Slide 1

Materi Well Control

Prinsip Dasar Well ControlKicks dan Deteksi Kick Prosedur Menutup SumurMetode Well ControlPeralatan Well ControlSistem Kontrol Surface BOPSistem Kontrol Sub-Sea BOP dan Sistem Marine Riser

Mengapa Kita Ada Di Sini?Industri minyak menghabiskan jutaan dolar setiap tahunnya untuk masalah well control. Masalah lingkungan sebagai akibat dari masalah kontrol sumur berperan menambah komponen biaya. Tetapi masalah well control dapat berakibat pada kehilangan sesuatu yang lebih berharga daripada uang, JIWA MANUSIA. Mengapa Kita Ada Di Sini?Masalah dapat terjadi di perusahaan dan di tahapan manapun: eksplorasi, pengembangan atau workover, sumur dalam atau dangkal, dan tekanan tinggi (12,000 psi) atau rendah (15 psi). Potensi masalah well control dan blow-out selalu ada. 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.Konsep Well ControlPrinsip Dasar Well Control

Berdasarkan fungsinya, well control dapat dikategorikan menjadi 3 (tiga) yaitu : Primary well control Secondary well control Tertiary well control

1. FluidaSetiap materi yang tidak solid dan dapat mengalir. Dalam kondisi tertentu, garam, baja dan batu bisa menjadi fluida dan fakta hampir semua materi / padatan dapat menjadi fluida di bawah tekanan dan suhu yang ekstrim.

8 (delapan) fungsi dasar dari fluida pemboran (drilling fluid) adalah :Transportasi cutting ke permukaanMenjaga suspensi dari cutting ketika sirkulasi berhentiKontrol dari tekanan annulusPelumas dan pendingin dari rangkaian pipa pemboran Penyediaan untuk menunjang dinding sumurMengirimkan energi hidrolik

8 (delapan) fungsi dasar dari fluida pemboran (drilling fluid) adalah :Menjaga suspensi dari peralatan pemboran dan casingMenjadi media yang cocok untuk wireline logging

2. 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 !Hidrostatik = 5000 psiHidrostatik = 5000 psiBHP = 5000 psi0psi0psiTekanan / pressure01 lb1 lb1 lb123Total gaya ke bawah sebesar 3 lbs tapi apakah ini tekanan / pressure?BUKAN!lbTekanan1 lb1 lb1 lb0123Gaya ke bawah sebesar 3 lbs dirasakan oleh total area permukaan 1 in2. Apakah ini tekanan?Gaya = 3 lbs = 3 psiLuas 1 in2YA!lb110lb111Di 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 lumpurPSIhidrostatik = Berat lumpur ppg x 0.052 x Tinggi Vertikal lumpurApakah 0.052?12 X 12 = 144 in2121212111 ft. = 0.052 gal.Satu kaki kubik kontainer mampu menampung 7.5 galon lumpur.Karena kita mengukur tekanan dalam in2, kita bagi dengan in2.Jika kita bagi 7.5 galon dengan 144 in2, diketahui bahwa kolom lumpur 1 in. X 1 in. X 1 ft. tinggi menampung 0.052 galon lumpur.Gradien111 ft. = 0.052 gal.Kerapatan lumpur diukur dalam pound per galon (ppg) kalikan dengan 0.052 didapatkan tekanan hidrostatik (psi). Tekanan hidrostatik untuk tiap satu kaki lumpur disebut gradien tekanan (G) lumpur atau perubahan tekanan per kaki (psi/ft).Gradienpsi/ft = Berat lumpur ppg x 0.052 x 1ftJika 0.052 galon kontainer diisi 10 ppg lumpur, berapa tekanan yang ada?10ppg x 0.052gal/sq. in./ft = Tekananft10 x 0.052 = 0.52 psiftArtinya untuk setiap kaki lumpur di sumur, tekanan akan meningkat0.52 psi. Karena, Gradienpsi/ft x TVDft = Tekanan hidrostatikpsi1110TVD vs MDKerapatan lumpur adalah fungsi dari gaya gravitasi di mana gravitasi merupakan komponen vertikal, tekanan hidrostatik di dasar adalah jumlah seluruh komponen vertikal.Sketsa sebuah lubang miring menjelaskan bagaimana fakta ini benar. Terlihat bahwa kolom lumpur dapat diibaratkan sebagai susunan kotak, di mana berat tiap kotak menekan vertikal blok di bawahnya.Di sini kita lihat tinggi vertikal (kedalaman) kolom lumpur, bukan panjang terukur, yang harus digunakan dalam perhitungan tekanan.Persamaan TekananTekanan Hidrostatik (psi) = MW (ppg) X 0.052 X Kedalaman (ft)HP = PPG X 0.052 X TVDGradien (psi/ft) = Berat Lumpur (ppg) X 0.052 G = MW X 0.052Tekanan Hidrostatik(psi) = Gradien (psi/ft) X Kedalaman (ft.)HP = G X TVDBerat Lumpur Ekuivalen (ppg) = Gradien (psi/ft) 0.052EMW = G 0.052 orEMW = Press. TVD 0.052Gradien (psi/ft.) = Tekanan (psi) Kedalaman (ft.)G = P TVDTekanan di Dasar = Tekanan Hidrostatik + Pembaca TekananKapasitasUntuk menghitung kapasitas lumpur di antara pipa dan casing (Kapasitas Annulus), persamaan yang digunakan: (ID2 - OD2) 1029.4 = bbl/ft1 ft of pipe 8.68 ID Casing(ID2 - OD2) 1029.4 = bbl/ft(8.682 - 52) 1029.4 =[(8.68 x 8.68) - (5 x 5)] 1029.4 = 50.34 1029.4 = 0.0489 bbl/ft0.0489 bbllumpur5 OD pipaSegitiga PersamaanTekananpsiTekanan psi =MWppgMWppgXX0.0520.052XXTVDftTVDftJika anda ingin mencari tekanan, masukkan informasi yang diketahui dan gunakan persamaan di atas.Segitiga PersamaanPressurepsiMWppgX0.052XTVDft1) SIDPP sebesar 500 psi. TVD sebesar 11,000 ft.MW = 11.2 ppg. Berapa kenaikan MW diperlukan untuk mematikan sumur? Berapa besar KWM baru?

_______ppg KWM = ______ppg 500 psi?11000 ft 500 psi MWppg =0.0520.052 x 11000 ft0.87 Jika anda ingin mencari MW, masukkan informasi yang diketahui dan gunakan persamaan.MWppg = 500 572KWM = 0.87 + 11.2 = 12.0712.1Segitiga PersamaanPressurepsiMWppgX.052XTVDftJika anda ingin mencari TVD, masukkan informasi yang diketahui dan gunakan persamaan.1) Ketika mencabut, dipakai lumpur 9.6 ppg, anda lupa mengisi lubang. Jika di atas seimbang sebesar 100 psi, berapa besar penurunan lumpur sebelum mencapai di bawah seimbang?_______ftFT =? 100 psi 100psi 9.6ppg x9.6ppg0.0520.052FT = 100 0.5Di kalkulator anda masukkan: 9.6 x 0.052 = 0.5 psi/ft 100 0.5 = 200ft200Tekanan FormasiTekanan 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.Tekanan FormasiSetiap tekanan formasi di atas atau di bawah gradient ini disebut dengan tekanan abnormal (abnormal pressure).

Penyimpangan ini dapat lebih kecil dari 0,465 psi/ft (subnormal pressure) atau lebih besar dari 0,465 psi/ft (over pressure).

Pada umumnya tekanan subnormal tidak banyak menimbulkan problema pemboran jika dibandingkan dengan over pressure.

TEKANAN FORMASI8.4-8.9 ppg adalah Tekanan Formasi Normal

Tekanan Formasi Over Pressure lebih besar dari 8.9 ppgTekanan Formasi Subnormal lebih kecil dari 8.4 ppg Meningkatnya berat spons, lumpur tertekan ke luar.Jika dibuat lubang di dasar spons, tidak ada sesuatu terjadi.Jika spons dibungkus plastik (ditutup) maka lumpur tidak dapat ke luar dantertekan oleh berat spons di atasnya.Jika anda membuat lubang di dasar spons, akan terjadi semburan ke luar

Pformasi= 4500 psiTEKANAN FORMASI Normal, Abnormal & SubnormalA10,000B8,0004,500 10,000 = 0.450 psi/ft0.450 0.052 = 8.7 ppg4,500 8,000 = 0.560 psi/ft0.560 0.052 = 10.8 ppgTekanan formasi 4,500 psi di 8,000 termasuk tekanan Abnormal!KOMUNIKASI DI PERMUKAAN BERBAHAYA PADA SUMUR ANDA!CHARGED SANDSPenyemenan yang buruk dapat berakibat komunikasi dengan bagian luar casing.Lokasi Di Atas Struktur Daerah Bertekanan NormalGASPA = 4100 x 0.465 psi/ft = 1906 psi MW a = 8.9 ppgPASIRSUMUR A3600390040004100LEMPUNGLEMPUNGABCDSUMUR BSUMUR CSUMUR DSEMUA ZONA GRADIEN NORMALPB = 4000 x 0.465 psi/ft = 1860 psi MW b = 8.9 ppgPC = PB= 1860 psi G = 1860 / 3900ft = 0.477 psi/ft MW C = 9.2 ppgPD= PC= PB= 1860 psi G = 1860 / 3600ft = 0.517 psi/ft MW D = 9.9 ppgKONTAK GAS/AIRApa yang terjadi jika fluida dalam annulus lebih berat daripada fluida di dalam string?

Fluida yang lebih berat di annulus menekan ke bawah sehingga mengalir ke dalam string. Sehingga fluida yang lebih ringan di dalam string terdesak mengalir ke permukaan. Level dari fluida di annulus akan turun, karena kesetimbangan tekanan.

Pipa U10,000 kakiKetika mengebor sumur, kita menghadapi efek Pipa U. Workstring danannulus membentuk U-tube. Pembaca tekanan = Tekanan di Dasar.Jika kita mengisi tabung kaca dengan lumpur beratnya 9.6 ppg ke mana lumpur bergerak dan berapa pembaca tekanan?10 ft9.6ppg x 0.052 x 10ft = 5Pipa UJika kita memasukan lumpur beratnya 12 ppg di tabung apa yang akan terjadi dan berapa pembaca tekanan?10 ft= 12ppg x 0.052 x 10ft6Dua kolom lumpur yang berhubungan di dasar akan seimbang pada kondisi statik.Pipa UPraktek Pipa U6000 ft6000 ft TVD1,500 ft - 13.6 ppgAIR4,000 ft - 10.2 ppg10.2 ppg10.2 x 0.052 x 6,000 == (1060) + (2122) 318213.6 x 0.052 x 1,500 = 1060 psi10.2 x 0.052 x 4000 = 2122 psiHitung Tekanan di Dasar!Praktek Pipa U6000 ft TVD6000 ft1,000 ft - 10 ppg5,000 ft - 9.6 ppg5,500 ft - 10 ppg500 ft - 6 ppg10 x 0.052 x 1000 = 5209.6 X 0.052 x 5,000 = 249610 x 0.052 x 5,500 = 28606 x 0.052 x 500 = 156520 + 2496 == 2860 + 1563016Hitung Tekanan di Dasar!Pengisian SlugPraktekPipa USlug adalah lumpur yang mempunyai berat jenis lebih besar 3 4 ppg dari berat jenis lumpur yang ada di dalam lubang.

Tujuan pengisian slug adalah untuk mengosongkan drill pipe sepanjang yang diinginkan di bawah rotary table saat mencabut rangkaian pemboran.

Persamaan pengisian slug :hs x MWs = MWm (hs + hk)

PraktekPipa U6000 ft TVD6000 ft6,000 ft - 10.5 ppg1,200 ft - 12 ppg10.5 x 0.052 x 6000 = 3276 psi327612 x 0.052 x 1200 = 749 psi2527 0.052 10.5 = 4628 ft3276 - 749 = 2527 psi 6000 - 4628 - 1200 = 172 ftHitung berapa banyak slug yang turun!PraktekPipa U6000 ft TVDJika kedua kolom lumpur tidak seimbang dan lumpur tidak ada yang ke luar, tekanan akan terjadi.6,000 ft - 12.5 ppg6,000 ft - 10 ppg6000 ftBHP == Pembaca Tekanan. 6,000 ft - 12.5 ppg6,000 ft - 10 ppg6000 ftJIKA:12.5 x 0.052 x 6000 = 3900 psi3900Maka BHP =JIKA:10 x 0.052 x 6000 =3120 psiPembaca Tekanan Permukaan =3900 - 3120 = 780 psi 780Ingat !Hidrostatik = 3900 psiHidrostatik = 3120 psiBHP = 3900 psi0psi780psiLUMPUR2000PANJANG 101500PANJANG 13.51000PANJANG 20500PANJANG 400PANJANG 600-1200Ekspansi Tak TerkontrolP2 = Where?V2 = ? bblsP2 = Where?V2 = ? bblsHidrostatik Baru = (9.6 X 0.052) X 1000 = 500 psiP2 = Where?V2 = ? bbls20 bblHidrostatik Baru =(9.6 X 0.052) X 100 =50 psi? bbl GasBagian atasgas 100EKSPANSI GASP 1 X V1 = P2 X V2 or V2 = (P1 X V1) P210 bbl gasHidrostatik =(9.6 X 0.052) X 10,000 =5000 psiHidrostatik Baru =(9.6 X 0.052) X 5000 =2500 psi? bbl GasBagian atasgas 5000? bbl GasBagian atasgas 1000P1 = 5000 psiV1 = 10 bbl2500 psi500 psi50 psi100 bbl1000 bblINVERSI TEKANAN 250 Pembaca Tekanan.+ 4930 Hidrostatik 5180 psi Tekanan Gas. 250 Pembaca Tekanan.+ 2500 Hidrostatik di shoe 2750 psi di casing shoe250143 ftHidrostatik = (10000 143) X 0.052 X 9.6= 4930 psi INVERSI TEKANAN143 ft2680 5180 psi di shoe- 2500 Hidrostatik di shoe 2680 Pembaca Tekanan. 5180 Tekanan Gas.+ 2430 Hidrostatik 7610 psi di DasarHidrostatik =5000 X 0.052 X 9.6 = 2500 psiHidrostatik =(5000 143) X 0.052 X 9.6= 2430 psi

5180Casing Shoe di 5000 ftINVERSI TEKANAN143 ft5180 5180Hidrostatik = (10000 143) X 0.052 X 9.6 = 4921 psi 5180 Tekanan Gas.+ 2430 Hidrostatik di shoe 7610 psi di shoe 5180 Tekanan Gas.+ 4921 Hidrostatik10,101 psi di Dasar10000 ftTekanan Rekah (Fracture Pressure)Tekanan yang diperlukan untuk membuat formasi menjadi retak (rusak) secara permanen.

Tekanan rekah pada setiap kedalaman yang sama bisa memiliki nilai yang bervariasi tergantung dari wilayah geologinya.

Gradien rekah formasi biasanya bertambah dengan kedalaman karena penambahan tekanan overburden. Formasi yang kompak memerlukan tekanan rekah yang tinggi.

APAKAH L.O.T ?L.O.T. (Leak-Off Test) dilakukan dengan mengebor shoe dan 10 - 50 formasi baru. Tutup annular dan pompakan ke dalam sumur sampai anda meretakkan formasi dengan lumpur yang digunakan.

Tujuan dari L.O.T adalah untuk memperkirakan tekanan dan berat jenis lumpur maksimum yang digunakan.

Kita sekarang dapat menghitung Tekanan Rekah (Fracture gradient) dan EMW (Equivalent Mud Weight / Berat Lumpur Ekuivalen).Teknik L.O.T 1

Sumur ditekan dengan penambahan 100 psi atau fluida dipompa ke dalam sumur sekitar 1,5 bbls penambahan.Setelah setiap kenaikan tekanan, pompa dihentikan dan tekanan ditahan selama sekitar 5 menit. Jika tekanan bertahan (holding), dumur ditekan lagi.Test dianggap selesai jika tekanan tidak akan bertahan (holding) setelah dicoba beberapa kali atau sumur tidak mengalami kenaikan lebih lanjut.

Data LOT

Teknik L.O.T 2

Choke di manifold dibuka dan pompa dihidupkan pada posisi idle.Choke ditutup untuk menaikan tekanan. Setiap pertambahan 100 psi untuk setiap interval tekanan volume fluida di pit diawali sampai kondisi tertentu bahwa tidak ada fluida hilang ke formasi.Test dianggap selesai pada tekanan dimana fluida secara terus menerus hilang ke formasi. Beberapa fluida akan hilang disetiap kenaikan tekanan.

APAKAH F.I.T?F.I.T. (Formation Integrity Test) dilakukan dengan mengebor shoe dan 10 - 50 formasi baru. Tutup annular dan naikkan tekanan sampai nilai tertentu dengan lumpur anda. Jika formasi dapat menahan tekanan ini, tes dinyatakan bagus.

Kita sekarang dapat menghitung EMW (Equivalent Mud Weight / Berat Lumpur Equivalen). F.I.T. mirip seperti pengetesan tekanan pada jalur semen atau BOP.Equivalent Mud Weight (EMW)Berat jenis maksimum yang diijinkan agar formasi tidak pecah.

EMW = MW + (P : (0.052 x TVD))

Berapakah berat jenis equivalent (EMW) lumpur pada kedalaman 5220 ft (MD) dan 5000 ft (TVD) dengan berat jenis lumpur 8.8 ppg? Saat sumur ditutup tekanan permukaan yang tercatat pada manometer casing 375 psi

EMW = 8.8 + (375 : (0.052 x 5000)) = 8.8 + 1.44 = 10.24 ppg

LOT vs FITLOTSumur explorasiPengembangan sumur di platform baruPengembangan sumur di lapangan lama yang tidak pernah dibor belakangan.FITPengembangan sumur dengan data di sekitar sumur yang valid.Tidak dapat melakukan LOTMENGAPA KITA MELAKUKAN L.O.T ATAU F.I.T ?Setiap kita selesai melakukan penyemenan pada casing tertentu, L.O.T atau F.I.T harus dilakukan untuk memverifikasi bahwa casing, semen, dan formasi di bawah casing shoe dapat menahan tekanan lubang sumur yang direncanakan untuk casing shoe berikutnya.Bagaimana hubungan antara L.O.T, Desain Sumur dan Kontrol Sumur ?Kita mulai mengebor menggunakan desain sumur dengan nilai teoritis untuk tekanan pori dan gradien retak. L.O.T. memberikan nilai aktual untuk tekanan retak dan batasan berat lumpur untuk mengebor bagian selanjutnya dari lubang. Ketika digabungkan bersama, anda dapat mengontrol sumur.Benarkah pemikiran bahwa Leak-Off Test (L.O.T.) / Formation Integrity Test (F.I.T) dan Desain Sumur dalam Well Control, tidak berhubungan?Pemikiran ini tidak benar, karena ketiganya hampir sama dan berhubungan.U-TubeKetiganya menggunakan berikut:TekananHukum Boyle (P1 x V1 = P2 x V2)Tekanan Pori (Pore Pressure/tekanan formasi)Gradien Retak (seberapa kuat formasi)Penempatan Shoe Penempatan shoe di batuan keras, kompeten, dengan sedikit atau tanpa permeabilitas, memastikan tekanan retak yang tinggi dan memberikan desain sumur yang lebih baik, dalam hal ini lempung.

Apa yang bisa salah dari sini? Penempatan shoe di batuan lemah dan permeabel memberikan tekanan retak yang rendah dan membatasi desain sumur anda, dalam hal ini batuan pasir.

ECD (Equivalent Circulating Density)Peningkatan densitas akibat adanya gesekan dan biasanya dinyatakan dalam pound per galon (ppg). ECD (ketika berada di muka sirkulasi) Densitas fluida secara nyata yang dihasilkan dari penambahan gesekan annular dengan densitas fluida yang sebenarnya di dalam sumur.ECD (Equivalent Circulating Density) PaECD = MW + 0,052 x TVD

Dimana :ECD = equivalent circulating density, ppgMW = berat lumpur, ppgPa = tekanan gesek di annulus, psiTVD = true vertical depth, ft

ECD2300215014051150Kehilangan Gesekdi Drill string = 745 psiKehilangan Gesekdi bit = 1290 psiKehilangan Gesek di Annulus (AFL) = 115 psiAnnular BukaTVD = 10,000 ftBerat lumpur = 10 ppgSPM = 100Hidrostatik = 10 X 10,000 X 0.052 = 5,200 psiKehilangan Gesekdi Jalur Permukaan= 150 psiSirkulasi BHP = 5,200 + 115 = 5,315 psiECD = 5,315 10,000 0.052 = 10.22 ppgBERAPA TEKANAN YANG DIRASAKAN DI DASAR?ECD2300215074520350Kehilangan Gesekdi Drill string = 745 psiKehilangan Gesekdi bit = 1290 psiKehilangan Gesek di Annulus (AFL) = 115 psiAnnular TutupTVD = 10,000 ftBerat Lumpur = 10 ppgHidrostatik = 10 X 10,000 X 0.052 = 5,200 psiKehilangan Gesekdi Jalur Permukaan= 150 psiBERAPA TEKANAN YANG DIRASAKAN DI DASAR?

SPM = 100Sirkulasi BalikSirkulasi BHP = 5,200 + 2,035 = 7,235 psiECD = 7,235 10,000 0.052 = 13.91 ppgTekanan SwabPada kondisi statik, tekanan di dasar = tekanan hidrostatik.Saat pipa dicabut, gesekan menyebabkan tekanan swab yang arahnya ke atas.Tekanan SwabBHP = 10,000 X 10 X 0.052 = 5,200 psi10,000 ft10 ppgTekanan Formasi = 5,100 psiTekanan Swab10,000 ft10 ppgTekanan Formasi = 5,100 psiBHP = (10,000 X 10 X 0.052) - 150 psi = 5,050 psiPada contoh ini, tekanan swab lebih 50 psi dari batas atas keadaan seimbang. Ini menyebabkan lumpur formasi masuk sumur. Jika tekanan swab melebihi dari batas atas keadaan seimbang, lumpur formasi akan masuk ke dalam sumur.Tekanan Swab = 150 psiTekanan Swab10,000 ft10 ppgTekanan Formasi = 5,100 psiBHP = 10,000 X 10 X 0.052 = 5,200 psiMeskipun di atas seimbang kembali, lumpur yang ter-swabmasih tetap ada di dalam sumur.Ketika gerakan pipa dihentikan, gesekan hilang dandi atas seimbang kembali.Influks ini menyebabkan sedikit migrasi atau tidak sama sekali dan tidak ada ekspansi. Cek aliran tidak akan menunjukkan aliran.TETAPI ADA KICK DI DALAM SUMUR!!Tekanan Swab10,000 ft10 ppgFaktor yang menyebabkan tekanan swab: Ruang bebasTitik Leleh (yield point) dan Kekuatan Gel Lumpur (gel strength) Kecepatan mencabut pipa Panjang Drill stringTekanan Surge10,000 ft10 ppgFaktor yang menyebabkan tekanan surge: Ruang bebas Titik Leleh dan Kekuatan Gel Lumpur Kecepatan gerakan pipa Panjang Drill stringTekanan Surge adalah gaya ke bawah yang muncul akibat diturunkannya drill string dan menyebabkan gesekan karena lumpur dibuang keluar lubang. Tekanan surge meningkatkan BHP.Tingginya tekanan surge dapat mengakibatkan pecahnya formasi dan kehilangan sirkulasi.Tekanan Surge = 150 psiDisaat mencabut rangkaian, lumpur akan mengisi ruang yang akan ditinggalkan oleh pipa yang dicabut.

Bila lupa atau terlambat mengisi lumpur kedalam lubang, maka : Volume lumpur di dalam lubang akan berkurang.Tinggi kolom lumpur di dalam lubang akan berkurang.Tekanan hidrostatik lumpur di dasar lubang berkurang.

Dalam mencabut rangkaian pipa pemboran dikenal dua istilah, yaitu : Cabut Basah dan Cabut Kering.

Persamaan yang umum digunakan dalam Cabut Basah dan Cabut Kering :

Drill Pipe Displacement (DPdisp) = (ODdp2 IDdp2) : 1029.4

Drill Pipe Capacity (DPcap) = 0.00097 x IDdp2

Annular Capacity (Anncap) = 0.00097 x (IDc2 ODdp2)

Casing Capacity (Cascap) = 0.00097 x IDc2

Pengurangan Volume Lumpur Dalam Lubang :Vol = 0.00097 x L x ODdp2 (cabut basah)atau :Vol = L x DPdisp (cabut kering)

Pengurangan Tinggi Kolom Lumpur Dalam Lubang :h = Vol / Anncap (cabut basah)atau :h = Vol / (Anncap + DPcap) (cabut kering)atau :h = Vol / 0.00097 ((IDc2 ODdp2 + IDdp2) (cabut kering)Pengurangan Tekanan Hidrostatik Lumpur di Dasar Lubang (Ph) : Ph = MW x 0.052 x hCabut Basah (Wet Pull)Kondisi dimana saat mencabut rangkaian pemboran lumpur ikut terangkat di dalam rangkaian yang dicabut.

Saat melepaskan sambungan lumpur akan tumpah di atas rotary table.

Kondisi yang terlihat pada saat cabut basah :Lumpur di dalam rangkaian yang dicabut ikut terangkat ke permukaan. Lumpur di annulus turun.

Cabut basah terjadi apabila :Rangkaian memakai DP Float (Bit Float Valve) yang dipasang di atas bit.Bit mempunyai ukuran nozzle yang kecil.

Pengurangan volume lumpur pada saat cabut basah disebabkan :Volume lumpur displacement drill pipe yang diangkat atau dicabut.Volume lumpur yang terangkat di dalam rangkaian yang dicabut.

Perhitungan Cabut Basah :Drill Pipe DisplacementDrill Pipe CapacityAnnular CapacityCasing CapacityPengurangan Volume Lumpur dalam LubangPengurangan Tinggi Kolom Lumpur dalam LubangPengurangan Tekanan Hidrostatis di Dasar LubangDrill Pipe 5 OD, 4.276 ID, 1 stand = 90 ft. Dicabut basah 12 stands. Casing yang sudah terpasang 9-5/8 OD, 9.1 ID. Berat jenis lumpur di dalam lubang adalah 11 ppg.

Berapakah :Drill Pipe Displacement? Drill Pipe Capacity?Casing Capacity? Annular Capacity? Penurunan Volume Lumpur di Dalam Lubang?Penurunan Tinggi Kolom di Dalam Lubang? Penurunan Tekanan Hidrostatis Lumpur di Dasar Lubang? 0.0065 bbl/ft0.0177 bbl/ft0.0803 bbl/ft0.0561 bbl/ft26.19 bbl466.85 ft267 psiPenyelesaian :DPdisp = 0.00097 (52 4.2762) = 0.0065 bbl/ft

DPcap = 0.00097 (4.2762) = 0.0177 bbl/ft

Cascap = 0.00097 (9.12) = 0.0803 bbl/ft

Anncap = 0.00097 (9.12 - 52) = 0.0561 bbl/ft

Vol = 0.00097 (52) x 12 x 90 = 26.19 bbl

h = 26.19 / 0.0561 = 466.85 ft

Ph = 11 x 0.052 x 466.85 = 267 psi

Drill Pipe 5 OD, 4.276 ID, 1 stand = 90 ft. Dicabut basah. Casing yang sudah terpasang 9-5/8 OD, 9.1 ID. Berat jenis lumpur di dalam lubang adalah 11 ppg. Bila penurunan tekanan hidrostatis lumpur di dasar lubang yang diperbolehkan adalah 65 psi. Berapakah jumlah stands maksimum Drill Pipe dicabut sebelum mengisikan lumpur ke dalam lubang?

2 standsPenyelesaian :h = 65 / 0.052 x 11 = 113.6 ftVol = 113.6 x 0.0561 = 6.38 bblL = 6.38 / (0.00097 x 52) = 263.42 ftJumlah stands maksimum DP yang boleh dicabut sebelum mengisi lumpur ke dalam lubang : 263.42 / 90 = 2.9 stands 2 stands

Cabut Kering (Dry Pull)Kondisi dimana saat mencabut rangkaian pemboran, lumpur tidak ikut terangkat di dalam rangkaian yang dicabut.

Saat melepaskan sambungan rangkaian pemboran lumpur tidak ada yang tumpah di atas rotary table.10 stands (1 stand = 90 ft) Drill Pipe 5 OD, 4.276 ID dicabut kering. Berat jenis lumpur di dalam lubang 11 ppg. Data yang diketahui yaitu : Drill Pipe capacity 0.0177 bbl/ft, Casing capacity 0.08033 bbl/ft dan Annular capacity 0.0561 bbl/ft.Berapakah :a. Penurunan volume lumpur yang diperbolehkan di dalam lubang?b. Penurunan tinggi kolom lumpur di dalam lubang?c. Penurunan tekanan hidrostatis di dasar lubang?5.94 bbl80.48 ft46.03 psiPenyelesaian :Vol = L x (Cas cap Ann cap DP cap) = 10 x 91 x (0.08033 - 0.0561 0.0177) = 5.94 bbl

b. h = Vol / (Ann cap + DP cap) = 5.94 / (0.0561 + 0.0177) = 80.48 ft

c. Ph = MW x 0.052 x h = 11 x 0.052 x 80.48 = 46.03 psi

Drill Pipe 5 OD, 4.276 ID, 1 stand = 90 ft dicabut kering. Casing yang sudah terpasang 9-5/8 OD, 9.1 ID. Berat jenis lumpur di dalam lubang 11 ppg. Bila penurunan tekanan hidrostatis di dasar lubang yang diperbolehkan 65 psi.

Berapakah :Penurunan tinggi kolom lumpur maksimum di dalam lubang?Penurunan volume lumpur maksimum di dalam lubang?Panjang maksimum DP dicabut sebelum mengisikan lumpur ke dalam lubang?Jumlah stands maksimum DP dicabut sebelum mengisikan lumpur ke dalam lubang?

113.6 ft8.36 bbl1289.23 ft14 standsPenyelesaian :Ph = MW x 0.052 x h h = Ph : (MW x 0.052) h = 65 : (11 x 0.052) = 113.6 ft

h = vol : (0.0561 + 0.0177) vol = h : (0.0561 + 0.0177) vol = 113.6 : 0.0738 = 8.36 bbl

vol = 0.00097 (OD2 ID2) x L L = vol : (0.00097 (OD2 ID2)) = 8.36 : (0.00097 (52 4.2762)) = 1289.23 ft

L = 1289.23 : 90 = 14 stands

Kesimpulan

Cabut basah mempunyai resiko yang besar untuk terjadi kick.Agar mencabut drill pipe betul-betul kering, sering dibuat rangkaian drill pipe di bawah rotary table dikosongkan terlebih dahulu beberapa batang sebelum dilakukan pencabutan drill pipe. Caranya adalah dengan memompakan slug ke dalam rangkaian pemboran. Tekanan SwabPada kondisi statik, tekanan di dasar = tekanan hidrostatik.Saat pipa dicabut, gesekan menyebabkan tekanan swab yang arahnya ke atas.Tekanan SwabBHP = 10,000 X 10 X 0.052 = 5,200 psi10,000 ft10 ppgTekanan Formasi = 5,100 psiTekanan Swab10,000 ft10 ppgTekanan Formasi = 5,100 psiBHP = (10,000 X 10 X 0.052) - 150 psi = 5,050 psiPada contoh ini, tekanan swab lebih 50 psi dari batas atas keadaan seimbang. Ini menyebabkan lumpur formasi masuk sumur. Jika tekanan swab melebihi dari batas atas keadaan seimbang, lumpur formasi akan masuk ke dalam sumur.Tekanan Swab = 150 psiTekanan Swab10,000 ft10 ppgTekanan Formasi = 5,100 psiBHP = 10,000 X 10 X 0.052 = 5,200 psiMeskipun di atas seimbang kembali, lumpur yang ter-swabmasih tetap ada di dalam sumur.Ketika gerakan pipa dihentikan, gesekan hilang dandi atas seimbang kembali.Influks ini menyebabkan sedikit migrasi atau tidak sama sekali dan tidak ada ekspansi. Cek aliran tidak akan menunjukkan aliran.TETAPI ADA KICK DI DALAM SUMUR!!Tekanan Swab10,000 ft10 ppgFaktor yang menyebabkan tekanan swab: Ruang bebasTitik Leleh (yield point) dan Kekuatan Gel Lumpur (gel strength) Kecepatan mencabut pipa Panjang Drill stringTekanan Surge10,000 ft10 ppgFaktor yang menyebabkan tekanan surge: Ruang bebas Titik Leleh dan Kekuatan Gel Lumpur Kecepatan gerakan pipa Panjang Drill stringTekanan Surge adalah gaya ke bawah yang muncul akibat diturunkannya drill string dan menyebabkan gesekan karena lumpur dibuang keluar lubang. Tekanan surge meningkatkan BHP.Tingginya tekanan surge dapat mengakibatkan pecahnya formasi dan kehilangan sirkulasi.Tekanan Surge = 150 psiKICKS DAN DETEKSI KICKSKickPENYEBABKONDISI UTAMA YANG MENYEBABKAN TERJADINYA KICK:TEKANAN DI LUBANG SUMUR MENJADI LEBIH KECIL DARI TEKANAN DI FORMASISebab-Sebab Terjadinya KickTekanan formasi lebih besar dari tekanan hidrostatisTekanan formasi yang melebihi tekanan hidrostatis lumpur menyebabkan fluida formasi mengalir masuk ke dalam lubang bor dan mendorong lumpur keluar dari dalam lubang bor

Tinggi Kolom Lumpur Turun2.1. Lumpur masuk ke dalam formasiFormasi rekahan secara alamiah atau adanya gua-guaFormasi 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

Tekanan Formasi AbnormalBiasanya 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

3.1. Patahan (Faults)Patahan menyebabkan pengangkatan atau penurunan suatu formasi sehingga memungkinkan tekanan di sekitar patahan tersebut menjadi abnormal.

3.2. Struktur reservoir yang luasSuatu reservoir yang luas dan terdapat gas cap dipuncaknya, akan terjadi tekanan yang abnormal sewaktu menembus formasi gas tersebut.

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.

3.4. Lensa-lensa pasirLensa-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.

3.5. Komunikasi tekanan antar lapisanSuatu 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.

Tanda-Tanda Terjadinya KickDrilling Break Bertambahnya kecepatan laju pemboran (ROP) secara mendadak karena menembus formasi yang lunak, porous, bertekanan abnormal atau rekahan-rekahan.

Drilling break tidak selalu menandakan terjadinya kick di dalam lubang. Tetapi drilling break harus diwaspadai dan dilakukan pengamatan lebih lanjut.

Kecepatan aliran lumpur bertambahDisebabkan masuknya fluida formasi ke dalam lubang bor karena tekanan hidrostatis sumur lebih kecil dari tekanan formasi.

Dideteksi melalui flow sensor yang terpasang di flow line.Volume lumpur di tangki bertambahMenunjukkan bahwa fluida formasi sudah masuk ke dalam lubang bor.Peralatan untuk mengamati perubahan volume lumpur yang dipasang pada tangki lumpur adalah mud volume totalizer (PVT)Berat jenis lumpur turunDisebabkan oleh masuknya fluida formasi sehingga berat jenis dan tekanan hidrostatis lumpur pemboran mengalami penurunan.

Stroke pemompaan lumpur bertambahMasuknya fluida formasi yang menyebabkan berat jenis lumpur pemboran di dalam lubang menurun sehingga penahan dorongan pompa akan berkurang. Hal ini mengakibatkan stroke pemompaan bertambah.

Tekanan sirkulasi lumpur turunKarena tekanan hidrostatis turun akibat masuknya fluida formasi dalam lubang, maka tekanan sirkulasi akan turun juga karena tekanan yang diperlukan untuk mendorong lumpur di annulus makin ringan.

Temperatur lumpur meningkatNaiknya temperatur lumpur pada flowline dapat pula menunjukkan kemungkinan adanya formasi tekanan tinggi (abnormal pressure). Pada formasi dengan tekanan tinggi (abnormal pressure) akan dijumpai kenaikan temperatur yang tidak mengikuti pola sesuai dengan gradient temperatur.

Gas cut mud Adanya gas di dalam lumpur. Gas ini dapat mengurangi berat lumpur dan tidak selalu berbahaya, tergantung asal dan jumlah gas tersebut.

Gas dalam lumpurPemboran menembus formasi yang mengandung gas (back ground gas)Connection gasGas dari formasiSloughing shaleShale densityFlow propertiesChloride content

Prosedur Menutup SumurKetika MengeborJika 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?TIDAK1. Beritahukan Drilling Supv2. Teruskan mengeborYA1. Buka HCR Choke valve dan turup annular.2. Beritahukan Drilling Supv. dan Toolpusher.3. Kirim orang untuk monitor kebocoran.4. Catat Shut-in DP, CP dan perolehan pit.Prosedur Mematikan SumurKetika TrippingJika 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?TIDAK1. Beritahu Drilling Supv aliran kembali yang tidak benar.YA1. 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.LATIHAN KICK Latihan Pit/Latihan AliranAksiPenanggung JawabMemulai LatihanDrilling Supervisor/Manajer RigAngkat sensor aliran atau Pit float untuk indikasi kickSegera mencatat waktu mulai.Mengetahui adanya KickDriller/LoggerLogger memberitahu Driller mengenai indikasi kick.Driller stop mengebor, angkat pipa dari dasar dan stop pompa.Lakukan cek aliran.Memulai AksiDrilling Supervisor/Manajer RigBeritahu drill crew bahwa sumur mengalir (Latihan)Simulasi Menutup SumurDriller/CrewPergi ke Panel BOP.

Waktu distop. Catat waktu di laporan Drilling / laporan IADC

LATIHAN TRIP AksiPenanggung JawabMemulai LatihanDrilling Supervisor/Manajer RigAngkat sensor aliran atau Trip tank float untuk indikasi kickImmediately record start time.Mengetahui adanya KickDriller/LoggerLogger memberitahu Driller mengenai indikasi kick.Lakukan cek aliran.Memulai AksiDrilling Supervisor/Manajer RigBeritahu drill crew bahwa sumur mengalir (Latihan)Simulasi Menutup SumurDriller/CrewPosisikan tool joint di atas rotary dan pasang slip.Pasang FOSV dan tutup valve.Ikatkan pada elevator atau make-up top drive dan lepaskan slip.Pergi ke Panel BOP.

Waktu distop. Catat waktu ini di laporan Drilling.

LATIHAN CHOKE1. Sebelum mengebor setiap casing shoe. Tinggalkan sedikit tekanan terhadap choke. Lakukan bagian awal yang benar dari Metode Driller dengan menjaga tekanan tetap konstan.2. Pindah ke Pembaca Tekanan Drill Pipe dan biarkan tekanan di sumur stabil, lakukan penyesuaian di Pembaca Tekanan Casing (50 -100 psi) dengan membuka/menutup choke.3. Catat waktu yang diperlukan untuk penyesuaian yang terlihat di Pembaca Tekanan Drill pipe. Inilah PLT (Pressure Lag Time/Waktu Jeda Tekanan)Pressure Lag TimePerubahan di ukuran choke akan menyebabkan perubahan tekanan di dasar (BHP).

Kesalahan pengaturan choke berakibat pada kesalahan BHP yang menyebabkan terjadinya influks dan/atau pecahnya Pipa U. Masalah di Well ControlSejarah sekolah well control mengajarkan pendekatan bahwa hampir semua sumur dibor menggunakan lumpur berbahan dasar air.

Ini mengakibatkan digunakannya cara cepat bahwa perubahan tekanan berlangsung pada kecepatan 1 detik tiap seribu kaki kedalaman terukur di tiap sisi dari U-Tube.12,000 ft12,000 ft0 sec12,000 ft0 sec12 sec12,000 ft0 sec12 sec24 secMasalah Kontrol SumurBelakangan sumur yang dibor di GOM, dengan stack permukaan dan subsea memiliki Waktu Jeda Tekanan (PLT: Pressure Lag Time) sebesar 18 detik/7,000 dan 3-4 menit/21,000.

Jika Cara Cepat tidak lagi berlaku, maka kita perlu mulai mengukur PLT.Alasan Mengukur PLT (Pressure Lag Time/Waktu Jeda Tekanan)Tipe Lumpur Kompresibilitas lumpur Sintetik

Geometri Sumur Sumur yang Lebih Dalam O.D yang Lebih Besar>Perlu lebih banyakVolume lumpurMemahami PLTPada Metode Driller kontrol sumur, BHP dijaga konstan dengan mengatur choke menggunakan pembaca tekanan di permukaan.

Karena PLT dari penyesuaian choke ke Pembaca Tekanan Drill pipe lama sekali, ini menjadi sulit dikontrolLatihanLatihan Choke akan memudahkan menentukan PLT dari sumur anda dan membiasakan penggunaan choke sebagaimana mestinya.10002000300001000200030000OPENCLOSED1/81/43/81/25/83/47/8SPMTOTAL STROKESDRILLPIPECASING00300300Langkah 1Sisakan sedikit tekanan di sumur.10002000300001000200030000OPENCLOSED1/81/43/81/25/83/47/8SPMTOTAL STROKESDRILLPIPECASING100030050500Langkah 2Naikkan kecepatan pompa ke kecepatan Kill dengan menjaga tekanan Casing konstan dengan membuka choke. Setelah sirkulasi stabil, teruskan memompa dengan menjaga tekanan Drill pipe 1000 psi.10002000300001000200030000OPENCLOSED1/81/43/81/25/83/47/8SPMTOTAL STROKESDRILLPIPECASING100040050550Langkah 3Lakukan penyesuaian choke 100 psi, catat waktu yang diperlukan yang direfleksikan lewat Pembaca Tekanan Drill pipe 10002000300001000200030000OPENCLOSED1/81/43/81/25/83/47/8SPMTOTAL STROKESDRILLPIPECASING110040050650Diperlukan 100 stroke untuk tekanan berubah direfleksikan pada Pembaca Tekanan DP. Pada 50 spm diperlukan 2 menit. Inilah PLT.Gas Dangkal (Shallow Gas)Definisi Setiap akumulasi gas yang ditemui selama pemboran pada kedalaman di atas setting point rangkaian casing pertama yang ditunjuk untuk, atau mampu menahan tekanan.

Shallow gas biasanya terbentuk sebagai akumulasi bertekanan normal pada formasi sedimen dangkal dengan porositas dan permeabilitas tinggiSumur-sumur dengan tingkat resiko tinggi menembus lapisan shallow gas adalah :

Sumur eksplorasi Sumur yang dibor di daerah yang cenderung mengandung gasSumur yang diperkirakan / kemungkinan terdapat shallow gas berdasarkan hasil identifikasi dari penyelidikan pendahuluanSumur yang dibor di lapangan yang telah dikembangkan dimana lapisan-lapisan pasir dangkal dapat terisi gas dari lapisan lain akibat penyemenan rangkaian casing yang kurang sempurna

1. Perencanaan dan Assessment Resiko

A. Lokasi-lokasi dimana mungkin terdapat gas dangkalSumur-sumur dengan tingkat resiko tinggi menembus lapisan shallow gas adalah : Sumur eksplorasi Sumur yang dibor di daerah yang cenderung mengandung gasSumur yang diperkirakan / kemungkinan terdapat shallow gas berdasarkan hasil identifikasi dari penyelidikan pendahuluanSumur yang dibor di lapangan yang telah dikembangkan dimana lapisan-lapisan pasir dangkal dapat terisi gas dari lapisan lain akibat penyemenan rangkaian casing yang kurang sempurna

B. Evaluasi resiko gas dangkal

Survey seismik dangkal Pengambilan contoh tanah (soil sampling) Pemboran sumur pilot sebelum tajak (pre-spud pilot hole) Evaluasi setiap data sumur sekitarnya yang tersedia

2. Desain SumurPemilihan lokasi pemboranPenentuan kedalaman casing

3. Perencanaan sehubungan dengan gas dangkal Posisi dan tugas khusus crew Jadwal training dan latihan diverter Perencanaan evakuasi untuk semua pekerja non-essential Prosedur mematikan sumber tenaga dalam keadaan darurat Prosedur meninggalkan lokasi

Teknik Well ControlMenahan tekanan formasi, agar fluida formasi tidak masuk ke dalam lubang. Setelah diketahui bahwa terjadi well kick, maka sumur segera ditutup dimana setelah persiapan cukup tahap selanjutnya adalah mematikan sumur.

3 cara utama mematikan sumur adalah :

Drillers Method (Two Circulation Method)Sirkulasi 1 : sirkulasikan dan keluarkan fluida formasi dengan lumpur lama (original mud)Sirkulasi 2 : sirkulasi dengan lumpur baru (kill mud weight) untuk mengganti lumpur lama

Wait & Weight Method (Engineer Method)Menunggu selama membuat lumpur berat (Kill Mud Weight / KMW)Sirkulasikan fluida kick (influx) keluar dari lubang bor dengan lumpur berat

Concurrent MethodPompakan lumpur lama untuk mengeluarkan cairan formasi sambil memperberat lumpur

Drillers MethodMonitor sumur yang ditutup sambil bersiap mulai sirkulasi menggunakan lumpur awal. Catat tekanan Drill pipe (SIDPP) & tekanan Casing (SICP).Jaga tekanan Casing konstan sambil mempercepat pompa ke kecepatan kill. KECEPATAN INI DIJAGA AGAR TETAP KONSTAN.Jaga tekanan Casing konstan beberapa menit sampai tekanan DP stabil.Baca tekanan DP dan jaga tekanan ini konstan sampai kick tersirkulasi ke luar dari lubang.Jaga tekanan Casing konstan dengan menurunkan kecepatan pompa. Ketika kecepatan pompa turun sampai pompa hampir berhenti:-Matikan pompa dahulu -Selesai menutup chokeBaca tekanan. Jika semua influks telah keluar dari sumur, tekanan besarnya hampir sama.SIRKULASI PERTAMA (Membuang Influks)Hitung berat KWM dan naikkan berat lumpur sampai nilai tersebut.KMW = (Ph + SIDPP) / (0.052 x TVD) atauKMW = (SIDPP / (0.052 x TVD)) + OMWJaga tekanan Casing konstan sambil mempercepat pompa ke kecepatan kill. KECEPATAN INI HARUSLAH DIJAGA KONSTAN.Jaga tekanan Casing konstan sampai volume drill string telah dipompa.Baca tekanan DP dan jaga tekanan ini konstan sampai lumpur kembali beratnya sebesar KWM.Matikan pompa dan sumur.Baca tekanan. Seharusnya nol.Cek aliran melewati jalur choke.Buka preventer jika sumur mati.Sirkulasi - 2 (Mengganti Berat lumpur)

Wait & Weight MethodHitung Kill Mud Weight (KMW)KMW (ppg) = FP (psi) / (0.052 x TVD (ft)) atauKMW (ppg) = (SIDPP (psi) / (0.052 x TVD (ft)) + OMW (ppg) Hitung Initial Circulating Pressure (ICP) / Tekanan Awal SirkulasiICP (psi) = KRP (psi) + SIDPP (psi)

Hitung Final Circulating Pressure (FCP) / Tekanan Akhir SirkulasiFCP (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

Hitung Total Time (TT)TT (menit) = SBT (menit) + BST (menit)

Tentukan harga N (N stroke)Dalam stroke :N= SBS / kolom tersedia atau nilai SPMHitung penurunan tekanan Drill Pipe setiap periode (N)P dp (psi) = (ICP (psi) FCP (psi)) / SBS (strk) x N (spm) , atauP dp (psi) = (ICP (psi) FCP (psi)) / SBT(menit) x N (spm)

Buat Kill Sheet atau Pressure Reduction SchedulePlot ICP dan FCP terhadap stroke atau waktu dalam grafik

Data Sumur :

Casing 9-5/8 @ 4,500 ft, drill bit 8-1/2 dan mud weight 9.5 ppgDrill Pipe 4-1/2 16.6 lbs/ft, capacity : 0.0142 bbl/ftDrill Collar 6-1/2 x 2-3/4 625 ft, capacity : 0.0073 bbl/ftPompa Triplex 6-1/2 x 8-1/2, capacity : 0.0785 bbl/strKRP @ 9,500 ft 50 SPM = 380 psi

Pada kedalaman 10,000 ft terjadi kick, dimana : SIDPP = 775 psi SICP = 950 psi Pit Gain = 15 bbls

Annular capacity = 0.0542 bbl/ft

Concurrent MethodDisebut juga circulate and weight atau slow weight up method

Jalankan pompa sampai dengan kill rate speed dengan menjaga tekanan casing konstan.Pompakan original mud sambil menambahkan barite secara periodik.Berat jenis lumpur dinaikan secara bertahap sambil mengeluarkan influx sehingga tekanan hidrostatis akan naik secara bertahap.Tekanan casing akan mencapai maksimum di saat puncak influx tiba di permukaan dan akan mulai turun saat influx keluar dari annulus.Apabila berat lumpur sudah mencapai KMW dan lubang sudah terisi penuh, matikan pompa, kecilkan choke dengan menjaga tekanan casing konstan. Tekanan Drill Pipe akan sama dengan tekanan casing ( = 0)

Bit Off Bottom Principles of Well ControlVolumetric MethodMetoda yang digunakan untuk mengontrol ekspansi gas selama bermigrasi. Dimulai dari sumur ditutup setelah terjadi kick sampai metoda sirkulasi dapat dilaksanakan dan dapat digunakan untuk mendorong gas kick ke permukaan tanpa melakukan pemompaan.

Beberapa situasi dimana metoda Volumetrik dapat digunakan :Di dalam lubang tidak ada rangkaian pipaPompa tidak berfungsiRangkaian tersumbatBit tidak di dasar lubang dan kick di bawah bitSelama operasi stripping dan snubbingUmumnya ditentukan dari tekanan casing beberapa menit setelah sumur ditutup dengan asumsi :Tekanan casing tidak naik setelah 30 menit, mungkin tidak ada gas yang tergabung dengan kick (kecuali menggunakan oil base mud atau directional well).Tekanan casing bertambah secara terus menerus di atas shut in pressure, berarti ada gas.

Jika kondisi (b) yang terjadi mungkin diperlukan metoda volumetrik karena adanya keterlambatan dalam memulai metoda sirkulasi utama.

Prinsip dasar yang diperlukan untuk melaksanakan metoda volumetrik secara tepat :Hukum Gas (Hukum Boyle)Dengan mengabaikan temperatur danfaktor compressibilityPersamaan : P1 x V1 = P2 x V2

Teori Gelembung TunggalMenentukan Tekanan Dasar Lubang

PROSEDUR METODE VOLUMETRIKDipakai hanya ketika metode sirkulasi tidak dapat diterapkan, tetapigas bermigrasi (Tekanan Casing naik di atas SICP).LANGKAH 1: Saat gas bermigrasi, matikan sumur dan biarkan tekanan casing naik dengan jumlah tertentu.CATATAN A: Kenaikan tekanan sebesar 100 psi disarankan, tapi nilai aktual tergantung pada kekuatan estimasi dari formasi dan nilai yang lebih besar atau kecil dapat digunakan.LANGKAH 2: Gunakan choke untuk menjaga tekanan casing konstan sampai sejumlah lumpur dibuang dari anulus yang mengeluarkan tekanan hidrostatik sama dengan kenaikan tekanan di LANGKAH 1.

CATATAN B: Buang lumpur atau gas lewat degasser, kumpulkan lumpur yang dibuang untuk diukur. Gunakan manual choke.CATATAN C: Volume lumpur yang menyebabkan kenaikan tekanan dihitung sebagai berikut:Volume (bbl) = Kenaikan tekanan ( psi ) X Kapasitas Annulus (bbls/ft) Gradien Lumpur ( psi/ft)LANGKAH 3: Matikan sumur lagi dan ulangi LANGKAH 1 & 2 seperlunya sampai gas di permukaan atau di atas bit dan sirkulasi mungkin dilakukan.

Tekanan casing haruslah mirip dengan contoh beirkut:100 psi SICPBiarkan gas bermigrasi ke atas200 psiBUANG LUMPUR200 psi300 psi300 psi400 psi400 psiGAS DIPERMUKAANPakai volume annulus antara DP dan casing untuk menghitung pemanjangan gelembung, agar menghindari pengurangan BHP yang tidak diharapkan. Jika sumur memiliki shoe yang terkespos, penggunaan faktor keamanan harus disetujui oleh Drilling Superintendent.MIGRASI500 psiGas disirkulasi ke luarSICP = 260 psiMW = 9.6 ppg (G - 0.5 psi/ft)Shoe dites oleh EMW 14 ppg13 3/8, 68 ppf Casing5, 19.5 ppf Drill pipeKapasitas 13 3/8 X 5 = 0.1254 bpfPemindahan 5 (bpf) = 0.0243bpf5,0003,00010,0000Contoh Top KillBHP = 260 + 10,000 x 0.5 psi/ft = 5,260 psiG (KW) = 5,260 psi/10,000= 0.526 psi/ftKW w/ bit di dasar = 0.56psi/ft/0.052= 10.1+ppgHP (5,260 psi) + 100 psi*= 5,360 psiHP (7,000 of 9.6 ppg) = 7,000 X 0.5 psi/ft= 3,500 psiHP (3,000 of X-lumpur berat) = 5,360 3,500= 1,860 psiG (X-lumpur berat) = 1,860 psi/3,000= 0.62 psi/ftW (X-lumpur berat) = 0.62 psi/ft/0.052= 11.9 ppg

Matikan sumur dengan lumpur 11.9 ppg menggunakan Langkah-2 Metode Driller.Cek adanya aliran dan buka preventer.EMW di shoe = 11.0 ppg (saat pompa mati) SHOE - OK* Di atas seimbang, ditambah untuk mencegah di bawah seimbang ketika mempercepat pompa.CONTOH STAGING DI LUBANGUNTUK MENGHITUNG SEBERAPA BESAR STAGE DI LUBANG, TENTUKAN:

A.Tinggi dari X-lumpur berat yang dapat diganti oleh lumpur ringan tanpa sumur menjadi di bawah seimbang:H = 100 psi di atas seimbang/perbedaan gradien lumpurH = 100 psi/(0.62-0.50)psi/ft = 833

B. Volume X-lumpur berat (akan dipindahkan, ke dalam trip tank):V = tinggi X kapasitas annulus casing = 833 X 0.1254 bbl/ft =104.5 bbl

C. Panjang DP untuk memindahkan volume ini:L = Volume lumpur yang terpindahkanL= 104.5 bbl/0.0243 bbl/ft = 4,300CONTOH STAGING DI LUBANG5,0003,00010,00083307,300Capai berat lumpur yang terhitungSirkulasi lewat bit menggunakan tekanan casing yang konstanSirkulasi di permukaan menggunakan tekanan drill pipe yang konstanMasuk ke dalam lubang dan awasi trip tankCONTOH STAGING DI LUBANG5,0003,00010,00007,300Berapa berat lumpur yang sekarang disirkulasi?Tekanan Hidrostatik= 5,360 psi0.5 psi/ft * 2,700 = 1,350 psi 4,010 psiSeberapa jauh kita dapat melakukan trip di lubang? 4,010 psi / 0.052 / 7,300 = 10.56 ppgLubrikasi & Bleed550Choke10,000 kaki10 ppgCasing X DP= 0.0489 bpf1,310 kakiBHP = Hidrostatik + CP5200 = 4650 + 550Untuk mendapatkan kembali kontrol sumur, kita harus mulai mengisi lubang dan menaikkan tekanan hidrostatik. Dengan mengisi lubang, kita akan menekan gas di permukaan sehingga tekanan gas naik. Jika hidrostatik dan CP naik terlalu besar, kita mungkin merusak formasi yang ada.55010,000 kaki10 ppgCasing X DP= 0.0489 bpfBHP = Hidrostatik + CP5,200 = 4,650 + 550Jika sirkulasi tidak mungkin dilakukan, anda harus mengisi lubang bertahap untuk menaikkan tekanan hidrostatik dan mengontrol tekanan dalam gas (CP). Digunakan penambahan yang sama seperti Metode Volumetrik.Choke192 kaki1,310 kaki100 psi 0.52 = 192 kaki192 kaki X 0.0489 = 9.5 bbl55064510,000 kaki10 ppg1,310 kakiBHP = Hidrostatik + CP5,200 = 4,650 + 550100 psi 0.52 = 192 kaki192 kaki X 0.0489 = 9.5 bblDengan memompa 9.5 bbl, kita menekan gas jadi 192 kaki. Ini menyebabkan CP naik dalam jumlah yang sama.192 kakiSangatlah penting untuk membiarkan lumpur untuk turun dan mengenai gas untuk memperoleh tinggi vertikal. Ini perlu waktu lama. Sama seperti Metode Volumetrik. BERSABAR !Choke5,395 = 4,750 + 64564545010,000 kaki10 ppg1,118 kaki192 kakiUntuk mengembalikan BHP jadi 5,200 psi anda harus membuang CP sebesar kenaikan hidrostatik 100 psi + kenaikan 95 psi karena kompresi gas.5,200 = 4,750 + 450ChokeBHP = Hidrostatik + CP5,200 = 4,650 + 5505,395 = 4,750 + 645450545Lubrikasi & Bleed10,000 kaki10 ppg5,200 = 4,750 + 4505,395 = 4,850 + 545ChokeBHP = Hidrostatik + CP5,200 = 4,650 + 5505,395 = 4,750 + 645Pompa lagi 9.5 bbl dalam sumur. Biarkan lumpur turun.925 kaki54535010,000 kaki10 ppgUntuk mengembalikan BHP jadi 5,200 psi anda harus membuang CP sebesar kenaikan hidrostatik 100 psi + kenaikan 95 psi karena kompresi gas.5,200 = 4,850 + 350Choke5,200 = 4,750 + 4505,395 = 4,850 + 545BHP = Hidrostatik + CP5,200 = 4,650 + 5505,395 = 4,750 + 645925 kaki35044510,000 kaki10 ppgPompa lagi 9.5 bbl dalam sumur. Biarkan lumpur turun.5,395 = 4,950 + 445Choke5,200 = 4,850 + 3505,200 = 4,750 + 4505,395 = 4,850 + 545BHP = Hidrostatik + CP5,200 = 4,650 + 5505,395 = 4,750 + 645735 kaki2305010,000 kaki10 ppgChoke5,200 = 5,050 + 1505,390 = 5,050 + 3405,200 = 4,950 + 2505,390 = 4,950 + 4405,200 = 4,850 + 3505,200 = 4,750 + 4505,395 = 4,850 + 545BHP = Hidrostatik + CP5,200 = 4,650 + 5505,395 = 4,750 + 6455,380 = 5,150 + 230Untuk mengembalikan BHP jadi 5,200 psi anda harus membuang CP sebesar kenaikan hidrostatik 100 psi + kenaikan 80 psi karena kompresi gas.5,200 = 5,150 + 50348 kaki5011010,000 kaki10 ppgChoke5,200 = 5,050 + 1505,390 = 5,050 + 3405,200 = 4,950 + 2505,390 = 4,950 + 4405,200 = 4,850 + 3505,200 = 4,750 + 4505,395 = 4,850 + 545BHP = Hidrostatik + CP5,200 = 4,650 + 5505,395 = 4,750 + 6455,380 = 5,150 + 2305,200 = 5,150 + 505,360 = 5,250 + 110Pompa lagi 9.5 bbl dalam sumur. Biarkan lumpur turun.Sampai tekanan berapa anda ingin buang? 156 kakiBullheadingPertimbangan Awal Pekerjaan:

Kerapatan lumpur dan VolumeKondisi TubingKondisi CasingKecepatan Pompa vs Kecepatan InjeksiTekanan Injeksi vs Tekanan RetakGesekan TubingBullheadingTekanan Pompa=+ Tekanan Gesek di jalur Permukaan+ Tekanan Gesek di Tubing String+ Tekanan Gesek Sepanjang Perforasi+ Tekanan Gesek di Formasi+ Tekanan Pori- Hidrostatik TubingBULLHEADINGDENGAN PACKER DISET DI ATAS ZONA (1)Jika sumur memiliki tekanan Choke, buang sejumlah tekanan lewat annulus (contoh 100 psi) dan lihat apakah kembali.* (2)Jika sumur tidak ada tekanan Choke, berikan sejumlah tekanan di annulus (contoh 200 - 400 psi) dan lihat apakah tetap steady. (3)Estimasi tekanan di dasar (gunakan tekanan reservoir mati jika diketahui). (4)Hitung berat kill, menyertakan 0.3 ppg trip margin.** (5)Pompa satu volume tubing plus volume di bawah packer oleh KWM bersih cukup cepat sehingga lumpur tidak jatuh ke gas.*** (6)Stop pompa dan cek tekanan tubing. (7)Buka sleeve (atau tutup lubang di atas packer). (8)Sirkulasi sumur dengan KWM.

*Langkah-langkah ini mengetes komunikasi tubing dan annulus.**Idenya untuk injeksi lumpur, bukan meretakkan formasi.***Perlu waktu untuk tekanan tubing mencapai 0, tergantung pada permeabilitas zona dan kecepatan pompa. Jika tekanantubing tidak sampai 0, buang tekanan dan lihat apakah tekanan kembali naik.

PROSEDUR BULLHEADING**** CONTOH ****8000Packer @ 9,500Perforasi @ 10,,0009-5/8 - 47# Choke: (0.0732 B/FT)3-1/2 - 9.3# TUBING: (0.0087 B/FT)PERKIRAAN GRADIEN LUMPUR TUBING = .37 PSI/FTEST. BHP = 800 PSI + (10,000 X 0.37 PSI/FT) = 4500 PSIGRADIEN LUMPUR PENYEIMBANG = 4500 / 10,000 = 0.45 psi/ftBERAT LUMPUR PENYEIMBANG = 0.45 / 0.052 = 8.7 ppgBERAT KWM = 8.7 + 0.3 = 9.0 ppgVOLUME BULLHEAD: = 9500 X 0.0087 B/FT + 500 X 0.0732 B/FT = 120 bblsMEMATIKAN OPERASIOperasi completion/workover yang biasa di mana prosedur mematikan harus dibuat dan dipraktekan meliputi hal berikut, namun tidak terbatas pada:

Sirkulasi/drilling/pembersihan (clean out)

Masuk/ke luar (Tripping)

Operasi wirelinePROSEDUR MEMATIKANCOMPLETION/WORKOVERJaga Jalur di Choke Manifold Tertutup

Ketika Sirkulasi di Dasar:(1)Tarik & posisikan tool joint di atas rotary table(2)Matikan pompa(3)Cek adanya aliran(4)Tutup annular preventer (Hydril) dan Buka HCR valve(5) Toolpusher dan Workover Supervisor di lantai rig (6) Hubungkan kelly dan buka safety valve(7)Baca/catat SITP(8)Baca/catat SICP(9)Baca/catat perolehan di volume pit

CATATAN:1. Saat sumur dimatikan dan tekanan terbaca, jangan membuka sumur untuk verifikasi masukan atau cek kecepatan.2. Pasang BOP dalam jika diperlukan dalam prosedur kontrol.PROSEDUR MEMATIKANCOMPLETION/WORKOVERJaga Jalur di Choke Manifold Tertutup

Ketika Tripping:(1)Set slip dengan tool joint di atas rotary table(2)Pasang FOSV di posisi terbuka(3)Tutup safety valve(4)Tutup annular preventer (Hydril) dan Buka HCR valve(5)Toolpusher dan Workover Supervisor di rig floor(6)Hubungkan kelly dan buka safety valve(7)Baca/catat SITP(8)Baca/catat SICP(9)Baca/catat perolehan di volume pit

CATATAN:1. Saat sumur dimatikan dan tekanan terbaca, jangan membuka sumur untuk verifikasi masukan atau cek kecepatan.2. Pasang BOP dalam jika diperlukan dalam prosedur kontrol.PERALATANDiverterPeralatan UmumSusunan BOPAkumulator Masalah Choke ManifoldPemisah Lumpur/GasHal lain yang perlu diperhatikanMengetes BOP

DIVERTERCampuran gas/pasir melalui jalur diverter dipastikan mengerosi baja dengan kecepatan 8 per jam.TIDAK ADA CARA LAIN UNTUK MENGHINDARI MASALAH INI!Penggunaan diverter tidaklah mengontrol sumur. Alat ini hanya dipakai bilamana tidak ada alternatif lain untuk menangani aliran dari lubang yang dangkal, tetapi penggunaannya agar dibatasi untuk meningkatkan kondisi di mana terjadi evakuasi.Singkatnya,ALIHKAN DAN TINGGALKAN !Peralatan Kontrol SumurCek batasan suhu untuk elastomer, terutama pada beragam bore ram. Jika shear ram terpasang, pastikan bahwa shear ram mampu menangani berbagai grade dari drill pipe yang digunakan.Satu dari aspek kritis dalam merencanakan sumur ialah tekanan teoritis permukaan maksimum yang dipakai dalam mendesain casing, wellhead, BOP stack, choke manifold, gas buster, tes, dan peralatan lainnya.ANNULARBLINDRAMSPIPERAMSPIPERAMSKE CHOKE LINEKE KILL LINEWELLHEADSUSUNAN BOP HYDRIL GK

Wellbore assisted through slotted liner. Reduce closing pressure as CP increases. Be aware when closing on casing to avoid collapsing casing. Seals at top and bottom of piston exposed to wellbore fluid and prone to failure Minimize changing pipe direction if moving pipe while element is closed.(All elastomers can be damaged by direction reversal.167

WeepholesCAMERON DL ANNULARNot wellbore assisted. Very difficult to strip through without surge bottle.Uses two elements and many seals.Weepholes between the wellbore pressure seals and the hydraulic system seals.Difficult field maintenance.(My experience)168SHAFFER SPHERICAL

Wellbore assisted.Very simple maintenance. (My favorite Annular)1500 psi closing pressure for DP, see manufacturers chart for closing pressue on different casing sizes.169Botol Surge

WellborePressureCAMERON DS SHEAR RAM

Camerons DVS Shearing Blind Ram is similar to a Cameron Shearing Blind Ram and has two V blades for more effective shearing. After shearing, the lower portion of the tubular is folded over so that the lower blade can seal against the blade packer. Features include:

Features:Largest blade width to fit within existing ram bores.Large frontal blade packer provides longer fatigue life.Efficient upper and lower blade geometries reduces the required shear force.Side ram removal.Replaceable wear pads on all rams.172CAMERON FLEXPACKER RAM

Flexpacker Rams are available to fit a wide variety of tubing, drill pipe, drill collar or casing requirements. The rams are self-feeding and feature a large reserve of packer elastomer to ensure a long-lasting seal under all conditions. Other features of the TL BOP Flexpacker Rams include:

Features:One piece ram body.Side ram removal.Replaceable wear pads on all rams.CAMRAM packers and top seals provide increased stripping and fatigue life as well as diesel mud service.173CAMERON PIPE RAM

Pipe Rams are available to fit a wide variety of tubing, drill pipe, drill collar or casing requirements. The rams are self-feeding and feature a large reserve of packer elastomer to ensure a long-lasting seal under all conditions. Other features of the TL BOP pipe rams include:

Features:One piece ram body.Side ram removal.Replaceable wear pads on all rams.CAMRAM packers and top seals provide increased stripping and fatigue life as well as diesel mud service.

174CAMERON SHEARING BLIND RAM

CAMERON VARIABLE BORE RAM

Variable Bore Rams contain steel reinforcing inserts similar to those in the Cameron annular BOP packer. These inserts rotate inward when the rams are closed, so the steel provides support for the elastomer material which seals against the pipe. The TL BOP Variable Bore Rams feature:

Features:One set of rams can be used to seal on several pipe sizes or hexagonal kelly.All TL BOP Variable Bore Rams feature high-performance CAMRAM packers and top seals.Service good up to 180F.Side ram removal.Replaceable wear pads.176CAMERON TYPE U RAM

Keep locking screws greased and free.During rig fire on D.K.McIntosh in 1983 we could not close the locking screws due to corrosion. Two men, 36 wrench and cheater pipe. Finally had to abandon without completely closing.To change lower rams on stack, sometimes easier to open top bonnets to get direct pull on lower rams. Possible to damage ram change rods and bonnet seals. Also creates more time to retest.177Peralatan Kontrol SumurAkumulator Harus memiliki volume yang cukup untuk menutup dan menahan semua preventer tertutup dan menjaga tekanan akumulator di atas tekanan minimum sistem.

CAIRAN TERPAKAIUntuk menghasilkan energi, bladder lebih dulu diisi dengan Nitrogen bertekanan 1000 psi.Untuk menghasilkan cairan untuk menutup, Nitrogen harus dipompa ke botol. 1,00010 galN2CAIRAN TERPAKAIDiperlukan 1.6 galon cairan untuk menekan Nitrogen sampai ke tekanan sistem minimum sebesar 1200 psi.1,00010 galN21.6 galcairan1,2008.4 galN2CAIRAN TERPAKAIUntuk mendapat cairan yang terpakai, harus terus memompa cairan sampai diperoleh tekanan operasi sebesar 3,000 psi.Diperlukan 6.6 galon cairan untuk memampatkan Nitrogen sampai 3,000 psi.1.6 galcairan1,2008.4 galN26.6 galcairan3,0003.4 galN2Volume cairan yang diperlukan untuk mengubah tekanan dari tekanan minimum sistem ke tekanan operasi adalah cairan yang terpakai per botol. (6.6 - 1.6 = 5 galon/botol)cairanterpakaiVolume Akumulator Tekanan Atmosfir3000 psi 18 gal. untuk tutup7 gal. untuk tutup7 gal. untuk tutup6 gal. untuk tutupTotal galon untuk menutup = 39 galon39 gal. X 1.5 faktor keamanan = 59 gal cairan yang diperlukan59 gal. 5 = 11.8 or 12 botol1 gal. untuk tutup

Peralatan Kontrol SumurSelang Fleksibel Bertekanan Tinggi Pastikan bahwa selang fleksibel mampu digunakan pada lumpur yang tidak biasa dijumpai atau digunakan dan mampu digunakan pada batasan temperatur tertentu.Choke ManifoldSemua peralatan yang menangani lumpur sumur di bagian hilir dari choke sebaiknya didesain untuk menahan temperatur rendah yang diakibatkan adanya ekspansi gas selama prosedur kontrol sumur.Prosedur kelaikan choke manifold dan perawatannya sangat penting. Lakukan cek secara periodik untuk mengetahui ketebalan pipa dan manifold.

CAMERON FLS MANUAL GATE VALVE

Metal-to-metal sealing at gate-to-seat and seat-to-body provide security and reliability.Simple gate and seat design enables quick and easy change-out without special tools and minimizes inventory requirements.Gate and seat assembly features bidirectional sealing so it can be reversed for increased service life.One piece gate construction and two spring-loaded, pressure-energized, non-elastomeric lip-seals on each seat at the seat-to-body interface. This provides maximum protection against intrusion of particle contaminants and optimum performance under severe conditions such as mud, sand and low pressures.Stem packing can be replaced while the valve is under pressure since the shoulder on the stem can be backseated against the bonnet to isolate the stuffing box.Excessive force is not necessary to close the valve. The handwheel should be backed off 1/4 turn after the valve is fully closed.

186Metal-to-metal sealing di gate-to-seat dan seat-to-body memberikan keamanan dan kehandalan.Simple gate and seat design enables quick and easy change-out without special tools and minimizes inventory requirements.Gate and seat assembly features bidirectional sealing so it can be reversed for increased service life.One piece gate construction and two spring-loaded, pressure-energized, non-elastomeric lip-seals on each seat at the seat-to-body interface. This provides maximum protection against intrusion of particle contaminants and optimum performance under severe conditions such as mud, sand and low pressures.Stem packing can be replaced while the valve is under pressure since the shoulder on the stem can be backseated against the bonnet to isolate the stuffing box.Excessive force is not necessary to close the valve. The handwheel should be backed off 1/4 turn after the valve is fully closed. Metal-to-metal sealing at gate-to-seat and seat-to-body provide security and reliability.Simple gate and seat design enables quick and easy change-out without special tools and minimizes inventory requirements.Gate and seat assembly features bidirectional sealing so it can be reversed for increased service life.One piece gate construction and two spring-loaded, pressure-energized, non-elastomeric lip-seals on each seat at the seat-to-body interface. This provides maximum protection against intrusion of particle contaminants and optimum performance under severe conditions such as mud, sand and low pressures.Stem packing can be replaced while the valve is under pressure since the shoulder on the stem can be backseated against the bonnet to isolate the stuffing box.Excessive force is not necessary to close the valve. The handwheel should be backed off 1/4 turn after the valve is fully closed.

187

CAMERON TAILROD HYDRAULIC GATE VALVESame as Type F but has hydraulic actuator and tailrod. Tailrod serves as indicator but designed to prevent pressure differential against stem.HCR = High Closing Ratio190CAMERON HYDRAULIC CHOKE

Cylindrical gate and large body cavity provide high flow capacity and extremely quiet operation.Gate and seat are constructed of erosion resistant tungsten carbide and are reversible for double life.Gate and seat can be replaced or reversed without removing the choke from the manifold.An air operated hydraulic pump in the control console ensures positive action gate movement. Hydraulic pressure of 300 psi applied to the actuator results in an opening or closing force of 21,500 lb. at the gate.

191CAMERON MANUAL CHOKE

Cylindrical gate and large body cavity provide high flow capacity and extremely quiet operation.Gate and seat are constructed of erosion resistant tungsten carbide and are reversible for double life.Gate and seat can be replaced or reversed without removing the choke from the manifold.Actuator is easily lubricated through the fittings on the actuator housing.

192

Swaco SuperchokeRotating disks with cutout.

193

FOSV

API RP53 15.2- A spare drill pipe safety valve should be readily available(I.e., stored in the full open position with wrench accessible) on the rig floor at all times. This valve ofr valves should be equipped to screw into any drill string member in use. The outside diameter of the drill pipe safety valve should be suitable for running in the hole.194Peralatan Kontrol SumurPemisah Lumpur/Gas Pembaca tekanan di badan separator sebaiknya dipasang untuk memastikan separator beroperasi dalam batasan kapasitasnya dan tidak ada gas yang dibolehkan untuk lewat" ke area pemrosesan lumpur. Lakukan inspeksi menyeluruh integritas struktur separator dan kondisi internalnya.GAS BUSTERGASBaffle PlatesImpingement PlateSiphon BreakerJalur drain dengan valvedari ChokePembaca Tekanan Diameter & panjang jalur ventmengatur jumlah tekanan diseparatorTinggi, Diameter & Desain internal mengaturefisiensi pemisahanJalur VentTIDAK ADAVALVE! Tinggi dari Pipa U (D) & jarak dari bawah separator ke atas dari Pipa U (d) mengatur level lumpur di separator dan menjaga agar gas tidak masuk ke jalur alirandDke Mud DegasserTIDAK ADA VALVE!Tutup Inspeksi

Pemisah Lumpur/GasPeralatan Kontrol SumurHal Lain Yang Perlu Diperhatikan Kompatibilitas elastomer dengan lumpur pengeboran, completion, & pengetesan harus dicek. Cek batasan runtuh dari drill string terhadap beban runtuh selama operasi kontrol sumur. Beban yang paling besar sering ditemukan saat pipe ram tertutup.MENGETES BOPTES LAPANGAN YANG DIREKOMENDASIKAN:

Rendah TinggiRam Preventer200-300 psiWP atau CSG. BurstAnnular Preventer 70% WPRam dan Annular preventer adalah Pendukung Sumur. Artinya mengatur tekanan dari sumur agar mensinergikan elemen-elemen dan menyekat sumur. Alasan ini menjelaskan mengapa tes tekanan rendah kadang lebih sulit untuk dicapai. Sangat berbahaya jika kita menaikkan tekanan untuk mendapatkan isolasi lalu mem-bleed untuk mengetes.Berapa banyak kick 10,000 psi yang kita alami? Berapa banyak kick 300 psi yang kita dapatkan?MASALAH KHUSUS200

GAS INFLUKS SETELAH SEMENTASI (CEMENTING)Gas bisa masuk sumur setelah sementasi (cementing) karena pengurangan tekanan di annulus terjadi saat semen mulai mengeras dan menyebabkan kick.Amati sumur setelah sementasi dan siap menutup sumur jika terjadi aliran annular.Untuk mengurangi kecenderungan masalah ini, praktek penyemenan berikut sangat membantu:Kondisikan lumpur sebelum sementasi.Gunakan spacer yang didesain baik/cuci semen di awal untuk membantu pembersihan lumpur.Sentralisasi casing di lubang.Jaga aliran turbulen ketika sementasiPindahkan casing ketika sementasi.Tidak ada teknik saat ini yang 100% sukses menghilangkan masalah Tetap Waspada!MENINGGALKAN SUMUR MATIUdaraMinyakUdaraZona produksiLumpur BeratUdaraMENINGGALKAN SUMUR MATISangat sedikit sumur yang MATI.WASPADALAH DI SETIAP WAKTU !PECAHNYA PIPA UMENGENAL PECAHNYA PIPA UTekanan permukaan tiba-tiba hilang kembaliTekanan casing berfluktuasiKehilangan komunikasi antara drill pipe & annulusTekanan drill pipe menurun atau vakumTekanan drill pipe berfluktuasiBeragam perubahan chokeEFEK U-TUBE

METODE KONTROL YANG BIASA DILAKUKANPompa LCM, gunk atau semen ke zona hilang untuk mendapat kontrol kembali.Pompakan KWM ke zona hilang dan/atau produksi.Kill dinamis menggunakan kehilangan tekanan gesek dan kerapatan lumpur untuk meningkatan tekanan lubang terhadap zone produksi.Kill dasar (dipakai slug berat di bawah zona hilang untuk overbalance zona produksi).Kill sandwich memompa KWM dari atas dan bawah zone hilang.Barite pill atau semen plug digunakan untuk menjembatani dan mengisolasi zona produksi dan zona hilang.METODE KONTROL YANG BIASA DILAKUKANPengetahuan akan lokasi, tekanan dan karakteristik aliran dari zona produksi dan hilang dan rute aliran.Untuk meningkatkan kesempatan sukses dengan metode terakhir, formulasikan strategi berikut ini:Definisikan pendekatan kill dan langkah-langkah untuk mencapai tujuan utama.Konfirmasikan informasi properti lumpur, kerapatan, volume, penempatan dan kecepatan seperlunya.Akses terhadap orang, peralatan, material dan instrumentasi untuk menerapkan strategi.Cek poin, biasanya tekanan yang memungkinkan kita memonitor kemajuan dan/atau sukses.Persetujuan untuk menstop operasi, analisa dan perubahan operasi jika rencana tidak sukses sebagaimana direncanakan.COMPLETION DAN WORKOVER209ALASAN OPERASI COMPLETION & WORKOVERCompletion Asal

Completing di Zona Baru (Berbeda)

Zona Tambahan

Mengontrol Air dan/atau Gas

Produksi atau Stimulasi Injeksi

Perbaikan Mekanis Sumur

KONSEP KONTROL DASAR OPERASICOMPLETION DAN WORKOVERPengontrolan Tekanan di Dasar

Untuk Mencegah Masukan

Untuk Mencegah Masukan Lainnya Masuk

Untuk Membatasi Hilangnya lumpur ke Zona

Catatan: Lubang bercasing Agak lumayan

MEMATIKAN OPERASIOperasi completion/workover yang biasa di mana prosedur mematikan harus dibuat dan dipraktekan meliputi hal berikut, namun tidak terbatas pada:

Sirkulasi/drilling/pembersihan (clean out)

Masuk/ke luar (Tripping)

Operasi wirelineLUMPUR COMPLETION/WORKOVERDIPERLUKAN

Tekanan Formasi SeimbangMemindahkan PadatanTidak Merusak Zona

TIPE

Mengandung Padatan

Berbahan dasar MinyakGaram Terlarut

BrineDipilih karena Kerapatan tidak ada padatan9.811.712.414.210.010.910.911.112.715.119.2NaClKClKBrCaCl2NaBrCaBr2KCl+KBrNaCl+CaCl2NaCl+NaBrCaCl2+CaBr2ZnBr2+CaBr2+CaCl2Biaya per barel umumnya meningkatLUMPUR BEBAS PADATAN DAN KOMBINASI LUMPUREKSPANSI SUHU DAN KEHILANGAN BERAT BRINEBerat Brine - PPGKehilangan Berat - PPG/ oF

8.4 - 9.0 0.0017

9.1 - 11.00.0025

11.1 - 14.50.0033

14.6 - 17.00.0040

17.1 - 19.20.0048

EKSPANSI SUHU DAN KEHILANGAN BERAT BRINESCONTOH:

Kalsium Khlorida BrineRata-rata Suhu Lubang = 150o FBerat untuk Keseimbangan Tekanan Zona = 11.2 PPG(Dihitung dari Tekanan Reservoar)Suhu Campuran Permukaan = 80 O FBerapa Berat yang Harus Dicampurkan?

W @ 80o=W @ 150o + (150o - 80o) x 0.0033=11.2 + 70o x 0.0033=11.2 + 0.23 = 11.5 PPG

PROSEDUR MEMATIKANCOMPLETION / WORKOVERJaga Jalur di Choke Manifold Tertutup Ketika Sirkulasi di Dasar:(1)Tarik & posisikan tool joint di atas rotary table(2)Matikan pompa(3)Cek adanya aliran(4)Tutup annular preventer (Hydril) danBuka HCR valve(5) Toolpusher dan Unocal DSM di lantai rig (6) Hubungkan kelly dan buka safety valve(7)Baca/catat SITP(8)Baca/catat SICP(9)Baca/catat perolehan di volume pit

CATATAN:1. Saat sumur dimatikan dan tekanan terbaca, jangan membuka sumur untuk verifikasi masukan atau cek kecepatan.2. Pasang BOP dalam jika diperlukan dalam prosedur kontrol.PROSEDUR MEMATIKANCOMPLETION/WORKOVERJaga Jalur di Choke Manifold TertutupKetika Tripping:(1)Set slip dengan tool joint di atas rotary table(2)Pasang FOSV di posisi buka(3)Tutup safety valve(4)Tutup annular preventer (Hydril) danBuka HCR valve(5)Toolpusher dan Unocal DSM di lantai rig(6)Hubungkan kelly dan buka safety valve(7)Baca/catat SITP(8)Baca/catat SICP(9)Baca/catat perolehan di volume pit

CATATAN:1. Saat sumur dimatikan dan tekanan terbaca, jangan membuka sumur untuk verifikasi masukan atau cek kecepatan.2. Pasang BOP dalam jika diperlukan dalam prosedur kontrol.SIRKULASI SUMUR SEBELUM MELEPAS TREEDIGUNAKAN JIKA LUMPUR DI TUBING PADA BERAT KILL

JIKA SUMUR MEMILIKI TEKANAN CASING:

(1)Jaga tekanan casing konstan dengan membuka choke sambil mempercepat pompa ke nilai yang telah ditentukan. Kecepatan ini dibuat konstan selama total sirkulasi.Teruskan jaga tekanan casing konstan sampai tekanan sirkulasitubing stabil. (Jika tubing tidak penuh, isilah dengan lumpur).(3)Baca tekanan sirkulasi tubing.(4)Selesaikan sirkulasi dengan menjaga tekanan tubing sebesar langkah-3.SIRKULASI SUMUR SEBELUM MELEPAS TREEJIKA TEKANAN CASING NOL:

(1)Dengan choke terbuka lebar, naikkan pompa ke kecepatan yang telah ditentukan Kecepatan ini dibuat konstanselama total sirkulasi.(2)Selesaikan sirkulasi dengan choke terbuka lebar.

CATATAN: Inilah prosedur paling sederhana untuk mensirkulasi annulus tubing-casing yang penuh oleh KWM setelah dilakukan bullhead tubing.

SIRKULASI SUMUR SEBELUM MELEPAS TREEDIGUNAKAN JIKA LUMPUR DI TUBING TIDAK PADA BERAT KILLJIKA SUMUR MEMILIKI TEKANAN CASING:

Jaga tekanan casing konstan dengan membuka choke sambil mempercepat pompa ke kecepatan yang telah ditentukan. Kece-patan ini dibuat konstan selama sirkulasi.Teruskan jaga tekanan casing konstan sampai satu volume tubing telah dipompakan.Matikan dan hidupkan pompa dengan terkontrol lihat langkah (1).Jaga tekanan casing konstan sampai tekanan sirkulasi tubing stabil.Baca tekanan sirkulasi tubing dan selesaikan sirkulasi dengan menjaga tekanan konstan.SIRKULASI SUMUR SEBELUM MELEPAS TREEJIKA TEKANAN CASING NOL:

Dengan choke terbuka lebar, percepat pompa ke nilai tertentu dan buat konstan selama sirkulasi.Jika tidak ada kembali, stop setelah memompa minimum satu tubing volume. Ambil keputusan dengan memompakan material kehilangansirkulasi atau mencabut dengan level lumpur tak terlihat.Jika anda tidak memompa satu volume tubing ketika ada returns,teruskan sampai anda memompa satu volume tubing, lalu: Matikan pompa, tutup choke dan baca tekanan casing.Jaga tekanan casing konstan di nilai tertentu, termasuk nol, yang ada di langkah (4) dengan membuka choke sambil pompadikembalikan ke kecepatan semula.Teruskan jaga tekanan casing konstan sampai tekanan sirkulasitubing stabil.Baca tekanan sirkulasi tubing dan selesaikan sirkulasi denganmenjaga tekanan itu konstan.MELEPAS TREEMEMASANG & MENGETES BOPE (1)Verifikasi sumur telah mati dengan:Cek tekanan tubing dan casing Buka sumur dan cek visual adanya aliran *(2)Tutup manual valve di jalur aliran annulus *(3)Tutup manual valve di jalur aliran tubing (4)Pasang back-pressure valve di tubing hanger (5)Lepaskan tree (6)Verifikasi back pressure valve terpasang benar di hanger sebelummeneruskan prosedur**(7)Pasang BOPE (8)Lepaskan back-pressure valve dan pasang two-way check valve (9)Tes BOPE (10)Lepaskan two-way check valve (11)Cek tekanan casing Verifikasi nilainya nol (12)Cabut tubing dan teruskan mencabut string produksi *Jalur ini akan terbuka ketika sumur di-bullhead dan diisi oleh lumpur.**BOP disusun oleh satu set pipe ram di bawah jalur choke.KONFIGURASI BOP WORKOVER / COMPLETIONANNULARPIPERAMBLINDRAMPIPERAMKE CHOKE LINEKE KILL LINEWELLHEADLOT SHEETISTRUCTIONS:After opening NEWLOT.XLS, these are all you need to do:1. Replace the red italic numbers below with LOT data.2. Print by pressing 'Alt-F' then 'P' and hit 'Enter'.3. To print the chart click LOT CHART tab below, then do step no.2NOTE: to erase data press 'backspace' and 'Enter'Do not erase data with 'Space-bar' !!!WHS/Sep 1990 - MHS/Jul 1997DATA INPUT:Trat A-067 in SHOE19-Nov-98Well Name (max 8 characters) =Trat A-06LEAK OFF TEST ANDDate =19-Nov-98FRACTURE GRADIENT CALCULATIONRT =106ft above MSLWater Depth =240ftRTCasing Size =7inRT = 106 ftCasing Shoe Depth =10441ft MDCasing Shoe Vertical Depth =8232ft TVD~MEAN SEA LEVELLOT data:WD =240 ftMud Weight =11ppg8232ft TVD