PENGUJIAN BLOW OUT PREVENTER SYSTEM
DAN PERHITUNGAN KAPASITAS BOTTLE ACCUMULATOR PADA RIG #08.1/H40D-M
PT. PERTAMINA DRILLING SERVICES INDONESIA
LAPORAN TUGAS AKHIR
Oleh :
Basuki Rahmat Nasa 13010382
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN AKADEMI MINYAK DAN GAS BALONGAN
INDRAMAYU 2020
i
PENGUJIAN BLOW OUT PREVENTER SYSTEM
DAN PERHITUNGAN KAPASITAS BOTTLE ACCUMULATOR PADA RIG #08.1/H40D-M
PT. PERTAMINA DRILLING SERVICES INDONESIA
LAPORAN TUGAS AKHIR
Oleh :
Basuki Rahmat Nasa 13010382
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN AKADEMI MINYAK DAN GAS BALONGAN
INDRAMAYU 2020
II
PENGUJIAN BLOW OUT PREVENTER SYSTEM
DAN PERHITUNGAN KAPASITAS BOTTLE ACCUMULATOR PADA RIG #08.1/H40D-M
PT. PERTAMINA DRILLING SERVICES INDONESIA
Nama : Basuki Rahmat Nasa
NIM : 13010382
Dosen Pembimbing I : Isnani Agriandita M.Sc Dosen Pembimbing II : Ismanu Yudiantoro, M.T Pembimbing Lapangan : Jumadi
ABSTRAK
Sumur ‘’KYM-01’’ pada rig #08.1/H40D-M merupakan lapangan yang sedang dilakukan workover. Operasi pemboran maupun workover mempunyai kesamaan alat di dalam operasinya, hanya bedanya jika workover mempunyai skala yang lebih kecil dibandingkan pada proses pemboran eksplorasi, karena kedalaman yang ditembus pada program workover tidak terlalu dalam atau dangkal, peralatan seperti pompa yang mempunyai pembangkit sendiri untuk mendukung kerja peralatan. Zona yang ditembus pada proses workover merupakan zona yang sudah berproduksi dan ingin diperbaiki alirannya agar lebih baik dalam produksinya ataupun proses kerja ulang pindah lapisan (KUPL) dan zona yang ditembus oleh bit atau mata bor yaitu semen dan bridge plug. Tujuan dilakukan kerja praktek yaitu untuk mengetahui cara kerja dan perawatan suatu alat yang berguna untuk mengatasi kick atau yang sering kita kenal dengan kejadian semburan liar, maka dari itu di butuhkan suatu alat yang berguna untuk mengatasi semburan liar yang disebut dengan Blow Out Preventer. Total Bottle pada Accumulator CWB-56-15 ST3: 3000 psi yang ada di Rig #08.1/H40D-M sumur KYM-01 ini berjumlah 6 bottle. Dan untuk menutup BOP di butuhkan 2,7 gal (1/4 Bottle), berarti jumlah bottle nya cukup untuk menutup BOP. Dan untuk membuka kembali BOP di butuhkan 2,283 gal (1/4 Bottle) , berarti jumlah bottle nya juga cukup untuk menutup BOP. Dengan begitu Accumulator CWB-56-15 ST3: 3000 psi dan Blow out preventer system 7 1/16” 5000 psi yang ada di Rig #08.1/H40D-M Sumur KYM-01 dapat di gunakan pada proses pemboran work over yang akan di laksanakan.
Kata Kunci : BOP Stuck, Accumulator, Killing Line, Back Pressure Manifold
III
LEMBAR PERNYATAAN ORISINALITAS
Saya yang bertanda tangan dibawah ini : Nama : Basuki Rahmat Nasa
NIM : 13010382
Program Studi : Teknik Perminyakan
Judul Tugas Akhir : Pengujian Blowout Preventer System dan Perhitungan Kapasitas Bottle Accumulator Pada Rig #08.1/H40D-M 500HP Sumur KYM-01 PT.Pertamina Drillig Services Indonesia
Dengan ini menyatakan bahwa :
1. Tugas Akhir ini adalah benar – benar karya saya sendiri, dan buan hasil plagiat dari karya orang lain. Semua sumber yang dirujuk telah saya nyatakan dengan benar.
2. Apabila dikemudian hari terbukti diketahui bahwa isi Tugas Akhir saya merupakan hasil plagiat, maka saya bersedia menanggung akibat hukum dari keadaan tersebut.
Demikian pernyataan ini dibuat dengan segala kesadaran dan tanpa paksaan.
Indramayu, Yang menyatakan
Basuki Rahmat Nasa NIM 13010382
V
KATA PENGANTAR
Puji dan syukur penyusun panjatkan kepada Allah SWT yang telah memberikan rahmat dan hidayah-Nya, tidak lupa juga penulis ucapkan terima kasih kepada kedua orang tua yang selalu memberikan dukungan baik moril maupun materil, sehingga penyusunan Laporan Tugas Akhir ini dapat diselesaikan tepat pada waktunya. Laporan ini yang berjudul “PENGUJIAN BLOW OUT PREVENTER SYSTEM DAN PERHITUNGAN KAPASITAS BOTTLE ACCUMULATOR PADA RIG #08.1/H40D-M” PT PERTAMINA DRILLING SERVICES INDONESIA.
Penyusun mengucapkan terima kasih kepada semua pihak yang telah membantu penyusunan Laporan Tugas Akhir ini, khususnya kepada:
1. Bapak Drs. H. Nahdudin Islami, M.Si., selaku Ketua Yayasan Bina Islami.
2. Ibu Ir. Hj. Hanifah Handayani, M.T, selaku Direktur Akademi Minyak dan Gas Balongan.
3. Ibu Desi Kusrini,M.T selaku Ketua Program Studi Teknik Perminyakan Akademi Minyak dan Gas Balongan.
4. Ibu Isnani Agriandita,M.Sc selaku dosen pembimbing I dalam tugas akhir ini.
5. Bapak Ismanu Yudiantoro, M.T, selaku dosen pembimbing II dalam tugas akhir ini.
6. Bapak Yoga Nugraha dan Henry Leonardo, selaku CoMan RIG #08.1/H40D- M.
7. Bapak Jumadi, selaku Rig Superitendent PDSI.
VI
8. Bapak Agus pahala berangin, selaku HSE Coach RIG #08.1/H40D-M 9. Bapak Sanudin, selaku Tool Pusher RIG #08.1/H40D-M.
10. Bapak Kusnadi, selaku Derrick Man RIG #08.1/H40D-M.
11. Bapak Lutfi, selaku Mud Engineer RIG #08.1/H40D-M.
12. Bapak Ade irawan, selaku HSE Officer PDSI.
13. Terimakasih kepada crew dari RIG #08.1/H40D-M yang telah memberikan ilmu pengetahuan dan apresiasi dalam pembuatan Laporan Kerja Praktek ini.
14. Terimakasih kepada rekan-rekan yang mendukung dan memberikan apresiasi dalam pembuatan Laporan Tugas Akhir ini.
Penulis menyadari bahwa Laporan Tugas Akhir ini masih jauh dari kesempurnaan, oleh karena itu penulis sangat mengharapkan kritik dan saran yang membangun dari rekan-rekan semua guna menjadikan Laporan Tugas Akhir ini menjadi lebih baik dan bermanfaat untuk semuanya.
Indramayu, November 2020
Penyusun
VII
DAFTAR ISI
Halaman
JUDUL ... i
ABSTRAK ... ii
LEMBAR ORISINALITAS ... iii
LEMBAR PENGESAHAN ... iv
KATA PENGANTAR ... v
DAFTAR ISI ... vii
DAFTAR GAMBAR ... x
DAFTAR TABEL ... xi
DAFTAR LAMPIRAN ... xii
DAFTAR SINGKATAN ... xiii
BAB I PENDAHULUAN ... 1
1.1 Latar Belakang ... 1
1.2 Tujuan Tugas akhir... 3
1.2.1 Tujuan Umum ... 3
1.2.2 Tujuan Khusus... 3
1.3 Manfaat Tugas Akhir ... 3
1.3.1 Bagi Perusahaan ... 3
1.3.2 Bagi Akamigas Balongan ... 4
1.3.3 Bagi Mahasiswa ... 4
1.4 Tema Tugas Akhir ... 5
VIII
BAB II DASAR TEORI ... 6
2.1 Operasi Pemboran ... 6
2.2 Semburan Liar ... 6
2.2.1 Rangkaian BOP Stack ... 7
2.2.2 Accumulator ... 13
2.2.3 Operasi Accumulator ... 15
BAB III METODOLOGI PENELITIAN ... 18
3.1 Pendahuluan ... 18
3.2 Metode Pengambilan Data ... 18
3.3 Metode Pengolahan Data ... 19
3.4 Diagram Alir ... 20
BAB IV GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN ... 21
4.1 Sejarah Berdirinya PT PDSI ... 21
4.2 Visi & misi PT PDSI ... 23
4.3 Tata Nilai PT PDSI ... 23
4.4 Profil RIG PT PDSI ... 24
4.5 Logo PT PDSI ... 29
4.6 Data Sumur ... 31
4.7 Riwayat Sumur ... 32
BAB V HASIL DAN PEMBAHASAN ... 34
5.1 Data Pengamatan ... 34
5.1.1 Spesifikasi Rig #08.1/H40D-M ... 34
5.2 Pembahasan ... 34
IX
5.3 Sistem Controlling ... 35
5.4 BlowOut Preventer System ... 36
5.5 Pengujian BlowOut Preventer ... 37
5.5.1 Pengujian BOP 7 1/16” x 5000 psi... 37
5.5.2 Perhitungan Kapasitas Bottle ... 39
5.6 Kendala-kendala Pengujian BOP ... 42
BAB VI KESIMPULAN DAN SARAN... 44
6.1 Kesimpulan ... 44
6.2 Saran ... 45 DAFTAR PUSTAKA
LAMPIRAN
CURRICULUM VITAE PROFIL SUMUR
TABEL UJI PENUTUPAN BOP API ARP 53 BOP
X
DAFTAR GAMBAR
Halaman
Gambar 2.1 Ram Preventer ... 8
Gambar 2.2 Annular Preventer ... 8
Gambar 2.3 Natural Rubber ... 9
Gambar 2.4 Nitrile Rubber ... 10
Gambar 2.5 Neoprene Rubber ... 10
Gambar 2.6 Pipe Ram ... 11
Gambar 2.7 Blind Ram ... 11
Gambar 2.8 Shear Ram ... 12
Gambar 2.9 Variable Ram ... 12
Gambar 2.10 Drilling Spools ... 13
Gambar 2.12 Accumulator Unit ... 15
Gambar 3.1 Diagram Alir ... 20
Gambar 4.1 Logo PT. Pertamina Drilling Services Indonesia ... 30
Gambar 4.2 Profil Sumur ... 33
Gambar 5.1 Accumulator Unit ... 36
XI
DAFTAR TABEL
Halaman
Tabel 5.1 Spesiifikasi Rig #08.1/H40D-M ... 34
Tabel 5.2 Uji Fungsi BOP ... 38
Tabel 5.3 Uji Tekanan BOP ... 39
Tabel 5.4 Volume Yang Di Butuhkan BOP ... 41
XII
DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran I Curriculum Vitae Lampiran II Profil Sumur
Lampiran III Tabel Uji Penutupan BOP Lampiran IV API ARP 53 BOP
XIII
DAFTAR SINGKATAN
BOP : Blowout Preventer BPM : Back Pressure Manifold BUMN : Badan Usaha Milik Negara CHS : Casing Head Spool
FOSV : Full Opening Safety Valve HCR : Hydraulic Control Remote KSO : Kerja Sama Operasi PSO : Public Service Obligation
1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Terjadinya Blowout merupakan suatu kejadiaan yang tidak dapat diperkirakan dengan pasti, khusunya pada saat dilakukan pemboran sumur- sumur eksplorasi, dan blowout dapat berakibat membahayakan jiwa para pekerja bor, menghancurkan rig dan merusak lingkungan. Karena bahaya yang terbesar yang menimpa rig adalah semburan liar atau blowout yang tidak terkendali dengan baik. Peralatan untuk menanggulangi masalah itu adalah Pencegah Semburan Liar (PSL) atau Blowout Preventer (BOP). BOP memiliki berbagai macam ukuran, dan jenisnya.
Pemeriksaan teknis yang dilakukan oleh inspektur migas terbagi menjadi dua jenis yaitu, pemeriksaan rutin dan pemeriksaan teknis dalam rangka sertifikasi SKPP/SKPI/SKKP. Iinstalasi pengeboran merupakan salah satu instalasi yang dilakukan pemeriksaan secara rutin.
Peralatan pencegah semburan liar harus memenuhi persyaratan serta dapat melakukan beberapa tugas penting yaitu, dapat melakukan penutupan lubang sumur di bagian permukaan tanah pada keadaan lubang kosong atau ada pipa serta dapat melakukan stripping in maupun stripping out rangkaian pemboran, dan dapat menahan tekanan sumur tertinggi yang akan timbul dan dapat dilalui selama operasi pemboran.
2
Accumulator bekerja pada BOP stack dengan “high pressure hydraulis (saluran hidraulik bertekanan tinggi). Pada saat terjadi kick crew dapat menutup dengan cepat blowout preventer dengan menghidupkan kontrol pada accumulator atau pada remote panel yang terletak pada lantai bor. Unit accumulator di fungsikan dari remmote panel yang terletak pada lantai bor atau dari accumulator panel untuk menutup / membuka BOP STACK jika terjadi Kick / Blowout.
Dengan mempelajari kinerja accumulator terhadap sistem BOP diharapkan untuk dapat memecahkan masalah yang ada di lapangan, sehingga dapat memberikan solusi untuk mengatasi permasalahan. BOP system membutuhkan peranan accumulator di karenakan saat keadaan darurat butuh penanganan yang cepat sehingga untuk dapat membuka atau menutup BOP system di butuhkan tenaga yang dapat di gunakan secara cepat dan effisien agar kick dapat di kendalikan. Tenaga yang di butuhkan BOP system terdapat pada accumulator, sehingga dengan adanya accumulator sangat di butuhkan dalam operasi pemboran. Accumulator yang ada di rig #08.1/H40D-M sumur KYM-01 tipe komey yang memiliki working pressure 3000 psi dan memiliki 6 botol yang berisi nitrogen yang berfungsi untuk mendorong fluida hidraulik yang berguna untuk mengoperasikan BOP.
3
1.2 Tujuan Tugas Akhir 1.2.1 Tujuan Umum
1. Memenuhi persyaratan kelulusan perkuliahan yaitu dengan mengikuti Tugas Akhir.
2. Menerapkan ilmu pengetahuan yang diperoleh di bangku kuliah dengan mengaplikasikannya di lapangan.
3. Melatih kepekaan dan kreativitas mahasiswa untuk mencari solusi masalah yang dihadapi didalam dunia industri atau dunia kerja.
1.2.2 Tujuan Khusus.
1. Mengetahui Fungsi dari pengujian BOP.
2. Mengetahui Bagaimana cara pengujian Blowout Preventer.
3. Mengetahui berapa jumlah bottle yang di butuhkan oleh accumulator untuk menutup dan membuka BOP.
4. Mengetahui bagaimana solusinya jika ram preventer atau annular preventer pada BOP tidak bergerak.
1.3 Manfaat Tugas Akhir 1.3.1 Bagi Perusahaan
1. Perusahaan dapat memanfaatkan tenaga dari mahasiswa yang mengikuti Tugas Akhir dalam membantu menyelesaikan tugas- tugas dan pekerjaan.
4
2. Menciptakan kerja sama yang saling menguntungkan dan bermanfaat antara perusahaan tempat kerja lapangan dengan jurusan teknik perminyakan AKAMIGAS BALONGAN.
1.3.2 Bagi Program D3 Jurusan Teknik Perminyakan Akamigas Balongan
1. Sebagai sarana pemantapan keilmuan bagi mahasiswa dengan mengaplikasikannya di dunia kerja.
2. Sebagai sarana untuk membina kerja sama dengan perusahaan di bidang perminyakan.
1.3.3 Bagi Mahasiswa
1. Sebagai sarana pemantapan keilmuan bagi mahasiswa dengan mengaplikasikannya di dunia kerja dan mengenal secara dekat dan nyata kondisi di lingkungan kerja atau di lapangan.
2. Mengaplikasikan keilmuan mengenai teknik perminyakan yang diperoleh di bangku kuliah dalam praktek dan kondisi kerja yang sebenarnya.
3. Mendapatkan pengalaman kerja di lapangan yang sangat berharga dan dapat menambah pengetahuan selain di bangku perkuliahan.
5
1.4 Tema Tugas Akhir
Pada kegiatan Tugas Akhir telah disesuaikan dengan keadaan dan tempat pelaksanaan Tugas Akhir yang dilakukan, tema yang diambil dalam Tugas Akhir adalah “ Blow Out Preventer System “
6
BAB II DASAR TEORI
2.1 Operasi Pemboran
Di dalam suatu operasi pemboran, dibutuhkan serangkaian peralatan yang digunakan dalam operasi pemboran, yaitu BOP ( Blowout Preventer ) . Sistem pencegah semburan liar (Blowout Preventer System) berfungsi untuk menutup lubang bor ketika terjadi “kick”. Blowout merupakan suatu masalah yang tidak dapat di pastikan kapan akan terjadi khususnya pada saat dilakukannya operasi pengeboran ( sumur explorasi ), dan blowout dapat menyebabkan dampak yang berbahaya bagi para pekerja pemboran, kerusakan pada rig, dan dapat merusak lingkungan di sekitarnya.
2.2 Semburan liar (kick)
Kick adalah masuknya fluida formasi ( gas ) atau influx yang tidak di inginkan yang diakibatkan karena tekanan hidrostatik ( lumpur ) lebih kecil dari tekanan formsi ( reservoir )
Blowout biasanya di awali dengan adanya kick yang merupakan suatu influx fluida formasi bertekanan tinggi kedalam lubang bor. Influx ini dapat berkembang menjadi blowout jika tidak segara di atasi.
Rangkaian peralatan sistem BOP terdiri dari 3 komponen utama, yaitu :
a. BOP stack b. Accumulator c. Supporting system
7
2.2.1 Rangkaian BOP Stack
BOP stack dipasang tepat diatas cassing head (kepala cassing) atau well head (kepala sumur), tepat dibawah rotary table pada lantai bor.
Susunan blowout preventer yang dipasang pada waktu pemboran ada berbagai macam, penentuan susunan yang digunakan dipengaruhi oleh:
tekanan sumur, ukuran dan peralatan pemboran yang akan digunakan dan keadaan drilling rig, terutama masalah ruangan antara top cellar dan beam rotary table untuk memasang BOP.
Berdasarkan buletin API RP 53 ada bermacam-macam tipe susunan BOP stack yang boleh dipakai berdasarkan tekanan kerja yang akan dihadapi selama pemboran. Selain dari pada itu nama atau singkatan pada peralatan BOP juga telah distandarisasi sebagai berikut:
A = Annular preventer G = Rotating head preventer R = Single ram preventer Rd = Double ram preventer Rt = Triple ram preventer S = Drilling spool
8
Gambar 2.1 Ram Preventer ( Sumber : PT. PDSI) BOP dari dalam pipa sebagai berikut :
a. Annular Preventer
Annular Preventer merupakan bagian dari BOP STACK yang di pasang di kepala sumur . Alat ini dapat menutup rangkaian Drill String dalam berbagai bentuk dan ukuran.
Gambar 2.2 Annular Preventer ( Sumber : PT. PDSI )
Annular preventer dengan tipe ini terdiridari 6 bagian : rubber packing element, opening chamber, head (cap), piston body, closing chamber, dan seal- seal. Pada kondisi terbuka atau tertutup,
9
packing element mempunyai lubang ditengah yang berfungsi untuk dilalui oleh pipa yang sama ukurannya dengan ukuran diameter lubang dalam BOP, akan tetapi jika digunakan untuk menutup lubang bor, fluida hidrolik dan accumulator akan dipompakan menuju closing chamber dan akan menggerakkan piston keatas.
Piston ini akan menekan element packing sehingga akan menyempit kedalam, dan akibatnya lubang akan menyempit dan akan menutup menyesuaikan ukuran dan bentuk pipa yang ditutup sehingga memberikan kerapatan yang baik.
Annular preventer didalamnya terdapat rubber packing element yang dapat menutup lubamg baik dalam keadaan kosong ataupun ada rangkaian pipa bor di dalamnya (lebih disarankan terdapat pipa).
Rubber Packing element sendiri memiliki 3 tipe yaitu:
1. Type Natural Rubber (karet alam), diberi tanda kode huruf
"NR" atau "R"atau warna hitam. Merupakan pemboran Water Base Mud. Natural Rabber ini dapat digunakan pada temperature -30 oC sampai 107 oC.
Gambar 2.3 Natural Rubber ( Sumber : ENI Drilling Rig )
10
2. Type Nitrile Rubber, diberi tanda huruf "NBR" atau "S" dan warna sabuk merah. Merupakan pemboran Oil Base Mud.
Nitrile Rubber ini dapat digunakan pada temperature -7oC sampai 88 oC.
Gambar 2.4 Nitrile Rubber ( Sumber : ENI Drilling Rig )
3. Type Neoprene Rubber, diberi tanda huruf "CR" atau "N"
dan sabuk warna hijau. Merupakan pemboran Oil Base Mud.
Neoprene Rubber ini dapat digunakan pada temperature -35
oC sampai 77 oC.
Gambar 2.5 Neoprene Rubber ( Sumber : ENI Drilling Rig )
11
b. Ram Preventer
Ram preventer digunakan hanya untuk menutup lubang anulus dan untuk memotong ukuran pipa tertentu, atau pada keadaan tidak ada pipa didalam lubang bor. Jenis ram preventer yang biasa digunakan, yaitu :
a. Pipe Ram, digunakan untuk menutup sumur dalam keadaan ada rangkaian drill string.
Gambar 2.6 Pipe Ram ( sumber : ENI Drilling Rig )
b. Blind Rams, digunakan untuk menutup sumur dalam keadaan tidak ada rangkaian drill string.
Gambar 2.7 Blind Ram ( sumber : ENI Drilling Rig )
c. Shear Ram, digunakan untuk memotong rangkaian drill string.
12
Gambar 2.8 Shear Ram ( sumber : ENI Drilling Rig )
d. Variable Ram, memberikan fitur universal seal off yang sangat berguna pada drill strings dan drill pipe yang tidak memiliki diameterpanjang yang konstan.
Gambar 2.9 Variabel Ram ( sumber : ENI Drilling Rig )
c. Drilling spool
Pada awalnya drilling spool adalah satu-satunya alat yang digunakan untuk menghubungkan kill line dan choke line ke Back Pressure Manifold. Tapi sekarang kill line dan choke line dapat langsung dipasang pada side outlet BOP, cara ini berguna untuk menghemat ruang dan memperpendek tinngi dari BOP stack. Fungsi lain dari drilling spool ini adalah untuk memposisikan choke line dan kill line agar selalu lurus dengan back pressure manifold.
13
Gambar 2.10 Drilling Spool ( Sumber : PT. PDSI )
d. Kill line
Kill line merupakan bagian eksternal dari peralatan permukaan yang dibutuhkan untuk pengeboran sumur. Sistem kill line menyediakan sarana untuk memompakan lumpur berat ke dalam sumur bor saat terjadi kick. Alat ini biasanya dipasang di drilling spool.
e. Choke line
Choke line menydiakan sebuah sarana untuk menerapkan tekanan balik pada formasi ketika mensirkulasikan keluar dari formasi. Fluida influx yang berasal dari lubang bor diikuti dengan kick.
Choke line ini disambungkan pada choke manifold dan diusahakan dipasang selurus mungkin.
2.2.2 Accumulator
Sesuai dengan SOP di tempatkan pada jarak sekitar 100 ft ( 30 meter ) dari rig, Tetapi biasanya jarak ini disesuaikan dengan ukuran lokasi.
Accumulator bekerja pada BOP stack dengan “high pressure hydraulic (hidraulik bertekanan tinggi)”. Pada saat terjadi kick crew dapat menutup dengan cepat blowout preventer dengan cara menghidupkan kontrol pada
14
accumulator atau pada remote panel yang terletak pada lantai bor. Unit accumulator di hidupkan dari accumulator panel atau dari remote panel yang terletak pada lantai bor.
Instrument switch panel yang ada pada BOP remote control terdiri dari handel-handel yang berfungsi:
a. membuka atau menutup annular bop b. membuka atau menutup pipe ram c. membuka atau menutup blind ram d. membuka atau menutup kill line e. membuka atau menutup choke lin
Prinsip kerja komponen-komponen Accumulator diantaranya, Tabung Accumulator di gunakan untuk menyimpan cairan hidrolik bertekanan tinggi. Pompa digunakan untuk menaikkan pressure yang terbaca pada pressure gauge setelah beroperasi, 4 way valve yang digunakan untuk mensuplai oli ke bagian-bagian BOP. Manometer digunakan untuk mengetahui berapa tekanan pressure. Regulator pressure digunakan untuk mengatur pressure yang di inginkan.
15
Gambar 2.12 Accumulator unit ( Sumber : PT. PDSI) 2.2.3 Operasi Accumulator
Rumus yang di gunakan untuk menghitung kapasitas Bottle yang di butuhkan untuk mengoprasikan accumulator, yaitu :
1. kondisi pre-charged
kondisi pre-charged adalah kondisi normal dari suatu bottle accumulator dimana P1= 1000 psi dan Volume yang berisi nitrogen atau V1= 10 gals dan fluida hidraulik di dalam bottle = 0 gals.
2. Minimum operating pressure
Kondisi minimum operating pressure adalah kondisi tekanan terendah dari suatu bottle accumulator dimana P2= 1200 psi dan Volume yang
berisi nitrogen atau V2 bisa di cari dengan menggunakan rumus :
………..…………Persamaan 2.1 Keterangan:
P1 = Pre-charged pressure, Psi
P2 = Minimum opereting pressure, Psi V1 = Volume per bottle, gallon
V2
=
𝑃1 𝑋 𝑉1𝑃2
=
gals16
V2 = Volume nitrogen per bottle, gallon 3. Accumulator operating pressure
Kondisi Accumulator operating pressure adalah kondisi tekanan maksimum dimana kapasitas accumulator sendiri atau P3= 3000 psi dan Volume yang berisi nitrogen atau V3 bisa di cari dengan menggunakan rumus :
………....………...Persamaan 2.2 Keterangan:
P1 = Pre-charged pressure, Psi V1 = Volume per bottle, gallon
P3 = Accumulator operating pressure, Psi V3 = Volume operating pressure @ 3000, Psi 4. Usable Volume
Usable Volume adalah total jumlah Fluida hidraulik, yang dapat di tentukan dari :
……....Persamaan 2.3 Keterangan:
V3 = Volume operating pressure @ 3000, Psi V2 = Volume nitrogen per bottle, gallon
V3= 𝑃1𝑋 𝑉1𝑃3
=
galsV3 (Acc operating pressure) – V2 (Min operating pressure)
17
5. Usable Fluid
Usable fluid adalah total jumlah fluida hidraulik yang dapat di gunakan di dalam bottle. Dapat di cari dengan rumus :
………Persamaan 2.4 Lalu hasil nya di kali 10 gals/bottle maka di dapat hasil usable fluid.
Keterangan:
P1 = Pre-charged pressure, Psi P2 = Minimum opereting pressure, Psi
P3 = Accumulator operating pressure, Psi
𝑈𝑠𝑎𝑏𝑙𝑒 𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑 = 𝑝𝑟𝑒−𝑐ℎ𝑎𝑟𝑔𝑒
min 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑛𝑔 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑢𝑟𝑒 - 𝑝𝑟𝑒−𝑐ℎ𝑎𝑟𝑔𝑒
𝐴𝑐𝑐 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑛𝑔 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑢𝑟𝑒
18
BAB III
METODOLOGI PENELITIAN
Dalam melaksanakan Tugas Akhir, mahasiswa diharapkan mampu melakukan studi kasus, yaitu mengangkat suatu kasus yang dijumpai ditempat Tugas Akhir menjadi suatu kajian sesuai dengan bidang keahlian yang ada, atau melakukan pengamatan terhadap kerja suatu proses untuk dikaji sesuai dengan bidang keahlian yang dimiliki. Untuk mendukung Tugas Akhir dan kajian yang akan dilakukan, maka dapat dilakukan beberapa metode pelaksanaan, antara lain : 3.1 Pendahuluan
Terjadinya Blowout merupakan suatu kejadiaan yang tidak dapat diperkirakan dengan pasti, khusunya pada saat dilakukan pemboran sumur- sumur eksplorasi, dan blowout dapat berakibat membahayakan jiwa para pekerja bor, menghancurkan rig dan merusak lingkungan. Karena bahaya yang terbesar yang menimpa rig adalah semburan liar atau blowout yang tidak terkendali dengan baik. Peralatan untuk menanggulangi masalah itu adalah Pencegah Semburan Liar (PSL) atau Blowout Preventer (BOP).
Sambil melakukan observasi dan berdiskusi dengan dosen pembimbing maupun pekerja di lapangan. Diskusi dilakukan agar tidak terjadi kesalahpahaman teori dengan kejadian yang nyata di lapangan.
3.2 Metode Pengambilan Data
Data yang di gunakan pada Pengujian Blowout Preventer System yaitu, berupa berapa psi tekanan awal pada accumulator, lalu sisa tekanan
19
pada accumulator ada berapa psi, dan yang terakhir adalah berapa detik accumulator mampu menutup BOP.
3.3 Metode Pengolahan Data
Data-data yang diperlukan untuk pengujian Blowout Preventer System adalah Tekanan awal pada accumulator, Tekanan akhir pada accumulator dan waktu penutupan BOP.
Data Tekanan awal biasa nya sudah di tentukan dengan kapasitas accumulator tersebut, jika accumulator berkapasitas 3000 psi maka tekanan awal accumulator adalah 3000 psi
Data Tekanan akhir biasanya di dapat setelah selesai di uji BOP untuk menutup annular preventer di beri tekanan semisal 1000 psi maka sisa tekanan akhir pada accumulator berapa psi.
Data Waktu penutupan BOP biasanya di dapat pada saat melakukan uji BOP. Dari mulai awal accumulator memberi tekanan untuk menutup ram dan annular preventer itu waktu nya berapa lama piston akan menutup dan membuka kembali.
20
3.4 Diagram Alir
Gambar 3.1 Diagram Alir Pengujian BOP
Gambar 3.1 Diagram Alir Pengujian BOP Mulai
Pengujian Blowout Preventer System dan perhitungan kapasitas Bottle Accumulator Pada RIG #08.1/H40D-M 500 HP Sumur KYM-01
Data
1. Tekanan awal pada Accumulator 2. Tekanan Akhir Pada Accumulator 3. Waktu Penutupan dan membuka BOP
Pengolahan Data dan Uji BOP 1. Function Test
2. Pressure Test
3. Perhitungan Kapasitas Bottle pada Accumulator
Analisa Hasil 1. Open and Close
2. Low Pressure and High Pressure
3. Jumlah Bottles yang di gunakan untuk menutup BOP
Selesai
21
BAB IV
GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN
4.1 Sejarah Berdirinya PT.Pertamina Drilling Services Indonesia
Dengan berubahnya status PERTAMINA sebagai suatu perseroan BUMN, maka kini selain mengemban peran PSO (Public Service Obligation), PERTAMINA dituntut untuk meraih laba dan menciptakan nilai bagi Negara dan para pemangku kepentingan. Oleh karena itu PERTAMINA kini harus mampu mengelola keseluruhan spectrum usahanya dengan efektif dan efisien. Salah satu kebijakan yang ditempuh adalah dengan melakukan pemilahan segmen usaha dan pengelolaannya agar dapat focus dan tanggap terhadap persaingan usaha.
Padaawalnya Drilling Services merupakan fungsi bor di dalam organisasi PERTAMINA Direktorat Eksplorasi & Produksi. Upaya menjadikan Drilling Services sebagai anak perusahaan sudah lama dilakukan, tetapi belum berhasil karena munculnya beberapa kendala pada saat pelaksanaannya.
Menyikapi kondisi tersebut, pada tahun 1993 ada upaya untuk mengubah fungsi bor menjadi bor mandiri. Upaya ini gagal karena ditolak oleh DKPP. Padatahun 1996 pernah dicoba untuk dialih kelola oleh YKPP (SK.160/C00000/96-S0, tanggal 16 September 1996), tetapi upaya ini pun gagal karena tidak tercapainya kesepakatan pembebanan.
22
Lalu pada tahun 1999 mulai lagi dirintis pengelolaan fungsi bor menjadi Unit Usaha Bor EP (Ref. SK Direktur Utama No. Kpts- 104/C0000/1999-S0 tanggal 29 Mei 1999). Ternyata langkah ini membawa hasil yang positif.
Selanjutnya padatahun 2001, dibentuk organisasi sementara dengan nama PERTAMINA Drilling Services Indonesia atau PT. PDSI (SK-Kpts.
91/D00000/2001-S0, tanggal 18 Juli 2001). Lalu pada tahun 2002 berganti nama lagi menjadi Drilling Services Dit. Hulu (Ref. SK Dirut No. Kpts- 113/C00000/2001-S0, tanggal 23 Oktober 2001 dan SK Direktur Hulu No.
Kpts-011/D00000/2002-S0, tanggal 26 Februari 2002).
Dalam perkembangannya, Drilling Services menjadi unit usaha Direktorat Hulu sampai dengan bulan September 2005 dan kemudian beralih menjadi bagian dari Direktorat Pengembangan Usaha PT. PERTAMINA EP.Akhirnya pada tanggal 17 Juli 2006, berdasarkan SK Dirut No. Kpts- 081/C00000/2006-S0, struktur organisasi Drilling Services Dit Hulu dikembalikan menjadi unit usaha di bawah Direktorat Hulu sebagai persiapan membentuk Anak Perusahaan di tahun 2007.
PT.Pertamina Drilling Services Indonesia (PT. PDSI) didirikan berdasarkan Akta Notaris Marianne Vincentia Hamdani No. 13, tanggal 13 Juni 2008. Pemegang Sahama dalah PT. Pertamina (Persero) sebesar 99.87%
dan PT.Pertamina Hulu Energi (PT. PHE) sebesar 0.13%.
23
4.2 Visi dan Misi PT. Pertamina Drilling Services Indonesia
VISI, Untuk menjadi pemimpin regional dalam pemboran dan well services dengan standar kelas dunia.
MISI, memberikan solusi terpadu yang berkualitas tinggi dalam pemboran, workovers, dan well services,dengan memaksimalkan nilai tambah bagi pelanggan, pemegang saham, karyawan, dan pemangku kepentingan lainnya.
4.3 Tata Nilai PT. Pertamina Drilling Services Indonesia
Dalam mencapai visi dan misinya, PT.Pertamina Drilling Services Indonesia (PT. PDSI) berkomitmen untuk menerapkan tata nilai,sebagai berikut:
1. Clean (Jujur)
Dikelola secara profesional, menghindari benturan kepentingan, tidak menoleransi suap, menjunjung tinggi kepercayaan dan integritas.
Berpedoman pada asas-asas tata kelola korporasi yang baik.
2. Competitive (Kompetitif)
Mampu berkompetisi dalam skala regional maupunin ternasional, mendorong pertumbuhan melalui investasi, membangun budaya sadar biaya dan menghargai kinerja.
3. Confidents (PercayaDiri)
Berperan dalam pembangunan ekonomi nasional, menjadi pelopor dalam reformasi BUMN, dan membangun kebanggaan bangsa.
24
4. Customer Focused (Prima)
Berorientasi pada kepentingan pelanggan, dan berkomitmen untuk memberikan pelayanan berkualitas tinggi pada pelanggan berdasarkan prinsip-prinsip komersial yang kuat.
5. Commercial (Komersil)
Menciptakan nilai tambah dengan orientasi komersil, mengambil keputusan dengan prinsip-prinsip bisnis yang sehat.
6. Capable (Berkemampuan)
Dikelola oleh pemimpin dan pekerja yang professional dan memiliki talenta dan penguasaan teknis tinggi, berkomitmen dalam membangun riset dan pengembangan.
4.4 ProfilRIG PDSI #08.1/H40D-M
25
26
27
28
29
4.5 Logo PT. Pertamina Drilling Services Indonesia
Logo pertamina yang berlaku secara menasional, merupakan sebuah logo dengan makna yang harus dipahami oleh orang-orang yang bersinggungan langsung dengan perusahaan perminyakan milik negara ini.
Elemen logo merupakan respresentasi dari keseluruhan bentuk yang dimaksudkan sebagai Pertamina yang bergerak maju dan progresif.
30
Gambar 4.1 Logo PT. Pertamina Drilling Services Indonesia
Warna–warna yang berani menunjukkan langkah besar yang diambil Pertamina dan aspirasi perusahaan akan masa depan yang lebih positif dan dinamis.
1. Hijau:Melambangkan sumberdaya energi yang berwawasan lingkungan.Sumberdaya lingkungan sebagai mitrakerja yang berorientasi pada pelayanan masyarakat.
2. Merah: Melambangkan keuletan dan ketegasan serta keberanian dalam menghadapi berbagai macam keadaan. Sumber daya manusia sebagai mitra kerja yang tangguh dan pantang menyerah.
3. Biru: Melambangkan kehandalan, dapat dipercaya dan bertanggung jawab. Sumberdaya manusia sebagai mitrakerja yang loyal serta memiliki komitmen untuk berdedikasi.
31
4.6 Data Sumur
Program ini merupakan garis besar dari prosedur pemboran sumur yang akan dilakukan selama pelaksanaan operasional. Prosedur lebih detail akan diberikan kemudian pada operasi yang membutuhkan penanganan khusus sesuai dengan kondisi sumur. Berikut detail sumur:
1. No. AFE :19-190-380-OO
2. Tipe Sumur :Directional ( side track ) 3. Koordinat atas permukaan :E=210,704.14M,
N =9,269,291.08m
4. Koordinat bawah permukaan :E=210,734.02M, N=9,269,310.77m
5. Elevasi/Gound Level :9.169 m 6. Tinggi Lantai Bor Asli :9.O3 m 7. Selubung
20” (K-55,106.5 ppf,BTC) :0-367.5 mMD 13-3/8” (N-80,68 ppf,BTC) :0-636 mMD 9-5/8” (N80-47 ppf,BTC ) :0-1118 mMD 7” (N-80, 29 ppf, BTC) :1041-2103 Mmd 4-1/2” (N-80,29 ppf,BTC) :1978-2604 mMD 8. Tubing 2-7/8”
Sumbat dasar : Sumbat besi I di 2562 m
Sumbat besi II di 3457 m
Sumbat besi III di 2410 m
32
Sumbat besi IV di 1965 m Sumbat besi V di 1315 m Sumbat besi VI di 610 m Sumbat besi VII di 510 m 9. Interval Reperforasi :Interval DST#5 (1325 –
1328) mMD, DST #6 (620-621.7) mMD, DST#7 (523-526) Mmd dengan HSD
10. Dalam Akhir :2615 mMD
11. Packer : Hydraulic Packer 9-5/8”+
Hydraulic Packer 7”
12. Status Sumur :Sumur Suspended
13. Rig :H-40D (RKB 4.30m)/ PT.
PDSI
14. Total Hari Kerja :16 hari
15. Tahun Anggaran :2019
4.7 Riwayat Sumur
22/03/-24/08/2011 : Tajak lokasi KYM-A sebagai sumur KYM-01 tmt. 22 Maret 2011. Sumur KYM-01 mencapai kedalaman akhir 2625 mku,
diputuskan untuk di side trak setelah ada roller reamer yang jatuh dan tertinggal di sumur. Sumur KYM-1/ST-1 di bor dengan kick off point di 2333m dan mencapai kedalaman akhir di 2615 mku, di putuskan untuk di side track setelah ada rangkaian pipa yang putus dan meninggalkan BHA
33
di dalam sumur. Sumur KYM-1/ST-2 di bor dengan kick off point di 2049 m dan mencapai kedalam akhir di 2615 mku. Kemudian dilakukan uji kandung lapisan pada 7 (Tujuh) selang.
Gambar 4.2 Profil Sumur ( Sumber : PT. PDSI )
34
BAB V
HASIL DAN PEMBAHASAN
Berikut adalah Data Blowout Preventer System yang di ambil langsung dari RIG #08.1/H40D-M sumur KYM-01. Pengolahan Data pada Pengujian Blowout Preventer System yaitu, Function Test, Pressure Test dan Perhitungan Kapasitas Bottle pada Accumulator. Data pada Pengujian Blowout Preventer System yaitu sebagai berikut.
5.1 Data Pengamatan
5.1.1 Spesifikasi RIG #08.1/H40D-M 500 HP
Tabel 5.1 Spesifikasi RIG #08.1/H40D-M 500 HP Spesifikasi RIG #08.1/H40D-M 500 HP
Model/Tipe RIG H-40D
Series No #08.1/H40D-M
Mast #08.1/H40D-M 500 HP 112ft
Blowout Preventer 11” x 3000 psi
Annular Preventer 11” x 3000 psi Spherical Single Ram Preventer 11” x 3000 psi SRB Cameron Blowout Preventer 7 1/16” x 5000 psi
Annular Preventer 7 1/16” x 3000 psi Townsend Double Ram Preventer 7 1/16” x 5000 psi Shaffer LXT
Accumulator Koomey 80TM CWB-56-15 ST3 3000 psi
5.2 Pembahasan
Rig #08.1/M40D-M merupakan Rig dengan menara 500 HP 112 ft, dilengkapi dengan, Accumulator merk Koomey CWB-56-15 ST3, dengan working pressure 3000 psi. Blowout Preventer 11” dengan working pressure 3000 psi, Annular Preveter 11” dengan working pressure 3000 psi tipe
35
Spherical, Single Ram preventer 11” dengan working pressure 3000 psi tipe SRB Cameron, dan Accumulator merk Koomey CWB-56-15 ST3, dengan working pressure 3000 psi. Blowout Preventer 7 1/16” dengan working pressure 5000 psi, Annular Preveter 7 1/16” dengan working pressure 3000 psi tipe Townsend, Double Ram preventer 7 1/16” dengan working pressure 5000 psi tipe Shaffer LXT, dan Accumulator merk Koomey CWB-56-15 ST3 dengan working pressure 3000 psi.
5.3 Sistem Controlling ( Accumulator Unit )
Accumulator unit adalah suatu alat dengan High Pressure Hidraulic ( saluran hidrolik bertekanan tinggi ) yang dapat dioperasikan apabila dalam keadaan darurat. Komponen utama dari Accumulator Unit terdiri dari : botol – botol Accumulator, pompa, control manifold, reservoir tank, cairan hidrolik, pipe line 1”, regulator untuk manifold dan ram serta regulator untuk annular preventer dan remote control. Disebut sebagai closing unit karena berfungsi menutup Blow out preventer saat terjadi kick.
Safety Factor untuk Accumulator menurut API bernilai 1 tetapi tiap perusahaan memiliki angka toleransi yang berbeda. Contohnya pada rig
#08.1/H40D-M menggunakan 1.5 .
36
Gambar 5.1 Accumulator Unit ( Sumber : PT. PDSI)
5.4 Blowout Preventer System
BOP Stack mempunyai tekanan kerja 3000 psi. Dapat dilalui alat pemboran dengan maksimum diameter 11” dengan susunan mulai dari bawah Drilling Spools, ram preventer (blind ram dan pipe ram) dan annular BOP. Annular yang digunakan tipe Spherical dan RAM yang digunakan tipe SRB Cameron.
BOP Stack mempunyai tekanan kerja 5000 psi. Dapat dilalui alat pemboran dengan maksimum diameter 7 1/16” dengan susunan mulai dari bawah Drilling Spools, Ram preventer (blind ram dan pipe ram) dan annular BOP. Annular yang digunakan tipe Townsend dan RAM yang digunakan tipe Shaffer LXT.
5.5 Pengujian Blow Out Preventer pada Rig #08.1/H40D-M 5.5.1 Pengujian BOP 7 1/16” x 5000 psi
Pengujian Blow out Preventer 7 1/16” x 5000 psi
37
dengan tipe Shaffer LXT dan pengujian Annular preventer 7 1/16” x 3000 psi dengan tipe Townsend di lakukan dengan 2 metode : 1. Function Test ( Uji Funsi )
Pertama-tama Menguji Ram Preventer dengan cara menghidupkan Accumulator dengan cara mengaktifkan tekanan angin. Tekanan angin tersebut di hasilkan dari compressor. Ram Preventer di uji dengan tekanan 1500 psi, pertama menguji Double ram preventer di lihat apakah piston pada ram preventer bergerak menutup dan membuka atau tidak, jika piston dapat bergerak dengan normal dengan waktu yang sudah di tentukan, maka ram preventer layak di gunakan. Jika piston tidak dapat menutup atau menutup nya telat atau lambat maka ram preventer tidak layak di gunakan.
Yang kedua pengujian Annular preventer dengan cara yang sama dengan pengujian Ram preventer sebelum nya, dengan menggunakan tekanan angin. Namun pengujian annular preventer menggunakan pipa percobaan yang di letakan di tengah lubang dari pada annular preventer tersebut. Tekanan angin dari accumulator yang di berikan sebesar 1000 psi. Jika element atau rubber yang ada di dalam lubang annular menjepit pipa maka annular layak di gunakan. Jika element atau rubber tidak dapat bergerak atau menjepit pipa, maka annular bermasalah dan tidak dapat di gunakan.
Hasil Function Test BOP pada Rig #08.1/H40D-M adalah sebagai berikut :
38
Table 5.2 Uji Fungsi BOP 7 1/16” x 5000 psi Rig #08.1/H40D-M
Pengetesan Waktu (detik)
Tekanan tersisa di Accumulator
(psi)
Tekana Yang Terpakai
Pada Accumulator
( psi )
Gals to Close
Gals to Open
Tutup Double Ram
5 1200 1300 2 x 2,3 =
4,6
- Buka Double
Ram 5 1218 1282 - 2 x 2,2 =
4,4 Tutup
Annular 5 500 2500 4,57 -
Buka Annular
5 700 2300 - 3.21
Perhatikan tekanan manifold dan annular pada saat prosses penutupan, tekanan di manifold dan di annular harus kembali ke bacaan normal nya ( Aturan API ).
2. Pressure Test ( Uji Tekanan )
Untuk BOP permukaan system penutupan harus bisa menutup masing-masing ram dalam 30 detik, dan tidak melebihi 20 detik untuk annular size kurang dari 20” atau 45 detik untuk annular size yang lebih dari 20”.
Lalu amati sekitar 5 menit untuk memastikan tidak ada kebocoran.
39
Setelah melihat dari data di atas, sesuai mengikuti aturan API bahwa BOP 7 1/16” x 5000 psi pada Rig #08.1/H40D-M Sumur KYM-01 layak untuk di gunakan. Dan pemboran work over pada sumur KYM-01 dapat di lakukan.
Hasil Pressure Test BOP pada Rig #08.1/H40D-M adalah sebagai berikut :
Table 5.3 Uji Tekanan BOP 7 1/16” x 5000 psi Rig #08.1/H40D-M
Type of BOP
Test pressure And Duration
Ket.
Time to Close ( Detik )
Low Pressure
Time to Close ( Detik )
High Pressure Low
Pressure
Duration of observation
( Menit )
High Pressure
Duration of observation ( Menit )
Double
Ram 200 5 3500 5
No Leakage
12 6
Annular 200 5 2100 5
No Leakage
12 6
5.5.2 Perhitungan kapasitas bottle pada Accumulator
Accumulator CWB-56-15 ST3 dengan kapasitas 3000 psi, 6 bottle dan 10 gals/bottle. Jadi 6 bottle x 10 gals/bottle = 60 gals.
Rumus yang di gunakan untuk menghitung kapasitas Bottle yang di butuhkan untuk mengoprasikan accumulator, yaitu :
40
1. kondisi pre-charged
P1= 1000 psi dan Volume yang berisi nitrogen atau V1= 10 gals dan fluida hidraulik di dalam bottle = 0 gals.
2. Minimum operating pressure P2= 1200 psi
Dari data P2 berikut maka di dapatkan volume saat tekanan operasi 1200 psi adalah sebagai berikut :
V2 =𝑃𝐼 𝑋 𝑉1
𝑃2
=
(1000 𝑝𝑠𝑖) 𝑋 (10 𝑔𝑎𝑙𝑠)(1200 𝑝𝑠𝑖) = 8.33 gals Fluida hidraulik in bottle = 10 gals – 8,33 gals
= 1.67 gals
3. Accumulator operating pressure P3= 3000 psi
Dari data P3 berikut maka di dapatkan volume saat tekanan operasi 3000 psi adalah sebagai berikut :
V3= 𝑃1 𝑋 𝑉1
𝑃3
=
(1000 𝑝𝑠𝑖) 𝑋 (10 𝑔𝑎𝑙𝑠)(3000 𝑝𝑠𝑖)
=
3.33 gals Fluida hidraulik in bottle = 10 gals – 3.33 gals= 6.67 gals
41
4. Usable Volum
Usable Volume adalah total Fluida hidraulik per bottle Acc Operating pressure – Min operating pressure
Usable volume = 6.67 gals – 1.67 gals
= 5 gals
5. Usable Fluid
Usable Fluid = 𝑃𝑟𝑒−𝑐ℎ𝑎𝑟𝑔𝑒
min 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑛𝑔 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑢𝑟𝑒− 𝑃𝑟𝑒𝑐ℎ𝑎𝑟𝑔𝑒
𝐴𝑐𝑐 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑛𝑔 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑢𝑟𝑒
= 1000 𝑝𝑠𝑖1200 𝑝𝑠𝑖
−
1000 𝑝𝑠𝑖3000 𝑝𝑠𝑖= 0.5
Usable Fluid = 10 gals/bottle x 0.5 = 5 gals/bottle
Tabel 5.4 Volume yang dibutuhkan BOP 7 1/16” x 5000
Gals to close Gals to open BOP Annular 7 1/16”
3000 psi
4,57 3.21
BOP Ram 7 1/16”
5000 psi
2 x 2,3 = 4,6 2 x 2,2 = 4,4
Total 9,17 7,61
Safety Factor yang di gumakan = 1,5
Bottle To Close = (Gals to close x Safety Factor) : (Usable Fluid)
= (9,17 gals x 1.5) : ( 5 gals/bottle)
= 13,5 gals : 5 gals/bottle
= 2,7 Bottle ≈ 3 Bottle
42
Bottle To Open = (Gals to open x Safety Factor) : (Usable Fluid)
= (7,61 gals x 1,5) : ( 5 gals/bottle)
= 11,415 gals : 5 gals/bottle
= 2,283 Bottle ≈ 3 Bottle
Dengan demikian dari perhitungan di atas di dapatkan data sebagai berikut. Total Bottle pada Accumulator CWB-56-15 ST3: 3000 psi yang ada di Rig #08.1/H40D-M sumur KYM-01 ini berjumlah 6 bottle. Dan untuk menutup BOP di butuhkan 2,7 bottle (3 Bottle), berarti jumlah bottle nya cukup untuk menutup BOP. Dan untuk membuka kembali BOP di butuhkan 2,283 bottle (3 Bottle), berarti jumlah bottle nya juga cukup untuk menutup BOP.
Dengan begitu Accumulator CWB-56-15 ST3: 3000 psi dan Blow out preventer system 7 1/16” 5000 psi yang ada di Rig #08.1/H40D-M Sumur KYM-01 dapat di gunakan pada proses pemboran work over yang akan di laksanakan.
5.6 Kendala-kendala Pengujian Blowout Preventer system
Pada saat melakukan pengujian Blowout preventer system pasti ada kendala-kendala atau permasalahan yang terjadi, berikut adalah kendala- kendala yang dapat terjadi pada saat pengujian BOP :
1. Ram preventer tidak menutup atau hanya sebelah saja piston yang menutup pada saat uji BOP.
2. Rubber packing element di Annular preventer tidak menjepit pipa percobaan pada saat di uji BOP.
43
3. Frekuensi pengujian tidak sesuai dengan standart API ram preventer dan annular preventer menutup dan membuka nya lambat, atau tidak sesuai dengan ketentuan dari API.
4. Tekanan yang di berikan pada saat uji BOP tidak sesuai dengan standart API, hingga dapat merusak rubber packing element.
44
BAB VI
KESIMPULAN DAN SARAN
6.1 Kesimpulan
Dari hasil Tugas Akhir yang telah dilakukan di PT. PERTAMINA DRILLING SERVICES INDONESIA yang ditempatkan di Rig #08.1/H40D- M 500 HP Sumur KYM-01 dapat disimpulkan antara lain :
1. Pengujian BOP berfungsi untuk menentukan apakah BOP yang akan di pakai pada saat pemboran layak atau tidak.
2. Pertama-tama Menguji Ram Preventer dengan cara menghidupkan Accumulator dengan cara meng aktifkan tekanan angin. Tekanan angin tersebut di hasilkan dari compressor. Ram Preventer di uji dengan tekanan 1500 psi, pertama menguji Double ram preventer di lihat apakah piston pada ram preventer bergerak menutup dan membuka atau tidak, dan ram Preventer dapat menutup pada tekanan 2600 psi. Selanjutnya anullar preventer di uji dengan tekanan 2500 psi dimana di dalamnya dimasukan pipa, anullar preventer dapat menutup pada tekanan 2500 psi.
3. Untuk menutup BOP di butuhkan 2,7 bottle (3 bottle) dan untuk membuka kembali BOP di butuhkan 2,283 bottle (3 bottle). Dan total bottle yang ada di Accumulator adalah 6 bottle. Jadi Accumulator layak di gunakan.
4. Jika ram atau annular preventer pada BOP tidak dapat bergerak maka sebaik nya di ganti dengan yang baru, karena ada standart API yang
45
menentukan BOP layak apa tidak. Jika tidak di ganti maka operasi pemboran atau workover tidak bias di lakukan.
6.2 Saran
Dari hasil Tugas Akhir di PT. Pertamina Drilling Services Indonesia dengan judul Pengujian Blowout Preventer System dan Perhitungan Kapasitas Bottle Accumulator Pada Rig #08.1/H40D-M 500 HP Sumur KYM-01 penulis menyarankan agar dapat lebih baik lagi untuk membimbing para mahasiswa yang sedang melakukan Tugas Akhir di lapangan sehingga mahasiswa mendapatkan ilmu yang tidak di peroleh di bangku perkulihan. Dan agar lebih memperhatikan lagi Mahasiswa yang sedang melaksanakan Tugas Akhir.
DAFTAR PUSTAKA
Alexandri, Agus. Blowout preventer Test: Pusdiklat Migas Cepu.
Adams, Neal J. 1985. Drilling Engineering : A Complete Well Planing Approach.
Tulsa, Oklahoma
Rubiandini, Rubi. 2012. Teknik Operasi Pemboran Volume 1: ITB, Bandung
Training Drilling Chevron . BOP Test : Chevron
LAMPIRAN
Table Uji Penutupan BOP 7 1/16” x 5000 psi Rig #08.1/H40D-M Pengetesan Waktu
(detik)
Tekanan tersisa di Accumulator
(psi)
Tekana Yang Terpakai
Pada Accumulator
( psi )
Gals to Close
Gals to Open
Tutup Double Ram
3 2400 2600 2 x 2,3 =
4,6
2 x 2,2 = 4,4 Tutup
Annular 5 500 2500 4,57 -
Buka Annular (tekanan accumulator
tersisa standard minimal 1200 psi)
5 700 2300 - 3.21
Uji Tekanan BOP 7 1/16” x 5000 psi Rig #08.1/H40D-M
Type of BOP
Test pressure And Duration
Ket.
Time to Close ( Detik )
Low Pressure
Time to Close
( Detik
) High Pressu re Low
Pressure
Duration of observation
( Menit )
High Pressure
Duration of observation ( Menit )
Double Ram
200 5 3500 5 No
Leakage
12 3
Annular 200 5 2100 5 No
Leakage
12 6
API ARP 53 BOP
Isi substraksi dari Praktek yang Direkomendasikan oleh API 53 Praktek yang Disarankan untuk Peralatan Pencegahan Blow-Out.
7.1.1 Pengaturan BOP Permukaan 7.4.1 Instalasi BOP
Surface Manifold dan Choke Lines 7.4.3 BOP Instalasi
Instalasi Surface Lines
7.9.9 Sistem Kontrol untuk tumpukan BOP permukaan.
7.5.4 Trip tank
Permukaan BOP 7.11.1 Pengujian dan
pemeliharaan - tumpukan BOP permukaan dan peralatan kontrol sumur.
7.11.2 Permukaan peralatan
tumpukan BOP.
7.4.6 Tersedak dan tersedak manifold untuk instalasi Surface BOP.
7.11.2 Sistem akumulator untuk instalasi Surface BOP 7.11.5 Pencegah ledakan
untuk layanan hidrogen sulfida.
Tidak. Instruksi Komentar dan nilai yang direkam
Standar dan instruksi
7.1.1 Pengaturan BOP Permukaan 7.1.1.1 Setiap ram BOP
yang terpasang harus memiliki, minimal, tekanan kerja yang sama dengan tekanan permukaan maksimum yang diantisipasi.
API RP 53 bab 6.2
7.1.1.2 Pencegah tipe ram harus dilengkapi dengan roda tangan ekstensi atau kunci yang dioperasikan secara hidraulik.
API RP 53 bab 6.3
7.1.1.3 Kumparan
pengeboran untuk tumpukan BOP harus memenuhi kualifikasi
minimum berikut: a.
Pengaturan 3K dan 5K harus memiliki dua outlet samping yang tidak lebih kecil dari diameter nominal 2 inci (5,08 cm) dan akan bergelang, bertabur, atau berpusat.
Pengaturan 10K, 15K, dan 20K harus memiliki dua outlet samping, satu diameter nominal 3 inci (7,62 cm) dan satu diameter 2 inci (5,08 cm) sebagai minimum, dan ditekuk, ditabur, atau dipusatkan. b.
Memiliki diameter bore vertikal dengan diameter internal
API RP 53 bab 6.6.1 a, b dan c
yang sama dengan BOP perkawinan dan setidaknya sama dengan bore maksimum casing / tubing head paling atas. c. Memiliki tekanan kerja terukur sama dengan tekanan kerja terukur BOP ram yang dipasang.
7.1.1.4 Untuk operasi pengeboran, outlet wellhead tidak boleh digunakan untuk mencekik atau mematikan saluran.
API RP 53 bab 6.6.2
7.4.1 Instalasi BOP Surface Manifold dan Choke Lines 7.4.1.1 Peralatan berjenis
tunduk pada
tekanan sumur dan / atau pompa
(biasanya hulu dari dan termasuk choke) harus memiliki tekanan kerja yang sama dengan atau lebih besar dari tekanan kerja pengenal BOP ram yang
digunakan.
Peralatan ini harus diuji ketika
dipasang sesuai dengan ketentuan Bagian 17 dari API RP 53
API RP 53 bab 8.2.a
7.4.1.2 Untuk tekanan kerja sebesar 3.000 psi (20,7 MPa) dan di atasnya, sambungan
API RP 53 bab 8.2.b
flens, dilas, dijepit, atau ujung lainnya yang sesuai dengan Spesifikasi API 6A, harus digunakan pada komponen yang mengalami tekanan sumur.
7.4.1.3 Manifol choke harus ditempatkan di lokasi yang mudah diakses, sebaiknya di luar substruktur rig.
API RP 53 bab 8.2.c
7.4.1.4 Ketika tangki penyangga digunakan, ketentuan harus dibuat untuk mengisolasi kegagalan atau kegagalan fungsi.
API RP 53 bab 8.2.d
7.4.1.5 Semua katup
berjenis choke harus penuh. Dua katup direkomendasikan antara tumpukan BOP dan choke manifold untuk instalasi dengan tekanan kerja pengenal 5.000 psi (34,5 MPa) dan di atasnya, Salah satu dari dua katup ini harus dikendalikan dari jarak jauh.
Selama operasi, semua katup harus terbuka penuh atau tertutup
sepenuhnya.
API RP 53 bab 8.2.e
7.4.1.6 Minimal satu choke yang dioperasikan dari jarak jauh harus dipasang pada
API RP 53 bab 8.2.f
10.000 psi (69.0 MPa), 15.000 psi (103.5 MPa), dan 20.000 psi (138.0 MPa) diberi nilai manifold tekanan kerja.
7.4.1.7 Konfigurasi berjenis choke harus
memungkinkan perutean ulang aliran (jika ada bagian yang
tererosi, dicolokkan, atau tidak
berfungsi) tanpa mengganggu kontrol aliran.
API RP 53 bab 8.2.g
7.4.1.8 Pertimbangan harus diberikan pada sifat suhu rendah dari bahan yang digunakan dalam instalasi untuk terkena suhu rendah yang tidak biasa dan harus dilindungi dari pembekuan dengan pemanasan, pengeringan, pengisian dengan cairan yang sesuai, atau cara lain yang sesuai.
API RP 53 bab 8.2.h
7.4.1.9 Alat pengukur tekanan yang sesuai untuk tekanan operasi dan layanan fluida pengeboran harus dipasang sehingga tekanan pipa bor dan annulus dapat dipantau secara akurat dan mudah diamati di stasiun
API RP 53 bab 8.2.I
tempat operasi kontrol sumur akan dilakukan.
7.4.1.10 Stasiun kontrol choke, baik di choke manifold atau jauh dari lantai rig, harus senyaman mungkin dan harus mencakup semua monitor yang diperlukan untuk memberikan gambaran umum tentang situasi kontrol sumur.
Kemampuan untuk memonitor dan mengontrol dari lokasi yang sama seperti item tekanan pipa tegak, tekanan selubung, stroke pompa, dll., Sangat meningkatkan efisiensi kontrol sumur.
API RP 53 bab 8.2.j
7.4.1.11 Sistem udara rig harus diperiksa untuk memastikan kecukupannya untuk menyediakan kebutuhan tekanan dan volume untuk kontrol dan tersedak. Kokas yang dioperasikan dari jarak jauh harus dilengkapi dengan sistem cadangan darurat seperti pompa manual atau nitrogen untuk digunakan jika
API RP 53 bab 8.2.k
udara rig tidak tersedia.
Garis panduan instalasi - Saluran tersedak
7.4.1.12 Garis choke harus selurus mungkin, karena erosi pada tikungan
dimungkinkan selama operasi, pertimbangan harus diberikan untuk menggunakan target aliran pada tikungan dan pada ell blok dan tee.
API RP 53 bab 8.3.1.a.1
7.4.1.13 Secara umum, tikungan pipa radius pendek (R / d <10) harus ditargetkan ke arah aliran yang diharapkan. Untuk tikungan pipa radius besar (R / d> 10), target umumnya tidak perlu.
Bungkukan kadang memiliki ketebalan dinding lebih besar dari pipa lurus dalam sistem choke (seperti jadwal yang lebih tinggi
berikutnya) untuk lebih mengimbangi efek erosi. Blok ell dan tees 90 ° harus ditargetkan ke arah aliran. Di mana: R = Radius tikungan pipa diukur pada garis tengah. d =
API RP 53 bab 8.3.1.a.1
Diameter nominal pipa.
7.4.1.14 Untuk saluran fleksibel, bacalah pedoman pabrikan tentang radius kerja tikungan minimum untuk memastikan penentuan panjang yang tepat dan konfigurasi kerja yang aman.
API RP 53 bab 8.3.1.a.2
7.4.1.15 Untuk rakitan saluran yang diartikulasikan, konsultasikan dengan spesifikasi tertulis pabrikan untuk menentukan tingkat pergerakan relatif yang
diperbolehkan antara titik akhir.
API RP 53 bab 8.3.1.a.3
7.4.1.16 Garis-garis dan garis-garis di bawah aliran choke harus ditambatkan dengan kuat untuk
mencegah kapal atau getaran yang berlebihan.
API RP 53 bab 8.3.1.b
7.4.1.17 Garis choke dan jalur hilir choke harus memiliki ukuran lubang yang cukup untuk
mencegah erosi berlebihan atau gesekan cairan: 1.
Ukuran minimum yang disarankan
API RP 53 bab 8.3.1.c.1
untuk garis choke adalah diameter nominal 2 inci (5,08 cm) untuk
pengaturan 3K dan 5K dan 3- inci (7,62 cm) diameter nominal untuk pengaturan 10K, 15K dan 20K.
7.4.1.18 Garis choke dan jalur down stream choke harus memiliki nominal minimum nominal yang disarankan di dalam untuk saluran downstream choke harus sama dengan atau lebih besar dari ukuran koneksi nominal choke.
API RP 53 bab 8.3.1.c.2
7.4.1.19 Garis choke dan garis down stream garis choke downstream dari manifold choke biasanya tidak diperlukan untuk menahan tekanan.
API RP 53 bab 8.3.1.c.3
7.4.1.20 Garis choke dan jalur down stream choke harus dimiliki untuk operasi pengeboran udara atau gas, dipasang garis diameter nominal minimum 10 inci (10,16 cm).
API RP 53 bab 8.3.1.c.4
7.4.1.21 Garis berdarah (garis yang memotong choke) harus setidaknya sama diameternya dengan garis choke.
Jalur ini
API RP 53 bab 8.3.1.c.5
memungkinkan sirkulasi sumur dengan pencegah ditutup dengan tetap mempertahankan tekanan balik minimum. Ini juga memungkinkan volume tinggi dari cairan sumur untuk mengurangi tekanan selubung dengan pencegah ditutup.
7.4.3 BOP Instalasi Instalasi Surface Lines
7.4.3.1 Semua saluran, katup, periksa katup dan alat
kelengkapan aliran harus memiliki tekanan kerja setidaknya sama dengan tekanan kerja pengenal BOP ram yang
digunakan.
Peralatan ini harus diuji ketika
dipasang sesuai dengan ketentuan Bagian 17 dari API RP 53
API RP 53 bab 10.2.1.a
7.4.3.2 Untuk tekanan kerja 3.000 psi (20,7 MPa) dan di atasnya, flanged, welded, hubbed, atau koneksi ujung lain yang sesuai dengan Spesifikasi API 6A, harus digunakan.
API RP 53 bab 10.2.1.b
7.4.3.3. Komponen harus berdiameter cukup untuk
API RP 53 bab 10.2.1.c
memungkinkan laju pemompaan yang masuk akal tanpa gesekan yang berlebihan. Ukuran minimum yang disarankan adalah diameter nominal 2 inci (5.08mm).
7.4.3.4 Dua katup manual bor penuh ditambah satu katup periksa atau dua katup bor penuh (salah satunya
dioperasikan dari jarak jauh) antara outlet stack dan jalur pemutusan direkomendasikan untuk instalasi dengan tekanan kerja pengenal 5.000 psi (34,5 MPa) atau lebih besar. Lihat Gambar 11 dan 12 dari API RP 53
API RP 53 bab 10.2.1.d
7.4.3.5 Operasi berkala, inspeksi, pengujian dan pemeliharaan harus dilakukan pada jadwal yang sama seperti yang digunakan untuk BOP Stack yang sedang digunakan (Lihat API RP 53 bagian 17.10)
API RP 53 bab 10.2.1.e
7.4.3.6 Semua komponen sistem jalur pemisah harus dilindungi dari pembekuan dengan
memanaskan, menguras, mengisi
API RP 53 bab 10.2.1.f
dengan cairan yang tepat, atau cara lain yang sesuai.
7.4.3.7 Pertimbangan harus diberikan pada sifat suhu rendah dari bahan yang digunakan dalam instalasi untuk terkena suhu rendah yang tidak biasa dan harus dilindungi dari pembekuan dengan pemanasan, pengeringan, pengisian dengan cairan yang sesuai, atau cara lain yang sesuai.
API RP 53 bab 10.2.1.g
7.4.3.8 Garis harus selurus mungkin. Ketika tikungan diperlukan untuk
mengakomodasi variasi dimensi pada rig up berurutan atau untuk
memfasilitasi hook- up ke BOP, radius tikungan terbesar yang diperbolehkan di bawah pengait hook-up harus disediakan.
API RP 53 bab 10.2.1.h
7.4.3.9 Untuk pipa kaku, jari-jari tikungan harus
dimaksimalkan.
Karena erosi pada tikungan
dimungkinkan selama operasi, pertimbangan harus diberikan untuk menggunakan target aliran pada tikungan
API RP 53 bab 10.2.1.h.
1
dan pada ell blok dan tee. Sejauh mana belokan pipa rentan terhadap erosi tergantung pada jari-jari tikungan, laju aliran, media aliran, ketebalan dinding pipa, dan material pipa. Namun, secara umum, tikungan pipa radius pendek (R / d <10) harus ditargetkan ke arah aliran yang
diharapkan. Untuk tikungan pipa radius besar (R / d> 10), target umumnya tidak perlu.
Bungkukan kadang- kadang memiliki ketebalan dinding lebih besar dari pipa lurus dalam sistem membunuh (seperti jadwal yang lebih tinggi berikutnya) untuk lebih
mengimbangi efek erosi. Blok ell dan tees 90 ° harus ditargetkan ke arah aliran. Di mana: R = Radius tikungan pipa diukur pada garis tengah.
7.4.3.10 Untuk saluran fleksibel, bacalah pedoman pabrikan tentang radius kerja tikungan minimum untuk memastikan penentuan panjang yang tepat dan
API RP 53 bab 10.2.1.h.
2
