blow out preventer test sebagai bagian dari pemeriksaan · pdf filekomponen utama dan prinsip...

20

FORUM TEKNOLOGI Vol. 05 No. 4

BLOW OUT PREVENTER TESTSEBAGAI BAGIAN DARI PEMERIKSAAN RUTIN

OLEH :

AGUS ALEXANDRI (PUSDIKLAT MIGAS)SITI NURBAYANAH (DITJEND MIGAS)

JUNIARTO MATASAK PALILU (DITJEND MIGAS)

ABSTRAKSalah satu resiko yang dihadapi dalam proses pemboran sumur minyak dan/atau gas

bumi adalah masuknya fluida formasi ke dalam lubang sumur (kick) dengan tidak terkendaliatau yang disebut semburan liar (blow out). Semburan liar dapat dicegah denganmenghentikan kick sebelum kick menjadi tidak terkendali. Semburan liar merupakan bahayayang selalu mengancam kegiatan usaha hulu migas baik pada sumur pengeboran ataupunsumur workover dan well services. Semburan liar menyebabkan kerugian yang besar, antaralain kebakaran, pencemaran lingkungan, kecelakaan pekerja (ringan sampai dengan fatal), dll.Pencegah Semburan Liar (PSL) merupakan salah satu peralatan pada instalasi pengeboranyang digunakan untuk mencegah terjadinya semburan liar. Alat ini mejaga agar kegiatan tetapaman bagi pekerja, alat, masyarakat, dan lingkungan. Berdasarkan SNI 13-6910-2002 tentangOperasi Pemboran Darat dan Lepas Pantai yang Aman di Indonesia bahwa pemasangan,pengujian, dan pengoperasian PSL harus mengacu pada API RP 53. Salah satu tahapandalam menghentikan kick yakni dengan menutup puncak sumur menggunakan peralatanperalatan pencegah sembur liar atau Blow Out Preventer (BOP). Dengan demikian, BOPberfungsi apabila ia dapat menutup sumur, menahan tekanan yang ditimbulkan oleh formasi,dan membuka kembali pasca penanganan kick.

Oleh karena salah satu fungsi BOP adalah menahan tekanan yang ditimbulkan olehkick, maka perlu untuk mengetahui besarnya tekanan maksimum yang dapat ditahan olehsuatu BOP yang diistilahkan dengan Rated Working Pressure dari BOP tersebut. Function testdan pressure test/wellbore test merupakan cara untuk menguji apakah suatu BOP dapatberfungsi sesuai dengan Rated Working Pressure-nya

Kata Kunci: Kick, Semburan liar, Pencegah Semburan Liar (PSL), kick, function test, pressuretest/wellbore test

21


1. LATAR BELAKANG

Kegiatan usaha hulu migas merupakankegiatan yang tinggi resiko, tinggi biaya,tinggi teknologi. Salah satu kegiatan huluyang tinggi resiko adalah kegiatanpengeboran. Resiko di kegiatanpengeboran dapat berupa semburan liar.Semburan liar ini bisa berupa gas ataupunfluida dan bahkan sering kali menimbulkankebakaran yang menyebabkan kebakaran,pencemaran lingkungan, kerusakan alat,dan kecelakaan sampai tingkat fatality.Semburan ini tidak bisa diprediksi dan bisaterjadi sewaktu-waktu, sehingga diperlukanpersiapan yang matang untuk menyambutkedatangan semburan liar ini. Oleh karenaitu, dalam instalasi pengeboran senantiasadipasang peralatan pencegah semburanliar. Pemasangan alat pencegah semburanliar merupakan tindakan preventif untukmelindungi rig dan para pekerjanya padasaat terjadi semburan liar.Gagalnya pengoperasian PSL beresikotinggi mengakibatkan fatality pada pekerja,kerusakan lingkungan, dan kerugianfinansial. Oleh karena itu standar dan mutualat yang digunakan pada kegiatan ini harussesuai dengan peraturan perundanganyang berlaku dan menerapkan kaidahketeknikan yang baik. Dalampelaksanaannya, hal tersebut diawasi olehpemerintah sesuai dengan UU 22 tahun2001 tentang Minyak dan Gas Bumi dan PPNo.35 tahun 2004 tentang Kegiatan UsahaHulu Migas. Tanggung jawab tersebutditerjemahkan dalam bentuk pemeriksaankeselamatan kerja secara rutin dan berkalasesuai Permen ESDM No.06.P/0746/M.PE/1991 oleh Kepala InspeksiTambang yang dibantu oleh PelaksanaInspeksi Tambang dalam pelaksanaannya.Salah satu bentuk pemeriksaan rutintersebut adalah pemeriksaan rutin terhadapalat pencegah semburan liar.

2. DASAR HUKUM PEMERIKSAANRUTIN

Undang-Undang No.22 tahun 2001 tentangMinyak dan Gas Bumi pasal 40menyebutkan bahwa Badan Usaha/BentukUsaha Tetap mempunyai tanggung jawabsebagai berikut :

1. Menjamin standar dan mutu sesuaiketentuan peraturan perundangan yangberlaku

2. Menerapkan kaidah keteknikan yangbaik

3. Menjamin Keselamatan dan kesehatankerja

4. Pengelolaan lingkungan hidup

PP No. 35 tahun 2004 tentang KegiatanUsaha Hulu Migaspasal 72 jugamenyebutkan bahwa BU/BUT yangmelaksanakan kegiatan usaha hulu migaswajib menjamin dan menaati ketentuankeselamatan dan kesehatan kerja danpengelolaan lingkungan hidup sertapengembangan masyarakat setempat.

Dalam pelaksanaan kegiatan usaha minyakdan gas bumi, pemerintah wajib melakukanpembinaan dan pengawasan BU/BUTterhadap ditaatinya peraturan perundanganyang berlaku. Tanggung jawabpengawasan dan pembinaan tersebutdilakukan oleh Kepala Inspeksi Tambangdengan dibantu oleh Inspektur Migas dalampelaksanaannya. Hal tersebut tercantumdalam Peraturan Menteri Pertambangandan Energi Nomor: 06.P/0746/M.PE/1991tentang Pemeriksaan Keselamatan Kerjaatas Instalasi, Peralatan, dan Teknik yangDipergunakan dalam PertambanganMinyak dan Gas Bumi dan PengusahaanSumber Daya Panas Bumi pasal 2 dan 3 :instalasi, peralatan, dan teknik yangdipergunakan dalam operasi pertambanganminyak dan gas bumi wajib dilaksanakanpemeriksaan keselamatan kerja.Pemeriksaan keselamatan kerja tersebut

22


dilaksanakan oleh Kepala InspeksiTambang dan Pelaksana InspeksiTambang. Pelaksana Inspeksi Tambangdiangkat oleh Direktur Jenderal daripegawai Direktorat Jenderal Minyak danGas Bumi yang wajib memenuhipersyaratan keahlian dan penguasaanteoritis pertambangan minyak dan gas bumiyang diperlukan.

Berdasarkan peraturan perundangan yangberlaku, pemeriksaan teknis yang dilakukanoleh Inspektur Migas terbagi menjadi duajenis yaitu

1. Pemeriksaan rutin dan2. Pemeriksaan teknis dalam rangka

sertifikasi SKPP/SKPI/SKKP.

Peraturan Menteri Pertambangan danEnergi Nomor: 06.P/0746/M.PE/1991menyebutkan bahwa Pemeriksaankeselamatan kerja dilaksanakan sebagaiberikut :

a. Pada saat instalasi dan atau peralatanakan dipasang;

b. Saat unjuk kerja teknik yang akandipergunakan;

c. Secara berkala sesuai dengan sifat danjenis instalasi, peralatan dan teknikyang dipergunakan;

d. Setiap saat apabila dianggap perlu olehDirektur Jenderal c.q. Direktur DirektoratTeknik Pertambangan Minyak dan GasBumi

Instalasi pengeboran merupakan salahsatu instalasi yang dilakukan pemeriksaanteknis secara rutin, dimana terdapat alatPencegah Semburan Liar di dalamnya.

3. PERALATAN PENCEGAHSEMBURAN LIAR (PSL)

Berdasarkan API RP 53, Blow OutPreventer adalah alat yang dipasang dicasing head untuk menutup sumursehingga fluida terkurung di dalam lubangsumur. BOP merupakan salah satu alat di

instalasi pengeboran yang berfungsi untukmencegah semburan liar pada saat terjadikick. Kick adalah masuknya aliran fluidaformasi ke dalam lubang sumur. Kick terjadiketika tekanan formasi lebih besardibandingkan tekanan hidrostatik.Akibatnya terjadi intrusi aliran fluida tidakterkontrol tekanan tinggi di sepanjangwellbore yang disebut semburan liar. BOPmencegah semburan liar dengan caramenutup lubang sumur pada saat kick. BOPmemonitor dan mengontrol aliran dantekanan minyak dan gas yang fluktuatifselama pengeboran.Setiap BOP yang diinstal pada instalasipengeboran, harus mempunyai tekanankerja minimal sama dengan maximumanticipated surface pressure. Susunanperalatan BOP adalah berdasarkan ratedworking pressure. Berikut adalah contohsusunan BOP dengan rated workingpressure sebesar 10000 psi dengan ukuran13 5/8” dan susunan BOP adalah SRRRAberdasarkan API RP53.

Gambar 1 Contoh susunan sistem PSLtekanan 10000 psi (API RP 53)

23


Keterangan gambar 1 :A = Annular PreventerR = Ram PreventerS = Drilling Spool

3.1. Komponen Utama dan Prinsip Kerja

Peralatan Pencegah Semburan Liar harusmemenuhi persyaratan serta dapatmelakukan beberapa tugas penting yaitu :1. Dapat melakukan penutupan lubang

sumur dibagian permukaan tanah padakeadaan lubang kosong atau ada pipaserta dapat untuk melakukan stripping inmaupun stripping out rangkaian bor.

2. Dapat menahan tekanan sumur tertinggiyang akan timbul dan dapat dilaluisemua peralatan yang akan dimasukkanselama operasi pemboran.

3. Dapat dipergunakan untukmengendalikan pembuangan gas, gascut, lumpur dan lain-lain untukmengendalikan tekanan sumur.

4. Dapat dipergunakan untuk pekerjaansirkulasi mematikan kick.

5. Dapat melakukan penggantungan(hanging off) atau memotong pipa padakeadaan darurat.

6. Memiliki sistem peralatan cadanganapabila salah satu alat mengalamikerusakan, khusus untuk sumurbertekanan tinggi dan di pemboran lepaspantai dengan subsea BOP stack.

Gambar 2 BOP System

Peralatan-peralatan Blowout terdiri dari :

BOP dari luar pipa :a. Annular type blowout preventer.b. Ram type blowout preventer.c. Diverter

BOP dari dalam pipa :a. Upper Kelly Cock.b. Lower Kelly Cockc. Safety Valved. Inside BOPe. Drop In Check Valve.

f. Drill Pipe Float Valve Saluran pengendali :

a. Drilling Spoolb. Killing Linec. Choke Flow Lined. Choke Manifold / Back Pressure

Manifolde. Manual Adjustable Choke dan

Super Choke Sistem Kontrol :

a. Accumulator Unit

24


b. Driller Remote Control

3.2. Pemeliharaan dan PenyimpananBOP

Pemeliharaan BOP baik dalam bentukpengujian atau penyimpanan harus sesuaidengan standar. Berdasarkan API RP53hal-hal yang harus diperhatikan dalampenyimpanan BOP adalah sebagai berikut:

1) Bagian logam pada BOP harusdilindungi dari karat dengan coating

2) Tempat penyimpanan bahan elastomerharus sesuai dengan ketentuanmanufaktur

3) Bahan elastomer yang disimpan atautidak digunakan sementara, tidak bolehterpapar matahari secara langsung

4) Bahan elastomer yang disimpan tidakboleh ditimpa dengan beban yangsangat berat di atasnya

5) BOP yang tidak dipakai, baik annularataupun ram hendaknya diletakkantegak lurus dan diusahakan disimpan diatas skid.

Ram yang tidak digunakan sementara,harus diperhatikan penyimpanannya agartidak mengalami kerusakan selama prosespenyimpanan. Langkah-langkah yangharus dilakukan yaitu :

1) Setelah beroperasi, bagian-bagian ramharus dibersihkan, dilepas dari stack-nya, diperiksa, dan dilumasi

2) Bonnet harus dibuka dari ram-ramnyadan diambil.

3) PSL disemprot dengan air bertekanantinggi untuk membersihkan pasir danmaterial yang dapat menyebabkankorosi/pengkaratan.

4) Karet depan ram dan top seal diperiksakeausannya, jika perlu hendaknyadiganti

5) Lubang-lubang hidrolik untuk membukadan menutup harus ditutup dengan plug.

6) Untuk ram preventer yang disimpandalam jangka waktu pendek, bolehdibiarkan didalam BOP tetapi jangan

dalam posisi menutup karena packerkaret dari ram dapat rusak bila disimpandalam keadaan ada tekanan untukselama beberapa waktu

Penyimpanan annular setelah operasiadalah sebagai berikut:

1) Annular preventer harus dibersihkan dandi lumasi setelah beroperasi

2) Top head dan packing unit harus diambildari body dan dibersihkan dengansemprotan air untuk membersihkankotoran dan endapan lumpur.

3) Bagian dalam preventer diberi pelindunggrease atau minyak berat.

4) Lubang baut di top head supayadipasang baut untuk melindungi thread.

5) Lubang-lubang hidrolik untuk membukadan menutup harus ditutup dengan plug.

Apabila PSL harus ditransport, ram dariPSL harus diambil, operating cylinderditutup dan locking screw dimasukkan tetapitidak perlu dikeraskan.

3.3. Pemeriksaan Mayor

Berdasarkan API RP 53, BOP harusdilakukan pemeriksaan mayor setiap3 sampai dengan 5 tahun sekali. BOPharus dibongkar dan diperiksa sesuaidengan petunjuk dari manufaktur.Pemeriksaan mayor tersebutdilakukan di Authorized RepairFactory (ARF). Beberapa contoh ARFdi Indonesia yaitu :1. Sarana Adikarya Utama (SAU),

Bogor, Jawa Barat.2. Van Der Horst Indonesia,

Tangerang, Jawa Barat.3. Umega Maju Bersama, Duri, Riau4. Jaya Manggala Sakti, BalikpapanARF tersebut mengeluarkanCertificate Of Conformance (COC)dan merupakan salah satu dokumenpersyaratan dalam rangkamemperoleh SKPI pengeboran. Adabeberapa tahapan ketika PSL telah

25


diserahkan untuk diperiksa di ARFyaitu:1) Penerimaan

Tahap ini merupakan tahapdimana PSL diterima di workshop.Kemudia PSL segeradidokumentasikan.

Gambar 3 Tahap penerimaan PSL

2) Tahap selanjutnya adalahpembongkaran, pada tahap iniBOP dibongkar dan ditandaisetiap komponennya. BOP inidiperiksa dan setiap komponenyang rusak dipisahkan. Proses inididokumentasikan dan dicatat

secara menyeluruh sesuaiprosedur dari ARF. Kemudiandilakukan pembersihan. Padatahap ini proses cleaning dan sandblasting dilakukan secaramenyeluruh.

Gambar 4. Pembongkaran dan pembersihan PSL3) Setelah proses pembersihan,

dilakukan proses inspeksi secaravisual. Kemudian dilakukanpengukuran dimensi dan ukurandari BOP.

4) BOP juga dilakukan NDT (PT, MT,dan UT) dan uji kekerasan. Semualangkah tersebutdidokumentasikan dengan baik.

26


5) Selanjutnya dilakukanpenyampaian rekomendasiterhadap setiap komponen yangtelah diinspeksi. Rekomendasi inidapat berupa polish dan buffing,skim cut, penambahan materialdengan pengelasan, danpenggantian atas komponen yangrusak. Disposisi tersebutdiserahkan oleh ARF kepadapemilik BOP.

6) Setelah pemilik BOP menyetujuirekomendasi yang disampaikan,

ARF mulai melakukan reparasi.ARF melakukan perbaikan danpenggantian komponen-komponen yang dianggapmelebihi batas penggunaan.Setelah dilakukan perbaikan danpenggantian komponen, makadilakukan inspeksi akhir terlebihdahulu sebelum dirakit.

7) Kemudian setelah dilakukaninspeksi akhir dan perakitan, BOPtersebut dilakukanpengujian.

Gambar 6. Perbaikan PSL

Gambar 5. Uji material DT dan NDT

27


8) Peralatan yang diperbaikidilakukan pengujian tekanan yangmeliputi : tes hidrolik, tes wellbore(tekanan tinggi dan tekananrendah), dan shell test. Pengujiantersebut disaksikan oleh pemilikBOP dan inspektur migas.

9) Setelah pengujian akhir, dandinilai tidak ada kebocoran, tahapselanjutnya dilakukan proteksiterhadap semua daerah kritisdengan coating.

4. PENGUJIAN BOPBerdasarkan API RP 53, terdapat tiga jenispengujian pada BOP yaitu uji fungsi(function test), uji tekan (pressure test), danhydraulic test. Uji fungsi adalah pengujianpada BOP untuk memastikan bahwa BOPbisa berfungsi dengan baik. Wellbore testadalah pengujian pada BOP denganmemberikan tekanan tertentu pada PSLuntuk mengetahui ketahanan BOPmenghadapi tekanan. Hydraulic test adalahpengujian pada BOP dengan memberikantekanan pada komponen PSL yang bekerjasecara hidrolik. Dalam pemeriksaan rutinBOP, pengujian yang dilakukan adalahfunction test dan wellbore test.

4.1. Uji Fungsi (function test)

Berdasarkan API RP 53, uji fungsi harusdilakukan setiap seminggu sekali.Pengujian ini harus dilakukan ketika drillstring masih di dalam casing. Uji fungsidilakukan pada annular dan ram BOP.

pengujian ini dilakukan pada kondisichamber terbuka dan tertutup.Pada operasi siklus annular PSLmenutup, selang dihubungkan dariakumulator ke close port lalu pompadioperasikan untuk menaikkan tekananhingga piston akan naik. Waktu dantekanan yang dibutuhkan sehinggapiston annular BOP mampu naik danmembuat rubber packing elementmenutup harus dicatat.Pada operasi buka, selang dihubungkandari akumulator ke open port lalu pompadioperasikan hingga piston akan turuntanpa ada kenaikan tekanan. Pistondibiarkan turun ke posisi terbawah dantekanan dilepaskan.Bila pada saat piston turun terlihat adahambatan/kenaikan tekanan (melebihi200 psi) maka disarankan segeramenghubungi ARF. Pastikan juga oliatau liquid lain yang digunakan bersihdan sesuai standar yang telahdirekomendasikan.

Gambar 7. Coating PSL

28


Berdasarkan API RP 53, annular yangberukuran lebih kecil 18¾” waktumaksimum penutupannya adalah 30

detik sedangkan untuk annular ≥ 18¾”waktu maksimum penutupannya adalah45 detik.

Gambar 8. Uji fungsi Annular

Pengoperasian siklus buka-tutup padaram BOP juga mirip dengan annular.BOP dioperasikan dengan memberitekanan melalui close connection portuntuk menggerakkan piston ke arahdalam hingga close chamber terisipenuh oleh tekanan sebesar >200 PSI,kemudian tekanan dilepaskan. Pada

operasi buka ram BOP, tekanandiberikan melalui open connection portuntuk menggerakan piston ke arah luarhingga tekanan mencapai ≤200 PSIdan kemudian tekanan dilepaskan. RamBOP yang baik harus mampu membukaatau menutup paling lambat adalah 30detik untuk semua ukuran ram.

Gambar 9. Uji fungsi Ram

Tekanan yang direkomendasikantidak lebih dari 200 psi. Hal iniditujukan untuk mencegah kerusakanpada rubber dan selalu digunakanpipa casing sesuai ukuran, apabilapipe ram assembly diaplikasikan danterpasang dalam BOP.

Prosedur uji fungsi1) Catat tekanan awal akumulator

2) Matikan pompa elektrik danpneumatic

3) Tutup ram dan annular denganmemberi tekanan melalui HCR

4) Tunggu sampai tekanan stabil5) Catat waktu penutupan (dimulai

sejak mulai membuka HCRsampai tekanan stabil).

6) Catat waktu buka7) Catat tekanan akhir akumulator

29


8) Catat semua hasil dalam formatyang ditentukan.

4.2. Wellbore Test

Wellbore test dilakukan secara periodikuntuk memastikan kemampuan alatdalam menahan tekanan. Pengujianharus menggunakan air. Udara harusdibersihkan dari sistem sebelumpengujian tekanan.Frekuensi wellbore test antara lain:a) Sebelum melakukan pengeboranatau setelah instalasib) Setelah melakukan pembongkarandan perbaikanc) Periodik tidak lebih dari 21 hari,(tergantung kebutuhan)Semua komponen sistem pencegahsemburan liar yang terekspos ke lubangsumur harus diuji terlebih dahuludengan tekanan rendah kemudian barudiuji dengan tekanan tinggi. Tidakdiperbolehkan langsung melakukanpengujian tekanan rendah setelahtekanan tinggi, karena tekanan tinggidapat menginisiasi penutupan yang

kemudian masih berlanjut walaupuntekanan sudah diturunkan secaradrastis sehingga tidakmerepresentasikan kondisi tekananrendah. Berdasarkan API RP 53,pengujian tekanan rendah baik padaannular atau ram PSL dilakukan padatekanan 200 sampai dengan 300 psi.Pengujian tekanan rendah harusditahan minimal 5 menit.Pengujian tekanan tinggi terbagimenjadi dua jenis, yaitu initial highpressure dan subsequent highpressure. Pengujian Initial high pressureadalah pengujian di lokasi yang harusdilakukan sebelum pengeboran atausetelah instalasi BOP. Pengujiansubsequent high pressure adalahpengujian tekanan tinggi yang dilakukansecara periodik tidak lebih dari 21 hari.Pengujian initial high pressure padaannular BOP minimal 70% dari tekanankerja annular. Sedangkan pengujiantekanan tinggi pada bagian ram PSLadalah sesuai dengan tekanan kerjapada ram. Pengujian ini juga ditahanminimal selama lima menit.

Pengujian subsequent high pressurepada annular adalah 70% darimaximum working pressure, sedangkanpada bagian ram adalah lebih besar darimaximum anticipated surface pressuretetapi tidak melebihi maximum working

pressure ram. Pengujian ini juga ditahanminimal selama lima menit.Pada pengujian ini, tekanan diberikanpada close port sesuai dengan tekananoperasi maksimal 1500 psi. Kemudianpada lubang sumur (wellbore) diberitekanan melalui test port up sesuai

Gambar 10. Wellbore test pada annularPSL

Gambar 11. Wellbore test pada ramPSL

30


kriteria pengujian tekanan rendah dantekanan tinggi mengacu pada APIRP53. Kemudian pompa diisolasi dariPSL dan ditahan sampai dengan limamenit.

Prosedur wellbore test:1) Isolasi annular atau ram PSL yang

akan diuji2) Flush semua line3) Berikan tekanan melalui pompa

sebesar 200 psi4) Tunggu sampai lima menit, amati

apakah ada tekanan yang turun5) Jika ada, periksa letak kebocoran6) Jika tidak ada maka naikkan

tekanan menjadi 300 psi7) Jika tidak ada kebocoran, maka

ulangi langkah satu sampaidengan 6,

8) Naikkan tekanan dengankelipatan 100 psi, sampai tekananmaksimum sesuai syaratpengujian, dan ulangi langkah

pertama sampai 6 untuk setiapkenaikan tekanan,

9) Catat hasil pengujian;10) Turunkan tekanan.

4.3. Dokumentasi Pengujian

Hasil wellbore test dan function testharus didokumentasikan, meliputi :

1) Urutan tahap pengujian.

2) Durasi masing-masing pengujian.

3) Hasil wellbore test harusdidokumentasikan dan hasilnyaditandatangani oleh operatorpompa, tool pusher, danperwakilan perusahaan.

4) Masalah yang teridentifikasiselama pengujian dan semuatindakan yang dilakukan dalampenanggulangannya harusdidokumentasikan dengan baik.

Gambar 11. Contoh format pencatatan function testPSL

31


4.4. Pertimbangan Umum dalamPengujian

Pada saat pengujian, terdapat hal-halyang harus diperhatikan, yaitu :

Sebelum dilakukan pengujian,peringatkan semua kru di tempatoperasi tentang kegiatan pengujianyang akan dilakukan.

Kru pengeboran harusdiperingatkan ketika pengujiandilakukan. Hanya pihak-pihak yangberkepentingan yang bisamemasuki area pengujian.

Pada saat pengujian, tidakdiperbolehkan orang yang tidakberkepentingan mendekati cellararea atau di bawah derrick floor.

Hanya pekerja yang diautorisasioleh supervisor yang diperbolehkanmasuk dan memeriksa kebocoranperalatan

Perhatikan test plug yang berada diatas well head

Tekanan hanya boleh dilepaskanmelalui jalur pelepasan tekanan

Semua jalur dan sambungan yangdigunakan dalam pengujian harusdiberi proteksi yang cukup.

Pengujian dilakukan minimal olehsatu orang yang berpengalaman.

Frekuensi pengujian harus sesuaidengan standar API RP53.Diharapkan tidak melebihi ketentuankarena bisa merusak rubber padaBOP.

5. KESIMPULAN

1) BOP merupakan secondary controldalam penanganan kick pada operasipemboran dan/atau workover.

2) Prosedur pengujian harus dibuat secaratertulis dan ditandatangani oleh masing-masing personil yang menyusun, me-review, dan meng-approve prosedurtersebut.

3) BOP yang diuji harus mempunyaimarking yang menginformasikanidentitas dan spesifikasi dari BOPtersebut.

4) Kriteria penerimaan (acceptance criteria)dari pengujian hidrostatik BOP adalahtidak terlihat adanya kebocoran selamapengujian berlangsung.

5) Pada pressure chart harus tercantum:identitas BOP yang diuji, tandatanganpelaksana dan para saksi pengujian,identitas peralatan pressure recorder,dan tanggal dilakukannya pengujian.

Gambar 12. Contoh format pencatatan wellbore testPSL

32


DAFTAR PUSTAKA

1. UU No. 22 tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi2. PP No. 35 tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Migas3. Permen 06.P/0746/M.PE/1991 tentang Pemeriksaan Keselamatan Kerja atas Instalasi,

Peralatan dan Teknik yang dipergunakan dalam Pertambangan Minyak dan Gas Bumidan Pengusahaan Sumber daya Panas bumi

4. SNI 13-6910-2002 tentang Operasi Pemboran Darat dan Lepas Pantai yang Aman diIndonesia

5. API RP 53 Edisi Ketiga, Maret 1997, tentang Recommended Practice for BlowoutPrevention Equipment Systems for Drilling Wells.

6. IADC Pusdiklat Migas Manual, 2014, IADC Drilling Well Control, Cepu, Indonesia

7. Van Vegchel J. , 2006, Well Control and Blowout Prevention, University of New SouthWales, Australia.

blow out preventer test sebagai bagian dari pemeriksaan · pdf filekomponen utama dan prinsip...

Documents