well control indo

WELL CONTROL

Dasar Mempelajari Well Control

Potensi masalah well control dan blow out

selalu ada pada tahapan manapun:

eksplorasi, pengembangan atau workover,

sumur dalam ataupun dangkal, pada tekanan

tinggi (12,000 psi) atau rendah (15 psi).

Apabila terjadi dapat mengalami kerugian

yang sangat besar bahkan JIWA MANUSIA.

Konsep Well Control

Teknik yang digunakan dalam operasi migas

seperti : pengeboran, workover, dan

penyelesaian sumur (well completion) dengan

tujuan untuk menjaga tekanan hidrostatik

kolom fluida dan tekanan formasi agar cairan

formasi tidak masuk ke dalam lubang sumur.

Materi Well Control

1. Prinsip Dasar Well Control2. Well Kick 3. Metode Well Control4. Peralatan Well Control (BOP)

1. Prinsip Dasar Well Control

Berdasarkan fungsinya, well control dapat

dikategorikan menjadi 2 (dua) yaitu :

Primary well control

Secondary well control

Primary Well Control

Pengendalian tekanan formasi dengan mengandalkan lumpur pemboran dengan pengertian bahwa : Ph > Pf.

Secondary Well Control

Diperlukan jika primary well control gagal dalam mengatasi masuknya fluida formasi ke dalam lubang bor, yaitu dengan cara penutupan sumur dengan BOP dan pensirkulasian lumpur berat.

Primary Well Control

Kegagalan primary control dapat terjadi, karena :

1. Berat lumpur terlalu rendah Pemboran menembus formasi

dengan tekanan tinggi Pengukuran densitas tidak teliti Pengenceran lumpur yang

berlebihan Gas cut mud

2. Berkurangnya kolom lumpur : Tidak ada pengisian lumpur dalam

lubang bor saat pencabutan pipa Swabbing effect Lost Circulation

Secondary Well Control

Sumur sudah mengalami kick, sehingga harus segera ditutup dan dilakukan tindakan lanjutan dalam waktu secepat mungkin.1. Prosedur menutup sumur Prosedur ini tergantung dari kondisi : (a). Kick terjadi pada saat membor

Stop putaran meja Angkat kelly sampai tool joint

keluar dari meja putar Matikan pompa Buka choke lineTutup annular preventer Baca tekanan drillpipe (SIDP),

tekanan annulus (SICP) dan pit gain

Ketika Mengebor

Jika anda mengamati salah satu:1. Peningkatan aliran balik.2. Peningkatan perolehan pit.

1. Tarik dari dasar dan naikkan tool joint ke atas rotary table.2. Stop rotary dan stop pompa.3. Cek aliran.

Apa sumurmengalir?

1. Beritahukan Drilling Supv2. Teruskan mengebor

1. Buka HCR Choke valve dan tutup annular.2. Beritahukan Drilling Supv. dan Toolpusher.3. Kirim orang untuk monitor kebocoran.4. Catat Shut-in DP, CP dan perolehan pit.

YA

TIDAK

(b). Kick terjadi saat tripping

Dudukkan top tool joint pada slips

Pasang safety valve (open) pada DP

Tutup safety valve dan annular prev

Sambungkan kelly

Buka safety valve

Baca shut in pressure dan pit gain

Ketika Tripping

Jika anda mengamati salah satu:1. Lubang tidak mengambil volume yang benar.2. Peningkatan aliran balik.

1. Stop trip dan naikkan tool joint ke atas rotary table2. Cek aliran.

Apakah sumurmengalir?

1. Beritahu Drilling Supv aliran kembali yang tidak benar.

1. Pasang slip dan pasang FOSV.2. Tutup FOSV.3. Buka HCR Choke valve dan tutup annular.4. Beritahu Drilling Supv dan Toolpusher.5. Pasang Top Drive.6. Catat Shut-in CP dan perolehan pit.7. Kirim orang untuk monitor kebocoran.

YA

TIDAK

Tanda-Tanda Kick

Kick adalah masuknya fluida formasi kedalam lubang bor (disebabkan karena kegagalan primary control)

1. Indikator Primer : Kenaikan flow rate

Disebabkan masuknya fluida formasi ke dalam lubang bor karena tekanan hidrostatis sumur lebih kecil dari tekanan formasi.

Pertambahan volume lumpur (pit gain)Menunjukkan bahwa fluida formasi sudah masuk ke dalam lubang bor.

Terjadi aliran pada saat stop pompaDisebabkan masuknya fluida formasi ke dalam lubang bor sehingga adanya tekanan dari fluida formasi ke permukaan.

2. Indikator Sekunder : Perubahan tekanan pompa Gas cut mud Drilling break

Sebab-Sebab Terjadinya Kick

1. Tekanan formasi lebih besar dari tekanan hidrostatis

Tekanan formasi yang melebihi tekanan hidrostatis lumpur menyebabkan fluida formasi mengalir masuk ke dalam lubang bor dan mendorong lumpur keluar dari dalam lubang bor

2. Tinggi Kolom Lumpur Turun

2.1. Lumpur masuk ke dalam formasi

Formasi rekahan secara alamiah atau adanya gua-gua

Formasi rekah karena kesalahan kerja dalam operasi pemboran atau karena sifat-sifat lumpur yang digunakan tidak sesuai

Sifat-sifat lumpur yang digunakan tidak sesuai :

- Berat jenis lumpur yang tinggi

- Viscositas lumpur yang tinggi

- Gel strength yang tinggi

2.2. Formasi rekah karena kesalahan waktu operasi pengeboran yang disebabkan oleh :

Squeeze Effect / Efek Tekan

Pemompaan yang mengejut

3. Tekanan Formasi Abnormal

Biasanya terjadi jika pemboran menembus formasi abnormal yang mempunyai gradien tekanan lebih besar dari 0.465 psi/ft sedangkan lumpur pemboran hanya direncanakan untuk formasi normal.

Akibat dari tekanan hidrostatis lumpur yang lebih kecil dari tekanan formasi, maka akan terjadi kick.

Gas : 0,075 - 0,150 psi/ft.

Oil : 0,30 - 0,40 psi/ft.

3.1. Patahan (Faults)

bidang rekahan atau zona rekahan pergeseran suatu formasi sehingga memungkinkan tekanan di sekitar patahan tersebut menjadi abnormal.

3.2. Struktur reservoir yang luas

o Suatu reservoir yang luas dan terdapat gas cap dipuncaknya, akan terjadi tekanan yang abnormal sewaktu menembus formasi gas tersebut.

o Suatu lapisan formasi yang mempunyai sumber air yang letaknya lebih tinggi, air akan mendorong reservoir minyak atau gas. Hal ini akan menyebabkan reservoir tersebut mempunyai tekanan abnormal.

3.3. Lensa-lensa pasir

Lensa-lensa pasir yang terdapat dalam lapisan shale yang tebal, umumnya mempunyai tekanan yang tinggi. Fluida yang semula berada di dalam shale masuk ke dalam lensa-lensa pasir, sehingga lensa-lensa pasir tersebut bertekanan tinggi.

3.4. Komunikasi tekanan antar lapisan

Suatu sumur yang menembus dua lapisan yang porous dan permeable, tekanan abnormal berada di lapisan bawah dan tekanan normal di lapisan atasnya sehingga terdapat komunikasi antara dua lapisan tersebut yang mengakibatkan lapisan di atas mempunyai tekanan abnormal.

Tekanan Formasi

Tekanan dari fluida (air, minyak atau gas) yang mengisi ruang pori pada batuan.

Tekanan formasi normal dalam setiap satuan geologi akan sama dengan tekanan hidrostatik air dari permukaan sampai bawah permukaan. Besar tekanan hidrostatik sama dengan 0,465 psi/ft.  

Pengertian Tekanan

Penekanan di matematika dan perhitungan, well

control sangat sederhana seperti permainan jungkat-

jungkit. Selanjutnya kita belajar menghitung BHP

(Bottom Hole Pressure=Tekanan di Dasar Lubang),

Tekanan Hidrostatik (Tekanan lumpur pada Kondisi

Diam), Gradien, Volume dan Gaya – Ingatlah gambar

di bawah ini !

0 lb

1”1”

1’

Di industri ketika menghitung tekanan, biasanya tekanan dihubungkan dengan lumpur. Kita akan membahas mengenai tekanan ini di kelas ini. Sekarang mari kita bahas mengenai lumpur yang diam.

Lumpur yang diam menghasilkan tekanan yang dinamakan Tekanan Hidrostatik. hidro (lumpur) statik (diam)

Berat lumpur

PSIhidrostatik = Berat lumpur ppg x 0.052 x Tinggi Vertikal lumpur

4. Methode Well Control

Ditinjau dari cara pensirkulasian lumpur untuk mematikan kick, secara umum dikenal ada 2 metoda, yaitu :

1. One Circulation Method (Wait & Weight Method)

2. Two Circulation Method (Driller’s Method)

Wait & Weight Method (Engineer Method)

Prosedur penting dalam mematikan kick dengan “Wait &

Weight Method” adalah :

Tutup sumurCatat SIDP, SICP, dan Pit GainHitung :

Berat lumpur baru Tekanan sirkulasi awal (Psi atau ICP) Tekanan sirkulasi akhir (Psa atau FCP)

Siapkan lumpur beratPompakan lumpur berat untuk mengeluarkan kick dari

dalam lubang bor.

Perhitungan Wait & Weight Method

Hitung Kill Mud Weight (KMW)

KMW (ppg) = FP (psi) / (0.052 x TVD (ft)) atau

KMW (ppg) = (SIDPP (psi) / (0.052 x TVD (ft)) + OMW (ppg) Hitung Initial Circulating Pressure (ICP) / Tekanan Awal Sirkulasi

ICP (psi) = KRP (psi) + SIDPP (psi) Hitung Final Circulating Pressure (FCP) / Tekanan Akhir

Sirkulasi

FCP (psi) = KMW (ppg) / OMW (ppg) x KRP (psi) Hitung Surface to Bit Strokes (SBS)

SBS (stroke) = Drill String Volume (bbl) / Pump Output (bbl/strk) Hitung Total Strokes (ST)

ST = (drill string volume (bbls) + annulus volume (bbls)) / pump output (bbl/strk)

Hitung Surface to Bit Time (SBT)

SBT (menit) = SBS (stroke) / SPM

Keuntungan “Wait & Weight Method” :

Karena lumpur berat akan masuk ke annulus sebelum kick mencapai permukaan, dan tekanan annulus akan tetap rendah, sehingga dapat mengurangi resiko terjadinya rekah formasi.

Tekanan annulus maksimum yang diderita wellhead hanya sesaat saja.

Lebih mudah untuk menjaga BHP konstan dengan cara mengatur choke.

Pelaksanaan operasionalnya lebih aman, lebih sederhana dan lebih cepat.

Kerugiannya :

Perlu waktu untuk membuat lumpur berat, hal ini memungkinkan gelembung gas terus bermigrasi.

Driller’s Method (Two Circulation Method)

Sirkulasi – 1 : sirkulasi dan keluarkan fluida formasi dengan

lumpur lama (original mud)

Sirkulasi – 2 : sirkulasikan dengan lumpur baru (kill mud

weight) untuk mengganti lumpur lama

Prosedur penting dalam mematikan kick dengan “Driller’s

Method” adalah :

Tutup sumur

Catat SIDP, SICP, dan Pit Gain

Pompakan lumpur lama kedalam lubang bor untuk

mengeluarkan kick.

Sirkulasikan terus sampai seluruh kick keluar dari lubang

borStop pompa, tutup sumur, siapkan lumpur berat.Hitung waktu untuk mengisi pipa bor (surface to bit travel

time, T1).

Pompakan lumpur berat untuk mengganti lumpur lama

dalam lubang bor. Kecepatan pompa harus sama dengan kill

rate. Setelah pipa bor terisi lumpur berat, pemompaan

berjalan terus tetapi tekanan standpipe dijaga konstan yang

besarnya sama dengan nilai pada sat T1.

Keuntungan menggunakan “Driller’s Method” : Perhitungan yang diperlukan sangat sedikit.

Kerugian “Driller’s Method” : Tekanan casing menjadi sangat tinggi, dan dapat

memmungkinkan terjadinya rekah formasi yang dapat mengakibatkan hilang lumpur

0 21 43 65 87 9 10

500

1000

1500

2000

2500

3000

Press

Stroke 0 160 320 480 640 800 960 1120 1280 1620

Pump Press 1260 1172 1084 996 908 820 732 644 556 468

Time (min) 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27

OMW = 9.5 ppgKMW = 11.1 ppgSIDP = 700 psiSICP = 750 psiKRP = 60 spm at 300 psiICP = 1.260 psiFCP = 370 psiSTB = 1.620 strkPress Drop = 88 psi/160 strk

1620

370

30

1260

370

ICP

FCP