SIFAT MEKANIK PADA BATUAN
Selain daripada sifat-sifat fisik dari batuan terdapat sifat-sifat mekanik batuan yang berpengaruh pula dalam penembusan batuan. Sifat-sifat mekanik tersebut meliputi :
· strength batuan,
· drillabilitas batuan,
· hardness batuan,
· abrasivitas batuan,
· tekanan batuan dan
· elastisitas batuan.
Strength (Kekuatan ) Batuan
Arthur menyatakan bahwa strength pada batuan merupakan faktor yang sangat penting untuk penentuan laju pemboran. Strength pada batuan adalah kemampuan batuan untuk mengikat komponen-komponennya bersama-sama. Jadi dengan kata lain apabila suatu batuan diberikan tekanan yang lebih besar dari kekuatan batuan tersebut, maka komponen-komponennya akan terpisah-pisah atau dapat dikatakan hancur. Lebih lanjut lagi, criteria kehancuran batuan diakibatkan oleh adanya : Stress (tegangan) dan Strain (regangan).
Tegangan dan regangan ini terjadi apabila ada suatu gaya yang dikenakan pada batuan tersebut. Goodman, menyatakan variasi beban yang diberikan pada suatu batuan mengakibatkan kehancuran batuan. Terdapat empat jenis kerusakan batuan yang umum, yaitu :
1. Flexure Failure
Flexure failure terjadi karena adanya beban pada potongan batuan akibat gaya berat yang ditanggungnya, karena adanya ruang pori formasi dibawahnya.
2. Shear Failure
Shear failure, kerusakan yang terjadi akibat geseran pada suatu bidang perlapisan karena adanya suatu ruang pori pada formasi dibawahnya.
3. Crushing dan Tensile Failure
Crushing dan tensile failure merupakan kerusakan batuan yang terjadi akibat gerusan suatu benda atau tekanan sehingga membentuk suatu bidang retakan.
4. Direct Tension Failure
Direct tension failure, kerusakan terjadi searah dengan bidang geser dari suatu perlapisan.
Drillabilitas
Drillabilitas batuan (rock drillability) merupakan ukuran kemudahan batuan untuk dibor, yang dinyatakan dalam satuan besarnya volume batuan yang bisa dibor pada setiap unit energi yang diberikan pada batuan tersebut. Drillabilitas batuan dapat ditentukan melalui data pemboran (drilling record). Selanjutnya dengan pengembangan model pemboran, drillabilitas batuan dapat ditentukan dengan menggunakan roller cone bit.
Hardness
Hardness atau kekerasan dari batuan, merupakan ketahanan mineral batuan terhadap goresan. Skala kekerasan yang sering digunakan untuk mendriskripsikan batuan diberikan oleh Mohs.
SKALA KEKERASAN MOHS
1. Talk
2. Gypsum
3. Calcite
4. Fluorite
5. Apatite
6. Orthoclase Feldspar
7. Quartz
8. Topaz
9. Corondum
10. Diamond
Gatlin, menyatakan batuan diklasifikasikan dalam tiga kelompok, yaitu :
· Soft rock (lunak) : clay yang lunak, shale yang lunak dan batuan pasir yang unconsolidated atau kurang tersemen.
· Medium rock (sedang) : beberapa shale, limestone dan dolomite yang porous, pasir yang terkonsolidasi dan gypsum.
· Hard rock (keras) : limestone dan dolomite yang padat, pasir yang tersemen padat/keras dan chert.
Abrasivitas
Merupakan sifat menggores dan mengikis dari batuan, sehingga sering menyebabkan keausan pada gigi pahat dan diameter pahat. Setiap batuan mempunyai sifat abrasivitas yang berbeda-beda, pada umumnya batuan beku mempunyai tingkat abrasivitas sedang sampai tinggi, batu pasir lebih abrasif daripada shale, serta limestone lebih abrasif dari batu pasir atau shale. Ukuran dan bentuk dari partikel batuan menyebabkan berbagai tipe keausan, seperti juga torsi dan daya tekan pada pahat.
Tekanan Pada Batuan
Merupakan tekanan-tekanan yang bekerja pada batuan formasi. Tekanan-tekanan tersebut harus diperhatikan dalam kegiatan pemboran. Karena berpengaruh dalam cepat-lambatnya laju penembusan batuan formasi. Secara umum, batuan yang berada pada kedalaman tertentu akan mengalami tekanan :
Internal Stress yang berasal dari desakan fluida yang terkandung di dalam pori-pori batuan (tekanan hidrostatik fluida formasi). Eksternal Stress yang berasal dari pembebanan batuan yang ada di atasnya (tekanan overburden).
Elastisitas
Elastisitas batuan merupakan sifat elastis atau kelenturan dari suatu batuan.
Minggu, 31 Juli 2011
Senin, 25 Juli 2011
SISTEM BOP (BLOWOUT PREVENTION SYSTEM)
1. TEORI DASAR
Semburan liar adalah salah satu bahaya yang paling fatal, baik bagi pelaksana maupun peralatannya, di dalam operasi pemboran minyak. Ada berbagai macam sebab terjadinya semburan liar, tetapi dari pengalaman yang menunjukkan, bahwa semburan liar sering terjadi disebabkan oleh faktor manusianya, selain faktor yang lain.
Beberapa sebab dan indikasi lain adanya kick dan semburan liar, antara lain disebabkan oleh :
Berat lumpour bor yang kurang memadai.
Kegagalan membuat lubang bor selalu penuh lumpur.
Adanya kondisi swabbing.
Hilang sirkulasi.
Kerusakan lumpur oleh gas atau air.
Tanda-tanda awal adanya kick yang menyebabkan semburan liar, antara lain adalah :
Bertambahnya volume fluida dipermukaan.
Kenaikan rate of penetration yang mendadak.
Turunnya tekanan pompa lumpur.
Berkurangnya berat rangkaian pipa bor.
Untuk itu, guna mencegah terjadinya blowout, harus diperhatikan dengan seksama tanda-tanda seperti yang diuraikan diatas. Disamping itu, harus juga dimengerti tindakan apa yang harus dilakukan, bila hal itu terjadi.
Dalam metode untuk mengontrol kick sumur, ada dua macam :
1. Driller’s method,
Dalam metode ini, sebelum terjadi problema, rate sirkulasi dan tekanan yang diperlukan telah ditentukan lebih dahulu. Safety factor pada umumnya, telah ditentukan berdasarkan kedalaman casing dan kapasitas peralatan permukaan yang dipakai. Apabila terjadi kick, maka langkah yang diperlukan adalah sbb:
a) Kick terjadi pada saat membor:
Stop pompa,
Cabut kelly, sampai keluar dari BOP,
Yakinkan, saluran-saluran choke terbuka,
Menutup BOP,
Menutup choke, bila kondisi memungkinkan,
Mencatat tekanan pada DP dan annulus,
Mencatat volume tambahan yang diperlukan,,
Membuat persiapan, untuk mendorong fluida formasi.
b) Kick terjadi pada saat cabut pipa:
Memasang katup yang dapat terbuka penuh pada DP,
Memasang back pressure valve,
Mebuka katup yang dapat terbuka penuh,
Yakinkan saluran choke terbuka,
Menutup BOP,
Menutup saluran choke, bila kondisi memungkinkan,
Mencatat tekanan dipermukaan dan jumlah penambahan volume di mud pit,
o Menentukan langkah selanjutnya.
2. Engineer’s method,
Didalam metoda ini, prosedur intinya tidak berbeda dengan driller’s method. Perbedaanya hanya pada cara menaikkan berat jenis lumpur, saat mengeluarkan fluida formasi.
Pada driller’s method, berat lumpur dinaikkan setelah fluida formasi (flux), dikeluarkan dari dalam annulus. Sedangkan pada metode ini, berat lumpur dinaikkan dengan metode batch atau secara bertahap terus menerus secara bersamaan dengan sirkulasi.
Deskripsi dan Fungsi Alat
Blow out prevention system, terdiri dari dua sub komponen utama yaitu :
1. BOP Stock dan accumulator. BOP stock meliputi :
Annuler preventer,
Pipe ramp preventer,
Drilling spool,
Blind ramp preventer,
Casing head.
Accumulator, ditempatkan agak jauh dari rig, dengan pertimbangan keselamatan. Fungsi utamanya adalah menutup dengan cepat valve BOP stock pada saat terjadi bahaya.
2. Supporting system, terdiri dari :
Choke manifold
Kill line
BOP stock ditempatkan pada kepala sumur dibawah lantai bor terdiri dari sejumlah valve yang dapat menutup lubang bor bila terjadi kick. BOP stock, merupakan kunci utama untuk menutup lubang bor. Komponen-komponen BOP stock :
� Annular preventer
Ditempatkan paling atas dari susunan BOP stock. Annular preventer berisi rubber packing element, yang dapat menutup lubang annulus, baik lubang dalam keadaan kosong ataupun ada rangkaian pipa bor.
� Ram preventer
Hanya dapat menutup lubang annulus untuk ukuran pipa tertentu, atau pada keadaan tidak ada pipa bor di dalam lubang Ram preventer, meliputi :
� Pipa ramps, digunakan untuk menutup lubang bor pada waktu rangkaian pipa bor berada di dalam lubang bor.
� Blind or blank rams, digunakan untuk menutup lubang bor, pada waktu rangkaian pipa bor tidak berada dalam lubang bor.
� Shear rams, memotong drill pipe dan seal, sehingga lubang bor kosong. Digunakan terutama pada off-shore floating rigs.
� Drilling spools
Merupakan spaner diantara preventer. Juga sebagai tempat pemasangan choke line dan kill line.
� Casing head
Merupakan alat tambahan pada bagian atas casing, yang gunanya sebagai pondasi BOP stock.
Accumulator, unit ini dihidupkan, bila keadaan darurat, yaitu untuk menutup BOP stock.
Unit ini dapat dihidupkan dari remote panel yang terdapat pada lantai bor, atau dari accumulator panel yang terletak pada unit itu sendiri, dalam keadaan crew harus meninggalkan lantai bor.
Choke manifold, merupakan kumpulan fitting dengan beberapa outlet yang dikendalikan secara manual atau otomatis.
Bekerja pada BOP stock dengan “high pressure line”, disebut dengan choke line.
Bila dihidupkan, choke manifold membantu menjaga block pressure dalam lubang bor, untuk mencegah terjadinya intrusi fluida formasi.
Kill line, bekerja pada BOP stock, biasanya berlawanan langsung dengan choke manifold (dan choke line). Lumpur berat dipompakan melalui kill line kedalam lubang bor sampai tekanan hidrostatik lumpur dapat mengimbangi tekanan formasi.
Semburan liar adalah salah satu bahaya yang paling fatal, baik bagi pelaksana maupun peralatannya, di dalam operasi pemboran minyak. Ada berbagai macam sebab terjadinya semburan liar, tetapi dari pengalaman yang menunjukkan, bahwa semburan liar sering terjadi disebabkan oleh faktor manusianya, selain faktor yang lain.
Beberapa sebab dan indikasi lain adanya kick dan semburan liar, antara lain disebabkan oleh :
Berat lumpour bor yang kurang memadai.
Kegagalan membuat lubang bor selalu penuh lumpur.
Adanya kondisi swabbing.
Hilang sirkulasi.
Kerusakan lumpur oleh gas atau air.
Tanda-tanda awal adanya kick yang menyebabkan semburan liar, antara lain adalah :
Bertambahnya volume fluida dipermukaan.
Kenaikan rate of penetration yang mendadak.
Turunnya tekanan pompa lumpur.
Berkurangnya berat rangkaian pipa bor.
Untuk itu, guna mencegah terjadinya blowout, harus diperhatikan dengan seksama tanda-tanda seperti yang diuraikan diatas. Disamping itu, harus juga dimengerti tindakan apa yang harus dilakukan, bila hal itu terjadi.
Dalam metode untuk mengontrol kick sumur, ada dua macam :
1. Driller’s method,
Dalam metode ini, sebelum terjadi problema, rate sirkulasi dan tekanan yang diperlukan telah ditentukan lebih dahulu. Safety factor pada umumnya, telah ditentukan berdasarkan kedalaman casing dan kapasitas peralatan permukaan yang dipakai. Apabila terjadi kick, maka langkah yang diperlukan adalah sbb:
a) Kick terjadi pada saat membor:
Stop pompa,
Cabut kelly, sampai keluar dari BOP,
Yakinkan, saluran-saluran choke terbuka,
Menutup BOP,
Menutup choke, bila kondisi memungkinkan,
Mencatat tekanan pada DP dan annulus,
Mencatat volume tambahan yang diperlukan,,
Membuat persiapan, untuk mendorong fluida formasi.
b) Kick terjadi pada saat cabut pipa:
Memasang katup yang dapat terbuka penuh pada DP,
Memasang back pressure valve,
Mebuka katup yang dapat terbuka penuh,
Yakinkan saluran choke terbuka,
Menutup BOP,
Menutup saluran choke, bila kondisi memungkinkan,
Mencatat tekanan dipermukaan dan jumlah penambahan volume di mud pit,
o Menentukan langkah selanjutnya.
2. Engineer’s method,
Didalam metoda ini, prosedur intinya tidak berbeda dengan driller’s method. Perbedaanya hanya pada cara menaikkan berat jenis lumpur, saat mengeluarkan fluida formasi.
Pada driller’s method, berat lumpur dinaikkan setelah fluida formasi (flux), dikeluarkan dari dalam annulus. Sedangkan pada metode ini, berat lumpur dinaikkan dengan metode batch atau secara bertahap terus menerus secara bersamaan dengan sirkulasi.
Deskripsi dan Fungsi Alat
Blow out prevention system, terdiri dari dua sub komponen utama yaitu :
1. BOP Stock dan accumulator. BOP stock meliputi :
Annuler preventer,
Pipe ramp preventer,
Drilling spool,
Blind ramp preventer,
Casing head.
Accumulator, ditempatkan agak jauh dari rig, dengan pertimbangan keselamatan. Fungsi utamanya adalah menutup dengan cepat valve BOP stock pada saat terjadi bahaya.
2. Supporting system, terdiri dari :
Choke manifold
Kill line
BOP stock ditempatkan pada kepala sumur dibawah lantai bor terdiri dari sejumlah valve yang dapat menutup lubang bor bila terjadi kick. BOP stock, merupakan kunci utama untuk menutup lubang bor. Komponen-komponen BOP stock :
� Annular preventer
Ditempatkan paling atas dari susunan BOP stock. Annular preventer berisi rubber packing element, yang dapat menutup lubang annulus, baik lubang dalam keadaan kosong ataupun ada rangkaian pipa bor.
� Ram preventer
Hanya dapat menutup lubang annulus untuk ukuran pipa tertentu, atau pada keadaan tidak ada pipa bor di dalam lubang Ram preventer, meliputi :
� Pipa ramps, digunakan untuk menutup lubang bor pada waktu rangkaian pipa bor berada di dalam lubang bor.
� Blind or blank rams, digunakan untuk menutup lubang bor, pada waktu rangkaian pipa bor tidak berada dalam lubang bor.
� Shear rams, memotong drill pipe dan seal, sehingga lubang bor kosong. Digunakan terutama pada off-shore floating rigs.
� Drilling spools
Merupakan spaner diantara preventer. Juga sebagai tempat pemasangan choke line dan kill line.
� Casing head
Merupakan alat tambahan pada bagian atas casing, yang gunanya sebagai pondasi BOP stock.
Accumulator, unit ini dihidupkan, bila keadaan darurat, yaitu untuk menutup BOP stock.
Unit ini dapat dihidupkan dari remote panel yang terdapat pada lantai bor, atau dari accumulator panel yang terletak pada unit itu sendiri, dalam keadaan crew harus meninggalkan lantai bor.
Choke manifold, merupakan kumpulan fitting dengan beberapa outlet yang dikendalikan secara manual atau otomatis.
Bekerja pada BOP stock dengan “high pressure line”, disebut dengan choke line.
Bila dihidupkan, choke manifold membantu menjaga block pressure dalam lubang bor, untuk mencegah terjadinya intrusi fluida formasi.
Kill line, bekerja pada BOP stock, biasanya berlawanan langsung dengan choke manifold (dan choke line). Lumpur berat dipompakan melalui kill line kedalam lubang bor sampai tekanan hidrostatik lumpur dapat mengimbangi tekanan formasi.
Minggu, 10 Juli 2011
Sejarah Migas Indonesia
3/12/2011 02:09:00 PM Victor Manik No comments
Email This BlogThis! Share to Twitter Share to Facebook Share to Google Buzz
Minyak Bumi pertama kali ditemukan di Timur tengah (Parsi kuno/Iran) yang ditemukan sebagai rembesan yang muncul kepermukaan dan diperkirakan bahwa Nabi Nuh adalah orang yang pernah menggunakan minyak bumi ini untuk menambal perahunya agar tidak kemasukan air, dimana minyak bumi yang dipergunakan berbentuk Asphalt atau Teer.
Pada zaman berikutnya juga ditemukan gas bumi yang muncul ke permukaan dan terbakar sehingga pada waktu itu muncul agama yang menyembah api yang abadi (agama Parsi), kemudian pada zaman Harun Al Rasyid juga telah dikenal istilah minyak bumi yang digunakan sebagai bahan bakar (Naphta). Industri minyak bumi yang modern muncul di AS pada abad ke 19 dan disusul oleh beberapa negara Eropa dan lainnya. Sebelum minyak bumi diusahakan secara komersil, minyak bumi juga telah lama dikenal di AS dan ditemukan sebagai rembesan. Pada tahun 1794 sebelum minyak bumi digunakan di dunia industri Haquet mengemukan teorinya bahwa minyak bumi berasal dari daging atau zat organik lainnya seperti kerang dan moluska, hal ini didasari bahwa batuan yang mengandung minyak bumi biasanya mengandung fosil binatang laut.
Von Humbold da Gay Lussac (1805) memperkirakan bahwa minyak bumi berhubungan dengan aktivitas gunung api dan ide ini juga dikemukan oleh ahli geologi Perancis Virlet d’Aoust (1834), teori ini didasarkan sering kali minyak bumi ditemukan bersama-sama dengan lumpur gunung api. Sir William Logan (1842) menghubungkan rembesan minyak bumi dengan struktur antiklin dan ini merupakan pengamatan pertama yang menghubungkan rembesan dengan antiklin. Tahun 1847 di Glasgow (Inggris) pertama kali ditemukan suatu cara mengolah minyak bumi menjadi minyak lampu yang menggantikan lilin sebagai sumber penerangan utama waktu itu dan dengan penemuan tersebut maka minyak bumi merupakan bahan yang dicari oleh pengusaha.
Tahun 1859 merupakan saat pertama munculnya industri minyak, pengeboran dilaksanakan di Tutisville negara bagian Amerika Sarikat dan minyak bumi ditemukan pada kedalaman 69 Ft. Pada Akhir abad ke 19 pencarian minyak bumi telah menyebar di luar AS terutama Amerika Latin (Mexico) tahun 1890 dan Eropa Timur (Romania & Rusia) serta daerah Asia (Burma dan Indonesia). Explorasi di Timur Tengah di mulai pada tahun 1919 dan tahun 1927 dilakukan pengeboran sumur pertama dan ditemukannya lapangan minyak Kirkuk dengan produksi sumur sebesar 100.000 bpd. Tahun 1939 beberapa lapangan minyak raksasa ditemukan di Saudi Arabia dan Kuwait dan pada tahun 1960 dilakukan pencarian minyak bumi di lepas pantai (Off Shore).
SEJARAH INDUSTRI MIGAS DI INDONESIA
Minyak bumi telah dikenal di Indonesia sejak abad pertengahan dan hal ini telah digunakan oleh masyarakat Aceh dalam memerangi armada Portugis. Industri minyak bumi modern dimulai pada tahun 1871 yaitu dengan dilakukan pencarian minyak bumi di desa Majalengka (Jabar) oleh seorang pengusaha Belanda Jan Reerink (tetapi gagal).
Penemuan sumber minyak pertama tahun 1883 yaitu lapangan minyak Telaga Tiga dan Telaga Said di Pangkalan Berandan (Sumut) oleh A.G Zeijkler (Belanda), penemuan ini juga disusul oleh penemuan lain yaitu lapangan minyak Ledok di Cepu (Jateng), Minyak Hitam di Muara Enim (Sumsel) dan Riam Kiwa daerah Sanga-sanga (Kalimantan). Penemuan sumber minyak Telaga Said oleh Zeijlker merupakan modal pertama bagi berdirinya perusahaan minyak yaitu Shell. Tahun 1902 didirikan perusahaan dengan nama Koninklijke Petroleum Maatschappij yang kemudian bergabung dengan Shell Transpor Trading Company dan menjadi perusahaan yang diberi nama The Asiatic Petroleum Company atau Shell Petroleum Company. Tahun 1907 dirikan Shell Group yang terdiri dari Bataafsche Petroleum Maatschappij (BPM) dan Anglo Saxon dan pada waktu yang sama di Jatim ada perusahaan dengan nama Dordtscge Petroleum Maatschappij dan akhirnya perusahaan ini juga diambil oleh BPM.
Tahun 1912 Perusahaan AS masuk ke Indonesia dan membentuk perusahaan N.V. Standard Vacuum Petroleum Maatschappij (SVPM) yang mempunyai cabang di Sumsel dengan nama Nederlandsche Koloniale Petroleum Maatschappij (NKPM) yang sesudah perang dunia ke II menjadi PT. Stanvac Indonesia. Untuk mengimbangi perusahaan AS maka pemerintah Belanda mendirikan perusahaan gabungan dengan BPM yaitu Nederlansch Indische Aardolie Maatschappij dan setelah perang duni ke II menjadi PT. Permindo yang kemudian menjadi PN. Pertamina.
Tahun 1920 hadir dua perusahaan AS yang baru yaitu Standard Oil of California dan Texaco dan tahun 1930 membentuk Nederlansche Pacific Petroleum Mij (NPPM) yang sekarang menjadi PT. Caltex Pacific Indonesia. Perusahaan ini melakukan ekplorasi di Sumatera Tengah (1935) dan menemukan lapangan minyak Sebanga (1940) serta lapangan minyak Duri (1941). Didaerah konsesi ini tentara Jepang menemukan lapangan raksasa yaitu lapangan minyak Minas yang kemudian di bor kembali oleh PT. CPI tahun 1950.
Tahun 1945 -1950 semua instalasi minyak di ambil alih oleh pemerintah Indonesia dan tahun 1945 didirikan PT. Minyak Nasional Rakyat yang tahun 1954 menjadi Perusahaan Tambang Minyak Sumatera Utara. Tahun 1957 didirikan PT. Permina oleh Kol. Ibnu Suowo yang menjadi PN. Permina tahun 1960. tahun 1959 NIAM menjadi PT. Permindo dan tahun 1961 menjadi PN. Pertamin. Pada waktu yang sama di Jatim dan Jateng telah berdiri PT. MRI (Perusahaan Tambang Minyak Republik Indonesia) yang kemudian menjadio Permigan dan tahun 1965 di ambil alih oleh PN. Permina.
Tahun 1961 sistem konsesi perusahaan asing dihapus dan diganti dengan sistem kontrak karya. Tahun 1964 perusahaan SPCO diserahkan ke Permina dan 1965 seluruh kekayaan BPM – Shell Indonesia di beli oleh PN. Permina dan di tahun tersebut dimulainya kontrak bagi hasil. Tahun 1968 PN. Permina dan PN. Pertamin digabung menjadi PN. Pertamina.
Sabtu, 09 Juli 2011
Mengenal Penyebab Kick & Blowout Sumur Eksplorasi Migas
Pada saat pemboran berlangsung normal, pada umumnya menggunakan metoda Overbalance Drilling, artinya di dalam lubang sumur diisi dengan lumpur yang memiliki densitas tertentu sehingga memiliki tekanan hidrostatis yang melebihi tekanan formasi (tekanan fluida pada pori batuan bawah tanah) yang ditembus, namun pada kasus yang lain terdapat pula metoda Underbalance Drilling yang biasa dipakai untuk menembus tekanan formasi yang sangat rendah, bahkan lebih rendah dari kolom air tawar sekalipun yang dikenal dengan zona subnormal.- Hal ini dikatakan Ketua Majelis Ahli Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI), Dr-Ing Ir Rudi Rubiandini ketika dikonfirmasi perihal penyebab kecelakaan pengeboran di sumur eksplorasi migas di Indonesia, Rabu (9/8).Kick adalah proses merembesnya fluida formasi (minyak, gas, atau air) dari dalam tanah masuk ke lubang yang sedang dibor tanpa disengaja. Hal ini dapat terjadi ketika tekanan di dalam lubang lebih kecil dari tekanan formasi yang ditembus, yang seharusnya justru tekanan hidrostatis lumpur lebih besar dari formasi yang sedang ditembus pahat pemboran.Blowout adalah aliran fluida formasi (bawah tanah) yang tidak terkendali yang merupakan kelanjutan dari kick yang tidak terkendalikan. “Saat ini, kita kenal Surface Blowout (SBO) yang merupakan aliran tak terkendali yang sampai di atas permukaan tanah melalui lubang sumur, sedangkan Underground Blowout (UGBO) terjadi di bawah permukaan tanah dan merembes ke permukaan atau ke lapisan lain di luar lubang sumur,” kata pengamat independen bencana luapan lumpur Porong dari ITB ini.Rudi mengatakan, secara statistik sekitar 65% dari blowout yang terjadi merupakan UGBO. Dimana biaya yang diperlukan untuk pengendalian UGBO bisa dari ratusan ribu dollar sampai puluhan juta dolar. Sejarah di Indonesia pernah menghabiskan biaya sebesar 30 juta dolar di salah satu perusahaan di Kalimantan timur, dan ada pula yang sampai 60 juta dolar juga di Kalimantan timur karena terjadinya di lapangan migas di laut.
Penyebab KickPenyebab kick yang paling sering terjadi adalah dimulai dengan kejadian Lost-Circulation, yaitu masuknya sebagian lumpur pemboran kedalam formasi yang mengakibatkan kolom fluida di dalam sumur turun dan akhirnya tekanan di dalam sumur menjadi lebih kecil dari tekanan formasi, walaupun secara densitas equivalen lumpur yang dipakai sudah cukup berat.Penyebab kedua adalah menembus zona abnormal, dimana tekanan yang dimiliki formasi jauh lebih besar dari lapisan sebelumnya dan melampaui tekanan hidrostatik yang dimiliki lumpur pemboran di dalam lubang. Kasus ini akan menjadi tambah sulit ketika zona abnormal tersebut mengandung gas.Penyebab ketiga adalah terjadinya efek swabbing (sedotan) pada saat pipa pemboran ditarik ke permukaan, seperti halnya sebuah suntikan yang sedang ditarik akan menghasilkan efek menyedot, sehingga seolah-oleh tekanan hidrostatis lumpur berkurang jauh, dan pada saat sudah lebih rendah dari tekanan formasi maka akan merangsang fluida dari formasi keluar menuju lubang sumur.
Penyebab BlowoutPenyebab terjadinya blowout yaitu ketika kick tidak dapat tertanggulangi, baik karena kick datangnya terlalu cepat, atau karena operator yang terlalu lambat mengetahui, atau karena memang secara alamiah alamnya sangat ganas, misalnya zona gas yang bertekanan sangat tinggi.“Ketika blowout akhirnya terjadi, maka kecenderungan pertama akan mengakibatkan SBO, kemudian petugas biasanya akan dengan segera menutupkan Blow Out Preventer (alat yang berfungsi sebagai penyekat di permukaan), kemudian dilakukan proses Pressure Control untuk segera mengeluarkan fluida kick dengan cara memompakan lumpur yang sesuai dan membuka valve sesuai prosedur,” ujar Dosen yang sebentar lagi menjadi Guru Besar bidang pemboran ITB ini.Namun, adakalanya ketika proses pressure control dilakukan ternyata kekuatan tekanan dari bawah jauh melebihi kekuatan batuan ataupun casing di bagian atas, maka bisa terjadi UGBO.Penyebab sampai terjadinya UGBO secara teknis, pertama, akibat tekanan di dalam lubang sumur melampaui kekuatan formasi, pada saat mengeluarkan kick. Baik kick yang disebabkan oleh formasi abnormal ataupun akibat kecelakaan loss and kick.“Cara penanggulangannya ialah hentikan operasi, injeksikan lumpur berat yang sesuai, semen sebagian, dan pasang casing string tambahan,” tuturnya.Penyebab UGBO, kedua, adanya gas yang mengalir di annulus di belakang casing setelah penyemenan. Kerusakan yang terjadi biasanya sangat cepat dan ekstrim. Pilihan pengendalian blowout sangat terbatas. Kehilangan sumur ataupun platform sudah umum terjadi pada kasus ini.Menurut dia, lumpur dengan berat tertentu dibutuhkan untuk menangani skenario kecilnya perbedaan mud-weight dan formation integrity. Pengeboran selanjutnya pasti membutuhkan penambahan berat lumpur yang mungkin saja dapat melebihi formation integrity. Mud losses dapat saja langsung terjadi pada lapisan atas. Solusinya Casing atau liner harus dipasang dan disemen agar dapat mengisolasi zona-zona pada interval yang lebih dalam dan bertekanan tinggi.Ketiga, terjadi UGBO saat melakukan Sidetracking pada sumur yang sebelumnya kick, pipa seringkali tersangkut (stuck) di sebagian besar bagian openhole, terutama di bagian atas dekat dudukan casing. Sidetracking dimulai dengan menaruh dasar yang yang kokoh, seperti whipstock, untuk memulai pembelokan arah. Cara yang paling tua dan umum dilakukan adalah menggunakan cement plug pada bagian openhole di atas drillstring fish. Bagian atas cement plug kemudian dibor hingga mengenai bagian semen yang kokoh. Proses ini pada akhirnya hanya dapat menyisakan sebagian kecil semen di atas fish. Hal ini dapat mengakibatkan UGBO kembali terjadi. Skenario ini sangat berbahaya serta sulit dikendalikan,Keempat, akibat kegagalan sekat semen di annulus, problematika produksi seperti ini dapat juga mengakibatkan terjadinya UGBO selama masa produksi normal, yaitu: turunnya tekanan produksi, sementara tekanan di zona lain, baik di bawah maupun di atas zona produksi, tetap sama seperti semula. Seiring dengan meningkatnya perbedaan tekanan antara formasi tersbut, akan mengakibatkan potensi pecahnya semen yang menjadi penyekat selama ini. Kegagalan fungsi sekat semen mengakibatakan fluida dapat mengalir secara vertikal ke atas ataupun ke bawah. Solusi yang efektif adalah Perforasi dan squeeze cementing di antara interval aliran.Kelima, kegagalan casing dapat mengakibatkan terjadinya UGBO juga. Tingkat kerusakannya merupakan fungsi dari kedalaman sumber kebocoran dan tekanan sumber aliran. Semakin dalam letak kebocoran, semakin kecil kemungkinan aliran akan menuju ke permukaan.Dia mengatakan, dari contoh-contoh tersebut menguraikan sebagian besar penyebab umum terjadinya kick dan blowout, baik SBO maupun UGBO.“Hal tersebut harus dipahami dengan seksama dan selalu dikaji secara periodik untuk meyakinkan bahwa tim pengeboran memahaminya dan memasukannya dalam perencanaan kemungkinan yang akan terjadi. Yang lebih penting lagi, gejala-gejalanya pun harus selalu diperhatikan saat pengeboran sumur berlangsung oleh setiap pelaksana pemboran untuk meningkatkan kewaspadaan akan terjadinya kick maupun blowout,” imbaunya.
Penyebab KickPenyebab kick yang paling sering terjadi adalah dimulai dengan kejadian Lost-Circulation, yaitu masuknya sebagian lumpur pemboran kedalam formasi yang mengakibatkan kolom fluida di dalam sumur turun dan akhirnya tekanan di dalam sumur menjadi lebih kecil dari tekanan formasi, walaupun secara densitas equivalen lumpur yang dipakai sudah cukup berat.Penyebab kedua adalah menembus zona abnormal, dimana tekanan yang dimiliki formasi jauh lebih besar dari lapisan sebelumnya dan melampaui tekanan hidrostatik yang dimiliki lumpur pemboran di dalam lubang. Kasus ini akan menjadi tambah sulit ketika zona abnormal tersebut mengandung gas.Penyebab ketiga adalah terjadinya efek swabbing (sedotan) pada saat pipa pemboran ditarik ke permukaan, seperti halnya sebuah suntikan yang sedang ditarik akan menghasilkan efek menyedot, sehingga seolah-oleh tekanan hidrostatis lumpur berkurang jauh, dan pada saat sudah lebih rendah dari tekanan formasi maka akan merangsang fluida dari formasi keluar menuju lubang sumur.
Penyebab BlowoutPenyebab terjadinya blowout yaitu ketika kick tidak dapat tertanggulangi, baik karena kick datangnya terlalu cepat, atau karena operator yang terlalu lambat mengetahui, atau karena memang secara alamiah alamnya sangat ganas, misalnya zona gas yang bertekanan sangat tinggi.“Ketika blowout akhirnya terjadi, maka kecenderungan pertama akan mengakibatkan SBO, kemudian petugas biasanya akan dengan segera menutupkan Blow Out Preventer (alat yang berfungsi sebagai penyekat di permukaan), kemudian dilakukan proses Pressure Control untuk segera mengeluarkan fluida kick dengan cara memompakan lumpur yang sesuai dan membuka valve sesuai prosedur,” ujar Dosen yang sebentar lagi menjadi Guru Besar bidang pemboran ITB ini.Namun, adakalanya ketika proses pressure control dilakukan ternyata kekuatan tekanan dari bawah jauh melebihi kekuatan batuan ataupun casing di bagian atas, maka bisa terjadi UGBO.Penyebab sampai terjadinya UGBO secara teknis, pertama, akibat tekanan di dalam lubang sumur melampaui kekuatan formasi, pada saat mengeluarkan kick. Baik kick yang disebabkan oleh formasi abnormal ataupun akibat kecelakaan loss and kick.“Cara penanggulangannya ialah hentikan operasi, injeksikan lumpur berat yang sesuai, semen sebagian, dan pasang casing string tambahan,” tuturnya.Penyebab UGBO, kedua, adanya gas yang mengalir di annulus di belakang casing setelah penyemenan. Kerusakan yang terjadi biasanya sangat cepat dan ekstrim. Pilihan pengendalian blowout sangat terbatas. Kehilangan sumur ataupun platform sudah umum terjadi pada kasus ini.Menurut dia, lumpur dengan berat tertentu dibutuhkan untuk menangani skenario kecilnya perbedaan mud-weight dan formation integrity. Pengeboran selanjutnya pasti membutuhkan penambahan berat lumpur yang mungkin saja dapat melebihi formation integrity. Mud losses dapat saja langsung terjadi pada lapisan atas. Solusinya Casing atau liner harus dipasang dan disemen agar dapat mengisolasi zona-zona pada interval yang lebih dalam dan bertekanan tinggi.Ketiga, terjadi UGBO saat melakukan Sidetracking pada sumur yang sebelumnya kick, pipa seringkali tersangkut (stuck) di sebagian besar bagian openhole, terutama di bagian atas dekat dudukan casing. Sidetracking dimulai dengan menaruh dasar yang yang kokoh, seperti whipstock, untuk memulai pembelokan arah. Cara yang paling tua dan umum dilakukan adalah menggunakan cement plug pada bagian openhole di atas drillstring fish. Bagian atas cement plug kemudian dibor hingga mengenai bagian semen yang kokoh. Proses ini pada akhirnya hanya dapat menyisakan sebagian kecil semen di atas fish. Hal ini dapat mengakibatkan UGBO kembali terjadi. Skenario ini sangat berbahaya serta sulit dikendalikan,Keempat, akibat kegagalan sekat semen di annulus, problematika produksi seperti ini dapat juga mengakibatkan terjadinya UGBO selama masa produksi normal, yaitu: turunnya tekanan produksi, sementara tekanan di zona lain, baik di bawah maupun di atas zona produksi, tetap sama seperti semula. Seiring dengan meningkatnya perbedaan tekanan antara formasi tersbut, akan mengakibatkan potensi pecahnya semen yang menjadi penyekat selama ini. Kegagalan fungsi sekat semen mengakibatakan fluida dapat mengalir secara vertikal ke atas ataupun ke bawah. Solusi yang efektif adalah Perforasi dan squeeze cementing di antara interval aliran.Kelima, kegagalan casing dapat mengakibatkan terjadinya UGBO juga. Tingkat kerusakannya merupakan fungsi dari kedalaman sumber kebocoran dan tekanan sumber aliran. Semakin dalam letak kebocoran, semakin kecil kemungkinan aliran akan menuju ke permukaan.Dia mengatakan, dari contoh-contoh tersebut menguraikan sebagian besar penyebab umum terjadinya kick dan blowout, baik SBO maupun UGBO.“Hal tersebut harus dipahami dengan seksama dan selalu dikaji secara periodik untuk meyakinkan bahwa tim pengeboran memahaminya dan memasukannya dalam perencanaan kemungkinan yang akan terjadi. Yang lebih penting lagi, gejala-gejalanya pun harus selalu diperhatikan saat pengeboran sumur berlangsung oleh setiap pelaksana pemboran untuk meningkatkan kewaspadaan akan terjadinya kick maupun blowout,” imbaunya.
Negara Penghasil Minyak Bumi Terbesar
(Diurutkan berdasar jumlah produksi tahun 2006) dan total produksi1nya dalam juta barrel per hari
Arab Saudi - 10,665
Rusia - 9,667
Amerika Serikat2 - 8,331
Iran - 4,148
Republik Rakyat Cina - 3,858
Meksiko - 3,707
Kanada - 3,288
Uni Emirat Arab - 3,0
Venezuela - 2,803
Norwegia - 2,786
Kuwait - 2,675
Nigeria - 2,443
Brasil - 2,166
Aljazair - 2,122
Irak - 2,008
Link: http://id.wikipedia.org/wiki/Minyak_bumi
Arab Saudi - 10,665
Rusia - 9,667
Amerika Serikat2 - 8,331
Iran - 4,148
Republik Rakyat Cina - 3,858
Meksiko - 3,707
Kanada - 3,288
Uni Emirat Arab - 3,0
Venezuela - 2,803
Norwegia - 2,786
Kuwait - 2,675
Nigeria - 2,443
Brasil - 2,166
Aljazair - 2,122
Irak - 2,008
Link: http://id.wikipedia.org/wiki/Minyak_bumi
Sabtu, 02 Juli 2011
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.
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.
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).
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).
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Pengujian BOP
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).
Posted by bayoe at
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).
Posted by bayoe at
Langganan:
Postingan (Atom)