Beban Ton Mile Round Trip Rig dan Program Drilling Line Cutoff Sumur
�AR�
Arief Rahman1, Ismanu Yudiantoro2
Institut Teknologi Petroleum
Balongan (ITPB) Indramayu
[email protected]1, [email protected]2
Abstrak:
Sumur �AR� sedang melakukan pekerjaan Kerja Ulang Sumur, yaitu
penutupan lapisan dengan cara menyumbat dengan semen di lapisan reservoir
(penyimpan atau penghasil) migas, untuk pindah ke lapisan reservoir lainnya. Kategori kegiatan pengeboran ini termasuk
pengeboran mudah. Tujuan dilakukan penelitian ini diantaranya menghitung ton-mile
round trip (Tr atau RTTM), dan menentukan program pemotongan tali
pengeboran. Penelitian ini menggunakan metode pengumpulan data seperti tinggi
menara rig, diameter tali pengeboran, diameter drum, berat lumpur, pounder
drill-pipe (DP) 3 � inch, pounder drill-collar (DC) 4 �
inch, jumlah DP sepanjang DC, panjang
DP atau DC per stand, berat Block Assembly, dan kedalaman lubang bor.
Selanjutnya, dilakukan perhitungan ton-mile round trip (Tr atau RTTM) dengan
menghitung beban tali pengeboran per stand DP dan DC, lalu menghitung beban
total tali pengeboran untuk satu kali round trip dan mengalikannya dengan jarak
round trip. Setelah itu, penentuan program pemotongan tali pengeboran dilakukan
dengan membandingkan nilai ton-mile round trip yang diperoleh dengan rentang 800-900
ton-mile. Berdasarkan hasil perhitungan, untuk pekerjaan 1x Tr hanya
mendaptkan nilai 91,4 ton-mil, sehingga belum mencapai 800-900 ton-mil, artinya
tali pengeboran belum perlu dilakukan pemotongan. Ketika akumulasi pekerjaan
berada dalam rentang 800-900 ton-mil maka tali pengeboran dapat dilakukan
pemotongan sepanjang 22.26 m atau 15.5 putaran drum. Berdasarkan penelitian
yang dilakukan maka, dapat disimpulkan bahwa perhitungan ton-mile round trip
(Tr atau RTTM) merupakan metode yang penting dalam menentukan kapan harus
dilakukan pemotongan tali pengeboran. Perhitungan ini membantu menghindari
risiko kerusakan atau putusnya tali pengeboran selama operasi pemboran.
Kata Kunci: Kerja Ulang Sumur, ton-mile round trip, pemotongan tali
pengeboran.
Abstract:
The �AR� well is conducting a Well
Re-Working job, which is closing the layer by plugging with cement in the oil
and gas reservoir layer (storage or producer), to move to another reservoir
layer. This drilling activity is categorized as easy drilling. The objectives
of this research include calculating ton-mile round trip (Tr or RTTM), and
determining the drilling string cutting program. This research uses data
collection methods such as rig tower height, drilling string diameter, drum
diameter, mud weight, pounder drill-pipe (DP) 3 � inch, pounder drill-collar
(DC) 4 � inch, number of DP along DC, DP or DC length per stand, Block Assembly
weight, and borehole depth. Next, the ton-mile round trip (Tr or RTTM) is
calculated by calculating the drilling string load per DP and DC stand, then
calculating the total drilling string load for one round trip and multiplying
it by the round trip distance. After that, the determination of the drilling
string cutting program is done by comparing the round trip ton-mile value
obtained with the range of 800-900 ton-miles. Based on the calculation results,
for 1x Tr work only gets a value of 91.4 ton-miles, so it has not reached
800-900 ton-miles, meaning that the drilling string does not need to be cut.
When the accumulated work is in the range of 800-900 ton-miles, the drilling
string can be cut along 22.26 m or 15.5 turns of the drum. Based on the
research conducted, it can be concluded that ton-mile round trip (Tr or RTTM)
calculation is an important method in determining when to cut the drilling
string. This calculation helps avoid the risk of damage or breakage of the
drilling string during drilling operations.
Keywords: Well Workover, ton-mile round trip, drilling-line cutoff.
Corresponding:
Arief Rahman
E-mail: [email protected]
PENDAHULUAN
Pengeboran (drilling) minyak bumi
yaitu proses (membuat lubang) untuk mengambil minyak dari permukaan bumi, lebih
tepatnya melalui sumur (lubang) dan pipa (Sekarputri,
2023). Saat penelitian ini, sumur �AR� dalam pekerjaan
Workover, khususnya penutupan lapisan dengan menyumbat dengan semen atau cement
plug di lapisan reservoir (penyimpan atau penghasil) migas, untuk pindah ke
lapisan reservoir lainnya. Menurut Resesiyanto (2018), cement plug
adalah penempatan bubur semen (cement slurry) dengan volume (tertentu)
yang relatif kecil di dalam lubang sumur (borehole) (Resesiyanto, 2018).
Drilling System; Hoisting System
Dirangkum dari Suhascaryo (2020:2), Pada teknologi peralatan teknik pemboran
putar dibagi menjadi empat (4) sistem utama dan dua (2) sistem penunjang. Untuk
sistem utama meliputi sistem tenaga,�
sistem angkat, sistem putar, sistem sirkulasi, dan sistem pencegah
semburan liar. Sedangkan dua sistem penunjangnya meliputi sistem penyemenan dan
sistem pemancingan (Suhascaryo, 2020). Hoisting system merupakan salah satu parameter
yang krusial pada saat operasi pemboran berlangsung yaitu saat mengangkat dan
menurunkan rangkaian pipa bor (drillstring), casing string,
tubing dan peralatan-peralatan penunjang lainnya (Kalapain & Leonardo,
2022).
Gambar 1
Komponen Hoisting System (Drilling
Manual, 2023)
Round Trip
Menurut API /American Petroleum Institute
(2015), sebagian besar pekerjaan yang dilakukan oleh drilling line
adalah melakukan perjalanan round-trip atau naik-turun (atau setengah
perjalanan) yaitu memasukkan rangkaian drill-pipe (pipa bor) ke dalam
lubang dan menarik tali keluar dari lubang (sumur pengeboran).
Gambar 2 Skema
lubang sumur pengeboran (Cunha Jr. Et al, 2015)
Fluida Pengeboran
Di dalam lubang bor terdapat fluida pengeboran. Keberadaan fluida
tersebut mengurangi berat peralatan pengeboran, karena ada faktor apung. Dalam Redhiza (2021), fluida pengeboran atau
biasa disebut dengan lumpur pengeboran yaitu salah satu elemen paling penting
di operasi pengeboran karena memiliki beberapa fungsi untuk memperlancar dan
mendukung kegiatan pengeboran.
Istilah �berat� (weight) lebih sering digunakan dalam
hubungannya dengan lumpur pengeboran dibandingkan dengan �densitas� (density),
meskipun istilah densitas lebih tepat, satuannya yaitu pounds per gallon atau
ppg (SigmaQuadrant, 2022).
Faktor Apung
Faktor Apung (Bouyancy
Factor) adalah faktor
kompensasi penurunan berat barang yang digunakan untuk menyesuaikan perendaman
dalam cairan atau fluida pengeboran (drilling mud atau lumpur
pengeboran). Buoyancy Factor menggunakan berat lumpur pengeboran (mud
weight) dalam satuan ppg (pounds-per-gallon), (Akhtar, 2021).
Diambil dari Lapeyrose (2002: 20), rumus
menghitung Bouyancy Factor (BF) adalah
BF = (65,5 � MW) / 65,5
MW adalah Mud Wieght atau berat lumpur
pengeboran. Istilah berat peralatan pengeboran setelah dikalikan dengan Bouyancy
Factor (BF) dapat disebut berat efektif.
Ton-Mile Round Trip
Satu ton-mile atau ton-mil atau TM,
setara 10,560,000 foot-pounds, dan ekivalen untuk mengangkat 2,000 pounds
sejauh 5,280 feet. Menurut API / American Petroleum Institute (2015), jumlah
pekerjaan yang dilakukan tiap round trip (naik-turun) harus ditentukan
dengan menggunakan rumus berikut:
Tr = ((D(Ls+D) Wm)/10.560.000) + 4((D(M+0,5C))/ 10.560.000))
atau
Tr = ((D(Ls+D) Wm)/10.560.000) + ((D(M+0,5C))/2.640.000))
Dimana:
Tr ������ =
Ton-mil
D ������� =
kedalaman lubang (ft)
Ls ������ =
panjang stand drill pipe (ft)
N ������� =
jumlah stands drill-pipe
Wm �� =
berat efektif drill-pipe per ft (lb)
M������� =
berat total dari traveling block � elevator assesment (lb)
C�������� =
berat efektif drill-collar assembly � berat efektif drill-pipe
sama panjang (lb)
Untuk menentukan perkiraan berapa ton-mil
sebelum cutoff atau pemotongan drilling-line yang sedang
digunakan dengan drilling-line baru, lihat grafik hubungan antara
ton-mil, ketinggian menara rig (derrick height), danukuran diameter drilling-line,
seperti ditunjukkan berikut ini:
Gambar 3
Hubungan antara ton-mil, ketinggian menara rig (derrick height), dan ukuran diameter drilling-line menurut API �(1999:
27), dalam Lyons, et al (2016)
Program Cut & Slip Drilling-Line
Tujuan program ini untuk menghindari drilling
line yang putus karena beban lebih atau overload. Diambil dari Drilling Manual (2023), jumlah slip
antar cut-off dapat bervariasi dari satu atau dua slip hingga
sebanyak tujuh atau delapan. Hal ini tergantung pada panjang cut-off dan
keadaan yang terlibat, seperti pekerjaan pengeboran (drilling) dan
mengambil peralatan pengeboran yang tersangkut (tertinggal) di dalam sumur� atau disebut fishing job.
Berikut ini adalah rekomendasi dari API RP (Recommendation
Practice) 9B, dengan data input diameter drum dan masa atau tinggi derrick
(Menara rig), untuk jumlah putaran (laps) dari drum sebelum dilakukan
pemotongan (cutoff) drilling line.
Gambar 4
Rekomendasi Panjang pemotongan (cut off)
untuk tali pengeboran sistem putar
atau rotary drilling (Drilling Manual, 2023)
Diambil dari Drilling
Manual (2023), untuk memastikan perubahan titik potong drilling line pada drum,
dimana keausan dan kerusakan sangat parah, maka harus ditambahkan ke jumlah
putaran yang tercantum pada gambar di atas, sejumlah 1/4 atau 1/2 putaran,
dengan ketentuan sebagai berikut:
� tambahan 1/4 lap untuk
drum alur yang seimbang (counterbalanced groove drums).
� tambahan 1/2 lap untuk
semua tipe drum.
Konversi putaran drum drilling line (laps)
menjadi panjang dapat disederhanakan menjadi
Panjang drilling-line potong = π x d x jumlah putaran
Potensi bahaya drilling-line putus
Perhitungan pemotongan tali pengeboran (drilling-line
cut) sangat penting dilakukan untuk menghindari terjadinya putus sehingga
menyebabkan bahaya. Pentingnya pemilihan dan pemakain rig dalam
operasi pemboran dapat mempengaruhi kesuksesan dalam operasi pemboran.Telah
terjadi banyak kasus kecelakaan seperti menara rig yang rubuh karena tidak kuat
menahan beban pada saat pemboran.Tentu saja kejadian tersebut dapat merugikan
dari aspek efesiensi saat operasi berlangsung yang mengakibatkan terhambatnya
operasi pemboran dan bertambahnya biaya operasi pemboran (Rivaldi, 2018).
Gambar 5 Contoh rekahan/putus tali pengoboran
terletak di permukaannya (Peterka, et
al., 2020)
Penelitian Terdahulu
Menurut penelitian terdahulu oleh Alexandri
(2016) berjudul "Pemeliharan
Drilling Line Dan Perhitungan Ton Mile Sebagai Upaya Optimasi Pada Drilling
Line�, penelitian ini fokus pada perhitungan ton-mile round trip untuk
sumur pemboran vertikal. Hasil penelitian menunjukkan bahwa perhitungan
ton-mile round trip dapat membantu menentukan kapan akan dilakukan pemotongan
tali pengeboran. Penelitian oleh Putra (2022) berjudul "Evaluasi
Perhitungan Ton Miles Terhadap Optimalisasi Pemakaian Drilling Line Ukuran
1" Pada Rig 350 Hp Di Sumur X, Y dan Z". Penelitian ini menganalisis dampak penggunaan
tali pengeboran jika tidak dilakukan pemotongan tali pengeboran pada beberapa
sumur. Penelitian oleh Hadid, and Mohammed (2022) berjudul " Optimal Choice of Travelling System Structure
depending on Design Parameters of Hoisting System in Drilling Units of Oil and
Gas Wells". Penelitian ini fokus pada efisiensi penggunaan
ton-mile round trip untuk tali pengoboran menggunakan pemograman komputer.
Hasil penelitian menunjukkan bahwa perhitungan ton-mile round trip dapat
membantu menghindari risiko putusnya tali pengeboran.
Tujuan dilakukan penelitian ini diantaranya
menghitung ton-mile round trip (Tr atau RTTM), dan menentukan program
pemotongan tali pengeboran (drilling-line cutoff).
METODE PENELITIAN
Data Sumur
Data-data yang
digunakan dalam penelitian kali ini yaitu:
Tinggi Menara Rig����������������������������������������������������� =
34,7 m (113,8 ft)
Diameter Drilling
line���� ������������������������������������������ = 1 1/8 inch = 1,125 inch
Diameter Drum������������������������������������������� ������������� = 18 inch
Mud Weight (MW)���������������������������������������������������� =
9,4 ppg
Pounder drill-pipe (DP) 3 � inch��������������� ������������� =
13,3 lb/ft
Pounder drill-collar (DC) 4 � inch��������������������������� = 46,8 lb/ft
Jumlah DP sepanjang
DC����������������������������������������� =
6
Panjang DP atau DC per stand����������������� ������������� = 9,3 m (30,5 ft)
Berat Block
Assembly����������������������������������������������� =
3000 kg (6614 lb)
Kedalaman lubang
bor (D)�������������������������������������� =
2349 m (7707 ft)
Pengolahan Data
Tahapan pengolahan data untuk mendapatkan ton-mile round-trip, yang
pertama adalah menghitung faktor apung atau Bouyancy Factor (bf),
lalu berat efektif drill-pipe per ft (Wm), Berat efektif DC assembly,
Berat efektif DP assembly, dan C
(berat efektif drill-collar assembly � berat efektif drill-pipe
sama panjang), untuk dimasukkan dalam persamaan ton-mile round-trip (Tr) menurut API / American Petroleum
Institute (2015).
Setelah didapat nilai ton-mile round-trip, kemudian ditentukan nilai maksimalnya berdasarkan grafik pada Gambar3,
berdasarkan nilai diamater drilling line dan tinggi menara rig (derrick
height) sumur �AR�. Setelah itu ditentukan jumlah putaran (laps)
drum, untuk dilakukan pemotongan drilling line.
Analisis Data
Analisis data dalam penelitian ini dilakukan melalui beberapa tahapan.
Pertama, melakukan perhitungan Ton-Mile Round Trip (Tr atau RTTM) menggunakan
rumus Tr (ton-mile) = {(Berat DP + Berat DC) x Kedalaman Lubang Bor} / 2000.
Perhitungan ini dilakukan untuk satu kali putaran (round trip) naik-turun alat
di dalam lubang bor, dengan memanfaatkan data-data yang tersedia seperti berat
DP (drill pipe) dan DC (drill collar), serta kedalaman lubang bor.
Selanjutnya, data Tr dianalisis untuk menentukan program pemotongan
tali pengeboran (Drilling Line Cutoff). Jika hasil perhitungan Tr belum
mencapai rentang 800-900 ton-mile, maka tali pengeboran belum perlu dilakukan
pemotongan. Namun, jika Tr mencapai atau mendekati 900 ton-mile, maka dapat
ditentukan panjang pemotongan tali pengeboran yang diperlukan dengan memanfaatkan
data diameter tali pengeboran, diameter drum, serta panjang tali pengeboran per
putaran drum, untuk menghindari kemungkinan bahaya putusnya tali pengeboran (drilling
line)
HASIL DAN PEMBAHASAN
Langkah-langkah hasil perhitungan ton-mile
round trip untuk program kerja ulang (work over) sumur AR adalah
sebagai berikut:
Menghitung Bouyancy Factor (bf)
bf ��������� = (65,5 � MW) / 65,5
������������� = (65,5 � 9,4) / 65,5
������������� = 0,856
Menghitung
berat efektif drill-pipe per ft (Wm)
Wm ����� = Pounder drill pipe (DP) 3
� inch * bf
������������� =
13,3 lb/ft * 0,856
������������� =
11,4 lb/ft
Selanjutnya adalah menghitung C, yaitu berat
efektif DC assembly � berat efektif DP sama panjang (lb). Panjang
rangkaian (N) sebagaimana diketahui yaitu 6 stand, dan Panjang DP atau
DC per stand (Ls) yaitu 30,5 ft.
Berat efektif DC assembly ��������� = N * Pounder DC 4 � inch * Panjang DP per stand * bf������
��������������������������������������������������������� =
6 * 46,8 lb/ft * 30,5 ft * 0,856
��������������������������������������������������������� =
7369 lb
Berat efektif DP assembly ���������� = N * Pounder DC 4 � inch * Panjang DP per stand * bf������
��������������������������������������������������������� =
6 * 13,3 lb/ft * 30,5 ft * 0,856
���������������������������� ���������������������������� = 2094 lb
Maka,
C ���������� =
Berat efektif DC assembly - Berat efektif DP assembly
������������� =
7369 lb - 2094 lb
������������� = 5275 lb
Sehingga
Tr ��������� = ((D(Ls+D) Wm)/10.560.000) +
((D(M+0,5C))/2.640.000))
������������� = ((7707 ft (30,5 ft +7707 ft)
11,4 lb/ft) / 10.560.000 lb.ft/ton-mil)
+
��� (7707 ft (6614 lb + 0,5*5275
lb) / 2.640.000 lb.ft/ton-mil))
= 64,38 ton-mil+ 27 ton-mil
= 91,4 ton-mil
Selanjutnya
menentukan jumlah nilai maksimal ton-mil berdasarkan grafik pada Gambar3,
dengan cara melihat perpotongan antara nilai diamater drilling line 1
1/8 inch dengan nilai tinggi menara rig (derrick height) 113,8 ft
sebagai berikut:
Gambar 6
Penentuan rentang nilai maksimal ton-mil sumur �AR�.
Dari Gambar
6 tersebut penentuan nilai maksimal ton-mil sumur �AR� untuk progam work
over untuk cement plug ini termasuk kategori easy drilling,
sehingga Tr maksimal adalah 800-900 ton mil. Dalam hal ini pekerjaan 1x round
trip yang bernilai 91,4 ton-mil masih jauh di bawah dari angka maksimal
tersebut. Dengan kata lain, masih bisa dilakukan 6x s.d 7x round trip dengan
nilai ton-mil yang sama (91,4 ton-mil) sebelum dilakukan program pemotongan drilling-line.
Kemudian, untuk menentukan jumlah putaran
(laps) drum drilling-line untuk kemudian dilakukan pemotongan drilling-line,
berdasarkan tabel pada Gambar4, dengan cara melihat perpotongan antara nilai
diamater drum �18 inch dengan
nilai tinggi menara rig (derrick height) 113,8 ft sebagai
berikut:
Gambar 7
Penentuan jumlah putaran (laps) drum sumur �AR�.
Dari gambar
7 tersebut penentuan jumlah putaran (laps) drum sumur �AR� untuk progam
pemotongan drilling-line menurut API RP 9B ini yaitu 15 putaran, dan
menurut Drilling Manual (2023), ditambahkan nilai � (karena tidak
ada informasi jenis drum alur yang seimbang atau counterbalanced groove
drums), sehingga pemotongan drilling-line
pada drum dilakukan setelah 15,5 putaran (laps).
Jika
dikonversi nilai putaran tersebut dalam satuan panjang
Panjang drilling-line potong ������ =
π x d x no. of laps
��������������������������������������������������������� =
(22/7) x 18 inch x 15,5
��������������������������������������������������������� =
876,86 inch
��������������������������������������������������������� =
22,26 meter
KESIMPULAN
Berdasarkan perhitungan yang sudah dilakukan, dapat disimpulkan beberapa
hal yaitu: untuk pekerjaan 1x
Tr hanya mendaptkan nilai 91,4 ton-mil, sehingga belum mencapai 800-900
ton-mil, artinya tali pengeboran (drilling-line) belum perlu dilakukan
pemotongan (cutoff). Ketika akumulasi pekerjaan berada dalam rentang
800-900 ton-mil maka tali pengeboran dapat dilakukan pemotongan sepanjang 22.26
m atau 15.5 putaran drum.
DAFTAR PUSTAKA
Akhtar,
Waheed. (2021). Oil Drilling Buoyancy Factor. Retrieved June 1, 2024, from
https://handyman-calculator.com/oil-drilling-buoyancy-factor/
Alexandri,
Agus. (2016). Pemeliharan Drilling Line Dan Perhitungan Ton Mile Sebagai Upaya
Optimasi Pada Drilling Line. Swara Patra: Majalah Ilmiah PPSDM Migas, 6(3).
https://ejurnal.ppsdmmigas.esdm.go.id/sp/index.php/swarapatra/article/
view/124/142
API. 2015. Recommended Practice on Application, Care, and Use of Wire
Rope for Oilfield Service � 14th edition. retrieved Juni 1, 2024. API
Publishing Services, 1220 L Street, NW, Washington.
Cunha Jr, Americo Cunha Jr., Christian Soize., and Rubens Sampaio. 2015.
Computational modeling of the nonlinear stochastic dynamics of horizontal
drillstrings
https://www.researchgate.net/publication/281240695_Computational_modeling_of_the_nonlinear_stochastic_dynamics_of_horizontal_drillstrings
diakses tanggal 1 Juni 2024
Drilling Manual. 2023. Hoisting System In Drilling Rig Guide. https://www.drillingmanual.com/drilling-rig-hoisting-system/
retrieved Juni 1, 2024 2024
Hadid, Mahmoud M.,
and Ahmed A. Mohammed. (2022). Optimal Choice of Travelling System Structure
depending on Design Parameters of Hoisting System in Drilling Units of Oil and
Gas Wells. Journal of Petroleum Research and Studies, No. 34 part 1,
March 2022, pp.121-136
Kalapain,
Yehezkiel., & Leonardo Davinci Massolo. (2022). Analisa Berat Beban
Hoisting System Pada Operasi Kerja Ulang Dan Perbaikan Sumur Di Lapangan �Y�.
INTAN Jurnal Penelitian Tambang Volume 5, Nomor 1, 2022.
Lapeyrose, Norton J. 2002. Formulas Calculations for Drilling,
Production, Workover - Second Edition.
Gulf Professional Publishing: USA
Lyons, William C., Gary J. Plisga, and Michael D. Lorenz. 2016. Standard
Handbook of Petroleum and Natural Gas Engineering. Elsevier inc
Peterka, Pavel., Jozef Kre��k, Marek Vojtko, Branislav Halek, David Heinz
. (2020).The failure analysis of the drilling rig hoisting steel wire rope.
Eksploatacja i Niezawodnosc � Maintenance and Reliability Vol. 22, No. 4, 2020.
Putra, Syailendra Maha Fijar Sanjaya. (2022). Evaluasi Perhitungan Ton Miles Terhadap Optimalisasi Pemakaian Drilling
Line Ukuran 1" Pada Rig 350 Hp Di Sumur X, Y dan Z.
Laporan Tugas Akhir - Universitas Pertamina.
https://library.universitaspertamina.ac.id/xmlui/handle/123456789/6470?show=full
Resesiyanto,
Hastowo. (2018). Calculation Of Cementing Material With Plug Balance Method At
Plug Cement Program Of Well X Field Y: Perhitungan Kebutuhan Material
Penyemenan Dengan Metode Balance Plug Pada Program Cement Plug Sumur X Lapangan
Y. INTAN Jurnal Penelitian Tambang, 1(1), 38�43.
Redhiza, Reifandi. 2021. Fluida Pengeboran. https://rigsis.com/2021/04/fluida-pengeboran/#:~:text=Fluida%20pengeboran%20atau%20yang%20biasa,memperlancar%20dan%20mendukung%20kegiatan%20tersebut
diakses tanggal 1 Juni 2024
Rivaldi,
Muhammad. 2018. Evaluasi Kapasitas Rig Onshore
Untuk Pemboran Berarah� Tipe �S� Pada
Sumur X Lapangan Y. Jurnal Petro 2018, Volume VII No. 1 April 2018
Sekarputri,
Nadhira. (2023). Proses Pengeboran Minyak Bumi beserta Manfaatnya. Retrieved
June 1, 2024, from https://solarindustri.com/blog/pengeboran-minyak-bumi/
SigmaQuadrant.
(2022). Mud Weight. Retrieved June 1, 2024, from
https://www.sigmaquadrant.com/mud-weight/
Suhascaryo,
K. R. T. (2020). Teknologi Peralatan Teknik Pemboran. Pusat Kajian
Geoteknologi Mineral LPPM UPN "Veteran": Yogyakarta