well control indo
DESCRIPTION
Well ControlTRANSCRIPT
WELL CONTROL
Dasar Mempelajari Well Control
Potensi masalah well control dan blow out
selalu ada pada tahapan manapun:
eksplorasi, pengembangan atau workover,
sumur dalam ataupun dangkal, pada tekanan
tinggi (12,000 psi) atau rendah (15 psi).
Apabila terjadi dapat mengalami kerugian
yang sangat besar bahkan JIWA MANUSIA.
Konsep Well Control
Teknik yang digunakan dalam operasi migas
seperti : pengeboran, workover, dan
penyelesaian sumur (well completion) dengan
tujuan untuk menjaga tekanan hidrostatik
kolom fluida dan tekanan formasi agar cairan
formasi tidak masuk ke dalam lubang sumur.
Materi Well Control
1. Prinsip Dasar Well Control2. Well Kick 3. Metode Well Control4. Peralatan Well Control (BOP)
1. Prinsip Dasar Well Control
Berdasarkan fungsinya, well control dapat
dikategorikan menjadi 2 (dua) yaitu :
Primary well control
Secondary well control
Primary Well Control
Pengendalian tekanan formasi dengan mengandalkan lumpur pemboran dengan pengertian bahwa : Ph > Pf.
Secondary Well Control
Diperlukan jika primary well control gagal dalam mengatasi masuknya fluida formasi ke dalam lubang bor, yaitu dengan cara penutupan sumur dengan BOP dan pensirkulasian lumpur berat.
Primary Well Control
Kegagalan primary control dapat terjadi, karena :
1. Berat lumpur terlalu rendah Pemboran menembus formasi
dengan tekanan tinggi Pengukuran densitas tidak teliti Pengenceran lumpur yang
berlebihan Gas cut mud
2. Berkurangnya kolom lumpur : Tidak ada pengisian lumpur dalam
lubang bor saat pencabutan pipa Swabbing effect Lost Circulation
Secondary Well Control
Sumur sudah mengalami kick, sehingga harus segera ditutup dan dilakukan tindakan lanjutan dalam waktu secepat mungkin.1. Prosedur menutup sumur Prosedur ini tergantung dari kondisi : (a). Kick terjadi pada saat membor
Stop putaran meja Angkat kelly sampai tool joint
keluar dari meja putar Matikan pompa Buka choke lineTutup annular preventer Baca tekanan drillpipe (SIDP),
tekanan annulus (SICP) dan pit gain
Ketika Mengebor
Jika anda mengamati salah satu:1. Peningkatan aliran balik.2. Peningkatan perolehan pit.
1. Tarik dari dasar dan naikkan tool joint ke atas rotary table.2. Stop rotary dan stop pompa.3. Cek aliran.
Apa sumurmengalir?
1. Beritahukan Drilling Supv2. Teruskan mengebor
1. Buka HCR Choke valve dan tutup annular.2. Beritahukan Drilling Supv. dan Toolpusher.3. Kirim orang untuk monitor kebocoran.4. Catat Shut-in DP, CP dan perolehan pit.
YA
TIDAK
(b). Kick terjadi saat tripping
Dudukkan top tool joint pada slips
Pasang safety valve (open) pada DP
Tutup safety valve dan annular prev
Sambungkan kelly
Buka safety valve
Baca shut in pressure dan pit gain
Ketika Tripping
Jika anda mengamati salah satu:1. Lubang tidak mengambil volume yang benar.2. Peningkatan aliran balik.
1. Stop trip dan naikkan tool joint ke atas rotary table2. Cek aliran.
Apakah sumurmengalir?
1. Beritahu Drilling Supv aliran kembali yang tidak benar.
1. Pasang slip dan pasang FOSV.2. Tutup FOSV.3. Buka HCR Choke valve dan tutup annular.4. Beritahu Drilling Supv dan Toolpusher.5. Pasang Top Drive.6. Catat Shut-in CP dan perolehan pit.7. Kirim orang untuk monitor kebocoran.
YA
TIDAK
Tanda-Tanda Kick
Kick adalah masuknya fluida formasi kedalam lubang bor (disebabkan karena kegagalan primary control)
1. Indikator Primer : Kenaikan flow rate
Disebabkan masuknya fluida formasi ke dalam lubang bor karena tekanan hidrostatis sumur lebih kecil dari tekanan formasi.
Pertambahan volume lumpur (pit gain)Menunjukkan bahwa fluida formasi sudah masuk ke dalam lubang bor.
Terjadi aliran pada saat stop pompaDisebabkan masuknya fluida formasi ke dalam lubang bor sehingga adanya tekanan dari fluida formasi ke permukaan.
2. Indikator Sekunder : Perubahan tekanan pompa Gas cut mud Drilling break
Sebab-Sebab Terjadinya Kick
1. Tekanan formasi lebih besar dari tekanan hidrostatis
Tekanan formasi yang melebihi tekanan hidrostatis lumpur menyebabkan fluida formasi mengalir masuk ke dalam lubang bor dan mendorong lumpur keluar dari dalam lubang bor
2. Tinggi Kolom Lumpur Turun
2.1. Lumpur masuk ke dalam formasi
Formasi rekahan secara alamiah atau adanya gua-gua
Formasi rekah karena kesalahan kerja dalam operasi pemboran atau karena sifat-sifat lumpur yang digunakan tidak sesuai
Sifat-sifat lumpur yang digunakan tidak sesuai :
- Berat jenis lumpur yang tinggi
- Viscositas lumpur yang tinggi
- Gel strength yang tinggi
2.2. Formasi rekah karena kesalahan waktu operasi pengeboran yang disebabkan oleh :
Squeeze Effect / Efek Tekan
Pemompaan yang mengejut
3. Tekanan Formasi Abnormal
Biasanya terjadi jika pemboran menembus formasi abnormal yang mempunyai gradien tekanan lebih besar dari 0.465 psi/ft sedangkan lumpur pemboran hanya direncanakan untuk formasi normal.
Akibat dari tekanan hidrostatis lumpur yang lebih kecil dari tekanan formasi, maka akan terjadi kick.
Gas : 0,075 - 0,150 psi/ft.
Oil : 0,30 - 0,40 psi/ft.
3.1. Patahan (Faults)
bidang rekahan atau zona rekahan pergeseran suatu formasi sehingga memungkinkan tekanan di sekitar patahan tersebut menjadi abnormal.
3.2. Struktur reservoir yang luas
o Suatu reservoir yang luas dan terdapat gas cap dipuncaknya, akan terjadi tekanan yang abnormal sewaktu menembus formasi gas tersebut.
o Suatu lapisan formasi yang mempunyai sumber air yang letaknya lebih tinggi, air akan mendorong reservoir minyak atau gas. Hal ini akan menyebabkan reservoir tersebut mempunyai tekanan abnormal.
3.3. Lensa-lensa pasir
Lensa-lensa pasir yang terdapat dalam lapisan shale yang tebal, umumnya mempunyai tekanan yang tinggi. Fluida yang semula berada di dalam shale masuk ke dalam lensa-lensa pasir, sehingga lensa-lensa pasir tersebut bertekanan tinggi.
3.4. Komunikasi tekanan antar lapisan
Suatu sumur yang menembus dua lapisan yang porous dan permeable, tekanan abnormal berada di lapisan bawah dan tekanan normal di lapisan atasnya sehingga terdapat komunikasi antara dua lapisan tersebut yang mengakibatkan lapisan di atas mempunyai tekanan abnormal.
Tekanan Formasi
Tekanan dari fluida (air, minyak atau gas) yang mengisi ruang pori pada batuan.
Tekanan formasi normal dalam setiap satuan geologi akan sama dengan tekanan hidrostatik air dari permukaan sampai bawah permukaan. Besar tekanan hidrostatik sama dengan 0,465 psi/ft.
Pengertian Tekanan
Penekanan di matematika dan perhitungan, well
control sangat sederhana seperti permainan jungkat-
jungkit. Selanjutnya kita belajar menghitung BHP
(Bottom Hole Pressure=Tekanan di Dasar Lubang),
Tekanan Hidrostatik (Tekanan lumpur pada Kondisi
Diam), Gradien, Volume dan Gaya – Ingatlah gambar
di bawah ini !
0 lb
1”1”
1’
Di industri ketika menghitung tekanan, biasanya tekanan dihubungkan dengan lumpur. Kita akan membahas mengenai tekanan ini di kelas ini. Sekarang mari kita bahas mengenai lumpur yang diam.
Lumpur yang diam menghasilkan tekanan yang dinamakan Tekanan Hidrostatik. hidro (lumpur) statik (diam)
Berat lumpur
PSIhidrostatik = Berat lumpur ppg x 0.052 x Tinggi Vertikal lumpur
4. Methode Well Control
Ditinjau dari cara pensirkulasian lumpur untuk mematikan kick, secara umum dikenal ada 2 metoda, yaitu :
1. One Circulation Method (Wait & Weight Method)
2. Two Circulation Method (Driller’s Method)
Wait & Weight Method (Engineer Method)
Prosedur penting dalam mematikan kick dengan “Wait &
Weight Method” adalah :
Tutup sumurCatat SIDP, SICP, dan Pit GainHitung :
Berat lumpur baru Tekanan sirkulasi awal (Psi atau ICP) Tekanan sirkulasi akhir (Psa atau FCP)
Siapkan lumpur beratPompakan lumpur berat untuk mengeluarkan kick dari
dalam lubang bor.
Perhitungan Wait & Weight Method
Hitung Kill Mud Weight (KMW)
KMW (ppg) = FP (psi) / (0.052 x TVD (ft)) atau
KMW (ppg) = (SIDPP (psi) / (0.052 x TVD (ft)) + OMW (ppg) Hitung Initial Circulating Pressure (ICP) / Tekanan Awal Sirkulasi
ICP (psi) = KRP (psi) + SIDPP (psi) Hitung Final Circulating Pressure (FCP) / Tekanan Akhir
Sirkulasi
FCP (psi) = KMW (ppg) / OMW (ppg) x KRP (psi) Hitung Surface to Bit Strokes (SBS)
SBS (stroke) = Drill String Volume (bbl) / Pump Output (bbl/strk) Hitung Total Strokes (ST)
ST = (drill string volume (bbls) + annulus volume (bbls)) / pump output (bbl/strk)
Hitung Surface to Bit Time (SBT)
SBT (menit) = SBS (stroke) / SPM
Keuntungan “Wait & Weight Method” :
Karena lumpur berat akan masuk ke annulus sebelum kick mencapai permukaan, dan tekanan annulus akan tetap rendah, sehingga dapat mengurangi resiko terjadinya rekah formasi.
Tekanan annulus maksimum yang diderita wellhead hanya sesaat saja.
Lebih mudah untuk menjaga BHP konstan dengan cara mengatur choke.
Pelaksanaan operasionalnya lebih aman, lebih sederhana dan lebih cepat.
Kerugiannya :
Perlu waktu untuk membuat lumpur berat, hal ini memungkinkan gelembung gas terus bermigrasi.
Driller’s Method (Two Circulation Method)
Sirkulasi – 1 : sirkulasi dan keluarkan fluida formasi dengan
lumpur lama (original mud)
Sirkulasi – 2 : sirkulasikan dengan lumpur baru (kill mud
weight) untuk mengganti lumpur lama
Prosedur penting dalam mematikan kick dengan “Driller’s
Method” adalah :
Tutup sumur
Catat SIDP, SICP, dan Pit Gain
Pompakan lumpur lama kedalam lubang bor untuk
mengeluarkan kick.
Sirkulasikan terus sampai seluruh kick keluar dari lubang
borStop pompa, tutup sumur, siapkan lumpur berat.Hitung waktu untuk mengisi pipa bor (surface to bit travel
time, T1).
Pompakan lumpur berat untuk mengganti lumpur lama
dalam lubang bor. Kecepatan pompa harus sama dengan kill
rate. Setelah pipa bor terisi lumpur berat, pemompaan
berjalan terus tetapi tekanan standpipe dijaga konstan yang
besarnya sama dengan nilai pada sat T1.
Keuntungan menggunakan “Driller’s Method” : Perhitungan yang diperlukan sangat sedikit.
Kerugian “Driller’s Method” : Tekanan casing menjadi sangat tinggi, dan dapat
memmungkinkan terjadinya rekah formasi yang dapat mengakibatkan hilang lumpur
0 21 43 65 87 9 10
500
1000
1500
2000
2500
3000
Press
Stroke 0 160 320 480 640 800 960 1120 1280 1620
Pump Press 1260 1172 1084 996 908 820 732 644 556 468
Time (min) 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27
OMW = 9.5 ppgKMW = 11.1 ppgSIDP = 700 psiSICP = 750 psiKRP = 60 spm at 300 psiICP = 1.260 psiFCP = 370 psiSTB = 1.620 strkPress Drop = 88 psi/160 strk
1620
370
30
1260
370
ICP
FCP