bab vi bop

BAB VI

SISTEM PENCEGAH SEMBURAN LIAR

(BLOW OUT PREVENTION SYSTEM)

6.1. TEORI DASAR

Fungsi utama dari blowout prevention system adalah menutup lubang bor

ketika terjadi “kick”. Blowout merupakan suatu aliran fluida formasi yang tak

terkendalikan sampai ke permukaan.

Blowout biasanya diawali dengan adanya “kick” yang merupakan intrusi

fluida bertekanan tinggi kedalam lubang bor. Intrusi ini dapat berkembang menjadi

blow out bila tidak segera diatasi. Blowout prevention system terdiri dari dua sub

komponen utama, yaitu :

1. BOP Stack dan Accumulator

Ditempatkan pada kepala casing atau kepala sumur langsung dibawah rotary

table pada lantai bor. BOP Stack meliputi peralatan berikut :

Annular preventer

Pipe ram preventer

Drilling Spool

Blind Ram Preventer

Casing Head

Accumulator biasanya ditempatkan agak jauh dari rig dengan pertimbangan

keselamatan.

2. Supporting System terdiri dari :

Choke Manifold

Kill line

6.1.1. Komponen-komponen Dasar Blowout Prevention System

Blowout Prevention System terdiri dari empat komponen dasar, yaitu:

6.1.1.1 Accumulator

Biasanya ditempatkan pada jarak ekitar 100 meter dari rig. Accumulator

bekerja pada BOP stack dengan “High Pressure Hydraulis” (saluran hidrolik

bertekanan tinggi). Pada saat terjadi “kick”, crew dapat dengan cepat menutup

Blowout preventer dengan menghidupkan kontrol pada acumulator atau pada

remote panel yang terletak pada lantai bor.

6.1.1.2 Blowout Preventer (BOP) Stack

Ditempatkan pada kepala sumur dibawah bor. Terdiri dari sejumlah valve

(preventers) yang dapat menutup lubang bor bila terjadi “kick’.

6.1.1.3 Choke Manifold

Ditempatkan di luar substructure. Bekerja pada BOP Stack dengan “High

Pressure Line” yang dapat memindahkan aliran lumpur bor pada saat terjadi

“kick”.

6.1.1.4 Kill Line

Saluran yang merupakan perpanjangan dari mud pump ke BOP stack. Kill

Line biasanya disambung berlawanan letaknya dengan choke line sehingga

memungkinkan pemompaan lumpur berat ke dalam lubang bor.

6.1.2 Komponen-komponen Utama

Komponen-komponen utama Blowout prevention system terdiri dari:

6.1.2.1 BOP Stack

Merupakan peralatan dengan valve tekanan tinggi yang didesain untuk

menahan tekanan lubang bor bila terjadi “kick”,terdiri dari :

a. Annular Preventer

Ditempatkan paling atas dari susunan BOP Stack. Annular preventer berisi

rubber packing elemen yang dapat menutup lubang annulus baik lubang

dalam keadaan kosong ataupun ada rangkaian pipa bor.

b. Ram Preventer

Ram preventer hanya dapat menutup lubang annulus untuk ukuran

pipa tertentu,atau pada keadaan tidak ada pipa bor dalam lubang. Pipe

rams : digunakan untuk menutup lubang bor pada waktu rangkaian pipa

bor barada dalam lubang.

Blind or Blank rams :digunakan untuk menutup lubang bor pada

waktu rangkaian pipa bor tidak berada dalam lubang bor.

Shear rams digunakan untuk memotong drill pipe dan seal sehingga

lubang bor kosong (open hole), terutama pad offshore floating rigs.

c. Drilling Spools

Drilling spool terletak di antara preventers. Drilling Spools berfungsi sebagai

tempat pemasangan choke line (yang mensirkulasikan “kick” keluar dari

lubang bor) dan kill line (yang memompakan lumpur berat). Ram preventer

pada sisa-sisanya mempunyai “cutlets” yang digunakan untuk maksud yang

sama.

d. Casing Head (well head)

Merupakan alat tambahan pada bagian atas casing yang berfungsi sebagai

fondasi BOP Stack.

6.1.2.2 Accumulator

Unit accumulator dihidupkan pada keadaan darurat, yaitu untuk menutup BOP

Stack. Unit ini dapat dihidupkan dari remote panel yang terletak pada lantai bor

atau dari accumulator panel. Pada unit ini dijalankan dalam keadaan crew harus

meninggalkan lantai bor.

6.2.2. Jenis-Jenis Susunan BOP Stack

BOP stack dapat disusun dalam beberapa susunan seperti ditunjukkan

sebagai berikut :

Annular Preventer

Pipe Ram Preventer

Drilling Spool

Blind Ram

Casing Head

6.1.3 Supporting System

6.1.3.1 Choke Manifold

Choke manifold merupakan suatu kumpulan fitting dengan beberapa outlet

yang dikendalikan secara manual dan atau otomatis. Bekerja pada BOP Stack dengan

“High Pressure Line”, disebut “Choke line”.

Bila dihidupkan, choke manifold membantu menjaga back pressure

dalam lubang bor untuk mencegah terjadinya intrusi fluida formasi. Lumpur bor

dapat dialirkan dari BOP Stack ke sejumlah valve (yang membatasi aliran dan

langsung ke reserve pits), mud-gas separator atau mud conditioning area back

pressure dijaga sampai lubang bor dapat dikontrol kembali.

6.1.3.2 Kill Line

Kill Line bekerja pada BOP Stack biasanya berlawanan dengan choke

manifold (dan choke line). Lumpur berat dapat dipompakan melalui Kill Line ke

dalam lumpur bor sampai tekanan hidrostatik lumpur dapat mengimbangi tekanan

formasi.

6.2 DESKRIPSI ALAT

6.2.1 Casing Head

6.2.1.1 Fungsi

Casing head dipasang di kepala sumur yang digunakan untuk menggantung

casing pada badan casing bagian atas

6.2.1.2 Mekanisme Kerja

Casing head diperlengkapi dengan ulir pada bagian dalamnya yang

digunakan untuk menyambung dengan casing.

6.2.1.3 Spesifikasi

Tabel 6.2.1 Spesifikasi Casing Head Type “H”

Nominal Top

Flange

Max.

Casing

Size

Nom.

Bowl

Size

DimensionPart Numbers

HT-1 (Threaded) HW-1 (Weld-On)

Size W.P.* A B C 2” L.P. Outlets 2” L.P. Putlets

8” 2000 7 5/8” 8” 17 1/810

5/87 1/8 410775-1 410776-1

8” 2000 8 5/8” 8” 17 1/810

5/88 410800-1 410801-1

8” 3000 7 5/8” 8” 17 1/810

5/87 1/8 410785-1 410786-1

8” 3000 8 5/8” 8” 17 1/810

5/88 410791-1 410792-1

10” 2000 8 5/8” 10” 17 1/810

5/88 3/32 410777-1 410778-1

10” 2000 9 5/8” 10” 17 1/810

5/89 1/16 410787-1 410788-1

10” 2000 10 ¾” 10” 17 1/810

5/810 410802-1 410809-1

10” 3000 8 5/8” 10” 17 1/810

5/88 3/32 410591-1 410681-1

10” 3000 9 5/8” 10” 17 1/810

5/89 1/16 410392-1 410780-1

10” 5000 10 ¾” 10” 17 1/810

5/810 410393-1 410799-1

10” 5000 8 5/8” 10” 17 1/810

5/88 3/32 410789-1 410790-1

10” 5000 9 5/8” 10” 17 1/810

5/89 1/16 410394-1 410784-1

10” 3000 10 ¾” 10” 17 1/810

5/810 410395-1 410796-1

12” 2000 11 ¾” 12” 15 3/410

5/8

11

5/32410782-1 410783-1

12” 2000 13 ¾” 12” 15 3/410

5/812 5/8 410206-1 410396-1

12” 3000 11 ¾” 12” 15 3/410

5/8

11

5/32410793-1 410794-1

12” 3000 13 ¾” 12” 15 3/410

5/812 5/8 410779-1 410397-1

13 5/8”” 5000 13 ¾” 12 “ 16 1/8 11 12 5/8 410797-1 410798-1

16” 2000 16” 16” 1610

7/815 3/8 410810-1 410811-1

16” 3000 16” 16” 1610

7/815 3/8 410804-1 410805-1

20” 2000 20” 20” 1610

7/818 ¾ 410781-1 410307-1

20” 3000 20” 20” 1610

7/818 3/4 410795-1 410398-1

6.2.2 Annular Preventer

6.2.2.1 Fungsi

Annular preventer berfungsi untuk menutup lubang annulus baik lubang

dalam keadaan kosong ataupun ada rangkaian pipa bor.


Secara otomatis menutup lubang setelah kontrol pada accumulator

dihidupkan.

6.2.2.3 Spesifikasi

Tabel 6.2.2 Spesifikasi Annular Preventer

Type

Bop

size

inch

Working

press max

psi

Vert.

Bore

inch

Hidraulic

control

max psi

Glas.*

To

close

Glas.*

to close

Pack off

Open hole min

psi

A 6 5000 7 1/16 1500 2.2 1.9 NA

A 6 10000 7 1/16 1500 4.0 3.1 NA

A 6 15000 7 1/16 NA NA NA NA

A 11 5000 11 1500 7.8 6.5 NA

A 11 10000 11 1500 12.1 10.5 NA

A 11 15000 11 NA NA NA NA

A 13 5/8 5000 13 5/8 1500 13.9 13.9 NA

A 13 5/8 10000 13 5/8 1500 18.7 18.7 NA

A 13 5/8 5000 13 5/8 1500 29.0 29.0 NA

6.2.3 Bop Stack

6.2.3.1 Fungsi

BOP stack berfungsi untuk menahan tekanan lubang bor bila terjadi

kick.


Accumulator bekerja dengan high pressure hydraulis menutup BOP stack

pada saat terjadi kick.

6.2.3.3 Spesifikasi

Tabel 6.2.3 Spesifikasi Bowen Universal Blowout Preventer Stack

Type Single Single Twin Twin Single Single

Max. Size pipe

will pack off

1.900 O.D

Tubing

1.900 O.D

Tubing

2 7/8 O.D

Tubing

2 7/8 O.D

Tubing

5 9/16 O.D

Tubing

5 9/16 O.D

Tubing

Internal

Diameter (inch)

2 9/16 2 9/16 4 1/16 4 1/16 7 1/16 7 1/16

Working

Pressure (Psi)

15,000 15,000 10,000 10,000 10,000 10,000

Standart

Connection

6 BX

15,000

Flanges

2 9/16 API

6BX

15,000#

Flanges

4 9/16 API

6BX

10,000#

Flanges

4 9/16 API

6BX

10,000#

Flanges

7 9/16 API

6BX

10,000#

Flanges

7 9/16 API

6BX

10,000#

Flanges

Type Service H2S H2S H2S H2S H2S H2S

Complete

Assembly

80794 80242

760

77136

750

77140

1350

66260

1385

78828

2296

6.2.4 Drilling Spool

6.2.4.1 Fungsi

Berfungsi sebagai tempat pemasangan choke line dan kill line


Terletak diantara preventers untuk tempat pemasangan choke line dan kill

line

6.2.4.3 Spesifikasi

Tabel 6.2.4 Spesifikasi Drilling Spool

Nom Upper

Fig (in)

Nom Lower or

Thd’d Btm

Wp (psi) Min. Bore (m)Max. Outer csg

(m)

Susp csg Size

(m)

Approx Height

(m)

9 11 10,000 7 13/16 7 5/8 4 ½-5 ½ 27

11 11 10,000 7 13/16 7 5/8 4 ½ –7 28 ½

13 5/8-5,000 5-10,000 9 15/16 10 ¾ 4 ½-7 5/8 27

13 5/8 10,000 9 15/16 10 ¾ 4 ½-7 5/8 29 ¼

13 5/8 13 5/8” 5,000 10 9/16 - 5 ½ -8 5/8 18

16 7/4 5,000 12 ¾ 11 ¾ 5 ½ –10 ¾ -

13 5/8 10,000 5-10,000 10 ¾ 10 ¾ 5 ½ –10 ¾ 27

6.2.5 Accumulator

6.2.5.1 Fungsi

Sumber tenaga untuk menutup BOP stack pada keadaan darurat

6.2.5.2 Mekanisme

Dihidupkan dari remote panel pada lantai bor atau dari accumulator panel,

bekerja pada BOP dengan high pressure hydraulis.

6.2.5.3 Spesifikasi

Tabel 6.2.5 Spesifikasi Accumulator

Number Of

Accumulator

Bottles

Max. No.

Of Valves

Reservoir

Capacity

(Gal)

Approximate Dimension

Length

(inch)

Width

(inch)

Height

(inch)

Weight

(lb)

1 3 40 48 36 48 493

2 40 48 36 48 547

3 3 40 48 36 48 602

3 3 90 84 54 78 806

4 3 90 84 54 78 944

4 5 125 99 60 78 1062

6.2.6 Choke Manifold

6.2.6.1 Fungsi

Mengatur jumlah gas yang diinjeksikan, sehingga dalam waktu yang telah

ditentukan tersebut dapat mencapai tekanan tertentu seperti yang diinginkan

untuk penutupan dan pembukaan valve.


Chokes diletakkan di atas kepala sumur untuk mengatur tekanan, dengan

cara menutup dan membuka valve sesuai dengan tekanan yang diinginkan.

6.2.6.3 Spesifikasi

Tabel 6.2.6.3 Spesifikasi Choke Manifold

Flange Size CWP A” B” C”

2” 2,000 9.38 5.88 24.38

2” 5,000 9.38 7.50 24.38

2” 150 ANSI RF 9.38 5.88 24.38

2” 300 ANSI RF 9.38 5.88 24.38

2” 600 ANSI RF 9.38 5.88 24.38

6.2.7 Ram Preventer

6.2.7.1 Fungsi

Menutup lubang bor pada waktu terjadi “kick”.


Ram preventer merupakan komponen dari BOP stack, ram preventer akan

menutup lubang bor secara otomatis apabila terjadi “kick”.

6.2.7.3 Spesifikasi

Tabel 6.2.7 Spesifikasi Ram Preventer

Size & Working

PressureData Cameron Shaffer

11” – 5M

Single

Hyd.

Model

Height

Length

Width

Weight

Type “U”

34 15/16”

96 ¼”

25 1/8”

5,6000lb

LWS

34 3/8”

89 ¼”

28 ¾”

5,600 lb

11” – 5M

Single

Hyd.

Model

Height

Length

Width

Weight

Type “U”

54 1/2”

96 ¼”

25 1/8”

10,200lb

LWS

50 1/2”

89 ¼”

28 ¾”

7,000 lb

11” – 5M

Single

Hyd.

Model

Height

Length

Width

Weight

Type “U”

35 11/16”

96 ¼”

25 3/4”

6,400lb

SL

42 7/8”

122 3/4”

37 3/8”

12,695 lb

11” – 5M

Single

Hyd.

Model

Height

Length

Width

Weight

Type “U”

55 7/8”

96 ¼”

25 3/4”

11,300lb

SL

60 1/4”

122 3/4”

37 3/8”

21,780 lb

6.2.8 Rubber Packing

6.2.8.1 Fungsi

Bagian dari annular preventer yang dapat menutup lubang bor ketika

terjadi “kick”.


Rubber packing akan menutup lubang secepatnya pada annular preventer

bila terjadi tekanan yang tinggi.

6.2.8.3 Spesifikasi

Tabel 6.2.8 Spesifikasi Rubber Packing

Part Number Size Price List Number

GK- 630 S 6” - 3000 # Synthetic

6”-3000 # Natural

24 - 4500

25 - 4410

GK - 630N 6” - 5000 # Synthetic 25 - 4420

GK - 650S 6” - 5000 # Synthetic 25 - 4420

GK - 650N 6” - 5000 # Natural 25 - 4430

GK - 1030S 10” - 3000 # Synthetic 25 - 4440

GK - 1030N 10” - 3000 # Natural 25 - 4470

GK - 1230S 12” - 3000 # Synthetic 25 - 4480

GK - 1230N 12” - 3000 # Natural 25 - 4490

GK - 1350S 13 5/8” - 5000 # Synthetic 25 - 4500

GK - 1350N 13 5/8 - 5000 # Natural 25 - 4450

6.2.9 Mud Pump

6.2.9.1 Fungsi

Menyalurkan atau memompakan fluida pemboran (lumpur) dalam jumlah

besar dan bertekanan tinggi.


Pompa memompakan zat cair pengeboran dengan bertekanan tinggi ke pipa

penyalur lumpur sampai ke sistem sirkulasi.

6.2.9.3 Spesifikasi

Tabel 6.2.9 Spesifikasi Mud Pump

Features B550F B1000F

Max liner size & stroke 7 x 14 7 x 18

Input Horsepower Rating 550@ 70 RPM 1000@ 60

Max Recommended Speed 70 RPM 60 RPM

Fluid and Test Pressure Forgled 7000 Psi 9000 Psi

Suction manifold Test Pressure 3500 Psi 3500 Psi

Diameter of Piston Rod 21/4” 3”

Piston Taper API # 5 API # 6

Piston Rod Tapered Thread API # 10 API # 13

Stub Rod Tapered Thread API # 15 API # 17

Valve Size API # 8 API # 8

Gear Ratio 5;18 : 1 5;14 : 1

Suction Connection 8 in 10” or 12”

Discharge Connection 4 in 4 in

Overal Length 14’ – 51/2” 18’ – 6”

Weigth at Power end 4’ - 83/8” 4’ - 9”

Height at Fluid End Loss Manifold 4’ - 6” 5’ - 31/2”

Overal Width 5’ - 91/2” 7’ - 71/2”

Weigth 25500 lbs 48000 lbs

6.2.10 Drilling Console

mailto:550@%2070

6.2.10.1 Fungsi

Sebagai pusat instrumentasi dari rotary drilling rig, panel ini

menyebabkan petugas pengeboran dapat melihat apa yang terjadi dalam setiap

sub bagian-bagian utama.

6.2.10.2 Mekanisme Kerja :

Diletakkan pada lanati rig, biasanya dekat mesin penarik, meteran-

meteran pada panel memberikan informasi tentang : pompa-pompa Lumpur,

tenag putar untuk alat pemutar, kecepatan putaran, tanaga putar untuk tang,

pengukur berat beban.

6.2.11 Kill Line

6.2.11.1 Fungsi

Kill Line berfungsi sebagai saluran untuk memompakan Lumpur berat ke

dalam lubang bor.


Kill Line bekerja pada BOP Stack biasanya berlawanan dengan choke

manifold (dan choke line). Lumpur berat dipompakan melalui kill line ke

dalam Lumpur bor sampai tekanan hiodrostatik Lumpur dapat mengimbangi

tekanan formasi.

6.2.12 Supporting System

6.2.12.1 Fungsi

o Choke Manifold : Menjaga back pressure dalam lubang bor

o Kill Line : Untuk pemompaan lumpur penyeimbang kedalam lubang bor


Coke manifiold diletakkan diluar substructure yang bekerja dengan “high

pressure line” yang dapat memindahakan aliran lumpur saat terjadi “kick”.

Sedang kill line diletakkan berlawanan dengan choke line yang merupakan

perpanjangan dari mud pump ke BOP stack, dimana lumpur penyeimbang

dipompakan melalui kill line samapai tekanan hidrostatik seimbang dengan

takanan formasi.

6.3 PEMBAHASAN

Blowout preventer (BOP) merupakan komponen utama yang paling akhir

dari rig. Fungsi utamanya adalah untuk mengendalikan suatu ancaman blowout.

Blowout merupakan suatu aliran yang tidak terkendali dari suatu fluida formasi yang

menuju permukaan tanah. Suatu blowout biasanya didahului oleh “kick”, yang

merupakan suatu daya tembus dari suatu tekanan tinggi dari lapisan di bawah

permukaan tanah dalam bentuk cairan ke dalam lubang sumur. Daya tembus ini dapat

menyebabkan suatu blowout jika tidak segera ditangani. Untuk mencegah terjadinya

blowout dari kick, maka digunakan suatu sistem pencegah blowout (Blowout

Preventer). Sistem BOP ini terdiri dari dua sub-komponen utama yaitu BOP Stack

dan accumulator, dan supporting system.

Jika penembusan dari cairan lapisan kecil maka bisa ditangani dengan

mengalirkan atau mensirkulasikan fluida pemboran melalui peralatan berkondisi,

yang mana akan membantu mengeluarkan gas yang masuk dengan lebih cepat.

Tetapi bila penembusan dari cairan lapisan sangat hebat, maka BOP harus diaktifkan.

Tindakan ini disebut penutupan sumur. Choke manifold digunakan untuk mengatur

tekanan balik bila terjadi suatu “kick” dengan membatasi keluarnya cairan dari

lubang bor, dan juga mencegah terjadinya penembusan lebih lanjut. Setelah

penembusan dihentikan dengan adanya tekanan yang balik, fluida pemboran yang

berat dimasukkan melalui saluran penjinak untuk mencegah penembusan lebih lanjut

dan mengembalikan kontrol tekanan terhadap lubang bor.

6.4 KESIMPULAN

1. Sistem BOP merupakan komponen utama yang paling akhir dari rig yang fungsi

utamanya untuk mengendalikan suatu “kick” yang bisa menyebabkan blowout.

2. Sistem BOP terdiri dari dua sub-komponen utama, yaitu :

- Bop Stack dan Accumulator

- Supporting System

3. BOP Stack adalah pemasangan katup-katup bertekanan tinggi yang dirancang

untuk menahan tekanan di dalam sumur bor bila terjadi “kick”.

4. Supporting System ditempatkan secara strategis di dekat rig dan terdiri dari :

- Choke Manifold (manipol pengatur)

- Kill line (sistem penjinak)

bab vi bop

Documents