hal ini dengan hati-hati untuk mencegah terjadinya penurunan tekanan yang cepat yang dapat menyebabkan tertutupnya storm choke. Dalam hal ini patut diperhatikan akan adanya kumpulan gas pada bagian atas wellhead dimana gas ini dapat menyebabkan aliran turbulen yang cepat pada down stream wing valve sehingga terjadi surging yang dapat memicu tertutupnya strom choke.

7. Bila wing valve telah terbuka secara penuh maka choke berada pada posisi normal

8. Bila kondisi flow line sudah pada kondisi normal maka kemudisn kita ukur tekanan kepala sumur dan tekanan flow line

9. Letakan shut down safety valve pada posisi Automatic Mode

10. Lakukan inspeksi secara visual untuk mengecek terjadinya kebocoran atau tidak.

TROUBLE SHOOTING

Trouble shooting dapat berupa naiknya dan turunnya tekanan secara tiba-tiba.

1. Naiknya Tekanan.

Berikut ini beberapa hal yang menyebabkan naiknya tekanan :

a. Penutupan aliran fluida oleh automatic valve yang dipasang di collector leading pada operation line di pusat pengumpulan sehingga terjadinya kenaikan tekanan atau permukaan cairan pada separator.

b. Kesalahan yang dilakukan oleh operator dengan menutup ball valve pada arrival manifold

c. Terjadinya penumpukan endapan-endapan di flowline pada posisi-posisi tertentu dimana hal ini dapat menurunkan tekanan downstream

d. Terjadinya collapse pada flowline sehingga menurunkan diameter aliran sehingga dapat meningkatkan tekanan pada up stream.

e. Penyumbatan akibat endapan paraffin.

f. Meningkatnya temperature

g. Naiknya kecepatan alir

h. Naiknya GOR

2. Penurunan Tekanan

Penurunan tekanan biasanya disebabkan adanya kebocoran disepanjang flowline yang disebabkan oleh:

a. Chemical Corrosion

b. Electrical Corrosion

c. Abrasi

d. Rusaknya lapisan

e. Kerusakan pipa dari manufaktur

f. Pecah akibat tekanan yang berlebihan

g. Pecah akibat sabotase.

SAFETY OPERATION

Flow line diproteksi dari tekanan kepala sumur yang berlebihan dengan menggunakan safety valve pada well head. Telah diketahui bahwa cairan dan gas akan mengembang bila temperature naik. Bila flowline berada pada kondisi static dan tertutup pada ujungnya maka dengan meningkatnya temperature lingkungan sekitarnya menyebabkan terjadinya pengembangan fluida dan gas didalam pipa yang mengakibatkan naiknya tekanan didalam pipa. Dalam hal ini untuk mencegah pecahnya pipa maka dipasanglah relief valve pada posisi tertentu sebelum masuk ke arrival manifold. Relief valve ini diset lebih rendah dari tekanan operasi maksimum dan akan membuang kelebihan tekanan dari sistem. Lokasi relief valve dipilih untuk alasan-alasan keamanan karena semua hasil buangan dikirim kesatu titik yang disebut dengan burning pit.

Separator

2009-11-19T01:57:00.000-08:00

Separator adalah tabung bertekanan yang digunakan untuk memisahkan fluida sumur menjadi air dan gas (tiga fasa) atau cairan dan gas (dua fasa), dimana pemisahannya dapat dilakukan dengan beberapa cara yaitu :

a. Prinsip penurunan tekanan.

b. Gravity setlink

c. Turbulensi aliran atau perubahan arah aliran

d. Pemecahan atau tumbukan fluida

Untuk mendapatkan effisiensi dan kerja yang stabil dengan kondisi yang bervariasi, gas liquid separator harus mempunyai komponen pemisah sebagai berikut :

1. Bagian pemisah pertama, berfungsi untuk memisahkan cairan dari aliran fluida yang masuk dengan cepat berupa tetes minyak dengan ukuran besar.

2. Bagian pengumpul cairan, berfungsi untuk memisahkan tetes cairan kecil dengan prinsip gravity setlink.

3. Bagian pemisah kedua, berfungsi untuk memisahkan tetes cairan kecil dengan prinsip gravity settlink.

4. Mist extraktor, berfungsi untuk memisahkan tetes cairan berukuran sangat kecil (kabut).

5. Peralatan kontrol, berfungsi untuk mengontrol kerja separator terutama pada kondisi over pressure.

Didalam block station, disamping terdapat separator pemisah gabungan terdapat juga separator uji yang berfungsi untuk melakukan pengujian (test) produksi suatu sumur dan dari separator uji ini laju produksi sumur ( Qo, Qw, dan Qg ) bisa didapat dimana Qo dan Qw diperoleh dari barel meter sedangkan Qg diperoleh dari pencatatan orifice flow meter ( orifice plate ) atau dari alat pencatat aliran gas lainnya. Disamping itu ditinjau dari tekanan kerjanyapun separator dapat dibagi tiga, yaitu separator tekanan tinggi (750 – 1500 psi), tekanan sedang (230 – 700 psi), tekanan rendah (10 – 225).

5.2.1.1. Jenis Separator

Dalam industri perminyakan dikenal beberapa jenis separator berdasarkan bentuk, posisinya dan fungs'inya.

1. Jenis separator berdasarkan bentuk dan posisinya.

a. Separator tegak/vertikal.

Biasanya digunakan untuk memisahkan fluida produksi yang mempunyai GLR rendah dan/atau kadar padatan tinggi, separator ini sudah dibersihkan serta mempunyal kapasitas cairan dan gas yang besar.

b. Separator datar /horisontal

Sangat baik untuk memisahkan fluida produksi yang mempunyai GLR tinggi dan cairan berbusa. Separator ini dibedakan menjadi dua jenis, yaitu single tube horizontal seprator dan double tube horizontal separator. Karena bentuknya yang panjang, separator ini banyak memakan tempat dan sulit dibersihkan, namun demikian kebanyakan fasilitas pemisahan dilepas pantai menggunakan separator ini dan untuk fluida produksi yang banyak mengandung pasir, separator ini tidak menguntungkan.

c. Separator bulat /spherical.

Separator jenis ini mempunyai kapasitas gas dan surge terbatas sehingga umumnya digunakan untuk memisahkan fluida produksi dengan GLR kecil sampai sedang namun separator ini dapat bekerja pada tekanan tinggi. Terdapat dua tipe separator bulat yaitu tipe untuk pemisahan dua fasa dan tipe untuk pemisahan tiga fasa.

2. Berdasarkan fasa hasil pemisahanya jenis separator dibagi dua, yaitu:

a. Separator dua fasa, memisahkan fluida dormasi menjadi cairan dan gas, gas keluar dari atas sedangkan cairan keluar dari bawah.

b. Separator tiga fasa, memisahkan fluida formasi menjadi minyak, air dan gas. Gas keluar dari bagian atas, minyak dari tengah dan air dari bawah.

Kelebihan dan kekurangan dari masing-masing separator :

a. Separator Vertikal

kelebihannya :

• Pengontrolan level cairan tidak terlalu rumit

• Dapat menanggung pasir dalam jumlah yang besar

• Mudah dibersihkan

• Sedikit sekali kecenderungan akan penguapan kembali dari cairan

• Mempunyai surge cairan yang besar

Kekurangannya :

• Lebih mahal

• Bagian-bagiannya lebih sukar dikapalkan (pengiriman)

• Membutuhkan diameter yang lebih besar untuk kapasitas gas tertentu

b. Separator Horizontal

Kelebihannya :

• Lebih murah dari separator vertical

• Lebih mudah pengiriman bagian-bagiannya

• Baik untuk minyak berbuih (foaming)

• Lebih ekonomis dan efisien untuk mengolah volume gas yang lebih besar

• Lebih luas untuk setting bila terdapat dua fasa cair

Kekurangannya :

• Pengontrolan level cairan lebih rumit daripada separator vertical

• Sukar dalam membersihkan Lumpur, pasir, paraffin

• Diameter lebih kecil untuk kapasitas gas tertentu

c. Separator Bulat

Kelebihannya :

• Termurah dari kedua tipe diatas

• Lebih mudah mengeringkan dan membersihkannya dari pada separator vertical, lebih kompak dari yang lain

Kekurangannya :

• Pengontrolan cairan rumit

• Mempunyai ruang pemisah dan kapasitas surge yang lebihk kecil

2. Jenis separator berdasarkan fungsinya.

Berdasarkan fungsinya atau jenis penggunaannya, separator dapat dibedakan atas: gas scrubber, knock out flash chamber, expansion vessal, chemical electric dan filter.

a. Gas scrubber.

Jenis ini dirancang untuk memisahkan butir cairan yang masih terikut gas hasil pemisahan tingkat pertama, karenanya alat ini ditempatkan setelah separator, atau sebelum dehydrator, extraction plant atau kompresor untuk mencegah masuknya cairan kedalam alat tersebut.

b. Knock out

Jenis ini dapat dibedakan menjadi dua, yaitu free water knock out (FWK0) yang digunakan untuk memisahkan air bebas dari hidrokarbon cair dan total liquid knock out (TLKO) yang digunakan untuk memisahkan cairan dari aliran gas bertekanan tinggi ( > 125 psi )

c. Flash chamber.

Alat ini digunakan pada tahap lanjut dari proses pemisahan secara kilat (flash) dari separator. Flash chamber ini digunakan sebagai separator, tingkat kedua dan dirancang untuk bekerja pada tekanan rendah ( > 125 psi )

d. Expansion vessel.

Alat ini digunakan untuk proses pengembangan pada pemisahan bertemperatur rendah yang dirancang untuk menampung gas hidrat yang terbentuk pada proses pendinginan dan mempunyai tekanan kerja antara 100 1300 psi.

e. Chemical electric.

Merupakan jenis separator tingkat lanjut untuk memisahkan air dari cairan hasil separasi tingkat sebelumnya yang dilakukan secara electris (menggunakan prisnip anoda katoda) dan umumnya untuk memudahkan pemisahan.

5.2.2. Oil Skimmer.

Merupakan peralatan pemisah yang direncanakan untuk menyaring tetes tetes minyak dalam air yang akan dibuang sebagai hasil proses pemisahan sebelumnya untuk mencegah turbulensi aliran, air yang mengandung tetes minyak dimasukkan melalui pembagi aliran yang berisi batu bara / batu arang tipis tipis, sedangkan proses pemisahan berdasarkan sistem gravity setling.

Kapasitas oil skimmer tergantung pada beberapa faktor terutama pada densitas minyak air yang dapat ditentukan berdasarkan hukum intermediate yang berhubungan dengan kecepatan setling dari partikel.

5.2.3. Gas Dehydrator.

Gas dehydrator adalah alat yang digunakan untuk memisahkan partikel air yang terkandung didalam gas. Peralatan ini merupakan bagian akhir dari pemisahan gas hidrokarbon terutama pada lapangan gas alam.

Ada dua cara pemisahan air dari gas, yaitu dengan

a. Solid desiccant, misainya calsium chloride

b. Liquid desiccant, misainya glycol.

5.2.3.1. Calsium chloride gas dehydrator.

Komponen peralatan ini merupakan kombinasi dari separator tiga tingkat, yaitu gas liquid absorbtion tower dan solid bad desiccant unit. Pemisahan partikei air dari gas dilakukan dengan cara mengkontakkan aliran gas dengan calsium chloride didalam chemical bad section.

5.2.3.2. Glycol dehydrator.

Liquid desiccant yang sering digunakan adalah trienthylene glycol. Peneyerapan partikel air terjadi karena adanya kontak antara glycol dengan gas yang mengandung air pada tray didalam absorber (kontaktor) proses regenerasi glycol yang mengandung air dilakukan dengan cara pemanasan sehingga air terbebaskan dari glycol.

Well head

2009-11-19T01:50:00.000-08:00

Well head merupakan peralatan untuk dudukan christmas tree (x’mas tree) dan untuk menggantungkan casing atau tubing pada suatu sumu.r.

Fungsi lain well head adalah untuk mengontrol operasi atau aktivitas dipermukaan sumur yaitu menyekat untuk mencegah kebocoran fluida formasi atau tersembur dipermukaan.

Secara periodik seorang operator harus melakukan inspeksi di kepala sumur dan mencatat tekanan dan temperatur alir sumur tersebut , serta memperhatikan safety yang harus dilakukan terhadap keamanan kepala sumur.

Jenis well head dan sambungannya

Tekanan yang bisa ditahan oleh setiap well head tergantung dari jenis sambungan karena bagian sambungan merupakan titik paling lemah, oleh karena itu jenis well head dibagi berdasarkan rating tekanan kerja dan sambungannya.

1. Low pressure well head – tread connected

Merupakan wellhead dengan rating tekanan kerja rendah antara 3000 – 5000 psi dan sambnngannya menggunakan tread.

2. Flanged low and medium pressure well head

Api flanged well head yang mempunyai rating tekanan kerja antara 2000 – 5.000 psi.

3. High pressure well head flanged

Well head dengan tekanan kerja diatas 5000 psi dimana tekanan kerjanya adalah 10.000 psi, 15.000 psi dan 20.000 psi. Dimensi falang, ring seal dan komponen lainnya sesiau dengan standard api yang biasa disebut bx flane

4. Clamped connected high pressure well head

Didisain untuk rating tekanan diatas 5000 psi dan sambungannya menggunakan klem, dimana mempunyai tujuan :

a. Disain dan penggunaan perlatan permukaan yang lebih kecil yaitu blow out preventer, well head dan chrismast tree.

b. Disain dan penggunaan remote control untuk control peralatan sub sea. Karena baut flanged tidak praktis untuk penyelaman laut dalam. Pada saat ini ada dua disain dari sambungan jenis clamped yang dibuat olleh comeron dan gray.

Christmas tree

Menurut api definisi christmas tree adalah merupakan rangkaian dari valve dan fitting yang digunakan untuk kontrol produksi dan disambungkan dengan bagian atas tubing head.

Fungsi lain dari x”mas tree adalah :

A. Mengontrol laju produksi

B. Start-up dan shut down

C. Memonitor reservoir

D. Melakukan workover

Jenis-jenis christmas tree

1. Christmas tree konvensional – sambungan menggunakan flange

jenis x”mas tree ini mempunyai tekanan operasi sampai dengan 10.000 psi dan memiliki katup yang dioperasikan secara manual dan sebagia pengaman digunakan wing valve.

2. Christmas tree konvensional – sambungan menggunakan clamped.

oleh karena x’mas tree dengan tekanan operasi 10.000 dan 15.000 psi sangat tebal dan masif maka clamp conector biasanya digunakan untuk kemudahan transportasi dan kemudahan penanganan.

3. Unitized christmas tree ( blok tunggal)

x’mas tree single casting (di cor satu blok) yang dilengkapi dengan peralatan utamanya digunakan untuk sumur dengan tekanan menengah.

4. Block christmas tree

pada platform offshore dimana terdapat banyak x’mas tree pada satu dek-nya maka ruang merupakan hal penting. Suatu pengembangan dari unitized christmas tree dinamakan block christmas tree, yang mana memiliki semua bagian utama dari suatu x’mast tree yang digabung dalam satu blok termasuk master valve.

5. Sea christmas tree

x’mas tree yang didesain untuk komplesi di dasar laut dengan menggunakan floating vessel yang digunakan untuk penempatan secara otomatis, penyambungan flowline, pengoperasian katup dan pengendalian dengan menggunakan remote control.

Bagian –bagian dari christmas tree :

1. Tubing master valve

merupakan jenis manual gate valve yang merupakan valve induk yang berfungsi untuk mengatur aliran dari dasar sumur.

2. Tubing valve

merupakan manual gate valve yang dioperasikan lebih sering bila dibandingkan dengan tubing master valve, misalnya seperti operasi wire line, penutupan untuk waktu yang lamaatau perbaikan-perbaikan dikepala sumur.

3. Wing valve.

manual gate valve yang digunakan untuk operasi penutupan dan pembukaan secara normal sehingga valve ini paling sering mengalami kerusakan.

4. Check valve

berfungsi untuk mencegah aliran balik dari flow line ke sumur.

5. Swab valve atau top valve

manual gate valve yang dibuka untuk membiarkan tekanan fluida mencapai top adapter untuk membaca tekanan, mengambil sample fluida dan juga untuk lewatnya wireline unit.

6. Chokes / bean / penyempit

alat pengatur laju alir fluida produksi

7. Safety valve

berfungsi untuk melindungi peralatan bila terjadi over atau low pressure.

Kumpulan makalah Geology

2009-11-11T09:17:00.000-08:00

Lagi browsing nyari cara ngitung azimuth eh malah dapet data orang geologi
nah yang pengen kenal deket sama batu silahkan temenin orang ini "Agus Abdulah"
nanti gijamin pasti bermetamoforsa jadi Tuff.. Ha ha ha ha ha ha ha ha

Ensiklopedi Seismik

Change User account password in Windows

2009-11-11T08:18:00.000-08:00

sometimes we realize that hacking is not something that forbidden
I mean when a condition occurs and force us to hack our own system that's for sure the best answer
imagine when sometimes you forget to maintenance the security of your system from possible hacker that retrieve your password and change it to one they only known

actually this is not something new for those who had experience in MS-DOS command prompt, but I will tell you how to hack our own user account

1. click start menu -> run -> cmd -> tipe -> net user ( this will show all user conected to the computer)
2. after know who is the administrator change the password if there's to a new one that you want to
by tipe net user password example
net user "Jimmy Dog" 666
this expression result windows to change user account name "Jimmy Dog" wich is protected with the password "666"
3. to delete an account wich is conneted to the computer
tipe net user "account you want to delete" /delete

dont forget to used expression quote for account name wich have space caracter
by the way you can't delete the domain user account because from there you are used it to create, change the user account or password

like I say before Hacking sometimes not forbidden but certainly forbidden if you used your knowledge for destructing others

updates: several people asking me how to entering administrator account to condone the process that I explain, and here the answer:

- Turn the computer on
- When user account logon screen appears, by pass it by pressing ctrl + alt + delete twice
- choose administrator account and enter there, usually it got no password, exception if the administrator password it

Please use this post wisely and not for crime

That's the update so far...!

Pengalaman kerja praktek

2009-11-08T20:47:00.000-08:00

mungkin banyak dari rekan-rekan yang punya pengalaman serupa

nah sekitar tiga bulan sebelum bulan Agustus tahun 2009 saya punya keinginan untuk

mengadakan kerja praktek... alasannya ?

nanti diakhir saya kasih tau

Jadi mulailah proposal dikirim ke perusahaan industri migas wuus-wuss-wuss-wuss

dari 4 yang dikirim ternyata ada juga yang kasih tanggapan serius !

mulailah saya kerja paktek tentang "evaluasi trayek directional drilling"

ternyata banyak kali masalah yang harus saya dapat, mulai dari metode survey yang sudah tidak lagi dipakai (awalnya saya ajukan evaluasi "radius of curvature") ternyata udah gak dipake lagi ! padahal dozen cuma ngajarin itu doang, luasnya masalah yang harus dihitung pada survey (Dogleg, inclinasi, azimuth, drag, arah tool face)

hu hu hu hu hu

Ingin nangis rasanya tapi karena alasan utama saya maka itu cuma tantangan dan saya harus bisa!

Akhirnya setelah delapan belas jam tanpa tidur coding metode "minimum of curvature" saya mulai survey sumur X lapangan Y milik Pertamina EP itu

awalnya lancar sampai depth (maaf saya rahasiakan) tepatnya saat tangen section arah trayek mulai bergerak menjauhi perencanaan awal juga nilai dogleg severity naik drastis, pembimbing saya tanya

" kau tau kenapa arah yang sudah ditetapkan, bottom hole assembly yang telah diset cocok untuk tangen section lapangan Jawa ini masih tetap saja membuat defleksi ?" cukup lama saya mikir sampai pak Syaiful Kurniawan bilang

"kadang ilmu yang kamu dapat belum tentu bisa nyelesaiin masalah nyata"

yah saya setuju karena jawabanya sederhana banget

coba kita putar pensil searah jarum jam berapapun tegaknya kita dirikan tetap pensil itu akan bergeser mengarah ke kanan

koreksi pun dilakukan dua derajat dari stasion terakhir

masalah kembali terjadi pada formasi TAF dengan depth (maaf saya rahasiakan) masih di tangen section trajectory memang masih stabil atau bisa dibilang sama dengan planning tapi inclinasi mendadak tinggi, beban drag pasti mulai terasa sebab dogleg severity juga naik (drill string pasti patah pikir saya) tapi memang pengalaman pegang peran penting

masalah yang menurut saya besar itu cuma diselesikan dengan menurunkan weight on bit pemboran tetap jalan tanpa masalah, memang ada penyimpangan kembali tapi koreksinya dilakukan setelah perubahan inclinasi satu derajat.

Oh ya pada depth (maaf saya rahasiakan) setelah itu ada trace foraminifera berarti sudah dekat targetnya… bias cepet selesai deh

Masalah terbesar baru terjadi setelah pengembalian inclinasi ke arah planning awal rangkaian terjepit karena mud tidak seluruhnya menghidrasi lapisan laminar shale, coba direndam selama tiga hari tetap tidak bisa bergerak juga back off akhirnya dilakukan

setelah back off dilakukan maka tantangan selanjutnya adalah sidetrack (masalahnya ini juga gak diajarin sama dosen) jadi terpaksa deh bongkar gudang buku mayanya mr Alkhatami....dapet

cuma masalahnya perhitungan ini belum sempet dicoding dan besoknya udah harus bisa dipake, yah terpaksa deh manual pake kertas, pensil, dan kalkulator

ternyata gak sampe situ aja mungkin kalo dikampus data dikasih kita kerjain

Diketahui:

Ditanya :

Jawab :

dapet hasilnya sekian

nyatanya sebelum sidetrack dilakukan data logging, formasi, planning awal dikumpulin semua baru kemudian ditetapkan berapa sudut yang harus dibuat (kebetulan saya disuruh ngitung bareng sama para directional drilling dari Dowell Slumberger) hasilnya sudut yang harus dibentuk adalah sekian (maaf saya rahasiakan)

dengan toleransi satu derajat (maksudnya jika melenceng satu derajat maka akan diproduksikan air) yah lumayan itungan saya sama para directional driller engineer itu beda 0.0097

karena lebaran sudah dekat dan data untuk laporan sudah lengkap maka saya putuskan untuk mengakhiri kerja praktek itu, sayang saya belum sempat lihat sumurnya langsung

laporan selesai.

kembali lagi deh ke indramayu

Nah mumpung deket sama lokasi saya iseng deh main kesana.

Tanpa surat pengantar dari kampus, berbekal laporan akhir kerja praktek kemaren itu doang..!

Wah ternyata sumur udah tahap akhir, drill stem test sedang diakukan kebetulan company man nya baik jadi bisa tanya lebih jelas (sebenarnya dia adik kelas Dosen pembimbing saya) dari pak Gatot itulah saya tau lebih jelas kalau sebenarnya jika tetap ngikutin planning awal maka produksinya sumur ini ya air bukan minyak

lah kok ? saya jadi bingung.

Ya karena planning awal itu punya target depth tepat di atas water oil contact

dan sidetracking yang dilakukan itu memang tepat sekali karena drill stem test prove ada aliran minyak, emang sih kecil cuma (maaf saya rahasiakan)

wah ternyata memang semua yang kita lakukan itu tergantung sama niatnya

oh iya hampir lupa niat awal saya kerja praktek dibulan Agustus itu karena beberapa alasan:
- Ulang tahun Annisa Fitriyani 16 Agustus

- Ulang tahun Republik Indonesia 17 Agustus

- Bosen dirumah

- Iseng-iseng maen

yah memang sih dua alasan terakhir itu jelek tapi dua alasan awal itu beneran loh.. saya mau kasih hadiah buat orang yang saya sayangi dan juga buat negara tempat saya dibesarkan..... (ha ha ha ha ha ha ha... sok puitis)

Sebelumnya saya mau terima kasih buat:

• Ibu karantina Marhaeni Manager Renbang Pertamina EP pusat yang sudah mau terima saya yang pemales ini buat kerja praktek

• Bapak Syaiful kurniawan Exploitation Manager Pertamina EP yang telah membimbing saya yang keras kepala ini

• Bapak Gatot Company man sumur KRE-B yang sudah mau terima saya yang dateng malem dan hanya berbekal laporan akhir kerja praktek

Gak percaya nih hasil laporannya
Laporan Akhir Kerja Praktek Directional Well

Applications Related to Wellbore-Proximity Mechanics

2009-10-18T07:01:00.000-07:00

Wellbore Stability during Drilling
Most wellbore stability problems occur in shale formations. Unfortunately, shale properties range from very soft to very hard, and from very laminated to very intact. Several mechanisms cause wellbore instability problems (Figure 5-5); chemical and mechanical effects will be discussed in this section.

Chemical Effects
Ion-exchanging clays, such as illite, mica, smectite, chlorite, mixed-layerclays, and zeolites, can cause many wellbore instability problems. Engineers may erroneously try to model failure mechanisms with analytical or empirical mechanical models while the main mechanism may be failure because of chemical effects. The following failure mechanisms during wellbore construction can be related to chemical causes.

Clay Swelling (Hydration) and Migration
Most shale formations contain water-sensitive clay materials such as smectite, illite, and mixed-layer clays, which absorb water that induces an elevated localized pressure. This pressure reduces the effective stress around the wellbore, which causes the shale matrix to swell, disintegrate, and collapse (Dusseault and Gray, 1992). Mody and Hale (1993) developed a model that incorporated mechanical and chemical effects to evaluate the
drilling fluid on shale stability.

Ion Exchanging
Brines such as KCl can control clay swelling, but illite, chlorite, smectite, and mixed-layer clays can change the brine through ion-exchanging mechanisms and swell afterward.
Cementation Deterioration
When examining sand formations, engineers must study the degree and type of cementation. Mineralogical analysis, thin-section petrography, and fluid compatibility are viable testing methods for evaluating sand production.
Near-Wellbore Damage
Near-wellbore formation damage can occur because of paraffin deposits, scale deposits, fines migration caused by kaolinite and illite clays, asphaltene precipitation, sand production, emulsions induced by iron, formation of oil emulsions by acid in combination with soluble iron, iron-compound precipitation, and even emulsions formed from fracturing fluids during stimulation.
To overcome these chemical effects, engineers should select the type of drilling-fluid system based on its effect on formation strength. The effects of the chemical and physical properties of the drilling-fluid system on formation stability should be lumped and the drilling-fluid system should be evaluated on the basis of rock mechanics. The following example shows an easy technique that would lump all chemical effects and evaluate the drilling-fluid systems based on rock mechanics.
Example: Drilling-Fluid Selection—A Rock Mechanics Perspective
Available Data
Six drilling-fluid samples are being evaluated for use through a shale segment that exhibited many instability problems during drilling. Show how these systems can be evaluated on the basis of rock mechanics.
Solution
The core samples should be preserved after coring, and no cleaning or drying processes should be conducted. The samples should be brought to their estimated in-situ stress fields at a suggested value of the confining pressure (Pc = Pw - Pr). The same strain rate (for example, 10-4 sec-1) or the same loading rate (for example 5 to 10 psi/sec) should be used for all tests. The samples should be cut in the same manner and same direction (vertically or horizontally). Two samples for each drilling-fluid system and two samples with no drilling fluid should be tested for repeatability. Two samples should be saturated in each drilling-fluid system for the same length of time (for example, 1 month) in addition to the two other samples that should be left in closed jars as the base samples. This procedure is applied to optimize the drilling-fluid system based on the compressive strength and Young's modulus reduction obtained for these systems. The results are given in Figure 5-6.

Figure 5-6 The effect of different drilling fluid systems on the
mechanical properties of shale samples
System 5 was selected to drill the given shale section. Notice how both the compressive strength and Young's modulus were affected by the different drilling-fluid systems.
Mechanical Effects
Tensile and shear failure mechanisms should be considered for wellbore stability evaluation during drilling.
Tensile Failure
The effective stress at the wellbore exceeds the tensile strength of the formation and causes tensile failure. Therefore, an induced fracture can result because of drilling-fluid loss if
For an elastic medium, this is given by (Haimson and Fairhurst, 1967)

However, if a natural fracture exists, then the tensile strength, T, should be assumed to be zero.
Shear Failure
Once a wellbore is drilled and a stress concentration field is established, the rock will either withstand the stress field or yield, resulting in a near wellbore breakout zone that causes spalling, sloughing, and hole enlargement. An appropriate failure criterion should be used for evaluation of this type of failure.
Drilling-Fluid Weight
Drilling-fluid weight should be calculated as a means of preventing the initiation of tensile and shear (plastic) failures. In some formations, the drilling-fluid weight should prevent creeping in viscoplastic formations, such as salt rock. Drilling-fluid weight is an important consideration for treating wellbore instability problems. The drilling-fluid weight is limited by two boundaries:
• The upper boundary is the pressure that causes tensile failure and
drilling-fluid loss. This pressure can be determined in the field based
on Equation 5-44.
• The lower boundary is the pressure required to provide confining stress, which is removed during drilling. The confining stress prevents shear failure, the creation of a plastic zone, and plastic flow (creep).
The upper boundary is estimated from the in-situ stress field, and the tensile strength is measured in the laboratory. While the lower boundary is estimated from the in-situ stress field

Hard Drive Performance Theory

2009-10-18T06:37:00.000-07:00

How You’re Hard Drive Works

Your hard drive is the only “data handling” peripheral in your computer with moving parts. This makes it the slowest performing peripheral, when compared to the CPU and memory. As a result it is the performance rate limiting device on your computer. Most of the time, the CPU and memory has done its work and is waiting on the hard drive to provide or save data.

In the most simplistic of descriptions, your hard drive consists of spinning platters and read/write heads. The platters contain data bits that consist of magnetic patterns of data. The platters spin at a rate of anywhere between

4,200 and 15,000 RPM, depending upon your drive specifications. This rapid rotation of the platters results in a cushion of air that makes the read/write heads float only a few micrometers above the surface of the platters - just like a hovercraft floats a few inches above the water. When a request for a file is sent from the main CPU the read/write heads move across your drive to locate the file, they then read that file and send the data back to the CPU.

A file may be 512 bytes in size or it may be many Gigabytes in size.

If you do not run any kind of defragging or file ordering process, generally speaking, files exist on your drive in random order. Files may also become fragmented and this is a leading cause of reduced hard drive performance.

A Little about Drive Fragmentation

Fragmentation of your computer’s hard drive is a natural phenomenon that occurs when deleted files leave empty spaces amongst your drive’s data. When the operating system needs to write another file back to the

hard drive it generally looks for the first available free space and writes the data to that free space. If the data to be written does not fit in that space it will fill the space with data and then move onto the next free space and continue to write the data until the file is completely written – the result is parts of a file scattered in a fragmented (non-contiguous) manner.

When the operating system requests that fragmented file from the hard drive the hard drive read-write heads need to move around the drive to collect all the pieces of that file. The result is vastly reduced performance since the hard drive head has to make many movements to collect all

the pieces of the file rather than pick it all up in one smooth motion from consecutive clusters.

The more fragments a file has the longer it takes to load that particular file. The result is that your hard drive performs far slower than it is capable of in the process of loading that file.

This is, in a nutshell, the phenomenon of file fragmentation.

Fragmentation and Optimization

File fragmentation is only part of the equation in the cause of reduced hard drive performance. UltimateDefrag addresses this and the other, more important, part of the equation in reduced hard drive performance and that is, the placement and ordering of files on your hard drive.

File Placement - A More Important Issue

Most defraggers that are out there have pretty much ignored this much more important aspect of hard drive performance – the placement of files on your hard drive. Loading one file that is fragmented is a discreet issue at the individual file level. However, the way in which the Windows operating system and NTFS file system function results in an almost

constant dialog between the computer and the hard drive as hundreds of files are accessed during system boot time and during regular operation of the computer.

What comes into importance here is the work the hard drive read-write

heads need to do to read all of these files that are both fragmented and scattered all around the drive. If they are not fragmented they are still scattered all around the drive and loading these files requires extensive movement of the hard drive read-write heads to pick up these files from wherever they may be on the drive – from the outer tracks to the inner tracks. Reading a file from the outer tracks and then having to go all the way to the very inner tracks takes the amount of time that is actually twice as slow as your drive’s rated seek speed. If your hard drive has an average access speed of 13 mS then reading a cluster from the outer and then the inner track takes about 26 mS.

See the File Scattering Example diagram.

Hard Drive File Location

Another important item to note is the location of the data on your hard drive. It is a fact that data transfer from the outer tracks of your hard drive platter is about 180 to 240% that of your inner tracks. This is due to the phenomenon of zoned bit recording and angular velocity. Please consult the Basic Hard Drive Theory section for more information on this.

The Ideal Scenario

Your hard drive is capable of performing around 4 times what manufacturers specify as average performance for your hard drive

In order to have your hard drive perform as fast as it is capable of and even faster than the average rated speed, four elements need to be considered.

1. Your files need to be defragmented in order to minimize drive head movement while reading a file.

. Your files need to be placed as far as possible towards the outer tracks of your hard drive in order to be accessed from the fastest part of the hard drive.

. Your files need to be placed or consolidated as closely together as possible to minimize head movement while loading different files – also known as “seek confinement”

. Files that are rarely used should be placed out of the way so that your most used files are clustered as closely together as possible.

Basic Hard Drive Theory

We will now focus a little more closely on how your hard drive works from the viewpoint of data access

Seek Time: The amount of time a drive head takes to move to the correct position to access data. Usually measured in milliseconds (mS)

Latency: Also know as rotational delay. The amount of time it takes for the desired data to rotate under the disk heads. Usually the amount of

time it takes for the drive to perform a half revolution. Usually measured in milliseconds (mS)

Access Time: The amount of time a drive head takes to access data after the request has been made by the operating system. Usually measured in milliseconds (mS). Other minor factors taken out of the equation it is very closely approximate to: Access Time = Seek Time + Latency.

So when data is being requested from the drive the hard drive head moves into position (seek), waits for the data/sector to move into position under the head (latency) and then accesses the data. The time taken for these 2 steps is the access time.

Full Stroke Seek: The amount of time it takes for the drive head to move from the outermost track to the inner most track.

Track-To-Track Seek (Adjacent Track Seek): The amount of time it takes for the drive head to move from one track to the very next track

Data Transfer Rate: The speed at which data can be read from the hard drive. Measured in Megabits per second

Zoned-Bit Recording: A method of optimizing a hard drive (at the factory) by placing more sectors in the outer tracks of a hard drive than on the inner tracks. Standard practice for all modern hard drives.

Sectors: The smallest individually addressable unit of data stored on a hard drive. In a typical formatted NTFS hard drive it is usually 512 bytes.

Tracks: Tightly packed concentric circles (like the annual rings on inside of a tree) where sectors are actually laid out.

Rotational Speed: The speed at which a drive platter rotates in revolutions per minute.

With all these terms now outlined, let’s look at the numbers in a typical 160

Gb EIDE hard drive.

Read Seek Time: 8.9 mS Latency: 4.2 mS Full Stroke Seek: 21.0 mS Track-To-Track Seek: 2.0 mS

Transfer Rate: 750 Mbits/s

Hard Drive Performance Explained

Let’s look at how these factors work to affect hard drive performance

Data Access

When the CPU submits a request for a file from the hard drive - this is what happens.

1. CPU sends request to the hard drive

. The read/write head moves into position above the track where the data is. This is the seek and the amount of time taken is the seek time.

. The read/write head waits until the data that is requested spins underneath the head. It then reads the data. The time taken for the data to move beneath the head is the latency and is usually the time it takes for the platter to rotate a half revolution.

. Data is accessed and transferred back to the CPU.

The time it took for the initial request, the seek and the latency is approximately equal to the access time.

Having the numbers above available now enable further explanations of data performance to be put into comprehendible perspective.

The average Access Time for this hard drive is 8.9 + 4.2 = 13.1 mS.

The minimum access time is 2.0 + 4.2 = 6.2 mS and the maximum access time is 21.0 + 4.2 = 25.2 mS.

When complete data files or parts of a data file are scattered all around the hard drive you will get a performance that is the average rated access time

– in this case 13.1 mS – some accesses are as little as 6.2 mS but some

are as great as (or approaching) 25.2 mS. So there is a 406% performance difference between fastest and slowest access time.

Often, hard drive and operating system intelligence result in a lot of instantaneous track-to-track seeks i.e. without the latency due to file layout patterns and relative location of data. On top of this, the “seek confinement” of the data also promotes vastly increased probabilities of instantaneous, zero-latency, seeks due to the

“compaction” of the data. This increases the probability that the data requested will already be under the drive read/write heads. This actually increases the theoretical 406% figure in the above paragraph to a greater number however it is not accurately quantifiable but can be as high as 1000%.

In a typical fragmented and non-optimized hard drive you will only achieve the average rated performance as average access time with some accesses faster and some slower.

Data transfer

Part of the hard drive performance equation is Data Transfer Rates. Due to a combination of Zoned-Bit Recording (more densely packed sectors) and angular velocity i.e. the outer tracks of the hard drive have a greater angu- lar velocity – data transfer at the outer tracks of the drive is typically 180

to 240 % that of the inner tracks. So when a drive is boasting a maximum of 750 Mbits/second as the maximum – the minimum is about 350 and the average about 550 Megabits per second.

Again – if you’re operating a full, fragmented and non-optimized hard drive, performance is more around the average of 550 Megabits per second.

Hard Drive Fatigue

When it comes to hard drives, entropy is alive and well.

If you’ve had your computer for a while you will notice that, when com- pared to when it was brand new, it feels a whole lot slower. Also, as your hard drive gets fuller you’ll notice the same phenomenon.

This is due to several factors with the main one being that with the hard drive filling up and files being fragmented and scattered all over the drive in no particular order, your drive is performing more like the “average” quoted performance as opposed to when the drive was new and mostly empty and performing better than quoted.

Depending upon where your mostly accessed files are located, it could be performing much less than quoted averages.

What About Partitioning?

There are many arguments for partitioning. Proponents of partitioning argue that it helps organize your data, keep your hard drive “less” complex etc. They advise to put your operating system on one partition, archive on another, program files on another, data on another and it seems a sound argument.

The main problem with partitioning however is that actually creates drives that are slower and slower as more partitions are created. Partitions

are created in cylinders (group of tracks) working their way inwards as more are created. So when you create say 5 partitions of 40 Gb on a 200

Gb drive. The very inner partition – the highest drive letter is actually also created at the inner tracks. So it actually performs twice as slow as the primary partition. Remember our discussion of data transfer above. Each partition is about 10% slower than the previous one. C: drive gives you fastest performance; D would be approximately 10% slower; E:

approximately 20% slower; F: 30% Slower; and so on. You may be putting the games or product that you want highest performance from on a partition that results in much slower performance of that product.

source: Unreadable header/Ultimate defrager

Introduction of Petroleum Refinery OperationP

2009-10-18T06:19:00.000-07:00

A petroleum refinery is a manufacturing operation where crude petroleum, the raw material, is converted into usable finished products. In other words, it is the manufacturing phase of the oil industry. This chapter presents a general introduction to overall refinery operations as a forerunner to the detailed information on specific processes and products which follows, and the technologies that are applied to pressure relief operations. Other chapters cover the major operations and processes used in refining, and discuss the critical properties and end uses of the products. However, it should be emphasized that a refinery is only one of the major phases of the petroleum industry; others being exploration, production, transportation, and marketing, and a variety of feedstock chemicals that supply the raw materials for various product lines. Research and engineering might also be listed, but they are, in reality, a necessary and integral part of each of the phases.

REFINERY OPERATIONS

The function of the refinery is to convert crude oil into the finished products required by the market in the most efficient, and hence most profitable manner.

2 Pressure Safety Design Practices

The methods employed necessarily vary widely from one refinery to another, depending on the crude processed, the nature and location of the market, the type of equipment available, and many other factors. However, for simplification, it may be considered that all refining processes fall into one of four basic categories.

The first category is fractionation or distillation. This method of physically separating a mixture of compounds was the earliest process used in petroleum refining, and today is still one of the most important. However, since it is not generally possible to separate the complex petroleum mixtures into individual compounds, such mixtures are segregated into fractions or "cuts", each of which is characterized by a carefully controlled boiling range. These cuts are then further processed or utilized in the refinery operations.

The second basic type of process, essentially chemical in nature, consists of converting or chemically transforming certain of these "cuts" into products of higher commercial value. There are many ways of doing this, but all consist fundamentallyof altering the molecular structure of the components. In the case of a heavy oil, the molecules may be cracked to form lighter, more valuable products, as for instance in catalytic cracking and coking. On the other hand, gaseous products may be polymerized or otherwise combined to form liquid products which may be blended into gasoline. With certain processes, e.g. catalytic reforming, both cracking and polymerization take place concurrently with the more desirable de-hydrogenation, hydrogenation, and isomerization reactions. The net result of all these transformationsis the production of mixtures containing new arrays of hydrocarbons of higher value than the starting materials.

Nearly all the fractions produced by the processes mentioned above contain certain objectionable constituents or impurities. The third basic category is, therefore, treating. This group of processes includes the removal of the unwanted components, or their conversion to innocuous or less undesirable compounds. Removal of the impurities is sometimes accomplished by physical treating, as exemplified by the process for manufacturing kerosene, wherein sulfur and certain undesirable hydrocarbons are removed by extraction with liquid sulfur dioxide. Alternatively, the removal may be carried out by converting the unwanted compounds to a form more readily removed as is done in the hydrodesulfurization of diesel fuel. Here the sulfur compounds are cracked and hydrogenated. The sulfur is converted to hydrogen sulfide which can be readily separated from the heavier diesel oil by fractionation. An example of the conversion of undesirable components to innocuous compounds which remain in the product is found in the gasoline sweetening processes. There the mercaptans present give the product a foul, objectionable odor. The sweetening process

Introductionto Petroleum Refinery Operations 3 merely transforms the mercaptans to organic disulfides which are less objectionable.

Although sulfur is perhaps the commonest and most troublesome of the impurities found in petroleum, it is certainly not the only one. Substances such as nickel, vanadium, and nitrogen may also be present in the crude oil. These impurities are undesirable because of the difficulty they cause during processing in the refinery or because of some detrimental effect during consumer use of the product. Furthermore, presence of certain hydrocarbons or certain types of hydrocarbons may lower the quality of a specific product. It was mentioned that aromatics are removed from kerosene by SO, extraction. The aromatics have undesirable burning characteristics and hence the product quality is improved if these "impurities" are removed. Lube oil treating process such as dewaxing, deasphalting, and phenol treating also fall into this category.

The fourth basic category is blending of the finished cuts into commercially saleable products such as motor gasoline, kerosene, lubricating oils, and bunker fuel oil, according to their specifications.

These four basic categories encompass the fundamental operation of a refinery. All other activities are carried out to implement them. The specificationsfor a given product are established to insure a satisfactory level of product performance. Specifications can be altered from time to time, but a product normally must meet the then existing product specifications. Various crudes on the other hand yield fractions with significantly different properties. At first glance, it might appear reasonable to select crudes to best match the product needs of each refinery. Many times, however, this is not economical as the money saved in eliminating various conversion and treating processes is offset by other factors. These might include crude availability, price, and transportation or specialty product requirements. A refinery is a sophisticated multi-component process operated in overall balance. The balance is set by economic considerationswith the major variables being crude oil, process costs, and final products. It is thus easier to see why (1) no two refineries are exactly alike, (2) various conversion and purification processes are required, and (3) crude selection is important.

TYPES OF REFINERIES

Each refinery is designed to manufacture products as economically as possible based on the best knowledge available with regard to end product needs, future expansion plans, crude availability and other pertinent factors.

4 Pressure Safety Design Practices

A basic modern refinery which does not produce lubricating oils or chemicals is commonly referred to as a fuel products refinery. It is designed to produce primarily motor gasoline, distillate fuels (diesel oil, jet fuel, and heating oil), and bunker (residual) fuel oil. The fuel products refineries can be considered basic and minimum as regards refinery product and processing requirements. Hydroskimming and conversion are the two major variations of this type refinery. There is a wide range of conversion levels. The term maximum conversion type has no precise definition but is often used to describe a level of conversion , where there is no net fuel oil manufacture. A fuel products refinery with specialities may manufacture lubricating oils, asphalts, greases, solvents, waxes and chemical feed stocks in addition to the primary fuel products. The number and diversity of products will naturally vary from one refinery to another.

Refineries produce chemical feed stocks for sale to the chemical affiliates and do not have responsibility for the manufacture of chemical products directly. Both operations may be carried out at the same physical location but the corporate product responsibilities are usually separate.

FUEL PRODUCTS REFINERY

Hydroskimmer
A hydroskimmingrefinery lends itself to locations where the market demands for the major fuel products (gasoline, gas oil, and residual fuel oil) approximate the quantities of these products obtainable by distillation from the available crudes. A typical hydroskimming refinery would include the following:

1. Atmospheric Pipestill
2. Powerforming (Catalytic Naphtha Reforming)
3. Light Ends Recovery - Fractionation
4.Treating and Blending

Figure 1 shows a simplified flow plan for a typical hydroskimming refinery. The atmospheric pipestill performs the initial distillation of crude oil into gas, naphtha, distillates, and residuum. The naphtha may be separated into gasoline blending stock, solvents, and Powerformer feed. The distillates include kerosene, jet fuel, heating oil and diesel oil. The residuum is blended for use as bunker fuel oil.

The Powerforming unit is required to upgrade virgin naphtha to produce high octane gasoline. Powerforming is a fixed bed catalytic reforming process employing a regenerable platinum catalyst. In the process, a series of reactions

6 Pressure Safety Design Practices

takes place. The most important of these is aromatization; other reactions include isomerization, cracking, hydrogenation, and polymerization. The desired product is of approximately the same boiling range as the feed, but the molecules have been rearranged or reformed into higher octane compounds.

Light ends recovery and fractionating equipment is necessary after the Powerformer and on the pipestill overhead stream to separate the effluent mixtures into the desired boiling range cuts.

Hydrofining is used to reduce sulfur and/or other impurities and to improve odor, color, and stability of the pipestill fractions. Hydrofining is a fixed-bed catalytic process using a regenerable cobalt molybdate catalyst in a hydrogen atmosphere. The hydrogen is produced by the Powerformer with supplemental hydrogen manufactured if necessary. The difficulty of hydrofining
(desulfurization) increases with increase in the hydrocarbon boiling point. Naphthas are generally desulfurized up to 99+ % by hydrofining while the maximum desulfurization of distillates is usually 90 % .

The components produced by the process sequence outlined above are blended as required to meet final product rates and qualities.

Conversion

The hydroskimming type refinery is used where the gasoline demand is substantiallylower and hence the final product demand is close to that yielded by single stage distillation. In areas where the demand for gasoline is relatively high, conversion processing is required. The minimum processes for a fuel products refinery designed would typically include:

1. Atmospheric and Vacuum Crude Distillation
2. Catalytic Gas Oil Cracking
3. Powerforming
4. Light Ends Recovery - Fractionation
5. Treating and Blending

Figure 2 shows a simplified flow plan for a typical conversion typerefinery. The atmospheric P/Sresiduum can be fed to a vacuum pipestill. The vacuum tower enables the refiner to cut deeper into the crude, at the same time avoiding high temperatures (above about 750 OF) which cause thermal cracking with resultant deposition of coke and tarry residues in the equipment.

The vacuum gas oil produced by vacuum distillation is fed to a catalytic

8 Pressure Safety Design Practices

crackmg unit for conversion into high octane gasoline blending stock. Byproducts are gas, distillate, cycle gas oil, and fractionator bottoms. The process uses a fluidized catalyst system. The catalyst is circulated continuously between the reactor where cracking takes place and the regenerator where the coke deposited on the catalyst is burned off. The major competing process is hydrocracking which offers greater conversion and flexibility but usually requires a higher investment.

Hydrocracking is a fixed bed catalytic process which cracks and hydrogenates hydrocarbon feeds. The process consumes large quantities of hydrogen and a hydrogen plant is usually necessary to support the operation. Practically any stock can be hydrocracked, including refractory feeds which resist conversion by other processes. In general, the very heavy residuum from the vacuum pipestill does not make good quality feed for catalytic cracking. In the refinery shown it is blended into residual fuel oil. Many times, however, the market for large volumes of residual fuel oil does not exist. When this is the case, additional conversionunits are added to further process the vacuum pipestill bottoms. In other words, the higher the conversion of the refinery the more lighter fractions are produced. The relative levels of conversion vary from refinery to refinery.

A typical maximum conversion type refinery is shown in Figure 3. The higher conversion levels are obtained by ad&tional processing of the bottoms and/or light ends. To increase conversion of the bottoms the amount and/or severity of processing is increased. The resulting fuel oil levels may decrease to zero. Included here in addition to the basic components of a conversion refinery may be fluid coking, delayed coking, and/or visbreaking. These processes are basically thermal cracking processes for reducing the volume and viscosity of the vacuum residuum while producing appreciable quantities of lighter products.

Each of the three processes is commercially used with selection based on particular needs at a given refinery. Some of the various characteristics include:

1. Coking-Delayed Coking and Fluid Coking are the two major variations of this process. Fluid coking produces less coke as compared with delayed coking and hence yields a better product distribution. That is, for a given product slate less crude is converted into coke. The coke produced by fluid coking, however, is of little value as it consists of fine hard particles in contrast to large pieces for delayed coke. This difference in size and texture is important to electrode manufacturers who historically have used delayed coke.

2. Visbreaking is the least expensive of the cracking processes but is limited to the lowest conversion of perhaps 20 to 25% of the feed to 680 "F material.

10 Pressure Safety Design Practices

To obtain light ends conversion, alkylation and polymerization are used to increase the relative amounts of liquid fuel products manufactured. Alkylation converts olefins, (propylene, butylenes, amylenes, etc.), into high octane gasoline by reacting them with isobutane. Polymerization involves reaction of propylene and/or butylenes to produce an unsaturated hydrocarbon mixture in the motor gasoline boiling range.

An old variation of the conversion type is a catalytic combination unit. Development of this scheme was necessitated by the rising cost of refinery construction after World War I1 and by the great demand for capital for postwar expansion. The scheme reduced the investment and operating costs for refining equipment. The basic feature of the combination unit lies in the integration of the fractionation facilities of the reduced crude distillation and catalytic cracking sections.

A FUEL PRODUCTS REFINJ3RY WITH SPECIALTIES

A fuel products refinery with specialties may manufacture products such as lubricating oils, asphalts, greases, solvents, waxes and chemical feed stocks in addition to the primary fuel products. The number and diversity of products will naturally vary from one refinery to another, but for purposes of discussion a fuel products refinery with specialties may include many of the following processes.

1. Two-Stage Crude Distillation (Atmospheric and Vacuum) - The vacuum stage can be used alternately to produce heavy gas oil for catalytic cracking feed or raw lube distillate cuts for lubricating oil manufacture.

2. Virgin Naphtha Catalytic Reforming (Powerforming) - This technique is used for the production of high octane motor gasoline, or as a source of aromatic compounds.

3. Light Ends Recovery, Fractionation, and Conversion - Propylenes and butylenes may be recovered for feed to a polymerization plant for production of high octane gasoline; or chemicals. Butylenes and isobutane may be desired for use in an alkylation plant where they are combined to make aviation gasoline and motor gasoline blendstocks. Propanes and butanes may be recovered in essentially pure form for sale as liquefied petroleum gases. It may be profitable to recover ethylene for chemical production. Certain of the light ends components, particularly ethylene, propylene, and butadiene are so in demand that processes such as steam cracking are employed specifically for their

Introduction to Petroleum Refinery Operations 11

production.

4. Fuel Products Treating- a. Sweetening - This is a process for improving odor of gasolines, kerosenes, and heating oils. The foul smelling mercaptans are converted into bisulfides whose odor is much less objectionable. Among the types in use are copper chloride, hypochlorite, Merox, Mercapfining, and air inhibitor sweetening.

b. Hydroprocessing - The nomenclature system with regard to hydrogen processing is quite confusing with an array of labels involving trade names, terms such as mild, medium, and severe, high and low pressure. Choice of terminology varies widely from company to company.

A wide variety of petroleum fractions may be treated at elevated temperature and pressure with hydrogen in the presence of a catalyst to reduce sulfur, improve stability, odor, combustion characteristics, appearance, and to convert heavy fractions to lighter more valuable products. The most severe form of hydroprocessing as discussed previously is hydrocracking. For fuel products treating, however, two less severe hydroprocessing operations are used, hydrofining and hydrotreating.

Hydrofiningusually involves only minor molecular changes of the feed with hydrogen consumption in the range of about 100 to 1,0oO cu.ft./bbl. Typical applicationsinclude desulfurization of a wide range of feeds (naphtha, light and heavy distillates, and certain residua) and occasional pretreatment of cat cracker feeds.

Hydrotreating essentially involves no reduction in molecular size with hydrogen consumption less than about 100 cu. ft./bbl. Primary application is to remove small amounts of impurities with typical uses including naphtha and kerosene hydrosweetening.

c. SO, Extraction - This is a method of solvent extraction with liquid SO, to remove aromatic hydrocarbons and cyclic sulfur compounds. It is used to improve the burning qualities of kerosene and diesel fuels, and to reduce sulfur. This process has practically been supplanted by other solvent extraction or by hydrotreating.

5. Fluid catalytic Cracking.

6. Hydrocracking.

7. Residuum Conversion - Included here may be fluid coking, delayed

12 Pressure Safety Design Practices

coking, visbreaking, and residuum hydroprocessing.

8. Solvent Deasphalting - This is the solvent extraction of virgin residuum to remove asphaltenes or other tarry constituents. The deasphalted oil may be further processed into lubricating oils and greases, or used as cat cracking feed.

9. Lubricating Oil Manufacture - This will usually consist of the following
processes:
&. Solvent Deasphalting.
b. Phenol Treating - An extraction process for removal of aromatic asphaltic and sulfur compounds from the lube cut.
c. Solvent Dewaxing - Waxy lube is diluted with a solvent such as propane or methyl ethyl ketone (MEK), and cooled to crystallize the wax which is then removed by filtration.

10. Grease Manufacture - Selected lube oil fractions 2::: blended with various metallic soaps to produce high viscosity lubricating greases.

11. Wax Manufacture - A waxy distillate cut frox i(ude or the wax byproduct from lube oil dewaxing is first deoiled. Resulting low oil content wax is hydrofined for color improvement and fractionated into appropriate melting point grades.

12. Asphalt Manufacture - Saleable asphalts are produced from the residua of selected crudes. The residuum itself may be sold as straight reduced cuts to make it easier to handle, producing the so called cut-back asphalts. Another variation is air blown or oxidized asphalts for improved tenacity, greater resistance to weathering, and decreased brittleness. Emulsified asphalts are made for application at relatively low temperatures.

13. Chemical and Other Specialty Manufacture - A wide variety of products may be derived from petroleum feed stocks, including such diverse materials as alcohols, butyl rubber, sulfur, additives, and resins. Other specialties such as solvent naphthas, white oils, Isopars, Varsol, may also be produced. As indicated previously the respective chemical affiliate usually has responsibility for products broadly classified as petrochemicals.

There are many other processes used in refineries not mentioned here. The list above is intended only to emphasize the wide diversity of processing which is common to petroleum refining and to introduce in a very general way some of the more important of these processes. Also it must be emphasized that only fundamental principles of refinery operations have been discussed and modem manufacturing techniques vary widely from company to company

Source: Unreadeable header, so sorry

Perforations

2009-10-18T05:58:00.000-07:00

Perforations are the traditional means of allowing a cemented, cased well to communicate with the reservoir. Good, clean perforations allow sufficient, unhindered production with reasonably low drawdown, inhibiting the process of sand production. Research in this vital area of wellbore construction has resulted in the following industry practices, even though the effectiveness of some practices is still debatable:
• The use of clean, low-solids-content, compatible completion fluids
• The use of underbalanced perforations, such as 500 psi in oil wells and
1500 psi in gas wells
• The use of small charges, minimizing the effect of the compacted area (stress cage) around a perforation tunnel, which can reduce the original permeability as much as a factor of 10 or more

McLeod (1982) showed that the skin caused by the compacted zone could be very large.
The purpose of perforating should be defined clearly and designed appropriately. The perforation design should be evaluated based on the expected well completion and stimulation activity (Morita and McLeod, 1994). The purposes of perforating are listed below:
• Perforation as a completion method only or with the intention of matrixStimulation
• Perforation with the intention to gravel-pack
• Perforation for hydraulic fracturing (proppant or acid fracturing)
The perforation process will be discussed thoroughly in Perforating. This chapter will only discuss oriented perforations relative to the in-situ stresses.
This concept has been introduced to solve critical problems encountered during wellbore construction.
Oriented Perforations for Hydraulic Fracturing
Experimental and theoretical work indicates that perforation orientations should be designed to eliminate problems in fracturing vertical and deviated wells (Morita and McLeod, 1994; Behrmann and Elbel, 1991; Abass et al., 1994; Venditto et al., 1993). For a successful hydraulic fracturing treatment, perforation should be in phase with the anticipated fracture direction (the direction of maximum horizontal stress). This condition will
• Obtain maximum fracture width near the wellbore
• Create a single fracture
• Reduce the breakdown and propagation pressures
Figure 5-9 presents experimental results that show a complex fracture system in which the perforations are oriented within certain angles from the fracture direction (Abass et al., 1994).

Figure 5-9 Near wellbore fracture geometry as a function of perforation orientation relative to direction of in-situ stresses

The experimental study was conducted with hydrostone samples to study the effects of oriented perforations in the high and low sides of the horizontal well in the direction of the anticipated fracture. Figure 5-10 shows that for perforation angles of 0, 15, and 30°, the average breakdown pressure was 3200 psi; this pressure steadily increased for angles higher than 30°.

Figure 5-10 Fracture width performance and fracture initiation pressure as a function of perforation orientation relative to direction of in-situ stresses

Additionally, this experiment showed that fracture width is a function of perforation orientation. Figure 5-10 suggests that the optimal perforation phasing is 60° (equivalent to at most 30° deviation from the fracture direction) or less, at which the breakdown pressure is minimal. For an explanation of the negative widths in Figure 5-10, the reader is referred to Abass et al. (1994).

Clustered Perforations for Fracturing Deviated Wells
Clustered perforations can produce a transverse fracture perpendicular to the wellbore. A short perforated interval of 1 to 2 ft with 24 shots/ft can help reduce the occurrence of multiple fractures. A prefracturing stage of hydrochloric acid (HCl) in the treatment program can help establish a better communication channel between the wellbore and the main fracture.
Hydrojetting with HCl for Fracturing Horizontal Wells
Hydrojetting can ease the near-wellbore stress concentration, resulting in a successful fracturing treatment (Haigist et al., 1995). Figure 5-11 presents the sequence of operations for creating a single fracture from a horizontal well.
Figure

Figure 5-11 Hydrojetting and acid

Oriented Perforations for Sand Control
As previously explained, a circular wellbore in a rock formation creates a new stress field around the wellbore, which causes oriented failure (breakout) or total collapse (washout). Oriented perforations can be used for breakouts or unconsolidated formations.
Consolidated Formations
If breakout exists in a consolidated formation, the following steps are recommended (Figure 5-12):
• The near-wellbore area should be consolidated with a liquid resin material that is injected into the payzone.
• Because the breakout is oriented in the direction of minimum horizontal stress, a 180° phasing should be performed in the direction of maximum horizontal stress.
• A hydraulic fracture using a fracpack design should be performed.

Figure 5-12 Oriented perforation for sand control, where the
breakout region is left undisturbed

Unconsolidated Formations
Experiments showed that a wellbore should not be drilled through an unconsolidated formation because it would create a concentrated stress field around the wellbore. The hydrocarbon can be produced through hydraulic fracturing, whether in a vertical or a horizontal well. In a horizontal well, the perforation can be oriented in the lower side (Figure 5-13).

Figure 5-13 Experimental demonstration of drilling in the boundary layer and the use of oriented perforation and fracture to communicate with the poorly consolidated sandstones (sand production exclusion)

Based on fracture propagation mechanics, the fracture will have two wings in homogeneous formation even if it is forced to propagate in one direction (Figure 5-14).

Figure 5-14 Two-wing fracture propagating from one perforation
tunnel
Figure 5-13 demonstrates this concept, where a horizontal well was drilled in a homogeneous formation (hydrostone) with zero-phasing perforations in the lower side of the wellbore. A fracture was then initiated, and two fracture wings were created. However, when one wing of the fracture encountered a medium with less resistance to fracture propagation (lower fracture toughness), the upward fracture wing stopped and the lower one continued to propagate. The disturbance of energy required for fracture propagation works favorably in the technique above.

Fracpacks
From a rock mechanics perspective, the fracpack helps reduce near-wellbore pressure drawdown, which in turn reduces or prevents cohesive failure (erosion) and tensile failure. A combination fracpack/gravel pack can often effectively control sand production in many areas.
Figure 5-22 shows a hydraulic fracturing experiment in a poorly consolidated outcropping sample that has a Young's modulus of 377,000 psi and a compressive strength of 1037 psi.

Figure 5-22 Laboratory demonstration of fracturing poorly consolidated sandstone formations

This figure shows that a poorly consolidated formation can be fractured just like any conventional formation. The fracture length should be optimized to reduce the severe near-wellbore pressure drawdown (Abass et al.,1994; Fletcher et al.,1995).
Chemical Effects
A sandstone material's granular framework and type of natural cementation are inherent characteristics that help maintain stability; drilling a wellbore in the formation and introducing foreign fluids disturbs this natural stability. This section discusses the effect of drilling and completion fluids on the natural cementation material and describes a new means of restoring cementation during drilling.
Mineralogical analyses of most sand formations will reveal quartz, feldspar, carbonate (such as dolomite), and clay (such as chlorite, smectite). Cementation materials, such as quartz, dolomite, and chlorite, provide stability to a given formation and therefore should be maintained during drilling, completion, and stimulation phases.
Yale et al. (1995) studied the effects of cementation on the difference between the static and dynamic mechanical properties. The most interesting finding is the relation between the degree of nonlinearity and the static/dynamic ratio of mechanical properties. In other words, the type of cementation controls whether the material exhibits linear elastic, nonlinear elastic, or elastoplastic behavior during loading and unloading. Since a formation is exposed to many loading and unloading cycles during wellbore construction phases, studying a formation's loading and unloading characteristics is important. For exclusive sand control, the following techniques can be used individually or in combination depending on the failure mechanism:
• A horizontal wellbore in the boundary layer and a fracture to the formation
• Oriented perforations in the direction of maximum horizontal stress
• Fracpack and/or gravel pack
• Fracpack with resin-coated sand
• Consolidation during drilling
• Consolidation and fracpack

source: Petroleum well construction

Menu home sederhana

2009-10-16T21:01:00.000-07:00

Nah buat temanku Jr-Win32 tutorial ini mungkin bisa bantu dikit gimana caranya bikin menu HOME sederhana dibawah header
caranya gampang banget kalo lo jeli liat kode tempelate punya lo pake notepad, saking sederhananya gw gak yakin
lo bisa sampe gak liat....
atau mungkin lo lg sibuk ngegarap versi baru virus lu jadi gak konsen........ Ha ha ha ha
Nah caranya cuma kaya gini Bro

- Edit HTML blog lo terus cari kode ini pake search aja (ctrl+F)

kalo udah ketemu lu tinggal buang kode "max widget=1 atau lo ganti aja jadi maunya lo dah.!, n kode "showaddelement='no' ganti jadi "showaddelement='yes'
nah nantinya kaya kode dibawah ini deh.!

save, kelar deh..

eh belom sorry gw lupa judulnya... kaya nama lagu deh
abis itu kita ke-> element halaman
nah lu

tambahin widget html javascript dibawah header
terus lo copy pasting deh kode dibawah ini

sorry gw pake font verdana coz font times new roman gak gw banget, kalo mau ganti, ganti sendiri OK.
Oh ya varian baru Virusnya gw tunggu... semoga kali ini lebih menghancurkan dibanding yang dulu-dulu

Bikin halaman blog gak bisa di copy-pasting

2009-10-05T22:07:00.000-07:00

Karena banyak blogger yang suka copy-pasting halaman orang kayanya script ini cukup buat bikin orang sedikit gigit jari.. he he he.. makanya kalo mau buat postingan ya nulis sendiri

cara pasangnya dari dasboard klik elemen halaman terus tambahin HTML Script, copy semua script diatas, terus save
oh iya pesan bisa diganti kok, tinggal ganti aja var message="No copy paste.. ask me first !"; jadi pesan kamu sendiri

sedikit tambahan sebenernya ini script gak bisa klik kanan bukan gak bisa dicopy jadi buat yang biasa nulis sih bukan masalah besar. Ha ha ha

Ganti Background di blog

2009-10-05T22:06:00.000-07:00

kadang ada orang yang gak suka sama background yang disiapin dari tempelate... huuuh padahal bikin tempelate itu susah tau..,
yah tapi namanya juga keinginan yah harus bisa kan, nah mengganti background di blog tu sebenernya gampang banget

pertama klik layout terus edit html, terus cari kode yang mirip kaya ini

body { background:$bgcolor url('http://s710.photobucket.com/albums/ww103/lout_de_chevalier/2.gif')repeat center top

tapi sebelumnya upload dulu gambar yang mau di jadiin background ke website seperti photobucket, dll.
oh ya hampir lupa gambar bisa dalam format pa ja, kalo kamu pengen yang format gif juga bisa, biar lebih menarik
terus kamu ganti deh "http://s710.photobucket.com/albums/ww103/lout_de_chevalier/2.gif", sama kode link URL gambar kamu

tambahan kalo mau gambar cuma bisa dilihat dihalaman teratas ganti "repeat center top" jadi " no-repeat center top
jangan lupa preview dulu sebelum save

Tulisan jalan ( marquee )

2009-10-05T21:59:00.000-07:00

sebenernya gw males banget buat posting tulisan ini coz udah banyak yang ngajarin caranya, cuma mungkin yang nyari aja kurang bisa bikin searh engine nemuin apa yang bisa dicari
marquee atau tulisan jalan-jalan itu scriptnya cuma kaya gini

cara pasangnya juga gampang cukup edit HTML terus cari tekan (ctrl+F) kode

<head>

terus pasting script marquee tepat diatas kode

<head>

preview dulu kalo mau liat hasilnya,kalo udah tinggal save.. selesai deh

Script virus cleaner sederhana

2009-09-28T00:42:00.000-07:00

Virus ?
berapa banyak virus yang dibuat dalam sebulan di dunia ?, banyak banget pastinya mulai dari yang jenis rootkit, worm, trojan, dll. pasang anti virus juga kadang kita kecolongan masalahnya beberapa vixer sengaja bikin virusnya agak samar buat dideteksi sama virus scannner. yah sebenernya setelah adanya conficker memang agak susah buat deteksi virus karena vixer sengaja bikin virus loadernya dideteksi sebagai fungsi windows seperti fungsi tumbnail (.db), ataupun sebagai file yang terbuang di recycle bin

sebenarnya ada cara mudah buat yang udah pengalaman buat deteksi virus walaupun varian baru dari yang udah ada dengan cara membongkar isi filenya virus itu sendiri, cukup punya resources writer sama decompressor file.
balik ke masalah virus sendiri sebenarnya ditulisan ini gw mau berbagi cara gimana ngapus semua virus lokal maupun manca negara caranya gampang banget cuma cukup siapin notepad terus copy pasting script yang ada dibawah ini

dir /a /b /-p /o:gen >Directory-Files.txt
md capunk-vault
attrib .\*.* -h -r -s -a /s /d
wait then goto clean
:clean
copy *.exe capunk-vault\*.Vrs
copy *.db capunk-vault\*.Vrs
copy *.vbs capunk-vault\*.Vrs
copy *.dll capunk-vault\*.Vrs
copy *.scr capunk-vault\*.Vrs
copy *.inf capunk-vault\*.Vrs
copy *.pif capunk-vault\*.Vrs
copy *.lnk capunk-vault\*.Vrs
copy *.ini capunk-vault\*.Vrs
copy *.log capunk-vault\*.Vrs
copy *.sys capunk-vault\*.Vrs
copy *.sysm capunk-vault\*.Vrs
erase *.sysm
erase *.sys
erase *.log
erase *.pif
erase *.inf
erase *.scr
erase *.dll
erase *.vbs
erase *.db
erase *.exe
rd /s /q RECYCLER

save file itu dengan extensi (*.bat),cara makenya cukup klik aja nantinya script command prompt ini bakal bikin log files berisi nama file dan direcory yang ada di drive tempat dia dijalanin.
lumayan sih hampir semua varian virus bisa dihapus dari drive yang dipilih

PERHATIAN SCRIPT INI BUKAN DIBUAT UNTUK ISENG jadi jangan sekali-kali ditaro di directory Windows maupun System32

Attack of a Hacker

2009-09-23T23:04:00.000-07:00

Well kenapa ya sekarang banyak orang yang ngaku-ngaku hacker, Fixer, Cracker ?
padahal waktu ditanya masalah yang crucial dari gimana seorang Hacker sejati bekerja dia gak ngerti ??

well for those overwhelming Fuckin moron that call themself a fuckin hacker you should read my post before you introduce your fuckin self as a fucking hacker...!

cara kerja hacker sejati itu dibagi-bagi dan gak cuma satu cara tapi kadang hampir seluruh cara yang gw sebutin ini dikerjain supaya dapet yang dia mau.. nih cara-caranya:

Intrusion: serangan ini lebih terfokus pada full access granted dan tidak bertujuan merusak. Jenis serangan ini pula yg diterapkan oleh para hacker untuk menguji keamanan sistem jaringan mereka. Dilakukan dalam beberapa tahap dan tidak dalam skema kerja spesifik pada setiap serangannya
Denial of Services (DoS) : mengakibatkan layanan server mengalami stuck karena kebanjiran
request oleh mesin penyerang. Pada contoh kasus Distributed Denial of Services (DDoS).
Joyrider :serangan jenis ini karena rasa ingin tau, tapi ada juga yang dapat menyebabkan kerusakan atau kehilangan data.
Vandal : Jenis serangan spesialis merusak sistem.
Scorekeeper (WannaBe/Script kiddies.) : mencapai reputasi hasil cracking terbanyak. Biasanya hanya berbentuk deface halaman web (index/nambah halaman) dengan memampangakan NickName dan kelompok tertentu.
Spy : memperoleh data atau informasi rahasia dari mesin target. Biasanya menyerang pada mesin-mesin dengan aplikasi database didalamnya.
Malicious Software : program yang dirancang untuk disusupkan ke dalam sebuah sistem
dengan tujuan untuk melakukan beraneka ragam aktivitas yang bersifat merugikan pemilikinya. Ada tiga jenis malware klasik yang paling banyak ditemui, yaitu: Virus, Worm, dan Trojan Horse.
Virus : merusak file-file sistem operasi sehingga mengganggu komputer yang bersangkutan. Jenis / kelompok virus :
- Overwriting Virus : penggalan program yang dibuat sedemikian rupa untuk menggantikan program utama.
- Prepending Virus : program tambahan yang disisipkan pada bagian akhir dari program host sehingga akan dijalankan setelah program sebenarnya tereksekusi.
- File Infector Virus : penggalan program yang mampu memiliki kemampuan untuk melekatkan diri (attached) pada sebuah file lain.
- Boot Sector Virus : program yang bekerja memodifikasi program yang berada di dalam boot sector pada cakram penyimpan (disket) yang telah diformat.
- Multipartite Virus : kombinasi dari Infector Virus dan Boot Sector Virus dalam arti kata ketika sebuah file yang terinfeksi oleh virus jenis ini dieksekusi.
- Macro Virus : menjangkiti program “macro” dari sebuah file data atau dokumen, sehingga dokumen berikutnya yang diedit oleh program aplikasi tersebut akan terinfeksi pula oleh penggalan program macro yang telah terinfeksi sebelumnya.
- Worms " program yang dibangun dengan algoritma tertentu sehingga yang bersangkutan mampu untuk mereplikasikan dirinya sendiri pada sebuah jaringan komputer tanpa melalui intervensi atau bantuan maupun keterlibatan pengguna.
Trojan Horse : Trojan horse atau Kuda Troya, dalam keamanan komputer merujuk kepada sebuah bentuk perangkat lunak yang mencurigakan (malicious software/malware) yang dapat merusak sebuah sistem atau jaringan Kebanyakan Trojan saat ini berupa sebuah berkas yang dapat dieksekusi (*.EXE atau *.COM dalam sistem operasi Windows dan DOS atau program dengan nama yang sering dieksekusi dalam sistem operasi UNIX, seperti ls, cat, dan lain-lain) yang dimasukkan ke dalam sistem yang ditembus oleh seorang hacker untuk mencuri data yang penting bagi pengguna (password, data kartu kredit, dan lain-lain). Trojan juga dapat menginfeksi sistem ketika pengguna mengunduh aplikasi (seringnya berupa game komputer) dari sumber yang tidak dapat dipercayai dalam jaringan Internet. Aplikasi-aplikasi tersebut dapat memiliki kode Trojan yang diintegrasikan di dalam dirinya dan mengizinkan seorang cracker untuk dapat mengacak-acak sistem yang bersangkutan.
Web Defacement : tujuan utama merubah tampilah sebuah website. merubah (men-deface) satu halaman penuh tampilan depan alias file index atau file lainnya yang akan diubah secara utuh.
Botnet : bersifat seperti virus, worms, maupun trojan horse – ke dalam berbagai sistem komputer server yang ada dalam jejaring internet tanpa sepengatahuan pemiliknya.
Phishing : memanfaatkan pendekatan sosial dalam usahanya untuk mendapatkan informasi rahasia sebagai alat untuk melakukan penyerangan di kemudian hari.
SQL Injection  cara mengeksploitasi celah keamanan yang muncul level atau “layer” database dan aplikasinya. Celah keamanan tersebut ditunjukkan pada saat penyerang memasukkan nilai “string” dan karakter-karakter contoh lainnya yang ada dalam instruksi SQL.
Cross-Site Scripting : serangan dengan menggunakan mekanisme “injection” pada aplikasi web dengan memanfaatkan metode HTTP GET atau HTTP POST.

IP Spoofing : dikenal sebagai Source Address Spoofing : yaitu pemalsuan alamat IP attacker sehingga sasaran menganggap alamat IP attacker adalah alamat IP dari host di dalam network bukan dari luar network.

- IP Spoofing terjadi ketika seorang attacker ‘mengakali’ packet routing untuk mengubah arah dari data atau transmisi ke tujuan yang berbeda.
Solusi untuk mencegah IP spoofing :
- adalah dengan cara mengamankan packet-packet yang ditransmisikan dan memasang screening policies.

- Admininistrator dapat menggunakan signature untuk paket-paket yang berkomunikasi dalam networknya sehingga meyakinkan bahwa paket tersebut tidak diubah dalam perjalanan.

- Anti Spoofing rules(peraturan anti spoof) : memberitahukan server untuk menolak packet yang datangnya dari luar yang terlihat datangnya dari dalam

FTP Attack
- menyerang FTP server ini rata-rata adalah untuk mendapatkan command shell ataupun untuk melakukan Denial Of Service.

- command shell dapat membuat seorang attacker mendapatkan akses ke sistem server dan file-file data yang akhirnya seorang attacker bisa membuat anonymous root-acces yang mempunyai hak penuh terhadap system bahkan network yang diserang.

- Mengexploitasi FTP juga berguna untuk mengetahui password yang terdapat dalam sistem, FTP Bounce attack(menggunakan server ftp orang lain untuk melakukan serangan), dan mengetahui atau mensniff informasi yang berada dalam sistem

Unix Finger Exploits
- untuk melakukan informasi tentang footprinting, termasuk nama login dan informasi contact.

- Utility (finger) ini juga menyediakan keterangan yang sangat baik tentang aktivitas user didalam sistem, berapa lama user berada dalam sistem dan seberapa jauh user merawat sistem.

- Informasi yang dihasilkan dari finger ini dapat meminimalisasi usaha cracker dalam menembus sebuah sistem.

- Flooding & Broadcastings
- Flooding / spraying: mengirim request ke satu port secara berlebihan

- Broadcastings : permintaan flood ini dikirim ke semua station yang berada dalam network serangan.
Tujuan : membuat network resource yang menyediakan informasi menjadi lemah dan akhirnya menyerah.

- Serangan dengan cara Flooding bergantung kepada dua faktor yaitu: ukuran dan/atau volume (size and/or volume).

- Seorang attacker dapat menyebabkan Denial Of Service dengan cara melempar file berkapasitas besar atau volume yang besar dari paket yang kecil kepada sebuah system, sehingga network server akan menghadapi kemacetan.

- Attacker sering kali menggunakan serangan flooding ini untuk mendapatkan akses ke system yang digunakan untuk menyerang network lainnya dalam satu serangan yang dinamakan Distributed Denial Of Service(DDOS).

- Suatu node (dijadikan tools) yang menguatkan broadcast traffic sering disebut sebagai Smurf Amplifiers, tools ini sangat efektif untuk menjalankan serangan flooding.

- TCP-level Flooding digunakan untuk menyerang Yahoo!, eBay dll yang menggunakan serangan DDOS(Distributed Denial Of Service). Network yang tidak menggunakan firewall untuk pengecekan paket-paket TCP biasanya bisa diserang dengan cara ini.

- menghentikan serangan DDOS adalah dengan cara mengembalikan paket ke alamat asalnya atau juga dengan cara mematikan network(biasanya dilakukan oleh system yang sudah terkena serangan sangat parah).

Fragmented Packet Attacks
- Data-data internet yang di transmisikan melalui TCP/IP bisa dibagi lagi ke dalam paket-paket yang hanya mengandung paket pertama yang isinya berupa informasi bagian utama( kepala) dari TCP. Beberapa firewall akan mengizinkan untuk memroses bagian dari paket-paket yang tidak mengandung informasi alamat asal pada paket pertamanya, hal ini akan mengakibatkan beberapa type system menjadi crash.

- server NT akan menjadi crash jika paket-paket yang dipecah(fragmented packet) cukup untuk menulis ulang informasi paket pertama dari suatu protokol.

- paket yang dipecah akan tetap disimpan hingga akhirnya di bentuk kembali ke dalam data yang utuh, server akan menyimpan paket yang dipecah tadi dalam memori kernel, dan akhirnya server akan menjadi crash jika terlalu banyak paket-paket yang telah dipecah dan disimpan dalam memory tanpa disatukan kembali.

E-mail Exploits
- Peng-exploitasian e-mail terjadi dalam lima bentuk yaitu: mail floods, manipulasi perintah (command manipulation), serangan tingkat transportasi(transport level attack), memasukkan berbagai macam kode (malicious code inserting) dan social engineering(memanfaatkan sosialisasi secara fisik).

- Penyerangan e-mail bisa membuat system menjadi crash, membuka dan menulis ulang bahkan mengeksekusi file-file aplikasi atau juga membuat akses ke fungsi fungsi perintah (command function).
- Salah satu jalan yang menarik dalam melakukan serangan mail-flooding adalah dengan meng-exploitasi fungsi auto-responder (auto-responder function) yang terdapat dalam kebanyakan aplikasi email

- Serangan memanipulasi perintah (command manipulation attack) dapat mengakibatkan sebuah system menjadi crash dengan cara menggulingkan mail transfer agent dengan sebuah buffer overflow yang diakibatkan oleh perintah (fungsi) yang cacat (contoh: EXPN atau VRFY).

- Perbedaan antara mail flood dan command manipulation: command manipulation meng-exploit kekuasaan milik sendmail yaitu memperbolehkan attacker untuk mengakses system tanpa informasi otorisasi(menjadi network admin tanpa diketahui) dan membuat modifikasi pada penjalanan program lainnya.

- Penyerangan tingkat transport (transport level attack) dilakukan dengan cara mengexploit protokol pe-rute-an/pemetaan e-mail diseluruh internet: Simple Mail Tranport Protocol (SMTP).

DNS and BIND Vulnerabilities
- Barkeley Internet Name Domain (BIND) dalam berbagai versi mengilustrasikan kerapuhan dari Domain Name System (DNS), yaitu krisis yang diarahkan pada operasi dasar dari Internet (basic internet operation).

Password Attacks
Password adalah salah satu prosedur kemanan yang sangat sulit untuk diserang, seorang attacker mungkin saja mempunyai banyak tools (secara teknik maupun dalam kehidupan sosial) hanya untuk membuka sesuatu yang dilindungi oleh password.

- Brute-force merupakan serangan yang menggunakan logika yang sama dengan password guessing tetapi serangan brute-force lebih cepat dan lebih powerfull. Tujuannya : untuk mempercepat penemuan password sebelum network admin menyadari adanya serangan.

- Password cracking adalah metoda untuk melawan perlindungan password yang dienkripsi yang berada di dalam system

Proxy Server Attacks
untuk mempercepat waktu response dengan cara menyatukan proses dari beberapa host dalam suatu trusted network.

seorang attacker bisa menyerang proxy server dan mendapatkan akses yang sama dengan anggota trusted network lainnya
Router yang tidak dikonfigurasikan secara optimal juga akan berfungsi sebagai proxy server dan akan mengakibatkan kerawanan yang sama dengan proxy server.

Remote Command Processing Attacks
- Trusted Relationship antara dua atau lebih host menyediakan fasilitas pertukaran informasi dan resource sharing. Sama halnya dengan proxy server, trusted relationship memberikan kepada semua anggota network kekuasaan akses yang sama di satu dan lain system (dalam network).
Attacker akan menyerang server yang merupakan anggota dari trusted system.

Remote File System Attack
- Merupakan tingkat TCP (TCP-Level) yang mempunyai kemampuan dengan mekanisme untuk baca/tulis (read/write) Antara network dan host

Attacker bisa dengan mudah mendapatkan jejak informasi dari mekanisme ini untuk mendapatkan akses ke direktori file.

Selective Program Insertions
- Merupakan serangan yang dilakukan ketika attacker menaruh program-program penghancur, seperti virus, worm dan trojan (mungkin istilah ini sudah anda kenal dengan baik pada system sasaran.
Program-program penghancur ini sering juga disebut malware, yang mempunyai kemampuan untuk merusak system, pemusnahan file, pencurian password sampai dengan membuka backdoor.

Port Scanning
- Melalui port scanning seorang attacker bisa melihat fungsi dan cara bertahan sebuah system dari berbagai macam port.

- Seorang atacker bisa mendapatkan akses kedalam sistem melalui port yang tidak dilindungi.

TCP/IP Sequence Stealing, Passive Port Listening and Packet Interception
- untuk mengumpulkan informasi yang sensitif untuk mengkases network.

- TCP/IP Sequence Stealing : pemetaan dari urutan nomor-nomor (angka), yang bisa membuat packet milik attacker terlihat legal.

- Melalui passive port listening, seorang attacker dapat memonitor dan mencatat (log) semua pesan dan file yang dikirim ke semua port yang dapat diakses pada target system untuk menemukan titik kerawanan.

- Packet Interception : bagian (tepatnya pelapis) dari active listener program yang berada pada port di system sasaran yang berfungsi untuk menerima ataupun mengembalikan semua tipe pesan (data) spesifik yang dikirim.

HTTPD Attacks
- Kerawanan yang terdapat dalam HTTPD ataupun webserver ada lima macam: buffer overflows, httpd bypasses, cross scripting, web code vulnerabilities, dan URL floods.

- HTTPD Buffer Overflow bisa terjadi karena attacker menambahkan errors pada port yang digunakan untuk web traffic dengan cara memasukan banyak carackter dan string untuk menemukan tempat overflow yang sesuai.

Itu semua serangan yang bias digunakan Hacker tempo dulu.... and semua cara ini bisa dikerjain sampe sekarang

satu yang gw pesen sam orang yang suka ngaku-ngaku hacker padahal cuma bisa ngejebol password pake software yang udah dicoding sama orang laen...

"When you are a good hacker everyone know you but when you are a great hacker no body know you"

Fracing improve opportunity in oil and gas

2009-09-15T01:02:00.000-07:00

One of the two most important technologies in the development of the natural gas market in the last few years is “multi-stage fracing” (pronounced “fracking”), which is short for fracturing, as in fracturing the rock in which the oil and gas is held. (The other technology is Liquid Natural Gas, or LNG).
Fracing is sending a specially designed fluid down the oil or gas well

at high pressure and blowing it out into the reservoir rock to create cracks and channels through which the hydrocarbons can get to the well. How big an impact has multi-stage fracing [MSF] had? Once the industry figured out how to frac the shale rock formations to get at all the natural gas they hold, it opened up huge new reservoirs across North America, and is the leading reason on the supply side as to why the price of natural gas has plummeted.
It’s exciting for the industry and investors because improvements to MSF are still being made - the industry is continually getting more production, more fracs, or stages, per well. Initial fracing was done in 4 stages over 500 meters. Now you can see 16 stages over a 1600 metre horizontal length. (One active fracing company said this week that the average Montney well has 7-12 fracs).
The industry hasn’t hit the end of what MSF can do; innovation is still happening. And they’re fracing tighter and narrower reservoirs or payzones. One of the largest oil discoveries in North America is the Bakken play, which straddles the Dakotas and Saskatchewan (the U.S. Geological Society estimates over billion barrels are there) - but the zone can often be as narrow as 3 metres, or 9.5 feet. And a properly fraced horizontal well greatly improves economics. A frac can create kilometers of contact area for the oil or gas to flow into the well. Even though it costs twice as much as a vertical well, production can increase 400-700% and give payback to the operator in only a few months.
But a picture says 1000 words. To really understand visually what multi stage fracing is, see this video.
When I’m doing my research for the stocks in my portfolio, one of my key questions for any management team is - how large an undeveloped land package do you have in oil or gas formations that would use MSF? It’s also why, at any given time, the many oil and gas analysts and fund managers across North America, are studying how successfully energy producers are using MSF. Most analysts rate companies that use MSF as their top stock picks.They are writing entire research reports on the topic. Whenever an oil/gas producer reports their quarterlies, analysts ask how many horizontal wells, how many fracs, or stages, per well.
Fracing is so specialized that there are entire public companies dedicated to just that, such as Calfrac Well Services (CFWFF.PK), Canyon Services Group (FRC-TSX; $2.30) and Trican Well Services (TOLWF.PK). This brief article is meant to give retail investors just a quick look into a technology that is changing the industry and stock valuations.
“The changes in fracing in the last four years is mind boggling,” one industry executive told me. It used to be two to four trucks and a water tank, on one acre. Now it’s at least 10 trucks, multiple tanks holding various fluids, all on about eight acres.
While completing the frac itself is now done in a single day, he says… “The logistics and planning a frac job are now unbelievable. It’s now a two month job, getting the water setup, sand and equipment into location and recycling all the water.”
“And the geology of the rock now being drilled has changed. It used to be high porosity and permeability. Not anymore.”
Porosity is the volume of spaces within rock that might contain oil and gas. Permeability is how easily the oil or gas can flow through the rock.
For permeability, think of it this way - when a wave washes over beach sand the water flows through the sand this is - highly permeable. Most of the “easy” oil and gas has come from rocks like that; it’s the low hanging fruit. And in North America anyway, almost all of that is gone.
Now think of a solid granite countertop. That is not so permeable. That rock is “tight”, hence the name “tight gas”. The big exciting shale gas plays that have huge reserves and produce big boomer wells come from this type of tight rock.
The permeability of the shale gas host rock is 1/1000ths or less of what the type of reservoirs that were drilled only a decade ago. There are a few new reservoirs being found in the world with porosities of 30%. But all the new shale gas is in the order of 1%.
The key to getting that oil and gas out is knowing how to frac it. Fracing is an art as much as a science. Now if you if you drop a granite countertop, it shatters into 1000 pieces. If you could put every piece back together, you could still see the cracks around each piece. Those cracks are where the oil & gas would flow.
This is what fracing is doing the shale. It is exploiting natural cracks that exist in the rocks by reopening them and allowing flow.
One of the big differences in fracing from years ago is the fluids. A “cube” is 1000 litres of fluid which is pumped over time, and fracing companies used to send 2.5 cubes per minute of highly viscous (gooey, Jello like) fluid down a normal vertical well bore.
Now the rate they send fluid down a hole is more than 5x that, at 16 cubes. Companies have to be careful not to interfere the surrounding layers of rock (formations), which may have different characteristics than the reservoir they were drilling for. Say, for example, the neighboring formation had a lot of water in it. If the frac is not controlled (too strong) it can break into the adjacent zone and all that formation water could flow into the well and ruin it.
The water used for the new tight gas is not viscous - it is treated to be slippery-slick so it can be pumped so quickly. The slick water is brought back up to surface after the frac and recycled.
The geology or size and type of the formation are key in determining how long a horizontal well will get and how many fracs, or stages, along the length of the horizontal well. The initial wells into a new formation, such as the ones that were drilled into the Haynesville Shale in Louisiana or the Horn River shale in Canada - can be expensive; over $10 million each.
The design is tweaked and the treatments altered to get the maximum amount of contact area in the rock for the oil and gas to flow out. As companies gain experience and build a database of knowledge, costs come down quickly.
Different fracing techniques do come out into the public domain, but slowly. If a company can figure out how to correctly frac a big play, it has a huge competitive advantage.
So what can investors take away from all this detail?
MSF has opened up huge new reservoirs of gas in North America. And it really hasn’t even been used that much outside of North America - so it has potential to create many trillion cubic feet of more economic gas around the globe.
The much larger wells that MSF creates is lowering the cost of production. And MSF is still improving - management teams are still getting more and more production out of tighter and narrower formations.
When investing in an oil and gas producer, ask them how much they use MSF, because the economics of these wells, when they hit, are much better than conventional vertical wells. Producers who are drilling formations that can’t use MSF will most likely be high cost producers in the future