Istilah Dasar, Definisi & Perhitungan

(1)

Chapter 1 Istilah Dasar, Definisi &

Perhitungan

(2)

CHAPTER 1

Istilah Dasar, Definisi & Perhitungan

Well Control = pengendalian sumur

• Well Control Primer

• Well Control Sekunder

• Well Control Tersier

(3)

CHAPTER 1 Tekanan = Gaya per satuan Luas

Unit API:

Pounds per Square Inch (psi)

1 unit area (sq.inch) Gaya (pounds)

Gaya per satuan Luas yang disebabkan oleh kolom fluida dalam kondisi statik (gas atau cairan) yang diketahui kerapatannya

Tekanan Hidrostatik

(4)

CHAPTER 1 Tekanan Hidrostatik = Densitas x Kedalaman Vertikal

Satuan API:

Tekanan Hidrostatik = psi Berat Lumpur (MW) = ppg Kedalaman = ft

Tekanan Hidrostatik, psi = 0.052 x ppg x ft

Tekanan Hidrostatik

Formula # 1

Tekanan Hidrostatik tergantung pada berat atau kerapatan dari

fluida dan kolom/kedalaman vertikal

(5)

CHAPTER 1 Bagaimana mendapatkan faktor konversi 0.052?

1 ft

³

= 7.48 galon

1 ppg x 7.48 = 7.48 pounds 1 ft² = 144 in

²

Jadi :

7.48/144 = 0.052

pound/in² (psi) in 1 ft. unit

Luas Area = P x L

P L

(6)

CHAPTER 1 Efek Tekanan Hidrostatik

Satu Densitas Fluida

8,000 ft 0 ft

11 ppg

Tekanan Hidrostatik = 0.052 x 11 x 8,000

= 4,576 psi

(7)

CHAPTER 1 Efek dari densitas fluida dan kedalaman

TVD (ft) 0 ft.

(ppg)MW

LATIHAN

Hitunglah Tekanan hidrostatik dari data dibawah ini :

MW Kedalaman Tekanan

(ppg) TVD Hidrostatik

(ft) (psi)

9.0 8,000 10.0 8,000 10.5 10,000 12.5 10,000

Tekanan Hidrostatik

(8)

CHAPTER 1 Efek dari densitas fluida dan kedalaman

TVD (ft) 0 ft.

MW (ppg)

LATIHAN

Hitunglah Hydrostatic Pressure dari data dibawah ini :

MW Kedalaman Tekanan

(ft) (psi)

9.0 8,000 3,744 10.0 8,000

10.5 10,000 12.5 10,000

Tekanan Hidrostatik

(9)

CHAPTER 1 Efek dari densitas fluida dan kedalaman

TVD (ft) 0 ft.

MW (ppg)

LATIHAN

Hitunglah Tekanan Hidrostatik dari data dibawah ini :

MW Depth Tekanan

(ppg) TVD Hidrostatik (ft) (psi)

9.0 8,000 3,744 10.0 8,000 4,160 10.5 10,000

12.5 10,000

Tekanan Hidrostatik

(10)

CHAPTER 1 Efek dari densitas fluida dan kedalaman

TVD (ft) 0 ft.

MW (ppg)

LATIHAN

Hitunglah Tekanan Hidrostatik dari data dibawah ini :

MW Depth Tekanan

(ft) (psi)

9.0 8,000 3,744 10.0 8,000 4,160 10.5 10,000 5,460 12.5 10,000

Tekanan Hidrostatik

(11)

CHAPTER 1 Efek dari densitas fluida dan kedalaman

TVD (ft) 0 ft.

(ppg)MW

LATIHAN

Hitunglah Tekanan Hidrostatik dari data di bawah ini :

MW Depth Tekanan

(ft) (psi)

9.0 8,000 3,744 10.5 9,000 4,160 10.5 10,000 5,460 12.5 10,000 6,500

Tekanan Hidrostatik

(12)

CHAPTER 1 Beberapa Densitas Fluida

0 ft.

3,500 ft.

7,500 ft.

8,000 ft.

10 ppg

9 ppg

11 ppg

Tekanan Hidrostatik dari Beberapa kolom Fluida (di dalam Annulus)

Kolom 1 = 0.052 x 10 x 3,500 = 1,820 psi Kolom 2 = 0.052 x 9 x 4,000 = 1,872 psi Kolom 3 = 0.052 x 11 x 500 = 286 psi

Tekanan Hidrostatik Total = 1820 + 1872 + 286

(di kedalaman 8,000’TVD)

= 3,978 psi

Contoh di atas sering keluar dalam ujian.

Turunnya Tekanan Dasar Lubang (BHP) pada saat mengeluarkan influx.

Tekanan Hidrostatik

(13)

CHAPTER 1

50 bbls

100 bbls

Well A Well B

Kedua sumur di bor dengan berat lumpur 9 ppg.

Muka Laut yang sama

Efek dari Tekanan Hidrostatik

Sumur mana yang mempunyai Tekanan Hidrostatik lebih tinggi?

Kenapa?

(14)

CHAPTER 1 Hubungan antara Gradien Tekanan dan Berat Lumpur

Persamaan :

Tekanan = 0.052 x MW x DEPTH

psi ppg ft

Jadi, psi/ft = 0.052 x ppg ft = psi

0.052 x ppg ppg = psi/ft

0.052

Merubah dari ppg ke psi/ft ⇨ dikalikan 0.052 Merubah dari psi/ft ke ppg ⇨ dibagi 0.052

(15)

CHAPTER 1 Gradien Tekanan

Contoh : Air Tawar densitasnya 8.33 ppg. Dalam kolom 1 ft Air Tawar akan mendapatkan tekanan

sebesar :

8.33 x 0.052 x 1 = 0.433 psi Jadi Gradien Tekanan air tawar = 0.433 psi/ft

Densitas Gradien Tekanan

Air Tawar 8.33 ppg 0.433 psi/ft

Air Laut 8.60 ppg

Air Formasi 8.94 ppg

Formula # 2

Tekanan yang disebabkan oleh adanya fluida terhadap

kedalaman

(16)

CHAPTER 1 Densitas Gradien Tekanan

Air Tawar 8.33 ppg 0.433 psi/ft

Air Laut 8.60 ppg 0.447 psi/ft

Air Formasi 8.94 ppg

Contoh : Air Tawar densitasnya 8.33 ppg. Dalam kolom 1 ft Air Tawar akan mendapatkan tekanan

sebesar :

8.33 x 0.052 x 1 = 0.433 psi Jadi Gradien Tekanan dari Air Tawar = 0.433 psi/ft

Gradien Tekanan

Tekanan yang disebabkan oleh adanya fluida terhadap

kedalaman

(17)

CHAPTER 1 Densitas Gradien Tekanan

Air Tawar 8.33 ppg 0.433 psi/ft

Air Laut 8.60 ppg 0.447 psi/ft

Air Formasi 8.94 ppg 0.465 psi/ft

Formula # 2

Contoh : Air Tawar densitasnya 8.33 ppg. Dalam kolom 1 ft Air Tawar akan mendapatkan tekanan

sebesar :

8.33 x 0.052 x 1 = 0.433 psi Jadi Gradien Tekanan dari Air Tawar = 0.433 psi/ft

Gradien Tekanan

Tekanan yang disebabkan oleh adanya fluida terhadap

kedalaman

(18)

CHAPTER 1 Tekanan Dasar Sumur - Bottom Hole Pressure (BHP)

BHP = Tekanan Hidrostatik + Tekanan Permukaan ± Tekanan Dinamik

BHP tidak ada sirkulasi =

Tekanan Hidrostatik karena kolom lumpur

BHP pada saat Drilling =

Tekanan Hidrostatik + Annular Pressure Losses

BHP pada saat Trip-in =

Tekanan Hidrostatik + Tekanan Surge

BHP pada saat Trip-out =

Tekanan Hidrostatik – Tekanan Swab

BHP pada saat shut-in =

Tekanan Hidrostatik + Tekanan Permukaan

Catatan :

Tekanan dinamik adalah tekanan yang disebabkan oleh pergerakan fluida di anulus, seperti halnya annular pressure losses karena sirkulasi atau tekanan swab dan surge.

Seluruh tekanan yang dikenakan pada dasar lubang/sumur

(19)

CHAPTER 1 BHP pada saat sumur ditutup sesudah terjadinya Kick

(pahat bor di dasar lubang) Di dalam rangkaian bor

= Tekanan Hidrostatik lumpur dalam rangkaian bor (PHDP) + Shut-in Drill Pipe Pressure (PSIDPP)

Di dalam pipa selubung

= Tekanan Hidrostatik lumpur di Annulus (PHA) + Tekanan Hidrostatik Kick fluid + Shut-In Casing Pressure (PSICP)

(20)

CHAPTER 1 Efek Tekanan Surge & Swab

Bisa menurunkan BHP yang berakibat masuknya influx ke dalam lubang sumur.

TRIPPING OUT of HOLE

Terjadi Tekanan Swab TRIPPING IN HOLE

Terjadi Tekanan Surge

Bisa menimbulkan Formasi pecah yang berakibat

terjadinya hilang sirkulasi.

Pergerakan dari rangkaian bor di dalam lubang menimbulkan

perubahan BHP

(21)

CHAPTER 1 Efek Surge dan Swab disebabkan oleh :

• Kecepatan pipa digerakkan

• Mud Properties diantaranya viskositas & gel strength

• Ukuran Annulus (OD pipa vs diameter lubang)

• Ukuran dan panjang BHA etc.

Surging and Swabbing harus dihindari dengan mengendalikan 4 faktor di atas.

Swab dapat diketahui dari “TRIP SHEET”

Dengan memonitor penurunan atau kenaikan level lumpur di tangki (Trip Tank atau Pit aktif) pada saat RIH atau POH sesuai dengan

Displasemen Metal pipa bor.

(22)

CHAPTER 1 Indikasi terjadinya Swabbing pada saat Trip-out :

• Over pull

• Level lumpur pemboran tidak turun di Annulus

• Naiknya level lumpur pemboran di Annulus pada saat POH!!

Tekanan Swab dapat disebabkan oleh :

• Viskositas dan Gel Strength yang tinggi

• Pergerakan pipa yang terlalu cepat

• Mud cake yang tebal

• Ukuran Annulus dengan BHA terlalu kecil

• Terjadinya “Balling” di pahat bor, reamer atau stabilizer

Permeabilitas Formasi & cabut pipa di trayek reservoir horisontal menyebabkan terhisapnya fluida di formasi masuk ke dalam

lubang bor.

(23)

CHAPTER 1 Swabbing bisa terjadi di setiap titik di bawah pahat bor, yang mengakibatkan turunnya Tekanan Hidrostatik karena pergerakan pipa ke atas yang menimbulkan efek hisap di bawah pahat bor.

Kemungkinan terbesar terjadinya Swab adalah pada saat pahat bor diangkat Off Bottom , oleh karena itu pengamatan level lumpur pemboran di Annulus harus dijaga pada saat pipa dicabut (contoh : level lumpur pemboran harus turun pada saat cabut sesuai dengan displasemen metal-nya).

KETIKA TERJADI SWABBING , JIKA MEMUNGKINKAN, KEMBALI KE DASAR DAN SIRKULASI BOTTOMS UP

ATAU

SHORT TRIP DIPERLUKAN PADA KONDISI-KONDISI TERTENTU

(24)

CHAPTER 1 Equivalent Circulation Density (ECD)

Equivalent Mud Weight di Annulus

Pada saat pemboran, terdapat serbuk bor & Gas di dalam annulus, akan menyebabkan densitas lumpur pemboran lebih besar dari densitas lumpur pemboran di dalam pipa bor sehingga menimbulkan hambatan atau friksi gerakan ke atas pada lumpur bor.

Equivalent Circulating Density (ECD)

adalah berat lumpur bor di annulus dalam ppg, ditambah dengan total tekanan yang hilang di annulus pada titik tersebut.

Pada saat pemboran :

Tekanan keseluruhan

= Tekanan Hidrostatik Lumpur + Annular pressure loss

ECD = Tekanan Total (psi) pada suatu titik di annulus

0.052 x TVD (ft)

(25)

CHAPTER 1 Equivalent Circulation Density (ECD)

Bottom Hole Pressure pada kondisi dinamik

Tekanan Bottom hole pada saat sirkulasi, akan lebih besar daripada kondisi diam (static condition) karena adanya annular friction losses yang disebabkan oleh tekanan pompa untuk mendorong lumpur pemboran di annulus dari pahat bor ke Flow Line.

Maka,

Circulating Bottom Hole Pressure or Dynamic Bottom Hole Pressure

= Tekanan Bottom hole pada kondisi statik + Annular Pressure Losses

Formula # 6

APL(psi)

0.052 x Well TVD (ft) + Original MW (ppg) ECD (ppg) =

(26)

CHAPTER 1 Cara Menghitung Equivalent Circulating Density (ECD)

Contoh :

Hitung Tekanan Sirkulasi dan ECD dari data di bawah ini : 0 ft

Berat Lumpur 10 ppg

10,000 ft

Friction Losses di Annulus 120 psi

BHP

= 10,000 x 10 x 0.052

= 5,200 psi

Circulating (dynamic) BHP

= 5,200 + 120

= 5,320 psi

Equivalent Circulating Density (ECD)

= 5,320 ÷ [0.052 x 10,000]

= 10.23 ppg

(27)

CHAPTER 1 Tekanan Sirkulasi Pompa

Tekanan Pompa diperlukan untuk

mendorong lumpur boe dari pompa, pipa &

rangkaian bor , keluar dari pahat bor, dan naik di annulus kembali ke permukaan.

Tekanan yang terjadi pada pompa

diakibatkan oleh adanya Friction Losses antara lumpur bor dengan apapun yang dilaluinya.

Tekanan terbesar terjadi pada pompa dan akan turun secara bertahap ke nol saat lumpur bor bergerak sepanjang Sistim Sirkulasi

P _{p =} ^P

_s

^{+ P}

_ds

^{+ P}

_b

^{+ P}

_ann

(28)

CHAPTER 1 Lumpur pemboran dihisap oleh pompa

Lumpur pemboran dipompa pada tekanan yang tinggi akibat adanya Friction Loss dan menimbulkan gaya di pahat bor.

TEKANAN NAIK PADA SAAT MENJALANKAN POMPA

Tekanan Lumpur Bor di Sepanjang Sumur

pada Saat Pemboran

(29)

CHAPTER 1 Lumpur bor naik ke Standpipe , melalui Rotary Hose , Swivel dan Kelly .

PRESSURE LOSS SEDIKIT AKIBAT DARI FRIKSI

Lumpur pemboran turun ke rangkaian bor sampai ke pahat bor

25% PRESSURE LOSS AKIBAT DARI FRIKSI

Tekanan Lumpur Bor di Sepanjang Sumur

pada Saat Pemboran

(30)

CHAPTER 1 Lumpur bor melewati BHA , pahat bor dan menghasilkan Jetting action untuk

membersihkan pahat bor dan

mengangkat serbuk bor dari dasar.

70% PRESSURE LOSS AKIBAT DARI FRIKSI & HAMBATAN

Lumpur bor kembali ke permukaan Membawa serbuk bor ke pengayak, Separators dan tangki lumpur.

PRESSURE LOSS SEDIKIT AKIBAT DARI FRIKSI

Tekanan Lumpur Bor di Sepanjang Sumur

pada Saat Pemboran

(31)

CHAPTER 1 Tekanan Lumpur Bor di Sepanjang Sumur Pada Saat Pemboran

P1 = Tekanan lumpur saat masuk saluran permukaan dan pipa bor (misal 2,200 psi) P2 = Tekanan lumpur saat masuk ke drill collar (misal 1,900 psi)

P3 = Tekanan lumpur saat masuk nosel pahat bor (misal 1,700 psi) P4 = Tekanan lumpur saat masuk ke anulus (misal 130 psi)

P5 = Tekanan lumpur saat masuk flow line (misal 0 psi)

(32)

CHAPTER 1 Circulating (Pump) Pressure

= penjumlahan dari seluruh Pressure Losses di sepanjang Sistim sirkulasi

= P. loss di Stand Pipe + P. loss di rangkaian bor + P. loss di BHA/pahat bor + P. loss di Annulus

PERLU DIINGAT...

Dynamic Bottom Hole Pressure dan Circulating (Pump) Pressure

adalah berbeda

Dynamic Bottom Hole Pressure = Static BHP + APL

(33)

CHAPTER 1 Tekanan (Pori) Formasi

Ada beberapa Tekanan Formasi:

• TEKANAN NORMAL

• TEKANAN ABNORMAL

• TEKANAN SUBNORMAL

Tekanan Normal = 0.465 psi/ft (Fluida Formasi) Tekanan Abnormal = 0.465 – 1.0 psi/ft

Tekanan Subnormal = <0.433 psi/ft

(depleted Reservoir)

Note:

Antara 0.465 – 0.433 psi/ft dianggap sebagai gradien tekanan normal transisi dari Air asin dan air tawar

(34)

CHAPTER 1 Porous Permeabel

Tekanan yang disebabkan oleh Fluida yang terperangkap di dalam pori-pori pada suatu formasi. F luida tersebut bisa air, minyak

Dan atau gas.

Tekanan (Pori) Formasi

(35)

CHAPTER 1 Penyebab Terjadinya Tekanan Abnormal

• Under compaction

• Efek Artesian

• Faulting

• Kubah garam

• Efek Tudung Gas

• Charged Sands

(36)

CHAPTER 1

Apabila air yang terperangkap tidak bisa keluar dan mendapat tekanan dari proses sedimentasi dan kompaksi, akan terjadi tekanan abnormal.

Secara singkat, fluida di pori-pori menahan tekanan compacted shale menyebabkan terjadinya tekanan abnormal di seluruh dunia

Sesar naik menyebabkan tekanan Abnormal, bergerak ke atas (lebih dangkal)

Under compacted Shale Faulting

Penyebab Terjadinya Tekanan Abnormal

Abnormal Location

(37)

CHAPTER 1

Lapisan air yang berhubungan di batuan permeabel di kedalaman yang berbeda akan

menyebabkan terjadinya Tekanan Abnormal.

Tekanan hidrostatik karena kolom air formasi dari puncak ketinggian sampai Cap Rock akan menyebabkan terjadinya tekanan abnormal di bawah Cap Rock.

Sumur Artesis

Penyebab Terjadinya Tekanan Abnormal

(38)

CHAPTER 1

Pada lipatan formasi permeabel, tekanan formasi di beberapa tempat akan berhubungan satu dengan yang lain sepanjang lipatan tersebut.

Apabila gas berada di atas air atau minyak, gradien tekanannya akan lebih rendah yang akan menyebabkan terjadinya tekanan Abnormal di bagian atas dari tudung Gas.

Tudung Gas atau

Struktur Antiklinal

Penyebab Terjadinya Tekanan Abnormal

(39)

CHAPTER 1 Untuk menentukan tekanan formasi pada bagian atas tudung atau Antiklinal :

1. Tekanan formasi di 5,000’ = 0.465 x 5000 = 2325 psi 2. Tekanan Gas di dalam batuan tudung Antiklin = 2000 x 0.1 = 200 psi 3. Tekanan formasi di puncak Antiklin di bawah batuan tudung

= 2325 - 200 = 2125 psi

Tudung Gas atau Struktur Antiklinal

Data :

• Formasi di sekitar antiklin

mengandung ari garam gradien

= 0.465 psi/ft.

(gradien normal).

• Gradien Gas terperangkap

= 0.100 psi/ft.

normal

Abnormal

Penyebab Terjadinya Tekanan Abnormal

(40)

CHAPTER 1

Lapisan pasir di bagian atas

mendapatkan tekanan dari fluida formasi yang lebih besar dari kondisi normal pada kedalaman tersebut karena adanya

UNDERGROUND BLOW-OUT yang tidak terkendali pada sumur sebelumnya

Charged Sands

Penyebab Terjadinya Tekanan Abnormal

(41)

CHAPTER 1 Kubah Garam (Salt Dome)

Formasi garam adalah formasi yang impermeabel dan formasi ini adalah formasi yang bergerak (CREEPPING formation).

Pergerakan ini menimbulkan tekanan yang sama terhadap tekanan Overburden pada semua tempat termasuk berat dari

lapisan garam itu sendiri. Formasi di bawah garam sering kali

mempunyai gradien tekanan lebih besar dari 0.465 psi/ft dan bisa mencapai 1.0 psi/ft

Penyebab Terjadinya Tekanan Abnormal

(42)

CHAPTER 1 GAS CUT MUD (Connection Gas)

Pada saat drilling dengan overbalance minimum, sebagian kecil dari gas akan masuk ke dalam lubang bor saat

connection. Setelah connection dan pompa dijalankan, gas tersebut akan menjadi gas cut mud

• Gas cut adalah gas dari formasi atau lubang bor yang tercampur dengan lumpur pemboran dan akan

menyebabkan turunnya tekanan Hidrostatik Lumpur bor.

• Terjadi penurunan di BHP tetapi tidak kick selama tekanan

hidrostatik dari lumpur bor masih Overbalance .

(43)

CHAPTER 1 • Gas cut mud akan mengurangi BHP terutama pada saat gelembung gas mendekati permukaan atau di permukaan.

• Pencegahan jika terjadi Gas Cut adalah mengontrol laju pemboran sehingga hanya ada satu

Connection Gas di dalam lubang sebelum melakukan Connection

• Mempercepat waktu Connection

Peralatan di permukaan (Surface Equipment) untuk menangani Gas Cut Mud adalah Vacuum Degasser

GAS CUT MUD (Connection Gas)

(44)

CHAPTER 1 TRIP MARGIN

• Pada saat cabut pipa, ada kemungkinan terjadinya swabbing di dalam sumur

pemboran yang menyebabkan penurunan BHP dan terjadi aliran.

• Penambahan ekstra berat lumpur agar aman pada saat Tripping dan Connection disebut

“Trip Margin”.

(45)

CHAPTER 1 RISER MARGIN pada Floating Rigs

• Jika Marine Riser (karena kecelakaan atau disengaja) dilepas dari kepala sumur di dasar laut, Tekanan

Hidrostatik dari kolom lumpur bor di dalam Riser digantikan oleh tekanan hidrostatik air laut.

Berkurangnya tekanan hidrostatik di lubang bor akan menyebabkan Kick.

• Hilangnya tekanan hidrostatik yang dikonversikan ke dalam berat lumpur (ppg) disebut “Riser margin”

Riser Margin (ppg) = Loss of Hydrostatic (psi)___

0.052 x Vertical Column , ft [ BOP-Well TVD ]

Formula # 37

(46)

CHAPTER 1 SHALLOW GAS

• Terjadinya Kick sangat cepat dan Reservoir yang

dangkal mempunyai permeabilitas yang tinggi, waktu yang dibutuhkan sangat terbatas.

• Formasi lemah dan resiko terjadinya kawah.

• Menyebabkan terjadinya blowout dan kerusakan serius pada personnel, rig & peralatannya.

Oleh karena itu.. Prioritas utama pencegahan Shallow Gas Kick adalah : 1. Keselamatan Personil

2. Pencegahan kerusakan atau kehilangan Rig

3. Pengamanan investasi pada sumur tersebut

(47)

(48)

(49)

Platform

Hilang !!!

(50)

CHAPTER 1 UNTUK MENGHINDARI SHALLOW GAS KICK – Pengeboran Pilot Hole

(Top hole diameternya selalu lebih besar & formasinya lunak, kemampuan mengangkat serbuk bor dan Annular Velocity sangat rendah)

– POH pumping pada saat tripping.

– Kendalikan laju pemboran.

APABILA TERJADI SHALLOW GAS KICK!!

– Naikkan kecepatan pompa sampai laju maksimum dan mengarahkan aliran melalui Diverter.

– Apabila lumpur bor habis, pompakan air laut untuk rig lepas pantai.

– Jangan menutup BOP, hanya Diverter yang digunakan.

Penanganan SHALLOW GAS

(51)

CHAPTER 1 Masalah SHALLOW GAS pada FLOATING RIGS

• Shallow gas kick bisa menyebabkan Marine Riser Collapse (dengan mode Diverter ).

• Titik terlemah dari Marine Riser equipment yang mudah rusak pada saat Shallow Gas Kick adalah Slip Joint Packers

• Keuntungan dari Floating Rigs dibandingkan dengan Rig lepas pantai yang lain adalah bisa keluar (move off) keluar dari lokasi lebih cepat.

• Untuk Surface drilling pada Floating Rig, Marine Riser seringnya tidak digunakan karena alasan keselamatan dan Rig-nya bisa dipindahkan keluar dari lokasi, membiarkan Shallow Gas agar berkurang

tekanannya atau lubang runtuh.

• Keuntungan adanya katup Fill-up (katup dump atau flood) pada Marine Riser adalah :

o

Mengisi Riser pada saat Shallow Gas Kick dengan air laut

o

Mengisi lubang dengan air laut apabila terjadi hilang sirkulasi

(52)

CHAPTER 1 Prosedur Pengendalian SHALLOW GAS

Apabila sumur mengalir pada saat Flow Check :

• Buka katup saluran Diverter menurut arah angin

• Tutup Diverter Packer

• Pompakan keluar Kick dengan laju pemompaan maksimum dengan lumpur bor yang ada

• Evakuasi personil yang tidak berkepentingan dari rig ALIHKAN DAN TINGGALKAN!

Pada Saat Pemboran

(53)

CHAPTER 1 Pada saat Tripping

• Pasang Slips pada posisi koneksi

• Pasang FOSV pada posisi terbuka, kemudian ditutup

• Buka katup saluran Diverter sesuai arah angin

• Tutup Diverter Packer

• Sambungkan ke Kelly atau Circulating Head

• Buka FOSV

• Sirkulasi untuk mengeluarkan Kick dengan laju

pemompaan maksimum dengan lumpur bor yang ada

• Evakuasi personil yang tidak berkepentingan dari rig

Prosedur Pengendalian SHALLOW GAS

(54)

CHAPTER 1 Efek dari Tekanan Sirkulasi karena perubahan MW dan SPM

P

2

= P

1

x MW

2

MW

1

Dimana :

P₁ = Tekanan Sirkulasi lama P₂ = Tekanan Sirkulasi baru MW₁ = Berat Lumpur lama MW₂ = Berat Lumpur baru

P

2

= P

1

x (SPM

2

)

²

(SPM

1

)

²

or

P

2

= P

1

x SPM

2 ²

SPM

1

Dimana :

P₁ = Tekanan Sirkulasi lama P₂ = Tekanan Sirkulasi baru SPM₁ = Pump Stroke lama

SPM₂ = Pump Stroke baru

(55)

CHAPTER 1 Contoh 1

Pada saat laju pompa 40 SPM tercatat tekanan pompa 1,000 psi. Berapa tekanan pompa pada 30 SPM?

Tekanan pompa baru, P² = 1,000 x (30)² = 562 psi (40)²

Contoh 2

Pada saat berat lumpur bor 11 ppg tercatat tekanan pompa 1,000 psi dengan laju pompa 40 SPM. Berapa tekanan pompa pada 40 SPM jika berat lumpur bor naik menjadi 13 ppg?

Tekanan Pompa baru, P2 = 1,000 x 13 = 1,182 psi 11

Efek dari Tekanan Sirkulasi karena perubahan

MW dan SPM

(56)

CHAPTER 1 Contoh 3

Pada saat laju pompa 40 SPM dan berat lumpur bor 11.0 ppg tercatat tekanan pompa 1,000 psi. Berapa tekanan pompa jika laju pompa diturunkan ke 30 SPM

Dan berat lumpur bor dinaikkan ke 13.0 ppg?

Tekanan Pompa baru, P2 = 1,000 x (30)² = 562.5 psi (40)²

Tekanan Pompa baru, P3 = 562.5 x 13 = 665 psi11

Efek dari Tekanan Sirkulasi karena

perubahan MW dan SPM

(57)

Certification Program

IWCF DRILLING WELL CONTROL

Chapter 2 Perhitungan Volume Sumur

Chapter 3 Slow Pump Rate (SCR),

Leak Off Test (LOT) & MAASP

(58)

CHAPTER 2 & 3

Volume dari Trip Tank (kotak)

= L x W x H

Volume dari Sumur /Pipa Pemboran (Silinder)

= π ^{x R}

²

^{x H}

Atau

= π ^{x D}

²

^{x H}

4

_Note:

π

⁼

H

D R L

w

H

22 7

Volume

(59)

CHAPTER 2 & 3

Kapasitas Pipa Pemboran per foot

Dihitung dengan

=

π

^{x ID}^² ^{x H}

4

ID = inch 1 ft² = 144 in² 1 ft³ = 0.1781 bbl Oleh karena itu

bbl/ft. = 3.1429 x ID² x 0.1781 4 x 144

= ID^² 1029.4

H

Pipa Pemboran

IWCF : bbl/ft data diberikan

(60)

CHAPTER 2 & 3

Metal Displacement per ft

Dihitung dengan

=

π

^{x OD}^² ^{- ID}^² ^{x H}

4

OD/ID = Inch 1 ft² = 144 in² 1 ft³ = 0.1781 bbl Oleh karena itu :

bbl/ft. = 3.1429 x (OD^{2 -} ID²) x 0.1781 4 x 144

= OD^² - ^ID^²

1029.4

H

Pipa Pemboran

(61)

CHAPTER 2 & 3

Closed End Displacement (CED) per ft

Metal Displacement String Capacity

H

Sangat berguna pada saat cabut basah atau stripping in.

Dihitung dengan

Displasemen Metal + Kapasitas Pipa

=

π

^{x OD}^² ^{x H}

4

ID = Inci

1 ft² = 144 inci² 1 ft³ = 0.1781 bbl Oleh karena itu :

bbl/ft. = 3.1429 x (OD²) x 0.1781 4 x 144

= OD^² 1029.4 IWCF : bbl/ft data diberikan

Pipa Pemboran

(62)

CHAPTER 2 & 3

Kapasitas Annulus per ft

D = diameter dalam dari lubang atau selubung d = diameter luar dari pipa bor

Annulus

Annular Capacity (between hole/string) String Capacity

D

H

d

Dihitung dengan

Volume Anulus + Volume CED

=

π

^{x D}^² ^{- d}^² ^{x H}

4

D/d = Inch

1 ft² = 144 in² 1 ft = 0.1781 bbl Oleh karena itu :

bbl/ft. = 3.1429 x (OD²) x 0.1781 4 x 144

= D^²

- d

^²

1029.4

(63)

10.6

9 ⅝ 4197

8 ½ 4197

5420 5380

KILL SHEET CALCULATION – Drill String Components Length

(64)

10.6

9 ⅝ 4197

8 ½ 4197

5420 5380

CURRENT WELL DATA – Casing Components Length

(65)

10.6

9 ⅝

8 ½ 4197 4197

5420 5380 620

4416 384

Drillpipe Length = Hole MD – DC Length – HWDP Length

= 5420 – 620 – 3 84

= 4416

Drill String Component Length

(66)

10.6

9 ⅝

8 ½ 4197 4197

5420 5380 620

4416 384

0.0178 0.0087 0.0049

84.98 3.04 3.34 78.60

Drill String Volume

(67)

10.6

9 ⅝

8 ½ 4197 4197

5420 5380 620

4416 384

0.0178 0.0087 0.0049

84.98 3.04 3.34 78.0

DP/HWDP/OH Length = Hole MD – DC Length – Casing Shoe MD

= 5420 – 620 – 4197

= 603

Annulus Length

620 603 4197

(68)

10.6

9 ⅝

8 ½ 4197 4197

5420 5380 620

4416 384

0.0178 0.0088 0.0049

84.98 3.04 3.34 78.60

Annulus Volume

620 603

0.0259 0.0459

16.06 27.68 43.74 4197 0.0489 205.23 248.97

(69)

10.6

9 ⅝

8 ½ 4197 4197

5420 5380 620

4416 384

0.0178 0.0088 0.0049

84.98 3.04 3.34 78.60

Well & System Volume

620 603

0.0049 0.0459

16.06 27.68 43.74 4197 0.0489 205.23 248.97 333.95

(70)

Pump Output

620 4416 384

0.0178 0.0088 0.0049

84.98 3.04 3.34 78.60

620 603

0.0049 0.0459

16.06 27.68 43.74 4197 0.0489 205.23 248.97 333.95

10.6

9 ⅝

8 ½ 4197 4197

5420 5380

(71)

CHAPTER 2 & 3

Keluaran Pompa

Diameter Liner

(inci) Panjang Langkah (inci)

10 12 14 14 16 16

4 0.048 0.054 - - - -

4½ 0.062 0.071 0.083 0.078 - -

5 0.077 0.089 0.104 0.099 0.113 0.106

5½ 0.094 0.110 0.128 0.123 0.141 0.133

6 0.113 0.132 0.154 0.149 0.170 0.163

6½ 0.133 0.156 0.183 0.177 0.203 0.196

7 0.155 0.183 0.213 0.208 0.238 0.231

7½ - 0.211 0.246 0.241 0.275 0.268

1½ 2 2 2½ 2½ 3

Diameter Rod (inci)

Keluaran pompa Dupleks pada efisiensi 100% bbl/stroke)

Keluaran pompa = 0.000162 x S x [2 (D)² - d²]

Keluaran Pompa Sebenarnya (True Pump Output – TPO) = keluaran pompa x efisiensi

(72)

CHAPTER 2 & 3

Diameter Liner

(inci) Panjang Langkah (inci)

7 8 9 10 11 12

4 0.027 0.031 0.035 0.039 0.043 0.047

4½ 0.034 0.039 0.044 0.049 0.054 0.059

5 0.043 0.049 0.055 0.061 0.067 0.073

5½ 0.051 0.059 0.066 0.074 0.081 0.088

6 0.061 0.070 0.079 0.087 0.096 0.105

6½ 0.072 0.082 0.092 0.103 0.113 0.123

7 0.083 0.095 0.107 0.119 0.131 0.143

7½ 0.096 0.109 0.123 0.137 0.150 0.164

Keluaran pompa tripleks pada efisiensi 100% (bbl/stroke)

Keluaran pompa (bbl/stroke) = 0.000243 x S x D²

True Pump Output (TPO) = Pump Output x efficiency

= 0.000243 x 12 x 6²

= 0.1050 bbl/stroke

= 0.1050 bbl/stroke x 0.97

Keluaran Pompa

(73)

CHAPTER 2 & 3

Diameter Liner (inci)

Panjang Langkah (inci)

7 8 9 10 11 12

4 0.027 0.031 0.035 0.039 0.043 0.047

4½ 0.034 0.039 0.044 0.049 0.054 0.059

5 0.043 0.049 0.055 0.061 0.067 0.073

5½ 0.051 0.059 0.066 0.074 0.081 0.088

6 0.061 0.070 0.079 0.087 0.096 0.105

6½ 0.072 0.082 0.092 0.103 0.113 0.123

7 0.083 0.095 0.107 0.119 0.131 0.143

7½ 0.096 0.109 0.123 0.137 0.150 0.164

Keluaran Pompa Tripleks pada efisiensi 100% (bbl/stroke)

Keluaran Pompa (bbl/stroke) = 0.000243 x S x D²

True Pump Output (TPO) = Pump Output x efficiency

= 0.000243 x 12 x 6.5²

= 0.1232 bbl/stroke x 0.97

Keluaran Pompa

(74)

Keluaran Pompa (Slow Circulating Rate)

620 4416 384

0.0178 0.0088 0.0049

84.98 3.04 3.34 78.60

620 603

0.0049 0.0459

16.06 27.68 43.74 4197 0.0489 205.23 248.97 333.95

0.102 0.120

(75)

CHAPTER 2 & 3

Kick dikeluarkan dengan sirkulasi sesuai dengan Slow Circulation Rate (SCR) dengan Tekanan sirkulasi laju mematikan sumur yang sudah diperhitungkan

• Memastikan bahwa Slow Circulation Pressure + SIDPP memudahkan untuk pemompaan dan tidak melebihi batas kemampuan saluran permukaan.

• Memudahkan menaikkan berat lumpur pemboran yang keluar dan

disirkulasian sesuai dengan kemampuan kapasitas pencampuran lumpur.

• Memberikan waktu yang lebih lama untuk pengaturan Choke

• Memberikan waktu yang cukup untuk pembuangan Kick di permukaan, terutama pada saat kondisi kritis ketika influx Gas mencapai batasan maksimum dari Mud Gas Separator (MGS)

• Mengurangi Annular Pressure Losses agar bisa menjaga BHP dengan lebih baik

• Mengurangi Choke Line Friction Losses (Subsea)

Slow Circulation Rate (SCR)

(76)

CHAPTER 2 & 3

Tekanan SCR dicatat dengan pahat bor didekat dasar sumur untuk tiap-tiap pompa :

• Pasa saat awal aplusan

• Sesudah perubahan berat lumpur bor

• Sesudah penggantian ukuran nosel pahat bor atau BHA

• Setelah melalui trayek pengeboran yang panjang (i.e. 500 ft) pada satu Shift

• Setelah perbaikan pompa

Tekanan SCR harus dicatat dari Gauge yang digunakan pada saat operasi mematikan sumur

(DP Pressure Gauge di Panel Choke)

Slow Circulation Rate (SCR)

(77)

SCR

620 4416 384

0.0178 0.0088 0.0049

84.98 3.04 3.34 78.60

620 603

0.0049 0.0459

16.06 27.68 43.74 4197 0.0489 205.23 248.97 333.95

0.102 0.120

30 400 500

(78)

CHAPTER 2 & 3

Apabila seluruh volume sudah diketahui, Strokes dan waktu dalam menit dapat dihitung.

Strokes = Volume (bbls) . keluaran pompa (bbl/stroke) Menit = Strokes .

Laju pompa (SPM) Contoh :

Volume pipa bor = 84.98 bbls, Keluaran pompa = 0.102 bbl/stroke Sirkulasi dengan laju pompa = 30 SPM

Strokes dari permukaan ke pahat bor = 84.98 ÷ 0.102 = 833.137 strokes

≈ 833 strokes Waktu sirkulasi, permukaan ke pahat bor = 833 ÷ 30 = 27.76 menit

≈ 27.8 menit

Strokes dan Waktu untuk Sirkulasi

(79)

Strokes Pompa Waktu

0.102 0.120

30 400 500

620 4416 384

0.0178 0.0088 0.0049

84.98 3.04 3.34 78.60

620 603

0.0049 0.0459

16.06 27.68 43.74 4197 0.0489 205.23 248.97 333.95

833 27.8

429 2012 2441 3274

14.3 67.1 81.4 109.1

(80)

Kick Data

0.102 0.120

30 500 600

9 ⅝ 4197

8 ½ 4197

5420 5380 10.6

834 27.8

429 2012 2441 3274 3922 7196

14.3 67.1 81.4 109.1 620

4416 384

0.0178 0.0088 0.0049

84.98 3.04 3.34 78.60

620 603

0.0259 16.06 27.68 43.74 4197 0.0489 205.23 248.97 333.95 0.0459

833 27.8

429

2441

3274 109.1

2012

14.3 67.1 81.4

(81)

CHAPTER 2 & 3

Kick Data : Panel Kendali Jarak Jauh

Tekanan Shut-in tercatat pada Gauges yang digunakan dalam operasi mematikan sumur.

INGAT!! Reset Stroke Counter ke nol sesudah memompa sebanyak volume Surface Line

(82)

CHAPTER 2 & 3

Tekanan Shut-in tercatat pada Gauges yang digunakan dalam operasi mematikan sumur.

INGAT!! Reset Stroke Counter ke nol sesudah memompa sebanyak volume Surface Line

Kick Data : Panel Kendali Jarak Jauh

(83)

Kick Data

0.102 0.120

30 400 500

9 ⅝ 4197

8 ½ 4197

5420 5380 10.6

834 27.8

429 2012 2441 3274 3922 7196

14.3 67.1 81.4 109.1 620

4416 384

0.0178 0.0088 0.0049

84.98 3.04 3.34 78.60

620 603

0.0259 16.06 27.68 43.74 4197 0.0489 205.23 248.97 333.95 0.0459

833 27.8

429

2441

3274 109.1

2012

14.3 67.1 81.4

83

(84)

CHAPTER 2 & 3

Kick Data

600

500 6

(85)

CHAPTER 2 & 3

Kill Mud Weight

600

500 6

10.6 5380500

KMW = (500 ÷ 5380 ÷ 0.052) + 10.6

= 1.787246 + 10.6

= 12.387246

≈ 12.39 ppg pembulatan ke atas sampai 2 desimal

≈ 12.4 ppg pembulatan ke atas 1 desimal

12.4

(86)

CHAPTER 2 & 3

Initial Circulating Pressure

600

500 6

10.6 5380500

ICP = 400 + 500

= 900 psi

12.4

400 500

900

(87)

CHAPTER 2 & 3

Final Circulating Pressure

600

500 6

10.6 5380500

FCP = (12.4 ÷ 10.6) x 10.6

= 1.169811 x 400

= 467.92

≈ 468 psi pembulatan ke atas 0 desimal

12.4

400 500

900

10.612.4 400

468

(88)

CHAPTER 2 & 3

Penurunan Tekanan Setiap 100 Strokes

(K) = 900 - 468

= 432 psi

(K)/100 strokes = (432 x 100) ÷ 833

≈ 51.86 psi/100 strokes pembulatan 2 desimal 600

500 6

10.6 5380500

12.4

400 500

900

10.612.4 400

468

900 468 432

= 43200 ÷ 833

= 51.860744

432833 51.86

(89)

Jadwal Tekanan – Pressure Schedule

0.102 0.120

30 400 500

9 ⅝ 4197

8 ½ 4197

5420 5380 10.6

834 27.8

429 2012 2441 3274 3922 7196

14.3 67.1 81.4 109.1 620

4416 384

0.0178 0.0088 0.0049

85.02 3.04 3.34 78.60

620 603

0.0259 16.06 27.68 43.74 4197 0.0489 205.23 248.97 333.95 0.0459

833 27.8

429

2441

3274 109.1

2012

14.3 67.1 81.4

12.4

900 468 432 432

833 51.86

10.6 400

400 500

900 600

500 6

10.6 5380500

468 12.4

(90)

0.102 0.120

30 400 500

9 ⅝ 4197

8 ½ 4197

5420 5380 10.6

834 27.8

429 2012 2441 3274 3922 7196

14.3 67.1 81.4 109.1 620

4416 384

0.0178 0.0088 0.0049

85.02 3.04 3.34 78.60

620 603

0.0259 16.06 27.68 43.74 4197 0.0489 205.23 248.97 333.95 0.0459

833 27.8

429

2441

3274 109.1

2012

14.3 67.1 81.4

12.4

900 468 432 432

833 51.86

10.6 400

400 500

900 600

500 6

10.6 5380500

468 12.4