Tipe Penyelesaian Sumur Berdasarkan Jumlah Zona Produksi

Komplesi Zona Tunggal (Single Completion)
1. Komplesi tanpa tubing (tubingles completion).
2. Komplesi tubing tergantung (open ended tubing completion).

3. Komplesi tubing dengan packer.
Tipe - Tipe Komplesi Zona Banyak (Multiple Completion)
1.Komplesi dengan produksi zona bergilir
2.Komplesi dengan string tunggal – packer tunggal (single string – single packer)
3.Komplesi dengan string tunggal – packer ganda (single string – dual packer)
4.Paralel string – Multiple Packer

Komplesi Zona Bergilir

Single String - Single Packer

Single String - Dual Packer

Kesimpulan Dari Tipe – Tipe Penyelesaian Sumur
Sebenarnya komplesi yang paling ideal, adalah komplesi yang sederhana, gampang dipasang atau dikerjakan, mudah dirawat dan mudah dikerjaulang. Akan tetapi hal ini akan sulit dicapai karena kecenderungan sumur – sumur sekarang dan yang akan datang akan lebih rumit dan sarat teknologi, terutama kecenderungan ini terlihat pada sumur – sumur di lepas pantai dimana biaya operasi akan dapat ditekan dengan memproduksikan beberapa reservoar sekaligus,artinya kecenderungan untuk pemakaian multiple completion akan bertambah.

Paralel String - Multiple Packer

» Read More...

Komplesi Perforasi (Perforated Completion)

Keuntungan Sistem Komplesi Perforasi :
1.Interval – interval produktif bisa diisolasi satu sama lainnya secara efektif karena itu produksi air atau gas yang tidak diharapkan dapat mudah dikontrol/ dicegah dengan cara pemilihan interval perforasi yang tepat. Demikian juga terhadap pemilihan produksi yang akan dirangsang/stimulate.
2.Bisa untuk pemasangan kemplesi ganda atau banyak.
3.Cocok untuk teknik – teknik penanggulangan pasir seperti interval, gravel pack, sand consolidation.
4.Memungkinkan untuk penentuan kedalaman pipa selubung secara lebih teliti karena pemasangan dilakukan sesudah logging seluruh intrerval productive
5.Bisa menghemat biaya pemasangan pipa selubung produksi apabila tidak jadi dipasang karena sumur harus di “Abandon”, setelah melihat hasil logging yang menunjukkan sumur tidak ekonomis untuk diproduksi.

Kerugian – Kerugian Sistem Komplesi Perforasi :
1.Ada biaya perforasi.
2.Kerusakan formasi bisa terjadi pada saat pengerjaan penyemenan pipa selubung.
3.Adanya pengurangan diameter lubang oleh pipa selubung, sehingga hambatan terhadap aliran bisa terjadi oleh effect perforasi dan akan mengurangi produktifitas sumur.

4.Diperlukan pengerjaan penyemenan yang baik atau effective untuk memastikan penyelesaian zona – zona produksi yang baik.
5.Karena open hole logging tidak bisa diulang maka, diperlukan analisa dan interpretasi logging yang teliti sebelum pipa selubung dipasang.
6.Jika diperlukan pada saat kerja ulang nanti, ingin memperdalam sumur hanya bisa dengan diameter yang kurang dari lubang sebelumnya.

» Read More...

Komplesi Lubang Terbuka (Open Hole Completion)

Keuntungan sistem ini adalah :
1.Formasi lapisan tidak akan rusak oleh semen.
2.Diameter penuh pada zona produksi dan tidak ada effect hambatan terhadap aliran sehingga bisa menghasilkan produktivitas yang maksimum.
3.Logging pada lubang terbuka bisa diulang karena lubang tidak tertutup pipa selubung, sehingga logging lubang terbuka (open hole logging) tidak merupakan hal yang kritis pada phasa pengeboran.
4.Sumur dapat diperdalam dengan mudah dengan diameter yang sama apabila diperlukan pada saat kerja ulang (workover).
5.Sumur dapat diubah menjadi komplesi liner pada saat kerja ulang.
6.Sangat cocok untuk pengerjaan metoda pengontrolan pasir ( open hole gravel pack )
7.Tidak ada biaya perforasi.

Kerugian system ini :
1.Tidak dapat mengisolasi zona – zona produksi yang satu terhadap yang lainnya.
2.Sulit mencegah dan mengontrol gas atau air yang tidak diharapkan akibat coning atau fingering.
3.Sulit melakukan pemilihan zona yang akan di “Stimulate” (dirangsang).
4.Kesulitan dalam menentukan kedalaman ujung pipa selubung produksi karena pipa selubung harus dipasang sebelum logging dilakukan pada interval lapisan produksi
5.Diperlukan pembersihan lubang (clean – up) jika formasi lapisan mudah dilepas – lepas (not consolidated) atau batuannya rapuh.

6.Batuan harus betul – betul consolidated (tidak rapuh.)

» Read More...

Well Completion

Well Completion sering disebut juga Penyelesaian Sumur yaitu merupakan pekerjaan lanjutan dari proses pelaksanaan pemboran sumur. Sebagian dari para tenaga ahli perminyakan berpendapat bahwa pekerjaan “Well Completion” dimulai setelah pekerjaan-pekerjaan tersebut dibawah ini selesai, yaitu :
1.Pemboran sumur telah mencapai TD (Total Depth).
2.Casing Produksi telah dipasang dan disemen, atau Casing liner telah terpasang dengan disemen atau tidak disemen.
3.Casing Produksi telah terhubung dan terpasang dengan Well Head.

Beberapa faktor yang harus dipertimbangkan dalam perencanaan penyelesaian sumur –sumur :
1.Investasi yang diperlukan
2.Jumlah / kecepatan produksi yang diinginkan
3.Jumlah cadangan gas / minyak pada setiap zona lapisan
4.Tenaga pendorong reservoir
5.Keperluan akan perangsangan sumur (Well Stimulation)
6.Keperluan akan pengontrolan pasir
7.Aspek – aspek kerja ulang nantinya
8.Pertimbangan pengangkatan buatan
9.Kemungkinan project EOR dimasa yang akan datang.

Tipe – Tipe Penyelesaian Sumur

a.Berdasarkan program pemasangan pipa selubung :
- Komplesi lubang terbuka (open hole)
- Komplesi perforasi (perporated completion)
- Komplesi liner (liner completion).

b.Berdasarkan jumlah zona yang diproduksi suatu sumur :
- Sistem komplesi zona tunggal (single completion)
- Sistem komplesi zona banyak (multiple completion)
(To be continued......)

» Read More...

Pahat Pemboran (Drilling Bit)

Kegunaan Pahat Bor

Untuk mendapatkan kedalaman yang diharapkan diperlukan suatu alat yang letaknya di ujung rangkaian pipa pemboran dinamakan mata bor atau bit. Mata bor atau bit adalah alat yang terpasang di ujung paling bawah dari rangkaian pipa yang langsung berhadapan dengan formasi atau batuan yang di bor. Adanya putaran dan beban yang diperoleh dari rangkaian pipa bor diatasnya, akan menyebabkan mata bor itu menghancurkan batuan yang terletak dibawah sehingga akan menembus semakin dalam bebatuan tersebut. Lumpur yang disirkulasikan akan keluar melalui mata bor dan menyemprotkan langsung kebatuan yang sedang dihancurkan di dasar lubang bor. Semprotan ini akan ikut membantu menghancurkan batuan-batuan itu. Batuan yang disemprot oleh Lumpur tadi akan lebih mudah lagi dihancurkan oleh mata bor, sehingga dengan demikian akan diperoleh laju pemboran yang lebih cepat.

Jenis Pahat
Ada tiga macam mata bor jika dilihat dari jenis batuan yang dibor, yaitu :
Mata bor untuk batuan lunak , bentuk gigi panjang dan langsing.
Mata bor untuk batuan sedang, bentuk gigi agak pendek dan tebal.
Mata bor untuk batuan keras, bentuk gigi pendek dan tebal.

Berdasarkan structure pemotong (cutter) dan bantalannya dapat diklasifikasikan sebagai berikut :
Wing Bit
Dipergunakan untuk dilapisan permukaan, umumnya dipakai pada lubang-lubang besar untuk stove pipe yang dalamnya berkisar atara 0 – 30m. Ukuran pahat tersebut biasanya 36 inchi.

Roller Cone
Pahat roller cone biasa dipakai untuk lapisan lunak sampai lapisan keras.

Diamond
Pahat Diamond merupakan sejenis bahan yang mempunyai kekerasan yang sama dengan intan (intan industri) dipakai apabila pahat biasa sudah tidak dapat menembus formasi, umumnya untuk lapisan-lapisan yang keras.

Dari ketiga macam jenis pahat tersebut yang terbanyak dipergunakan adalah jenis Roller Cone.

Pahat roller cone yang biasa dipakai di buat oleh beberapa pabrik yaitu ;
Hughes
Reed
Varel
Smith
Security

Roller Cone dibagi juga dengan klasifikasi dan kekerasan pahat itu sendiri yaitu dengan no. code misalnya untuk yang soft IADC code : 111, 114 ( International Assosiation Drilling Code ).Kekerasan pahat disesuaikan dengan formasi yang akan dilaluinya misalnya : soft to medium, medium to hard, untuk mempermudah mengenal apakah pahat itu untuk formasi lunak, sedang dank eras maka yang perlu diperhatikan adalah bentuk gigi pahat tersebut.

Pemilihan Pahat
Didalam pemilihan pahat adalah, Pahat yang dipergunakan untuk mengebor formasi tertentu, tergantung pada kekerasan batuan dari formasi tersebut. Pahat yang dipakai untuk mengebor batuan lunak tidak dapat berfungsi dengan baik bila dipakai untuk mengebor batuan sedang atau batuan keras.Pengetahuan tentang pemilihan pahat untuk mengoptimasikan pemboran tidak seluruhnya teoritas, tetapi dalam banyak hal pemilihan ini tergantung pada pengalaman-pengalaman yang didapat dalam pemboran didaerah yang sudah diketahui atau dikenal.
Hasil pemilihan pahat ini sangat penting karena menyangkut :
Biaya dari pahat.
Rig cost
Round trip / cabut masuk.
Dari ketiga biaya ini barulah dapat menghitung operation cost ( biaya operasi).

Dalam pemboran harus dicatat kemajuan pemboran serta memeriksa serbuk bor yang keluar untuk mengetahui kekerasan dari formasi yang akan ditembus. Semua data yang dicatat pada saat pemboran berlangsung sangat penting karena menyangkut waktu dan biaya, juga sebagai data bila dilakukan pemboran ulang ditempat yang sama. Pemilihan pahat yang tidak sesuai akan memakan waktu yang lama sehingga pahat harus dicabut dan diganti. Untuk daerah-daerah yang baru biasa disebut daerah Eksplorasi ketelitian pemilihan pahat sangat diperlukan dan perlu dilakukan study pemakaian pahat yaitu dengan meneliti kemungkinan bergantinya lapisan formasi dari laju pemboran maupun dari serbuk-serbuk bor (cutting) yang keluar terbawa Lumpur bor.
Dari hasil ini perlu melihat data-data dari pahat itu sendiri berupa beban yang diizinkan untuk pahat tersebut, kemudian berapa putaran pipa atau string yang diperbolehkan. Semua petunjuk mengenai pahat yang akan dipakai haruslah sesuai bila kita ingin mencapai laju pemboran yang kita inginkan.

Beban pada pahat

Beban yang diberikan terhadap pahat merupakan factor yang sangat penting, yaitu dimana saat pahat mulai bekerja ( bor ) maka beban pahat mulai dinaikan perlahan-lahan dengan melihat laju dengan bertambahnya beban yang diberikan pada pahat. Dari beban pahat kemudian perlu mengetahui kecepatan putar ( RPM ).

Kecepatan Putar
Laju pemboran akan meningkat dengan kenaikan kecepatan putar secara exponential.
Dari pemakaian pahat bor ( drilling bit ) yang perlu diperhatikan bahwa setiap barang mempunyai umur tertentu demikian juga pahat bor ( bit life ).

Keausan pada gigi pahat dan bantalan pahat.
Disamping umur dari pahat juga tertentu, maka keausan gigi dan bantalan pahat perlu diperhatikan. Contoh yang perlu diperhatikan pada saat operasi pemboran berlangsung, dengan menurunnya laju pemboran maupun sering adanya torque ( torsi ) pada saat mengebor.
Dalam pemakaian pahat untuk mengebor batuan maka gigi pahat dan bantalan akan menjadi aus, laju keausan dari gigi pahat dan bantalan tersebut tergantung kepada type batuan, beban pada pahat ( WOB ), kecepatan putar ( RPM ) dan sifat-sifat Lumpur pemboran.
Untuk mengoptimasikan pemboran maka pahat tersebut harus dicabut dan diganti sesuai dengan kekerasan dari lapisan yang akan ditembus. Melanjutkan pemboran dengan gigi-gigi pahat yang telah aus akan meninggikan biaya pemboran, disamping kemungkinan terlepasnya gigi pahat / cone sangat besar.
Hal ini sangat penting diperhatikan agar tidak terjadi pekerjaan tambahan diluar program kerja.

Contoh :
Bila pahat terlepas (cone) dan tertinggal didalam lubang bor maka untuk melanjutkan pemboran yang tertinggal didalam lubang harus diambil(dibersihkan) terlebih dahulu, bila tidak pemboran tidak dapat dilanjutkan karena akan menghambat laju pemboran dan kemungkinan-kemungkinan lain yang dapat meninggikan Cost akan terjadi. Untuk melanjutkan pemboran dengan benda-benda yang tertinggal di lubang bor mungkin dapat dihancurkan, tetapi memerlukan waktu yang lama bila dibandingkan dengan mengambil (fishing job)kemudian dilanjutkan bor.
Kemungkian lain adalah masih adanya kendala karena lubang tidak bersih dari hasil serbuk bor yang tidak hancur. Dari pekerjaan-pekerjaan tambahan ini, kita kehilangan waktu yang mengakibatkan naiknya biaya operasi.


Umur Pahat
Perlu diingatkan bahwa ketahanan suatu barang juga tidak terlepas dari umur barang itu sendiri, demikian juga dengan pahat bor (Drilling bit). Drilling bit pun kita kenal mempunyai umur pahat( bit life ) yaitu : jumlah jam pengoperasian pahat hingga ia tidak dapat melanjutkan pemboran dengan cost/foot yang rendah . Umur dari pahat tersebut tergantung dari beberapa faktor :
Beban pada pahat ( WOB )
Kecepatan putar ( RPM )
Karateristik dari batuan
Hydrolika
Optimum cost/foot

Dengan memakai WOB dan RPM yang lebih besar, pahat akan menjadi aus lebih cepat ; umurnya akan lebih pendek. Demikianpun dengan bit hydraulic yang tidak cukup akan mempertinggi laju keausan pahat , yang selanjutnya akan lebih memperpendek umur pahat.

Rumus yang dipakai untuk mengoptimasikan umur pahat dalam bentuk biaya per foot adalah :

C / F = ( Cb + Ct + Cd + Cc + Cr ) / bit footage

Dimana :
C / F = Cost per foot
Cb = Harga pahat
Ct = Biaya tripping
Cd = Down time cost
Cc = Connection Cost
Cr = Rotating Cost

Untuk menentukan kapan pahat akan diganti harus dipakai angka C/F yang terendah .

Salah satu penyebab dari laju pemboran disamping penentuan pahat yang sesuai juga tergantung dari nozzle yang kita pakai pada pahat.

Pemakaian nozzle

Dari pemakaian nozzle yang tepat ( dihitung ) dapat menaikkan laju pemboran sebesar 15 – 40 %, juga tidak terlepas dari bit hydraulic yang dihasilkan oleh lumpur melalui nozzle tersebut .
Dalam pelaksanaan pemboran sebelum pahat dimasukkan kedalam lubang bor, yang perlu diperhatikan adalah :
Catat ukuran pahat
No. Serie / IADC Code
Periksa kondisi pahat
Ukuran nozzle dan kelengkapannya
Penyambungan pada pipa bor harus memakai bit breaker dengan torque yang disarankan .


KERUSAKAN PAHAT

Bit life tidak selamanya menjadi patokan untuk tripping ( ganti pahat ) tetapi hanya sebagai Guide ( Penuntun ) dari pahat itu. Kapan kita harus mengganti pahat tidak perlu menunggu sampai habis umur pahat itu, tetapi tergantung dari kecepatan mengebor ( ROP ).Ini sangat perlu diperhatikan karena semuanya menyangkut biaya. Dalam pengalaman kadang - kadang pahat yang seharusnya bisa mengebor diatas 50 jam ( bit life ) ternyata baru 6 jam tidak ada kemajuan, ini harus segera diganti, kemudian perlu diteliti apa penyebabnya.
Penyebabnya yang sering terjadi adalah :
1. Rusaknya pahat ; terutama
a. Cone
b. Gigi
c. Bearing
2. Tidak cocoknya type pahat dengan formasi yang ditembus
3. Kejatuhan barang dalam lubang bor sehingga menghambat laju pemboran.

Dari kerusakan - kerusakan pada pahat bisa terjadi pada gigi pahat, cone & bearing.

Contoh kerusakan adalah :
Cone pecah, Gigi pahat pecah/patah, Balled Up, Cone Cracked (pecah),Cone Dragged (Salah satu cone atau lebih)tidak bisa berputar, Erosion, Lost Cone, Lost Nozzle, Lost Teeth, Wash Out Bit.

Ukuran - ukuran pahat yang biasa dipakai :
Pahat 36” untuk pipa selubung 30”
Pahat 26” untuk pipa selubung 20”
Pahat 17. 1/2" untuk pahat selubung 13. 3/8”
Pahat 12. 1/4” untuk pipa selubung 9. 5/8”
Pahat 8. 1/2” untuk selubung 7”
Pahat 6” untuk pipa selubung 4.1/2”


» Read More...

Pengujian BOP Stack

Pelaksanan Uji Tekanan BOP Stack adalah sebagai berikut :
1.Peralatan yang dipakai untuk uji BOP adalah tester plug, tester cup, pompa rig dan hydrolik tester unit.
2.Tester plug dipasang pada pipa bor dan diturunkan ke dalam lubang hingga duduk pada casing head spool.
3.Isi lubang dengan fluida berupa air sampai penuh melalui saluran pengisian lubang dengan menggunakan pompa rig.
4.Buka salah satu dari 2 buah valve 2” yang ada pada casing head spool. Hal ini bertujuan agar pada saat melakukan test BOP bila tester plug bocor maka fluida dapat keluar melalui valve 2” tersebut sehingga tekanan tidak akan membebani casing.
5.Buka HCR valve 4” dan tutup adjustable choke.
6.Tutup annular BOP.
7.Sambungkan hose yang ada pada hydrolik tester unit dengan pressure gauge yang terpasang pada saluran pengisian lubang di stand pipe manifold.
8.Tekan BOP dengan tekanan sebesar 500 psi (low pressure) dan tahan selama 10 menit. Periksa kebocoran pada BOP stack. Lihat chart yang ada pada tester unit.
9.Bila baik, naikkan tekanan pengetesan secara bertahap hingga maksimum 70% dari tekanan kerja BOP stack dan tahan selama 10 – 15 menit.
10.Periksa kebocoran pada BOP stack dan lihat chart yang ada pada tester unit.
11.Bila baik, buang tekanan secara perlahan-lahan melalui saluran buang.
12.Bila pressure gauge sudah menunjukkan angka 0 psi maka buka annular BOP.
13.Dilanjutkan dengan pengujian Back Pressure Manifold.
14.Buka adjustable choke dan semua valve yang ada pada BPM kecuali valve yang menuju ke flare, separator dan mud pit harus tertutup.
15.Isi lubang dan BPM dengan fluida berupa air sampai penuh melalui saluran pengisian lubang dengan menggunakan pompa rig.
16.Lakukan langkah-langkah seperti no 7 sampai 12 diatas.
Untuk melakukan pengujian pada pipe ram BOP langkah – langkahnya sama dengan pengujian yang dilakukan pada annular BOP, namun BOP yang ditutup adalah pipe ram BOP.

Sedangkan untuk melakukan pengujian blind ram langkah – langkahnya adalah sebagai berikut :
1.Tester plug dipasang pada pipa bor dan diturunkan ke dalam lubang hingga duduk pada casing head spool.
2.Lepaskan drill pipe dari tester plug dan keluarkan drill pipe dari dalam lubang.
3.Isi lubang dengan fluida berupa air sampai penuh melalui saluran pengisian lubang dengan menggunakan pompa rig.
4.Buka salah satu dari 2 buah valve 2” yang ada pada casing head spool. Hal ini bertujuan agar pada saat melakukan test BOP bila tester plug bocor maka fluida dapat keluar melalui valve 2” tersebut sehingga tekanan tidak akan membebani casing.
5.Buka HCR valve 4” dan tutup adjustable choke.
6.Tutup blind ram.
7.Sambungkan hose yang ada pada hydrolik tester unit dengan pressure gauge yang terpasang pada saluran pengisian lubang di stand pipe manifold.
8.Tekan BOP dengan tekanan sebesar 500 psi (low pressure) dan tahan selama 10 menit. Periksa kebocoran pada BOP stack. Lihat chart yang ada pada tester unit.
9.Bila baik, naikkan tekanan pengetesan secara bertahap hingga maksimum 70% dari tekanan kerja BOP stack dan tahan selama 10 – 15 menit.
10.Periksa kebocoran pada BOP stack dan lihat chart yang ada pada tester unit.
11.Bila baik, buang tekanan secara perlahan-lahan melalui saluran buang.
12.Bila pressure gauge sudah menunjukkan angka 0 psi maka buka blind ram BOP.
13.Masukkan drill pipe ke dalam lubang dan sambungkan pada tester plug. Cabut tester plug untuk dikeluarkan dari dalam lubang.
Selain pengujian BOP dengan cara memberikan tekanan kerja maka pengujian juga dilakukan dengan cara buka dan tutup BOP atau yang disebut test fungsi (function test).

» Read More...

Sistem Kontrol

ACCUMULATOR UNIT
Saat awal mulai terjadi well kick adalah merupakan saat kritis yang memerlukan tindakan yang cepat, untuk menghindari membesarnya kick dan membesarnya semburan agar tidak terjadi semburan liar maka diperlukan suatu unit pengendali (PSL control system) yang dapat menyediakan tenaga hidrolik yang terus menerus (otomatis) dapat cepat, mudah, aman dan praktis untuk menutup pencegah semburan liar. Unit peralatan ini di industri pemboran disebut accumulator unit atau closing unit.Disebut accumulator unit karena cairan hidrolik dikumpulkan (accumulates) atau ditimbun di dalam lubang baja di bawah tekanan tinggi dan siap untuk dipakai. Disebut closing unit karena sistem mempunyai fungsi utama untuk menutup (closed) PSL pada saat kick.

Komponen Utama dari Accumulator Unit
1.Botol-botol accumulator, berisi cairan hidrolik yang disimpan dalam keadaan bertekanan tinggi bersama gas nitrogen terkompresi sehingga cairan hidrolik dapat cepat mengalir untuk dipergunakan.
2.Pompa bertekanan tinggi yang dilengkapi dengan hydraulic pressure switch otomatis, sehingga pompa dapat mengisi accumulator setiap saat apabila hidrolik di accumulator turun dan dikembalikan sampai sebesar tekanan kerja accumulator.
3.Control manifold yang terdiri dari valve-valve, pressure regulator mengatur tekanan dan aliran dari cairan hidrolik ke masing-masing PSL.
4.Bejana penampung cairan hidrolik dengan tekanan sama dengan udara luar.
5.Cairan hidrolik yang dipergunakan harus mempunyai kekentalan rendah, tidak mudah terbakar, tidak dapat menyebabkan karat dan memiliki sifat melumasi yang baik dan khusus untuk di laut tidak boleh menyebabkan matinya makhluk laut.
6.Pipa Line 1”, berupa pipa tahan bertekanan tinggi untuk mengalirkan cairan tenaga hidrolik ke PSL dan aliran kembalinya cairan dari PSL ke bak penampung.
7.Remote control, merupakan alat system pengendali accumulator unit dari jarak jauh.

Botol Accumulator Unit
a.Periksa isi nitrogen seminggu sekali
Tekanan precharge nitrogen adalah 1000 psi ± 10% untuk system tekanan kerja 2000 psi dan untuk 3000 psi. Untuk tekanan kerja 1500 psi tekanan precharge nitrogen yang diperlukan 750 psi ± 10%.
b.Periksa seminggu sekali keadaan fluida reservoir, apabila terdapat endapan segera dibuang. Dan isi kembali sampai ketinggian yang disarankan. Pakailah hydraulic oil SAE 10 dan jangan memakai fuel oil, kerosine atau air garam.

Air Operated Pump
a.Penyetelan Hydro-Pneumatic Pressure Switch
•Untuk menaikkan shut off set point, putar spring adjustment nut dari kiri ke kanan.
•Untuk menurunkan shut off set point, putar spring adjustment nut dari kanan ke kiri.

b.Periksa air lubricator seminggu sekali, isi sampai level yang sesuai dengan minyak pelumas SAE 10.
c.Bersihkan strainer dan filter dengan air hangat atau kerosine seminggu sekali.
d.Packing pompa yang mempunyai spring loaded tidak memerlukan penyetelan. Tetapi pompa dengan ”adjustable packing gland” harus dikeraskan secukupnya agar tidak bocor berlebihan.

Electric Triplex Pump
a.Penyetelan electric pressure switch :
•Untuk menyetel ini buka penutup adjustment screw di sebelah kanan switch.
•Untuk menaikkan shut off set point, putar adjusting screw berlawanan arah jarum jam sampai shut off set point dicapai.
•Untuk menurunkan shut off set point, putar adjusting screw searah jarum jam sampai shut off set point di capai.

b.Periksa crankcase-minyak pelumasnya sebulan sekali.
c.Periksa tinggi minyak pelumas sebulan sekali.
d.Packing pompa, periksa seminggu sekali. Pompa dengan ”adjustable packing gland” harus dikeraskan secukupnya agar tidak bocor berlebihan.
e.Strainer, bersihkan strainer seminggu sekali dengan air hangat atau kerosine.

Control Manifold
a.Regulator, dioperasikan penuh sampai range operasinya dan direset kembali pada operating pressure. Memvariasi setting untuk menghilangkan keausan setting permanen pada shear seals.
b.Air Transmiter, air transmiter regulator harus diset pada 15 psi. Jangan dirubah setting ini.
c.Four-way control, berikan grease.
d.Air Cylinder, lumasi piston rod dan air cylinder dengan silicon based lubricant yang berkualitas. Berikan greease mounting bolt dari air cylinder.
e.Check out, seminggu sekali buka lubang inspeksi 4” dan lihat adakah tampak adanya kebocoran aliran saluran buang/kembali regulator, control valve dan relisf valve. Perbaiki atau ganti bila diperlukan.

» Read More...

Susunan Pencegah Semburan Liar

PENYAMBUNGAN PENCEGAH SEMBURAN LIAR
Cara penyambungan Pencegah Semburan Liar, Drilling Spool, Choke Line dan Kill Line secara garis besar ada 3 macam yaitu conventional flange atau disebut flange, studed flange dan clamp hub.Yang pling banyak dipergunakan adalah flange atau ring joint gasket yang distandardkan di API standard 6A.
Ada dua type dasar yaitu 6B, untuk tekanan kerja maksimum 2000, 3000, 5000 psi dan standard 6BX untuk 10000 dan 15000 tekanan kerja maksimum dan khusus untuk 5000 psi tekanan kerja maksimum untuk flange 13 5/8” dan yang lebih besar.
Type 6B flange mempunyai alur (groove) dengan dasar rata dapat dipasang RX atau R ring joint gasket yang berbentuk oval ataupun octagonal saling dapat menggantikan. Tetapi apabila dasar alurnya berbentuk bulat melengkung maka hanya ring joint gasket R yang berbentuk oval dapat dipakai. Untuk type 6BX flange hanya dapat dipasang dengan ring joint gasket type BX.

Ring joint gasket type BX dan RX bersifat pressure energized seal ring sehingga karena adanya getaran maka ring akan bergetar dan akibatnya baut akan mengendor serta memerlukan pengikatan kembali dari waktu kewaktu. Untuk energized ring akan tetap memberikan kerapatan meskipun beberapa baut menjadi kendor.
Studded bolt conection mempunyai karakteristik sama dengan flange hanya saja baut langsung diikatkan pada body yang akan dihubungkan. Dengan jalan ini dapat mengurangi tinggi dari PSL atau yang lainnya karena tidak diperlukan membuat sayap flensa. Clamp type conection juga memerlukan ring joint gasket RX dan BX yang sama dan mempergunakan clamp dengan hanya memerlukan pengikatan 2 sampai 4 baut saja. Cara ini lebih cepat untuk membongkar dan memasangkannya kembali dibanding dengan API flange. Sistem ini sekarang banyak dipakai untuk PSL yang dipakai di onshore maupun di offshore.
Spesifikasi dari conection PSL akan menunjukkan ukuran dan tekanan kerja PSL. Untuk melihatnya dapat diketahui melalui tulisan pada body PSL atau stempel pada flensanya. Ukuran flange dahulu didasarkan pada ukuran nominal yang tidak didasarkan pada ukuran diameter dalam terkecil (minimum vertical bore) tetapi penyebutan ukuran PSL yang baru sekarang ini berdasarkan ukuran minimum vertical bore. Dengan cara penyebutan ukuran yang baru ini antara ukuran nominal size dan minimum vertical bore sama. Sebutan ukuran nominal yang baru ini secara pasti dapat mengetahui berapa ukuran diameter luar dari alat yang dapat dimasukkan ke dalam PSL.

SUSUNAN PSL (PSL STACK ARANGEMENT)
Beberapa pencegah semburan liar yang disusun untuk dipasang pada well head disebut PSL stack. Sangat banyak kemungkinan pemasangan susunan pencegah semburan liar yang mungkin dipasang pada pemboran.
Seperti yang ditulis dalam buletin API RP 53 terdapat macam-macam type susunan PSL stack yang boleh dipakai berdasar tekanan kerja yang akan dihadapi selama pemboran.
Pertimbangan-pertimbangan yang dipergunakan untuk menentukan susunan PSL stack adalah :
-Peraturan pemerintah atau perusahaan minyak ataupun peraturan kontraktor drilling.
-Ukuran fisik, tekanan kerja dan biaya.
-Keluwesan operasi dan keselamatan operasi.

PEMASANGAN PSL
Beberapa masalah yang perlu diperhatikan untuk memasang/menyusun PSL :
•Semua ring groove harus kering dan dibersihkan dari grease.
•Hindari pemakaian sikat baja di dalam pekerjaan membersihkan karena akan dapat merusak permukaannya. Bersihkan dengan kain kering dan periksa dengan teliti adanya kemungkinan yang dapat menyebabkan kebocoran.
•Beri pelumas minyak ringan dan jangan pakai grease.
•Ikat dengan torsi yang cukup pada flange, clamp ataupun pada bonnet.
•Semua sambungan choke line, kill line, relief line dan choke manifold harus minimal sama dengan tekanan kerja PSL.
•Choke line dan kill line harus dijangkarkan dan diikat kuat-kuat.
•Swivel joint pipe choke line dapat memudahkan pemasangan tetapi sebaiknya dihindari dan choke flow line sebaiknya lurus atau boleh melengkung dengan radius besar.
•Memakai swivel joint di kill line tidak apa-apa dan boleh memakai belokan tajam sebaiknya pakai sambungan T.
•Choke flow line akan bekerja dengan fluida bertekanan tinggi dan dengan aliran cepat ini dapat menyebabkan terjadinya erosi dan juga timbul pressure drop yang tinggi sehingga dapat menyebabkan salah pembacaan tekanan annulus. Oleh sebab itu choke line sebaiknya berukuran besar (minimum 3” ID) khusus untuk flow line diverter line usahakan juga dipasang lurus dengan ukuran minimum 6” sebanyak 2 buah dan dilengkapi dengan valve yang bersifat dapat terbuka penuh.

PENGUJIAN PSL
Pengujian PSL adalah penting sekali sebagai usaha pencegahan semburan liar karena banyak peristiwa terjadinya semburan liar karena kegagalan kerja dari PSL, yang diantaranya disebabkan oleh :
1.Peralatan dipasang tidak benar/sempurna.
2.PSL seal gasket dan ring joint bocor karena vibrasi dan pertambahan beban.
3.Casing aus.
4.Kill line dan choke line bocor karena erosi, tersumbat, karena endapan lumpur, semen dan lain-lain.
Hanya satu jalan untuk menjamin kesiapan pencegahan semburan liar dari segi peralatan diantaranya harus dilakukan pengujian.

» Read More...

Saluran Pengendali

Drilling spool, choke dan kill line diperlukan pada pemasangan unit pencegah semburan liar (blowout preventer stack) berfungsi untuk saluran pengendali saat proses menutup sumur dan sirkulasi mematikan kick.
Drill spool, choke dan kill line serta sistem penyambungnya harus mempunyai tekanan kerja sama atau lebih besar dari blowout preventer stack yang terpasang.
Selama operasi pemboran dan selama operasi menangani kick sambungan-sambungan pipa choke dan kill line akan mengalami tekanan dan getaran-getaran oleh karena itu harus diberi pendukung, dijangkarkan dan diikat kuat.

Drilling Spool
Pada mulanya drilling spool merupakan satu-satunya cara untuk menghubungkan choke dan kill line ke pencegahan semburan liar (blowout preventer). Tetapi sekarang choke dan kill line dapat langsung dipasang pada side out-let pada body BOP.
Tujuan pembuatan choke dan kill line pada body BOP adalah untuk meniadakan pemakaian drilling spool sehingga dapat menghemat ruangan dan memperpendek tinggi BOP stack dan juga mengurangi jumlah sambungan pada BOP stack. Salah satu kelemahan dari pemakaian kill dan choke line pada body BOP adalah bahaya terkikisnya choke line outlet oleh pasir yang keluar bersama semburan kick. Apabila luka akibat pengikisan terlalu besar, dapat menyebabkan BOP tidak dapat dipakai lagi. Sedangkan kalau yang terkikis adalah lubang choke line pada drilling spool maka mengganti drilling spool akan lebih murah dibanding dengan mengganti atau memperbaiki BOP.

Minimum persyaratan drilling spool adalah :
•Harus memiliki side outlet 2 buah dengan diameter minimum 2” dan 3”
•Diameter dalam (bore) drilling spool minimal harus sama dengan diameter dalam puncak casing head
•Tekanan kerja minimal harus sama dengan tekanan kerja dari puncak casing head yang dipasang dengan BOP

Kill Line
Kill line berfungsi untuk saluran injeksi ke sumur apabila diperlukan untuk mematikan sumur. Kill line minimum harus ada sebuah dan yang terbaik dua buah dengan letak yang dapat bervariasi tergantung susunan BOP stack.
Pada kill line harus dipasang satu atau dua valve pada drilling spool atau outlet BOP dan satu check valve untuk perlindungan apabila terjadinya kebocoran atau pecah pada saluran/pipa kill line. Dengan dipakainya check valve memungkinkan kill line valve tetap dibuka selama kick dan dapat memompakan ke sumur setiap saat tanpa membuka valve terlebih dahulu.
Kill line valve yng utama (primer) adalah yang terletak paling luar dapat berupa remote hydraulic operator sedang yang manual diletakkan dekat BOP disebut master valve. Master valve dalam operasi selalu dibuka. Semua sambungan, pipa memipa, valve-valve di kill line harus dilindungi dari terjadinya sumbatan dengan cara di flushing dan mengisi dengan cairan lumpur yang bersih.

Choke Flow Line
Choke flow line atau choke line berfungsi untuk mengalirkan fluida bertekanan dari sumur ke choke manifold. Ukuran choke line minimum 3” dan lebih besar dari kill line karena aliran di choke line lebih besar akibat adanya gas yang mengembang di annulus.
Ukuran choke line yang kecil menyebabkan timbulnya pressure drop yang besar dan pembacaan tekanan di choke manifold akan salah karena tidak sama dengan tekanan yang sebenarnya di kepala sumur.
Sebuah manual operated valve harus dipasang sedekat mungkin dengan BOP di choke line sebgai master valve dan sebuah hidraulic power operated valve dipakai sebagai valve primer (utama) dipasang di bagian luar dari master valve. Valve ini yang akan senantiasa dioperasikan untuk dibuka dan ditutup untuk keperluan pengendalian kick dari tempat agak jauh dengan melalui remote kontrol. Choke line disambung sampai ke choke manifold diusahakan dipasang selurus mungkin.
Pengelasan yang dilakukan pada choke dan kill line harus berkualitas baik dan untuk itu harus diperiksa dengan X-ray atau magnaflux sebelum dipasang dan setelah pemasangan harus ditest tekanan.
Untuk setiap PSL stack harus minimal memiliki satu choke line dan satu kill line. Tetapi ada kalanya boleh dipasang masing-masing 2 buah untuk tujuan :
•Fleksibilitas pemakaian dalam operasi untuk kemungkinan keadaan operasi stripping tekanan tinggi.
•Masing-masing satu saluran akan dapat berfungsi sebagai saluran cadangan untuk keamanan.

Choke Manifold dan Back Pressure Manifold
Choke line dari PSL stack dihubungkan ke manifold khusus yang berfungsi untuk mengatur pemberian tekanan balik (back pressure) di annulus dan mengatur serta mengendalikan aliran lumpur dari annulus sewaktu penutupan sumur karena kick ataupun sewaktu untuk mematikan kick.
Choke line pada manifold ini merupakan bagian yang akan mengalami keausan atau tersumbat oleh partikel besar yang keluar dari sumur. Oleh karena itu disediakan lebih dari satu choke di manifold meskipun manifold tersebut untuk bekerja ditekanan rendah. Pada manifold ini disusun sedemikian rupa agar dapat dengan mudah, cepat dan aman mengatur perubahan aliran pemakaian choke dan arah dari penampungan fluida yang keluar.Manifold header mengatur aliran dari sumur yang tekanannya tinggi menuju choke yang dikehendaki. Valve-valve umumnya dihubungkan dengan sistem flange pada header dan choke. Saluran setelah choke dihubungkan ke pipa berukuran lebih besar dan selanjutnya diatur ke arah flare, mud gas separator atau ke mud pit. Sebuah manometer harus dipasang pada choke line manifold, untuk mengetahui tekanan casing tekanan kerja manifold harus sama atau lebih besar dari tekanan kerja PSL stack.
Discharge line dari choke mempunyai diameter dalam lebih besar dari body choke. Full opening valve dipasang di depannya dan selanjutnya dihubungkan ke expansion chamber. Pada expansion chamber aliran fluida yang berkecepatan tinggi dengan membawa pasir dan cutting kecepatannya akan turun sebelum fluida dari formasi masuk ke mud gas separator. Pipa dan valve setelah choke dipasang pipa-pipa dan valve bertekanan kerja lebih rendah adalah salah dan berbahaya, karena problem erosi, dan bila gas yang keluar dan mengembang akan dingin dan dapat terjadi pembekuan atau penyumbatan.
Berikut ini bentuk susunan choke manifold yang disarankan dalam buletin API RP53 oleh IADC untuk operasi drilling rig di darat.

Choke Dan Control Panel
Terdapat tiga type choke yang mungkin dipakai pada choke manifold :
1.Positive choke
2.Manual adjustable choke
3.Hydraulic adjustable choke

Positive Choke
Positive choke atau bean mempunyai diameter lubang pembukaan yng tetap choke ini dipakai untuk mengatur tekanan konstan di sumur.

Manual Adjustable Choke
Pada choke ini besar pembukaannya dapat diatur sehingga dengan mudah dapat untuk mengatur besarnya tekanan di drill pipe (stand pipe) dan di casing selama sirkulasi.
Bentuk dasarnya mirip dengan prinsip Widle valve, tetapi berukuran besar, stem dari choke ini dan seatnya normal dibuat dari tungsten carbide atau material lain yang kurang tahan abrasi.

Hydraulic Adjustable Choke
Hydraulic Adjustable Choke yang biasa dipakai dalam operasi pemboran adalah :

1. Swaco Super Choke
Choke ini merupakan salah satu jenis hydraulic adjustable choke yang dapat menutup penuh sehingga dapat dipakai untuk menutup sumur. Tekanan kerja dari choke ini 10.000 psi dan telah dicoba tahan selama operasi pada tekanan tinggi.
Choke memiliki mekanisme dua plate bulat dengan lingkaran lubang hampir setengah lingkaran dan equivalent dengan 1 ½” lingkaran. Satu dari plate ini digerakkan berputar dengan tenaga hydraulic untuk menutup atau membuka choke.
Sangat kecil kemungkinan choke tersumbat atau aus setelah dipakai dalam waktu yang lama, tetapi apabila tersumbat dapat dengan mudah dibersihkan dengan membuka choke.
Pembangkit tenaga hidrolik dapat menggunakan udara atau pompa tangan hidrolik sebagai cadangan kalau saluran hidrolik dari consule rusak sampai choke, maka choke dioperasikan langsung dengan manual yaitu diputar memakai tongkat besi.
Prosedur Pengoperasian
1.Dorong valve air supply ke posisi ”On”.
2.Buka valve hydraulic regulator beberapa putaran.
3.Untuk menutup choke, dorong control lever ke posisi ”close”. Perhatikan indicator penunjuk gerakan dari posisi choke. Apabila tekanan casing atau tekanan Dp yang dikehendaki telah dicapai lepaskan ”contror lever” ke posisi ”hold” maka penutupan choke akan berhenti. Bila perlu hydraulic regulator diset kembli kalau pembukaan choke terlalu cepat atau terlalu lambat saat control lever dioperasikan.
4.Dengan mendorong kontrol lever sebentar lalu segera kembalikan ke posisi ”hold” maka dapat mengatur perubahan pembukaan sedikit-sedikit.
5.Apabila terjadi choke tersumbat, segera dorong kontrol lever pada posisi open dan buka regulator banyak-banyak untuk mempercepat pembukaan. Apabila telah bebas sumbatannya dorong kontrol lever ke posisi ”close” dan tunggu sampai choke kembali ke posisi semula.
6.Apabila telah kembali ke posisi semula atur kembali regulator ke posisi putaran semula.
7.Apabila pekerjaan choke telah selesai buka choke dan putar valve supply udara (air supply) ke posisi ”off” untuk membuang semua tekanan dari hydraulic system.
8.Jangan lupa untuk supaya pump stroke counter jalan, power harus on dan sensor harus telah dipasang di pompa.

Operasi Pada Kondisi Darurat :
1.Rusak tidak ada supply udara atau rusak air pump :
•Pasang handle pada hand pump yang terletak pada dasar control skid dan periksa bleed off valve harus berposisi close.
•Untuk merubah pembukaan choke tahan posisi kontrol lever pada posisi yang dikehendaki sambil hand pump dijalankan.

2.Hydraulic line pecah atau sambungan rusak :
•Apabila rusak open line, putus/lepaskan close line demikian pula jika sebaliknya.
•Masukkan batang besi (”rod” 5/8”) ke dalam lubang di indicator head assembly choke.

Cameron Remote Manual Drilling Choke
Drilling choke dari cameron ini tersedia untuk tekanan kerja 5000, 10000, 15000 dan 20000 psi. Standard choke ini cocok untuk hydrogen sulfide dan temperature sampai 380ยบ F. Pada keadaan saluran udara rusak/tidak ada, manual hand pump atau gas nitogen dan hydrulic accumulator melalui auxilary choke lever pada control.
consule dapat untuk mem-bypass semua kontrol untuk langsung mengoperasikan manual hydraulic choke.

Prosedure Operasi
1.Choke dari cameron tidak positive seal oleh karena itu untuk mendapatkan pembacaan tekanan tutup yang tepat tutuplah valve dekatnya (sebelum choke).
2.Dengan handle 2 (handle pemilih choke) dapat untuk memilih choke yang akan dipergunakan untuk dioperasikan, choke kiri atau yang kanan. Apabila hanya memakai satu choke maka dengan melihat selang hidrolik ½” 2 buah yang terpasang dapat diketahui, yang tersambung choke kiri apa kanan.
3.Drill pipe dan choke manifold (casing) manometer mendapat output signal dari transducer. Standpipe dan choke manifold transducer harus mendapat sebuah supply tekanan udara sebelum tekanan lumpur bekerja, bila tidak akan merusak transmitter.
4.Maximum Allowable Annulus Pressure diatur dengan memutar-mutar knob 1 pada panel. Setting yang diberikan terlihat pada manometer.
5.Tingkat posisi choke yang terbaca di indicator menunjukkan besaran relatif dari rapat sampai terbuka penuh. Angka tersebut tidak bisa dikonversikan langsung dengan ukuran choke yang biasa.
6.Manual selector, handle 3 dipakai untuk mengoperasikan choke. Ia mempunyai tiga posisi fungsi : buka (open), tutup (close) dan menahan (hold), setiap fungsi tersebut tertulis di panel.
7.Panel pump stroke counter dan pump speed memerlukan tenaga listrik dan disitu akan menerima electric kumultif dan rate stroke power menit dari pompa.
8.Putar tombol untuk mematikan hubungan listrik bila pompa tidak sedang dipergunakan.

» Read More...

Pencegahan Semburan Dari Dalam Pipa

Inside Blowout Preventer atau Pencegah Semburan Liar Dari Dalam Pipa ialah peralatan-peralatan yang tergolong dapat mencegah terjadinya semburan dari dalam sumur melalui dalam pipa bor bila terjadi kick. Terdapat beberapa jenis peralatan yang tergolong jenis ini yang harus dimiliki oleh setiap rig pemboran dan peralatan ini harus selalu dalam kondisi baik dan siap untuk dipergunakan. Yang termasuk dalam kelompok peralatan ini dan dipasang ditempat tertentu adalah upper dan lower kelly cock, drill float valve, drop in check valve, safety valve (full open type valve), inside blowout preventer, drop in check valve, regan fast shut off coupling.

Upper Kelly Cock
Upper kelly cock disebut juga upper kelly valve atau disebut kelly cock saja. Ia dipasang diantara kelly joint dan swivel dan memiliki ulit kiri. Fungsi dari kelly cock adalah untuk mengisolasi lumpur dari drill stem dengan swivel, rotary hose dan stand pipe bila terjadi kebocoran atau untuk mencegah pecahnya peralatan tersebut karena tekanan dari sumur yang tinggi. Dengan adanya kelly cock memungkinkan untuk mereparasi dan mengganti peralatan di swivel dan lain-lain pada saat sumur ada tekanan atau sedang terjadi kick.

Kelly cock harus memiliki tekanan kerja sama atau lebih besar dari blowout preventer yang dipakai dan harus mempunyai diameter pembukaan sama dengan kelly. Kelly cock umumnya tersedia dengan tekanan kerja 5.000 dan 10.000 psi dan mampu menahan berat string.Untuk mengoperasikan kelly cock diperlukan wrench (kunci) tertentu dan disarankan dioperasikan buka tutup dan diuji secara periodik untuk mencegah kemacetan dan kebocoran.

Lower Kelly Cock
Lower Kelly Cock disebut juga Kelly Valve, ia dipasang di bawah kelly dan dipakai bila upper kelly cock rusak dan adakalanya untuk mencegah lumpur dari kelly berjatuhan saat melepas kelly.

Safety Valve
Safety Valve adalah merupakan jenis ball valve atau kerangan bola yang dapat terbuka penuh (full open ball type safety valve) sehingga dapat lebih mudah untuk dipasang pada kondisi ada aliran dalam string.
Safety valve dapat dibuat dari lower kelly cock yang kemudian dilengkapi dengan tangkai yang dapat dengan mudah dilepas kembali. Pada praktek pemakaiannya setelah safety valve terpasang dan kemudian valve ditutup maka selanjutnya tangkai pembantu untuk pemasangan dapat dilepas. Safety valve harus selalu siap di lantai bor dalam keadaan valve posisi terbuka dan memiliki connection atau sambungan yang sesuai dengan connection atau sambungan yang dipergunakan di drill stem (rangkaian pipa bor). Selain itu kunci penutupnya harus juga telah siap di dekat tempat meletakkan safety valve dan mudah dijangkau untuk mengambilnya.

Inside BOP
Inside BOP merupakan salah satu dari dua type untuk menutup semburan dari dalam string selama stripping saat kelly sedang di kelly hole. Inside BOP merupakan type float dimana ia memiliki check valve (valve insert), sehingga tetap memiliki hambatan untuk mengalirnya semburan lumpur meskipun dalam posisi terbuka. Oleh karena itu inside BOP lebih susah dipasang pada string yang sudah menyembur. Untuk memudahkan pemasangan inside BOP pada kondisi ada semburan tersebut maka perlu dipasang terlebih dahulu safety valve.
Inside BOP harus senantiasa tersedia di lantai bor pada keadaan valvenya terbuka dan apabila telah dipasang pada string, valve release rod lock screw harus diputar ke kiri sampai valve release rod terbebas agar dpat berfungsi sebagai check valve.
Selanjutnya release tool (bagian atas inside BOP) harus dilepas agar inside BOP tersebut dapat disambungkan dengan drill stem untuk dapat melakukan pekerjaan stripping.

Drop In Check Valve
Drop in check valve disebut juga pump down atau drop in dart type yang berfungsi untuk mencegah aliran balik dalam string inside BOP. Drop check valve ini memerlukan sub khusus yaitu Landing Sub yang dipasang cross over drill collar. Pencegah semburan type ini diperlukan untuk pekerjaan stripping khususnya operasi stripping out. Type ini tergolong dapat diambil kembali dengan wire line dan walaupun ada pula yang tidak dapat diambil dengan wireline.

Drill Pipe Float Valve
Drill float valve sering disebut bit float valve berfungsi sebagai check valve yang terletak di ujung drill stem di atas bit. Pada dasarnya ada bermacam jenis bit float valve dan salah satu diantaranya flapper type check valve.
Bit float ini berfungsi untuk mencegah aliran balik lumpur selama operasi drilling tripping dan untuk mencegah blowout akibat swab effect saat mencabut directional survey instrument atau alat lain dari dalam drill stem.
Bit float valve ini dapat aus akibat aliran lumpur selama sirkulasi sehingga tidak dapat berfungsi sempurna. Oleh karena itu meskipun telah terpasang bit float valve masih perlu peralatan pencegah semburan dari dalam string yang lainnya seperti safety valve dan inside BOP untuk operasi stripping dan lain-lain.
Salah satu type yang umum juga dipakai adalah Vented Flapper. Type ini memungkinkan untuk dapat membaca secara langsung besar tekanan tutup drill pipe (SIDPP) saat PSL ditutup. Disamping itu type ini juga dapat untuk mengurangi atau memperkecil bila ada aliran balik lumpur saat terjadi kick, sehingga dapat membantu mempermudah pemasangan safety valve ataupun inside BOP.

» Read More...

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : Hydril Ram Type BOP

Hydril type ram relatif baru di industri pemboran tetapi telah mulai banyak dipakai saat ini. PSL tipe ram dari hydril terdapat dua tipe yaitu PSL Hydril tipe V Ram untuk tekanan kerja 2000, 3000, 5000 psi dan PSL Hydril X ram untuk tekanan kerja 10.000 psi ke atas.
Prinsip operasi dan kelebihan/keuntungan-keuntungan dari PSL tipe ini mirip dengan PSL Shaffer tipe LWS & SL dengan perbedaan yang prinsip pada Hydril yaitu sistem penguncinya terdapat pada bagian upper seal set dan konstruksi dari ramnya.
Sistem penguncian ada dua jenis yaitu manual lock dan automatic multi position locking.

Manual Locking
Mempunyai cara operasi dan konstruksi relatif sama dengan PSL Shaffer. Ulir-ilir untuk mengunci berada dalam bagian yang terlindung dan rapat untuk mencegah karat.
Untuk mengunci dapat dilakukan setelah ram menutup dan diputar ke kanan sampai penuh atau dapat pula dipakai sekaligus untuk menutup ram dan menguncinya dengan cara serupa di atas. Untuk membuka ram kunci harus dibuka dahulu dengan memutar ke kiri sampai penuh kemudian ram dibuka dengan tekanan hidrolik.

Ram Assembly
Ram assembly terdiri dari front packer dan upper seal. Untuk membongkar dan memasang front packer dan upper seal adalah sama dengan prosedur reparasi ram assembly dari Cameron tipe U.

» Read More...

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : PSL Shaffer Type SL

PSL tipe ini merupakan pengembangan dari tipe LWS dan dipergunakan untuk ukuran besar dioperasikan pada sumur dalam baik di darat ataupun lepas pantai. Tekanan hidrolik yang diperlukan untuk menutup PSL tipe ini pada keadaan normal di bawah 1500 psi tergantung dari tekanan di dalam kepala sumur.Pada tekanan maksimum kerjanya diperlukan tekanan hidrolik 2100 psi. Walaupun demikian akan tetap dapat menutup sumur dengan tekanan hidrolik kurang dari 1500 psi untuk tekanan sumur 10.000 psi.
PSL tipe ini tidak memiliki pipa manifold hidrolik yang tampak di luar body karena lubang saluran/manifold hidrolik dibuat dengan dibor melalui dinding dalam body sehingga membuat PSL lebih kompak dan lebih aman.

Sistem pengunci setelah ram menutup dapat secara otomatis dengan postlock atau manual lock. Untuk semua ukuran PSL tipe ini memiliki secondary ram shaft seal serta tersedia ram yang dapat menahan drill pipe waktu didudukkan sampai beban 600.000 lbs serta tahan terhadap lingkungan H2S.
Prosedur penggantian ram PSL ini sama dengan tipe LWS hanya sedikit berbeda pada tipe ini yaitu pintunya rata (tidak berongga untuk ruang sedikit masuk ram) sehingga untuk melepas ram atau memasang kembali ram tidak diperlukan tekanan hidrolik pada saat pintu telah terbuka.

PSL Shaffer Type LWP
PSL tipe ini tersedia untuk ukuran 9” dan 7-1/16” – 3000 psi wp untuk workover dan well service. Ia memiliki bentuk fisik dan konstruksi yang sama dengan LWS tetapi hidrolik diantara hinge pin melalui dalam body. Tekanan hidrolik yang diperlukan untuk menutup PSL ini pada sumur bertekanan maksimum tekanan kerja hanya diperlukan sebesar 1000 psi. PSL tipe ini sistem pengunci tersedia hanya sistem manual. Prosedur cara penggantian ram sama dengan PSL type LWS.

» Read More...

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : PSL Shaffer Type LWS

PSL type ini merupakan salah satu tipe yang populer dipergunakan pada operasi pemboran maupun workover. Diproduksi dalam bentuk single dan double dengan sistem sambungan Flange, Clamp atau Studded. Tekanan hidrolik yang diperlukan untuk menutup PSL tipe ini pada keadaan normal dibawah 1500 psi yang tergantung pada besarnya tekanan di dalam kepala sumur.Pada keadaan darurat dapat dipergunakan tekanan hidrolik maksimum 3000 psi tetapi akan dapat mempercepat kerusakan dan keausan dari piston seal dan ram rubber.PSL tipe ini memiliki manifold pipa hidrolik di luar PSL yang menghubungkan sistem saluran di engsel pintu (hinges), kecuali untuk 7-1/16” 10.000 psi wp, 20-¾” 3.000 psi wp dan 21-¼” 2.000 psi wp. Sistem penguncian dengan postlock tersedia untuk menahan rangkaian pipa bor sampai 600.000 lbs bila tooljoint didudukkan pada pipe ram saat menutup. Dan ram ini juga memenuhi syarat untuk bekerja di lingkungan H2S

Prosedur Penggantian Ram
1.Letakkan hidrolik kontrol pada accumulator pada posisi buka kemudian letakkan pada posisi netral (ditengah).
2.Buang tekanan hidrolik pada operating line untuk memudahkan di dalam membuka pintu.
3.Buka baut-baut menutup (door cap screw) kemudian dorong ke samping untuk membuka pintu.
4.Berikan tekanan menutup (dengan memakai control valve) untuk mengeluarkan ram sehingga akan dapat dengan mudah mengambil ram dari ram shaftnya.
5.Ram dapat dilepas dengan bantuan cat line untuk menahan dan kemudian digeser/ditarik ke samping hingga ram terlepas.
6.Kecuali pada PSL 7 -1/16” – 10.000 psi wp ram harus diangkat untuk melepasnya.
7.Sebelum dilakukan penggantian ram perlu dilakukan pembersihan dan diperiksa bagian dalam rongga di body, bersihkan/perbaiki bila ada bagian yang dapat merusak packing.
8.Selanjutnya berikan grease yang tahan air pada rongga tersebut.
9.Lakukan pemeriksaan seal pintu (door seal), bila perlu lakukan penggantian, selanjutnya pasang ram baru.
10.Berikan tekanan hidrolik membuka (dengan memakai control valve), maka ram akan masuk rongga di pintu. Dan selanjutnya pintu dapat ditutup kembali dan dipasang semua baut pintu dan selanjutnya PSL siap ditest untuk operasi.

Prosedur Mengganti Rubber Packing Element dari Ram
1.Lepaskan dua buah ram retracting screw dan ram holder.
2.Lepaskan dua rubber retaining screw.
3.Lepaskan kedua sisi karet packing yang mengelilingi bagian belakang dari ram block memakai pengungkit (obeng).
4.Gunakan batang besi pendorong untuk memukul/mendorong karet melalui lubang retaining screw dan cungkil karet agar keluar/lepas dari ram block.
5.Bersihkan bagian-bagian ram.
6.Pasang karet baru dengan prosedur kebalikan dari cara melepas tersebut di atas.

» Read More...

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : NL Shaffer Ram Type BOP

Pencegahan semburan liar (PSL) dari produksi NL Shaffer ada empat model dasar dari type Ram, yaitu :
1.Model SL, model ini umumnya dibuat untuk tekanan tinggi dan dipergunakan untuk operasi pemboran dalam dan untuk PSL di dasar laut.
2.Model LSW, model ini umumnya untuk operasi pemboran di darat.
3.Model LWP, model ini untuk operasi produksi dan kerja ulang.
4.Model Sentinel, model ini cocok untuk Well Servicing, kerja ulang dan operasi pemboran tekanan rendah.
Ram dari Shaffer ini dioperasikan membuka dan menutup dengan tekanan hidrolik yang diberikan melalui silinder yang terletak pada bagian pintu (silinder dasar), kecuali untuk type Sentinel yang hanya dioperasikan dengan sistem mekanis.
Selain dari pada itu untuk PSL yang memiliki sistem pengunci mekanis, penguncinya dapat dipakai juga untuk menutup ram pada keadaan darurat.

Saluran hidrolik untuk penutup silinder tersebut dipasang dibagian belakang PSL berbentuk pipa yang di clamp di luar (LWS) atau melalui bagian dalam badan PSL yang dibor. Pada body atau clamp disetiap sisi terdapat dua lubang yang diproof.
Sehingga untuk setiap PSL mempunyai lubang 4 buah (seperti pada tanda panah) yang terdiri dari 2 lubang saluran yang berhubungan dengan ruang silinder tutup (bertanda garis putus-putus) dan dua lubang lainnya berhubungan dengan saluran buka (bertanda garis putus-putus tebal).Dari klam-klam tersebut masing-masing saluran akan mengalirkan cairan hidrolik melalui lubang-lubang khusus di pin pintu (hinge pin) dan selanjutnya akan mengalir ke saluran ke ruang buka di silinder dan yang lain ke ruang untuk menutup di silinder.Dengan adanya Hinge pin pintu PSL (door) dapat dibuka untuk mengganti ram tanpa kebocoran cairan hidrolik.
Dari keempat lubang saluran tersebut di atas hanya dipergunakan dua buah, yaitu sebuah pada saluran buka dan sebuah lagi di saluran tutup dengan letak masing-masing dapat dipilih di sebelah kiri atau kanan. System penguncian ram/piston dari PSL Shaffer type SL dan LWS ada 2 macam yaitu Postlock System dan Manual Lock System. Sedang untuk PSL type LWP dan Sentinel, sistem pengunciannya Manual. Pada postlock sistem, ia akan mengunci secara mekanis otomatis saat tekanan hidrolik menutup diberikan dan piston telah mencapai gerak posisi terakhir. Dan selanjutnya tidak diperlukan tekanan hidrolik lagi untuk mempertahankan posisi piston terkunci.
Demikian piston sampai posisi akhir menutup ram Brass Locking Segment akan mengembang keluar pada saat sampai dialur pundak pengunci (locking shoulder) dan mengunci piston. Hal ini dikarenakan Brass Locking Segment didorong oleh Locking Cone karena adanya tekanan hidrolik. Per/pegas di locking cone tetap pada tempatnya bila tekanan cairan hidrolik dibuang.
”Postlock Adjustment Thread” berfungsi sebgai sarana untuk mengatur posisi piston terhadap ram shaft di dalam usaha untuk mendapatkan kerapatan setelah piston terkunci/atau agar dapat mengunci. Pekerjaan mengatur ini dilakukan oleh pabrik pembuat dan normal tidak memerlukan pengatur kembali kecuali apabila PSL pipe ram akan dirubah menjadi shear ram.
Apabila tekanan hidrolik untuk membuka diberikan maka locking akan bergerak menjauh dan Brass Locking Shear akan dapat bergerak untuk membuka ram. Salah satu kelebihan sistem pengunci ini, adalah tidak diperlukan saluran hidrolik khusus ataupun tombol/panel pengendali system.
Pada manual lock system, pengunci dilakukan dengan jalan memutar locking shaft ke kanan (searah jarum jam) sejauh dapat diputar dan sampai ram menutup rapat (atau piston sampai silinder head). Pengunci dilakukan pada kedua sisi silinder bersama.
Beberapa keuntungan system pengunci pada PSL ini adalah :
a.Hanya apabila diperlukan, ram dapat dikunci secara manual setelah ram ditutup dengan tekanan hidrolik.
b.Apabila tekanan untuk menutup ram tidak ada/rusak, ram dapat ditutup secara manual dan dikunci langsung. Tetapi untuk membuka ram tidak dapat dilakukan secara manual.
Prosedur menutupnya adalah sebagai berikut :
-Letakkan posisi hidrolik valve di accumulator pada posisi ”close” untuk mengalirkan hydraulic dari posisi silinder buka.
-Putar ke 2 locking shaft ke kanan semaksimal mungkin ia dapat diputar yaitu sampai ram tertutup rapat.

Prosedur membuka adalah sebagai berikut :
-Buka hidraulic line/saluran membuka untuk membuang tekanan agar tidak terjadi hydraulic lock.
-Putar locking shaft ke kiri sejauh ia dapat diputar dan selanjutnya apabila telah terputar maksimal, putar kembali ke arah kanan 1/8 putaran untuk menghindari macetnya locking shaft karena perubahan tempertur pada posisi tidak mengunci.

c.Locking shaft yang terletak di luar dapat berfungsi sebagai tanda posisi dari ram pada saat proses membuka/menutup.
d.Ulir dari pada locking shaft berada dibagian dalam silinder sehingga dapat terhindar dari kerusakan karena lumpur, air asin sehingga macet.

PSL Type Ram dari Shaffer memiliki beberapa kelebihan, diantaranya :
1.Mempunyai bentuk yang kompak dan mempunyai ukuran tinggi lebih kecil dan membutuhkan ruang untuk reparasi yang lebih sempit.
2.Badan (body) dari PSL mempunyai konstruksi yang memungkinkan kotoran terbuang sendiri (self draining body).
3.Ram dikonstruksi mengambang (Floating design) dan mampu menutup rapat secara pasti pada saluran permukaan. Kelebihan dari konstruksi ram mengambang yaitu pada posisi terbuka bagian atas dari seal pada ram tidak kontak dengan body sama sekali dan seal tidak mengalami penekanan (longgar).

» Read More...

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : Cameron Ram Type BOP

Ram Type BOP yang diproduksi oleh Cameron yang umum dipergunakan adalah type QRC, type F, type SS dan type U. PSL type ini tersedia dengan ukuran (vertical bore) 7-1/16” sampai 21-1/4” dengan tekanan kerja 2.000, 3.000, 5.000, 10.000 dan 15.000 psi. PSL type QRC (Quick Ram Change) adalah yang pertama diproduksi oleh cameron dan saat tidak diproduksi lagi (absolute). Kita akan membahas Ram BOP type U yang diproduksi oleh Cameron karena banyak dipergunakan dalam operasi pemboran.

Ram BOP Type U
Ram BOP type U di design oleh Cameron untuk operasi PSL di darat (surface BOP stack) dan di dasar laut (sub sea BOP stack). Ram BOP type U terdapat tiga macam model yang sering dipakai yaitu single open face, double open face dan triple open face. Tekanan hidrolik untuk menutup yang disarankan adalah 1.500 psi tetapi pada kondisi yang extreme tekanan hidrolik penutupan dapat dinaikkan sampai 5.000 psi. Closing ratio (perbandingan antara tekanan hidrolik yang diperlukan untuk menutup BOP dan tekanan sumur yang akan ditutup) untuk type U sekitar 7 : 1 sehingga dengan tekanan hidrolik lebih rendah dari 1500 psi sudah dapat menutup rams.
Apabila Ram BOP telah tertutup maka tekanan sumur akan membantu menahan ram untuk menutup. Tekanan sumur akan mendorong ram maju menutup dan keatas sehingga top seal dan front packer akan semakin rapat. Karena top seal berada dibagian atas maka efektif penutupan hanya untuk dapat menahan tekanan dari satu arah saja yaitu dari bawah di dalam sumur. Sistem penguncian Ram BOP type U dapat dipasang dengan sistem manual yaitu dengan memutar ram lock tetapi ada juga dengan sistem hidrolik. Ram BOP type U diproduksi dengan sambungan flange, clamp atau studded untuk pemasangannya.
Adakalanya operasi mengharuskan menggantung pipa pada pipe ram. Untuk itu sebelum drill pipe digantung operasi berikut perlu dilaksanakan :
1.Tutup ram dengan tekanan hidrolik tutup minimum 1500 psi.
2.Kunci ram dengan locking screw atau wedge lock.
3.Setelah ram dikunci, tekanan hidrolik untuk menutup di bleed off (dibuang).
4.Standard ram block untuk PSL type U dan menggantungkan drill pipe dengan tapered shoulder tooljoint, beban menggantung tertinggi dengan top seal tetap bekerja adalah 500.000 lbs. Karena tooljoint lebih keras dari ram block, maka akibat penggantungan beban maka permukaan lekuk rams dapat mengalami perubahan.

Ram block dengan permukaan yang di heat treatment menjadi Rock Well hardness C 46-488 dengan permintaan special maka ram ini dapat mempunyai kecenderungan melukai taper tooljoint pada saat hang off tetapi ram ini mampu menahan beban sampai 624.000 lbs dengan top seal ram block tidak rusak. Ram khusus diperlukan untuk alumunium DP dan ram ini dapat dipasang pada PSL type U.

Prosedure Penggantian Ram
1.Posisi ram pada PSL harus terbuka dan 4-way valve di accumulator unit pada posisi lock.
2.Selanjutnya buka 4 buah baut bonnet pada setiap sisi ram.
3.Berikan tekanan hidrolik untuk menutup ram, maka bonnet akan membuka keluar dan ram juga akan keluar body.
4.Dengan memasang baut mata yang berasal dari body pada ram pipe akan dapat dipergunakan untuk mengangkat ram.
5.Lakukan pemeriksaan pada ram tersebut dan apabila perlu top seal dan front packer dapat diganti dengan procedure sebagai berikut :
-Pertama-tama lepaskan top seal.
-Setelah top seal lepas kemudian lepaskan front packer mulai dari satu sisi sedikit-sedikit bergantian.
-Bila telah lepas bersihkan body ram.
-Untuk memasang kembali pasanglah terlebih dahulu front packer, tekan masuk dengan mempergunakan hammer secara perlahan-lahan dan selanjutnya pasang top seal memakai hammer tersebut.

6.Periksa bonnet seal ring adakah rusak, aus, retak dan lain-lain, gantilah bila perlu.
7.Bersihkan dari kotoran dan periksa ram bore (lubang ram dibadan PSL) adakah kerusakan atau terbentuk bibir-bibir tajam karena gesekan pipa bor dengan body PSL. Bila ada hilangkan bibir tajam tersebut.
8.Selanjutnya berikan grease yang tahan air.
9.Tutup bonnet dengan memberikan tekanan hidrolik.
10.Keraskan baut bonnet.

» Read More...

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : Ram Type BOP

Pencegahan semuran liar type ram (Ram Type Blowout Preventer) berbeda dengan pencegahan semburan liar type Annular. Kalau type Annular mampu menutup sumur pada segala keadaan lubang, sedangkan untuk type ram hanya dapat untuk menutup satu macam kondisi lubang tertentu, misalnya untuk tidak ada pipa atau untuk satu ukuran pipa tertentu atau juga untuk suatu variasi ukuran pipa, yang dalam hal ini sangat tergantung design dari ram yang dipasang.
Ram digerakkan untuk menutup lubang atau membuka kembali dengan cara menekankan cairan hidrolik dari accumulator unit melalui saluran buka untuk menggerakkan ram ke posisi buka dan menekan cairan hidrolik ke saluran penutup untuk menggerakkan ram tertutup. Pada keadaan darurat pencegahan semburan liar tipe ram dapat ditutup atau dibuka dengan mempergunakan gas Nitrogen yang bertekanan cukup (nitrogen back up system) melalui saluran cairan hidrolik yang ada.

Pada umunya untuk mencegah semburan liar type ram yang dipakai untuk operasi di darat atau di atas permukaan laut, ram dapat dioperasikan menutup secara mekanis yaitu dengan memutar system penguncinya dan untuk membukanya tetap harus memakai sistem hidrolik seperti tersebut di atas. Selain daripada itu terdapat pula PSL ram yang dioperasikan untuk membuka atau menutup ram dengan secara mekanis, contoh PSL dari Shaffer type Sentinel.

Jenis-jenis ram yang dapat dipasang pada PSL tipe ram yaitu :
1.PSL ram tipe (Standard Pipe Ram BOP) dipergunakan untuk menutup rapat lubang bor yang terdapat pada pipa yang sesuai dengan ukuran lingkaran penutup pada ram yang tersedia. Untuk menutup ukuran pipa yang berbeda ram BOP harus diganti dengan yang sesuai dan untuk mengetahui ukuran pipa yang cocok untuk suatu ram dapat dilihat pada cap/stensil pada bagian atas ram. Ram untuk drillpipe disebut drillpipe ram atau pipe ram, ram untuk tubing disebut tubing ram dan ram untuk casing disebut casing ram.
2.PSL dengan variabel ram dapat dipergunakan untuk menutup lubang dengan ukuran pipa yang berbeda-beda tetapi masih dalam batas range kemampuan.
Setiap ram dilengkapi dengan baji (pipe guide) untuk menuntun pipa ke posisi di tengah, sehingga terhindar dari kemungkinan pipa terjepit sebelum akhir penutupan.
3.Single offset pipe ram dan dual offset dipakai untuk menutup sumur yang sedang memasukkan dual production packer yang memakai tubing.
4.Ram buta (blind ram) dipergunakan untuk menutup lubang sumur pada saat lubang kosong tidak ada pipa.
5.Blind shear ram, merupakan modifikasi blind ram yang dilengkapi dengan pisau (blades) yang berfungsi untuk memotong pipa yang sekaligus mempunyai kemampuan untuk menutup pipa setelah pipa dipotong. Ram tipe ini dapat pula untuk menutup lubang tanpa pipa. Ukuran pipa drill pipe, tubing dan casing yang dapat dipotong adalah terbatas maksimum 60% dari diameter dalam PSL.
Beberapa Blind shear ram mempunyai packer element yang kecil. Element packer akan mengembang bila tekanan sumur bekerja pada shear rams, sehingga pada tekanan pengetesan yang berlebihan pada shear rams akan dapat menyebabkan rusaknya packer ram. Tekanan dikepala sumur (casing) akan menambah merapatkan seal penutupan. Karena sifat ini menyebabkan lebih mudah dan cepat untuk proses menutup PSL, karena tekanan sumur akan menekan bagian bawah ram dan bagian belakang ram. Aliran tekanan dibelakang ram dimungkinkan dapat bekerja karena adanya alur diantara jari-jari pendukung ram. Setiap pencegahan semburan liar tipe ram, dilengkapi dengan mekanisme pengunci (locking mechanism) yang berfungsi mengunci ram pada saat posisi menutup sehingga ram tidak akan bergerak membuka meskipun tekanan hidrolik dibuang.

Secara umum ada beberapa masalah yang perlu diketahui atau mendapat perhatian saat pemakaian Ram Type BOP yaitu :
1.Tekanan penutupan (closing pressure) pada ram-ram BOP umumnya hampir sama yaitu 1500 psi.
2.Pipa ram dapat dipergunakan untuk melakukan stripping (menurunkan pipa dengan BOP tertutup) dan tekanan hidrolik penutupan harus diturunkan lebih rendah mencapai 800 psi. Hal ini dimaksudkan agar kerusakan/keausan element packer dari ram dapat dikurangi.
3.Selama stripping pergerakkan pipa sebaiknya searah saja, karena pemutaran pipa dan gerakan pipa naik turun akan mempercepat rusaknya sealing element.
4.Tekanan di kepala sumur akan dapat menambah kerapatan dari penutupan ram.
5.Untuk membuka ram pada sumur bertekanan, sebaiknya diberikan tekanan lawan di atasnya sebelum dibuka, agar ram mudah dibuka dan packer seal/packing tidak rusak.
6.PSL ram pipa yang menutup objek (pipa) yang tidak sesuai dengan diameter pembukaan ram akan dapat merusak ram dan juga merusak objek yang ditutup.
7.Bila PSL ram pipa ditutup pada keadaan lubang tidak ada pipa dengan tekanan hidrolik penutupan 1500 psi pada saat menguji fungsi ram akan dapat menyebabkan ram packer/packing ram mengembang berlebihan keluar dan dapat menyebabkan rusaknya ram packing tersebut. Oleh sebab itu apabila melakukan pengecekan kerja/fungsi ram pipa pada keadaan lubang kosong sebaiknya tekanan hidrolik diturunkan menjadi 500 psi.

Terdapat Tiga Macam Jenis Cara Penguncian, Yaitu :
-Secara manual : yaitu dengan sistem baut berulir kasar yang dapat diputar secara langsung atau disambung universal joint dan roda pemutar. Baut tersebut apabila diputar akan mendorong dan menahan piston ram untuk tetap pada posisi menutup.
-Secara hidrolis dengan remote control (dikendalikan dari jauh). Pada sistem ini ram yang telah menutup dapat dikunci dengan memberi tekanan pengunci yang mengakibatkan piston dari sistem pengunci (wedge lock) akan bergeser dan menahan tangkai piston ram sehingga betul-betul terkunci dan tidak akan dapat membuka kembali sebelum piston pengunci diberi tekanan untuk membuka contoh, Wedge lock dari Cameron.
-Secara otomatis mengunci sendiri saat ram pipa menutup, dengan design berbeda untuk setiap pabrik pembuat.

Piston Rod Packing
Setiap piston rod dari PSL type ram mempunyai tiga buah seal :
1.Hycar lip seal, merupakan seal utama (primer) untuk menahan tekanan dari sumur sehingga lumpur tidak bocor/masuk ke ruang hidrolik operating cylinder. Apabila packing ini bocor cairan dari sumur akan keluar melalui Weephole dan tidak masuk ke ruang hidrolik silinder.
2.Plastic energized secondary (Emergency) piston rod packing. Seal ini akan dipakai (diaktifkan) pada keadaan darurat, dimana reparasi seal primer tidak dapat dilakukan karena kick misalnya. Pengaktifan secondary piston rod packing ini dapat dilakukan dengan menginjeksikan plastic packing melaui secondary seal plastic packing port. Apabila penutupan palstic packing ini telah bekerja sempurna maka fluida dari sumur yang keluar melalui weephole akan terhenti dan selanjutnya setelah operasi mematikan sumur selesai disarankan untuk mengganti primary seal secepatnya.
3.”O” ring seal, berfungsi untuk mencegah kebocoran tekanan hidrolis dari ruang tekan piston untuk membuka ram PSL. Kalau ”O” ring seal ini bocor maka akan tampak keluar cairan hidrolik melalui weephole

Pemeliharaan
1.Terdapat beberapa kebutuhan spare part yang minimum harus senantiasa tersedia untuk suatu operasi agar kelancaran operasi PSL dapat berjalan baik :
-Satu set lengkap ram drill pipe, front packer dan top seal untuk setiap ukuran drill pipe yang sedang dipakai termasuk ram casing.
-Satu set lengkap bonnet seal untuk setiap ukuran dari PSL yang dipakai.
-Plastic packing secondary seal pada PSL.
-Ring joint gasket untuk sambungan-sambungan.

2.Pada saat PSL telah lepas dari kepala sumur atau persiapan untuk sumur berikutnya pemeliharaan yang harus dilakukan adalah :
-Melakukan pembersihan, pemeriksaan, penggantian bila perlu dan melumasi bagian-bagian dari PSL seperti saran dari pabrik, seperti bonnet seal, ram body, ram packer, ram bore ring groove.
-Melakukan pembersihan dengan hidrolik fluid dan mencoba PSL hydraulic assembly.
-Melakukan test pressure.
-Melakukan function test secara periodik.

3.Setiap 3 tahun sekali dilakukan sertifiaksi BOP yang dilakukan oleh perusahaan yang berwenang mengeluarka sertifikat.
Terdapat beberapa pabrik pembuat Ram Type BOP diantaranya Cameron, Koomey, NL Shaffer, Hydril dan WOM.

» Read More...

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : Annular Type BOP Produksi Cameron dengan Model D

Type ini relatip baru di industri pemboran dan telah cukup banyak dipakai dengan kelebihan : lebih ringan, lebih pendek dan memerlukan lebih sedikit hidraulik fluid untuk menutup annular BOP dengan ukuran dan tekanan kerja yang sama. Packer dari unit ini merupakan heavy molded ring dari karet dengan reinfarced steel insert.
Pada operasi penutupan tekanan hidraulik akan mendorong ”T” piston bergerak mendorong pusher plate. Karena pusher plate bergerak ke atas maka karet yang besar (do nut) mengembang ke dalam dan mendorong.
Tekanan hidraulik penutupan pada keadaan untuk semua ukuran pada tahapan awal (initial closure) 1500 psi dan maksimum 3000 psi.

Untuk keperluan stripping disarankan seperti BOP lainnya yaitu harus diberikan sedikit kebocoran lumpur untuk pelumasan dan tekanan hidraulis diturunkan dengan estimasi tergantung tekanan sumur.
Ps = 600 psi + 0,25.Pa
Ps = stripping pressure
Pa = annular pressure

Element penutupan BOP ini tidak dipengaruhi oleh tekanan sumur. Semakin tinggi tekanan sumur semakin tinggi pula tekanan hidraulis penutupan yang diperlukan.
Cameron tidak mengijinkan mengganti packer element dengan memotong packer di lapangan untuk mengganti. Tetapi harus memakai split packer yang disediakan khusus di Cameron.Type BOP ini tersedia di lapangan, dari ukuran 7 1/16”, 11”, 13 5/8” dan 18 ¾” dengan tekanan kerja 5000 psi dan 10.000 psi.

» Read More...

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : Annular Type BOP Produksi Shaffer

Prinsip kerja penutupan BOP ini, yaitu bila tekanan hidrolik diberikan melalui closing port maka piston akan mendorong packing element ke atas dan karena bentuk dari head adalah semi spherically (seperti sebagian bola) maka jari besi dari packing element akan semakin merapat dan akibatnya karet akan mengembang ke dalam melakukan penutupan. Seperti umumnya annular BOP ini mampu melakukan penutupan dan pekerjaan yang dapat dilakukan oleh HYDRIL BOP. Dilihat dari ukuran tingginya BOP ini lebih pendek 15 sampai 20% dibanding dengan beberapa type BOP lain.
Type BOP ini tersedia dengan head bolted cover dan wedge cover (latch down) tergantung dari ukuran BOP dan Packing Element tersedia dari karet alam dan nitrile rubber. BOP ini dapat dipergunakan untuk instalasi di dasar laut (sub sea stack). Untuk operasi di sub sea stack pengaruh tekanan hidrostatis lumpur di marine riser relatif kecil terhadap tekanan penutupan.

Tekanan sumur di well head setelah BOP tertutup tidak dapat membantu merapatkan penutupan BOP, tetapi justru semakin tinggi tekanan sumur diperlukan tekanan hidrolik yang semakin tinggi pula.
BOP ini memerlukan tekanan hidrolis untuk menutup 1500 psi untuk pipa yang berukuran 7 inch atau lebih kecil berada dalam lubang. Apabila pipa yang berukuran lebih besar dari 7” tekanan hidrolik penutup harus diturunkan agar supaya casing yang ditutup tidak collapse.

Packing Element
Packing element terdiri dari karet dan jari-jari baja yang berfungsi sebagai penghimpit karet agar mengembang ke dalam waktu penutupan dan sekaligus sebagai penuntun dan penguat karet.
Karet dari packing element terdapat 2 jenis :
•Karet alam (natural rubber), diberi tanda merah, ia sangat cocok untuk operasi dengan lumpur dengan bahan dasar air dan pada temperatur rendah. Tetapi ia akan berumur pendek untuk lumpur dengan bahan dasar minyak (oil base mud).
•Karet nitrile (karet sintetis), diberi tanda biru, ia sangat cocok untuk operasi dengan lumpur bahan dasar air ataupun lumpur bahan dasar minyak.
•Cara penyimpanan dan pemeliharaan packing element dari sperical BOP ini sama dengan cara penyimpanan dan pemeliharaan dari Hydril Packing element yang telah dibahas terdahulu.

» Read More...

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : Pemeliharaan

a.Pengecekan packing element dengan cara melihat stroke piston
Untuk mengetahui kemampuan penutupan packing element pada pipa dan sekaligus untuk menjamin apakah packing element masih berumur panjang dapat dicek dengan cara mengukur panjang langkah piston (piston stroke) di Annular BOP. Pengukuran ini dilakukan dengan cara memasukkan kawat ukuran 5/16” ke dalam lubang piston indicator dengan terlebih dahulu melepas baut penutupnya. Hampir semua tipe Annular BOP Hydril memiliki lubang ini kecuali untuk BOP tipe GK produksi lama dan MSP 500 psi.
Langkah-langkahnya sebagai berkut :
1.Setelah kawat dimasukkan kedalam lubang, berikan tanda pada kawat tersebut dan ukur, ini akan menunjukkan jarak maksimum dari puncak piston dengan puncak BOP head.
2.Selanjutnya masukkan pipa dengan ukuran yang disarankan untuk pengetesan tekanan pada BOP, lalu tutup BOP dengan tekanan penutupan minimal yang disarankan hingga BOP mampu menutup dengan baik.
3.Lakukan kembali pengukuran dengan kawat, beri tanda dan ukur.
Jika hasil pengukuran terakhir ini masih lebih besar dari maksimum stroke sesuai tabel di operator manual atau sesuai tercetak pada BOP head, berarti packing element masih dapat dipakai. Sebaliknya jika jarak yang diukur sama dengan jarak minimum di tabel berarti packing element sudah bekerja maksimum yang berarti keadaan packing element sudah kritis.
Dengan mengukur jarak maksimum yang dilakukan saat awal pengetesan dapat dipergunakan untuk mengetahui pada posisi buka apakah piston dapat turun penuh atau tidak. Jika tidak, ada kemungkinan terdapat endapan partikel padat dari lumpur atau sisa semen yang mengeras sehingga perlu dibersihkan.

b. Pengecekan packing element secara visual
Packing element yang telah lelah (fatique) atau buruk harus diganti. Lelah atau fatique biasanya akan terlihat adanya sobekan-sobekan yang cukup dalam pada bagian ujung atas karet packing element diantara jari-jari baja (steel insert). Terjadinya sobekan karet pada bagian dalam (bore area) menunjukkan telah rusak dan kondisi ini jika dibiarkan akan mengakibatkan kebocoran tekanan saat packing element dioperasikan.
c. Prosedur penggantian packing element pada type Screw Head BOP

Langkah-langkah penggantian packing element pada type Screw Head BOP adalah :
1.Lepaskan Head Lock Screw.
2.Lepaskan BOP Head dari body dengan memutar kea rah kiri (berlawanan jarum jam).
3.Angkat BOP head dengan baut mata .
4.Keluarkan packing element yang lama.
5.Keluarkan piston dari body BOP dan bersihkan.
6.Periksa head gasket, upper seal, middle seal dan lower seal di BOP, ganti bila rusak. Bersihkan seal groove dan beri pelumas seal yang akan dipasang. Pasanglah seal dengan arah/posisi alur seal dengan benar.
7.Bersihkan piston bowl dan selanjutnya lumasi.
8.Pasang kembali piston pada Body BOP.
9.Pasang packing element baru.
10.Bersihkan ulir-ulir pada head cover dan body BOP kemudian beri grease.
11.Pasang dan kencangkan BOP head dengan memutar kekanan (searah jarum jam).
12.Pasang Head Lock Screw.

d. Prosedur penggantian packing element pada Latch Head BOP
1.Putar semua jaw operating screw 4 kali putaran ke kiri.
2.Lepaskan pull down bolt assembly dari top head.
3.Angkat head cover.
4.Keluarkan packing element yang lama.
5.Keluarkan piston dari bodi BOP dan bersihkan.
6.Periksa head gasket, upper seal, middle seal dan lower seal di BOP, ganti bila rusak. Bersihkan seal groove dan beri pelumas seal yang akan dipasang. Pasanglah seal dengan arah/posisi alur seal dengan benar.
7.Berikan pelumas pada piston bowl.
8.Pasang kembali piston pada Body BOP.
9.Pasang packing element baru.
10.Bersihkan ulir-ulir pada head cover dan body BOP kemudian beri grease.
11.Pasang dan kencangkan BOP head dengan memutar kekanan (searah jarum jam).
12.Pasang kembali pull down bolt assembly.
13.Ikat kembali semua jaw operating screw dengan putaran 4 kali dan torsi 300 – 400 lb/ft.

e. Penggantian packing element saat BOP terpasang disumur dan ada string
Apabila harus mengganti packing element pada saat pipa ad di dalam lubang bor maka yang harus dilakukan adalah :
1.Buka head cover BOP.
2.Angkat packing element yang lama kemudian potong packing element dengan menggunakan pisau yang tajam.
3.Keluarkan packing element lama dari BOP.
4.Siapkan packing element yang baru dan potong dengan menggunakan pisau tajam pada satu sisinya seperti ditunjukkan gambar.
5.Masukkan packing element yang baru kedalam BOP.
6.Pasanghead cover dan kencangkan.


» Read More...

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : Annular Type BOP Produksi Hydrill

Annular Type BOP produksi Hydril merupakan jenis PSL annular yang banyak dan populer dipergunakan di lapangan dengan model atau tipe yang terdiri dari :
-Model GK Annular BOP, tersedia untuk operasi dengan tekanan kerja 3000 psi sampai 15.000 psi WP dan tipe ini merupakan tipe yang populer dan banyak dipakai.
-Model MSP Annular BOP, tersedia untuk operasi dengan tekanan kerja rendah dari 500 psi sampai 2000 psi WP (Working Pressure).
-PSL Model GL Annular, tersedia untuk operasi tekanan kerja 5000 psi WP dan kebanyakan dipakai untuk operasi pemboran dengan PSL di dasar laut.
-PSL model GKS merupakan tipe khusus yang dipakai untuk operasi snubbing dengan ukuran yang kecil dengan tekanan kerja 3000 psi sampai 10.000 psi WP.

a.PSL ANNULAR HYDRIL TYPE GK.
Tipe ini merupakan produksi Hydril yang paling banyak dipakai dibanding tipe lainnya. Type GK dapat dipakai untuk PSL yang dipasang di permukaan (surface BOP stack system) maupun yang dipasang di dasar laut (subsea BOP stack).
Packing element atau packing unit dari Hydril dibuat dari karet alam atau karet sintetis yang telah dibicarakan pada bab terdahulu. Packing element memiliki deretan jari-jari baja yang bersatu dengan karet tersebut, untuk penghimpit dan memperkuat karet saat penutupan. Pencegah semburan liar ini ditutup dengan mempergunakan tekanan hidrolik melalui closing chamber untuk mendorong piston. Karena bentuk permukaan piston yang bersinggungan dengan packing element yang berbentuk konis, maka pada saat piston bergerak ke atas karena tekanan hidrolis maka jari-jari packing element merapat dan karet akan mengembang ke dalam dan melakukan penutupan.
Design semua PSL Hydril tipe GK dan tipe MSP khusus untuk ukuran 21 ¼” - 2000 psi wp adalah ”Well bore assist” yang berarti bahwa tekanan tambahan pada piston dan packing elemen untuk menutup lebih rapat ke dalam.
Hal ini merupakan kelebihan dari tipe tersebut dan merupakan bahaya atau kelemahan PSL tipe ini apabila tidak dikontrol / diatur dengan baik tekanan hidrolik penutupannya karena dapat menyebabkan packing element rusak jika tekanan hidrolik penutup tidak diturunkan seiring dengan naiknya tekanan sumur.
Pada saat operasi drilling normal tekanan hidrolik penutup annular sebaiknya harus diset sedikit lebih besar dari tekanan awal untuk menutup lubang terbuka (complete shut off / CSO) apabila lubang tidak ada drill stem atau sedang well logging yang dalam hal ini diperlukan ± 1.150 psi.
Perlu diingat bahwa tidak semua tipe annular BOP memiliki sifat dan karakteristik yang sama. Sebagai contoh untuk Hydril 29 ½” MSP untuk tekanan sumur yang semakin tinggi diperlukan tekanan hidrolik penutup yang semakin besar sedang untuk type GL
16 ¾”, 18 ¾”, 13 5/8”, - 5.000 psi diperlukan tekanan penutup hanya sedikit lebih besar meskipun tekanan sumur naik besar sekali. Oleh karenanya jalan terbaik buatlah peringatan dan letakkan manual operasi PSL annular di rig untuk dapat dipelajari dan dipergunakan sebagai penuntun operasi setiap orang. Seperti contoh tabel dari pabrik diatas dapat dipergunakan untuk pedoman operasi.

b.PSL Hydril Type MSP.
PSL ini di design untuk tekanan sumur rendah sampai menengah. Hydril MSP dengan tekanan kerja 2.000 psi dan 1.000 psi di design mirip dengan GK yaitu ”well bore pressure operated” tetapi khusus untuk MSP 29-1/2” – 500 psi di design khusus untuk beroperasi dengan memelihara tekanan disaluran tekanan tutup. Apabila tekanan sumur naik maka tekanan hidrolis penutup di naikkan pula.
Hydril MSP 500 psi dan 1.000 psi WP biasa dipergunakan untuk diverter yang dipasang pada stove pipe 30”. Khusus pada Hydril MSP 29-1/2” – 500 psi hanya memiliki closing chamber tanpa opening chamber dan pembukaan PSL ini hanya diperlukan dengan pembuangan tekanan hidrolis pada saluran tekan penutup (closing chamber). Sebagai pedoman untuk operasi dan test BOP tipe ini dapat mempergunakan tabel dari pabrik mirip contoh diatas.

» Read More...

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : Annular Type BOP

Annular Blow Out Preventer merupakan alat penutup lubang yang paling fleksibel, yaitu dipergunakan untuk menutup lubang pada segala keadaan baik ada pipa dengan berbagai ukuran dan bentuk, maupun untuk menutup lubang pada keadaan lubang kosong tidak ada pipa (untuk kondisi emergency saja).
Hal ini dimungkinkan karena peralatan pencegah semburan liar tipe Annular memiliki elemen penutup (packing element) yang dibuat dari karet, dimana pada kondisi terbuka atau tidak mendapat tekanan tutup packing elemen memiliki lubang ditengah untuk dilalui pipa sebesar maksimum diameter lubang BOP. Sebaliknya jika dioperasikan untuk menutup lubang bor maka piston pendorong packing element akan menekan packing element tersebut sehingga ia akan mengembang ke dalam, akibatnya lubang ditengah akan menyempit dan menutup menyesuaikan bentuk pipa yang ditutup serta memberikan kerapatan yang baik.
PSL tipe annular pada posisi packing element tertutup juga dapat dioperasikan untuk keperluan pipa bor yang digerakkan masuk, mancabut ataupun diputar (stripping in, strippng out dan rotating) dengan PSL tetap dapat memberikan kerapatan menutup sumur.

Komponen-komponen utama BOP type Annular adalah :
1.head cover
2.wear plate
3.packing element
4.opening chamber
5.piston
6.closing chamber
7.piston indicator hole
8.body
9.slotted body sleeve
10.seal-seal

Dalam mengoperasikan BOP type Annular ada beberapa pertimbangan yang perlu diperhatikan, yaitu :

a.Untuk mendapatkan usia pakai (life time) yang panjang dari packing element ada beberapa hal yang harus dipenuhi yaitu :
-Pergunakan tekanan hydrolik untuk menutup tidak lebih dari 1500 psi dan selanjutnya turunkan tekanan tersebut serendah mungkin sebesar yang disarankan oleh pabrik pembuat.

-Jangan pergunakan PSL tipe Annular untuk menutup lubang sumur tanpa pipa atau wire line bila tidak dalam keadaan darurat.

-Saat uji tekanan atau uji fungsi (function test) PSL tipe Annular pipa bor harus dipasang dan tekanan tutup hidrolik yang diberikan sebesar yang disarankan pabrik.

-Dalam pekerjaan stripping in / out tekanan hidrolik penutupan disarankan diturunkan sekecil / seoptimum mungkin, sehingga ada sedikit kebocoran fluida pemboran disekeliling pipa atau berikan pelumas pada permukaan pipa bila hal tersebut tidak memungkinkan.

-Packing element yang dipasang harus dari type yang sesuai dengan type lumpur yang dipakai dan kondisi temperatur lingkungan.

Terdapat tiga tipe karat yang dipergunakan sebagai bahan dari packing element yaitu :
-Type Natural Rubber (karet alam), terbuat dari bahan karet alam sangat cocok dipakai pada kondisi pemboran memakai lumpur dengan bahan dasar air (water base mud). Packing element untuk type natural rubber berwarna hitam dan diidentifikasikan dengan kode huruf ”NR” atau ”R”.

-Type Nitrile Rubber, terbuat dari karet synthetic compound cocok dipergunakan untuk kondisi pemboran memakai lumpur dengan bahan dasar minyak (oil base mud) atau lumpur dengan memakai campuran diesel oil. Packing element ini diidentifikasikan dengan tanda huruf ”NBR” atau ”S” dan mempunyai strip / sabuk berwarna merah.

-Type Neoprene Rubber, karet packing element terbuat dari karet synthetic compound juga. Ia dapat dipergunakan untuk kondisi pemboran memakai lumpur dengan bahan dasar air ataupun minyak dan type ini dapat memberikan pelayanan yang lebih baik dibanding dengan type karet alam. Packing element ini diidentifikasikan dengan tanda huruf ”CR” atau ”N” dan diberikan sabuk / strip warna hijau.

b.Gantilah packing element apabila rusak lelah atau pecah-pecah terkupas sehingga ada kemungkinan tidak dapat memberikan kerapatan penutupan atau usia pakainya tidak lama lagi. Sebaiknya di unit rig senantiasa tersedia cadangan packing element dan seal-seal yang diperlukan.

c.Bersihkan endapan lumpur, semen dan lain-lain dari bagian dalam annular BOP agar piston pendorong packing element dapat bergerak bebas (langkah penuh) pada posisi buka.

d.Untuk memperkecil kerusakan akibat tersebut di atas beberapa aturan dan prosedure yang disarankan untuk penyiapan PSI dan Packing elemen adalah sebagai berikut :
-Simpan ditempat yang teduh di luar ruangan, jauhkan dari jendela tempat masuknya sinar matahari dan juga tidak dekat dengan lampu.
-Sebaiknya disimpan ditempat yang sejuk dan jangan disimpan di dekat motor listrik, switch gear atau alat lain dengan arus listrik bervoltase tinggi.
-Simpan pada keadaan relax (akan cepat rusak bila karet disimpan pada keadaan bertekanan).
-Jagalah ruangan penyimpanan tetap kering, bersih dari minyak dan grease.
-Untuk jangka panjang boleh disimpan dalam tempat tertutup dan diberi pelindung permukaan.
-Pakailah selalu dengan urutan karet yang paling lama disimpan terlebih dahulu, agar karet yang baru dipakai belakangan, sehingga terhindar rusaknya karet lama.
Pada operasi di lapangan banyak ditemui berbagai pabrik pembuat BOP type Annular dan yang populer dipergunakan diantaranya adalah Hydril, Shaffer, Cameron, dan WOM (Worldwide Oilfield Manufacture)

» Read More...

Materi BOP

Dalam pemboran Migas dan Geothermal pada kondisi normal diupayakan tekanan formasi senantiasa lebih kecil dari tekanan hydrostatis kolom lumpur di dalam lubang. Namun adakalanya kondisi yang terjadi adalah tekanan formasi lebih besar dari tekanan hydrostatis lumpur sehingga menyebabkan terjadinya alian fluida formasi masuk ke dalam lubang bor yang disebut “Kick”.
Apabila Kick terjadi, sumur harus segera ditutup menggunakan Blowout Preventer (BOP) sehingga aliran fluida formasi dapat dikontrol dan blowout (semburan liar) dapat dihindari. Selanjutnya sumur harus dilakukan sirkulasi untuk mematikan kick tersebut.
Sebelum membahas lebih dalam mengenai Blowout Preventer perlu diketahui terlebih dahulu gejala-gejala terjadinya kick adalah sebagai berikut :

1.Drilling Break yaitu terjadinya perubahan kecepatan pemboran atau kecepatan menembus lapisan bawah tanah (penetration rate) secara mencolok yang diikuti oleh perubahan parameter bor seperti SPM pompa, tekanan pompa, WOB dll.
2.Terjadi kenaikan rotary torque.
3.Perubahan ukuran cutting dari kecil menjadi besar.
4.Kenaikan temperature fluida pemboran secara mencolok di flow line.
5.Perubahan sifat-sifat fluida pemboran (mud properties) secara mencolok.
6.Gas cutting.

Sedangkan penyebab-penyebab terjadinya kick adalah sebagai berikut :
1.Naiknya tekanan formasi.
2.Tekanan hidrostatik kolom lumpur turun.
3.Pengisian lubang bor pada saat cabut rangkaian tidak dilakukan sesuai kebutuhan.
4.Swab effect.
5.Squeeze effect

Penyebab terjadinya Blow Out secara umum adalah :
1.Peralatan Blowout Preventer tidak dapat bekerja dengan baik pada saat dioperasikan menutup sumur.
2.Rig Crew tidak melakukan operasi mematikan sumur (killing procedure) secara benar.
3.Rig crew tidak melakukan penutupan sumur sesuai prosedur yang benar.

Alasan mendasar kesalahan manusia dalam menangani Well Control adalah :
1.Tidak adanya prosedur operasi di lapangan khususnya dalam menangani kondisi darurat seperti Blowout sehingga personil dilapangan sulit mengambil / melakukan tindakan pada kondisi darurat.
2.Prosedur kerja telah tersedia namun tidak ditunjang oleh crew team yang berpengalaman dan trampil dilapangan.

Upaya yang dilakukan untuk menghindari kesalahan manusia adalah :
1.Memberikan pengetahuan tentang Pencegahan Semburan Liar dan peralatannya kepada rig crew.
2.Melakukan latihan-latihan kondisi darurat (Kick Drill, BOP Drill) secara periodik dengan harapan rig crew memahami tugas dan tanggungjawabnya dalam menghadapi kondisi darurat seperti Blowout.
3.Adanya attitude dan kesadaran pada masing-masing rig crew untuk selalu melaksanakan operasi pengeboran sesuai SOP dan pentingnya upaya pencegahan Blowout.

Untuk keperluan Pencegahan Semburan Liar tersebut diperlukan suatu perlengkapan khusus yang disebut Peralatan Pencegah Semburan Liar (Blowout Preventer Equipments). Peralatan Pencegah Semburan Liar harus memenuhi persyaratan serta dapat melakukan beberapa tugas penting yaitu :
1.Dapat melakukan penutupan lubang sumur dibagian permukaan tanah pada keadaan lubang kosong atau ada pipa (drill pipe, drillcollar, casing dan tubing) serta dapat untuk melakukan stripping in maupun out rangkaian bor.
2.Dapat menahan tekanan sumur tertinggi yang akan timbul dan dapat dimasuki (dilalui) semua peralatan yang akan dimasukkan selama operasi pemboran.
3.Dapat dipergunakan untuk mengendalikan pembuangan gas, gas cut, lumpur dan lain-lain untuk mengendalikan tekanan sumur.
4.Dapat dipergunakan untuk pekerjaan sirkulasi mematikan kick.
5.Dapat melakukan penggantungan (hanging off) atau memotong drillpipe pada keadaan darurat.
6.Memiliki sistem peralatan cadangan apabila salah satu alat mengalami kerusakan, khusus untuk sumur bertekanan tinggi dan di pemboran lepas pantai dengan subsea BOP stack.

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 Cock
c.Safety Valve
d.Inside BOP
e.Drop In Check Valve.
f.Drill Pipe Float Valve

Saluran pengendali :
a.Drilling Spool
b.Killing Line
c.Choke Flow Line
d.Choke Manifold / Back Pressure Manifold BPM)
e.Manual Adjustable Choke dan Super Choke

Sistem Kontrol :
a.Accumulator Unit
b.Driller Remote Control

» Read More...

Recent Post