Metode Well Control dengan tekanan bawah sumur yang konstan

A. OBJECTIVES OF WELL CONTROL METHODS

Semburan liar (blow out) adalah pristiwa mengalirnya cairan formasi dari dalam sumur secara tidak terkendali. Kejadian ini diawali dengan masuknya fluida formasi kedalam lubang bor, yang biasanya disebut Well Kick. Bila Well Kick tidak dapat diatasi secara baik , maka dapat terjadi semburan liar. Dalam keadaan normal lubang bor akan selalu penuh dengan lumpur yang memberikan tekanan hidrostatis kepada formasi. Tekanan hidrostatis berfungsi untuk menahan tekanan formasi, agar fluida formasi (influx) tidak masuk kedalam lubang bor. Setelah diketahui bahwa terjadi well kick, maka sumur segera ditutp, dimana setelah persiapan cukup, tahap selanjutnya adalah mematikan sumur.

B. PRINCIPLES OF CONSTANT BOTTOMHOLE PRESSURE METHODS

Pada proses mematikan sumur dipakai prinsip bahwa tekanan pada dasar lubang bor harus konstan (Constant Bottom Hole Pressure Method). Dalam hal ini tekanan pada dasar lubang bor sama dengan tekanan formasi. Selanjutnya ada 3 cara utama mematikan sumur, ialah:

• Driller’s Method, sering disebut “Two Circulation Method”

Sirkulasi –1 : Sirkulasi dan keluarkan cairan formasi dengan Lumpur lama (original mud)

Sirkulasi –2 : Pompakan Lumpur baru (Lumpur berat atau kill mud) untuk mengganti umpur lama

• Wait & Weight Method, sering juga disebut “One Circulation Method” atau “Engineer Method”

Intinya ialah:

– “Wait” atau tunggu, selama membuat Lumpur berat.

– Sirkulasikan fluida (influx) kick keluar dari lubang bor dengan Lumpur berat. Concurrent Method

Pompakan Lumpur lama untuk mengeluarkan cairan formasi sambil memperberat Lumpur.

Driller’s Method : sirkulasi - 1

– Catat dan beri tanda SIDP dan SICP

– Jalankan pompa, dan naikkan kecepatan pompa sampai mencapai kecepatan yang disepakati (kill rate speed), dan selama langkah ini jaga agar tekanan casing (CP) konstan.

– Setelah kecepatan pompa mencapai kill rate speed, catat dan beri tanda tekanan pada drill pipe. Pemompaan berjalan terus dan jaga agar tekanan pada drillpipe (DPP) konstan sampai semua fluida kick keluar dari dalam lubang bor.

– Kurangi kecepatan pompa. Jaga agar tekanan casing konstan selama mengurangi kecepatan pompa dan kemudian tutup choke penuh.

– Baca tekanan. Bila fluida kick telah keluar, seharusnya DPP = CP = SIDP

Profil Tekanan Driller’s Method – 1

Driller’s Method : Sirkulasi - 2

– Hitung berat Lumpur yang diperlukan (Kill Weight Fluid atau Kill Mud Weight), dan siapkan Lumpur berat.

KMW = (HP + SIDP) / (0.052 x TVD), atau

KMW =

– Hitung jumlah stroke pompa atau waktu untuk mengisi drill string

– Pompakan Lumpur berat. Jaga CP konstan sampai kecepatan pompa mencapai kill rate speed yang disepakati.

– Jaga CP konstan sampai Lumpur berat mencapai pahat.

– Kemudian tandai dan jaga agar DPP konstan, sampai Lumpur berat keluar dari lubang bor.

– Stop pompa dan tutup choke.

– Baca tekanan pada drill pipe (DPP) dan pada casing (CP).

– Bila sumur sudah mati, seharusnya DPP dan CP = 0

– Periksa aliran, bila sudah mati buka BOP.

– Profil Tekanan

Driller’s Method – 2

Wait & Weight Method

Pekerjaan

1. Hitung Kill Mud Weight

KMW (ppg) = FP (psi) / (0.052 x TVD (ft), atau

KMW (ppg) = SIDP (psi) / (0.052 x TVD (ft) + OMW (ppg)

2. Hitung tekanan awal sirkulasi

ICP = SCRP + SIDP

3. Hitung tekanan akhir sirkulasi

FCP = (KMW / OMW) x SCRP

4. Hitung Surface To Bit Strokes

STB Strokes = Drill string volume (bbl) : Pump Output (bbl/str), dan/atau Surface To Bit Time = STB Strokes / SPM

5. Buat Kill Sheet atau Pressure Reduction Schedule Plot ICP dan FCP terhadap stroke atau waktu pada grafik Profil Tekanan

Wait & Weight Method

Contoh soal

Data sumur :

Casing 9 5/8” – 6000 ft. Pahat – 8 ½”. Lumpur 9.6 ppg

Drill pipe – 4 ½” – 16.6 lbs/ft Capacity – 0.0142 bbl/ft

Drill collar – 6 ½” x 2 ¾” – 2 jts Capacity – 0.0073 bbl/ftt

Pompa Trplex 6 ½” x 8 ½” Capacity – 0.0785 bbl/str

SCRP @ 9800 ft 50 SPM = 384 psi

Pada kedalaman 10000 ft terjadi kick.

SIDP = 780 psi SICP = 960 psi Pit Gain = 15 bbl

Perhitungan :

1. Tekanan formasi FP = 0.052 x 9.6 x 10000 + 780 = 5772 psi

KMW = 5772 / (0.052 x 10000) = 11.1 ppg

2. ICP = SIDP + SCRP = 780 + 384 = 444 psi

3. Volume drill string = volume drill pipe + volume drill collar

Volume drill string = (10000 – 630) x 0.0142 + 630 x 0.0073 = 137.653 bbl

Surface To Bit Stroke = 137.653 / 0.0785 = 1753 strokes

Surface To Bit Time = 1753 / 50 = 35 menit

4. Buat Kill Sheet

Pressure Reduction Schedule

KILL SHEET

Bit Off Bottom Principles of Well Control

Bit Off Bottom Principles of Well Control

Kondisi :

Setelah sumur ditutup, tetapi gas belum mencapai pahat

SIDP = SICP

Setelah gas mencapai pahat

SIDP tidak sama SICP

– BHP dikendalikan dengan cara membiarkan gas migrasi dan biarkan tekanan permukaan naik sampai nilai tertentu.

Kemudian – Tahan tekanan casing konstan sambil mengeluarkan Lumpur dari annulus dengan volume sebesar yang diperlukan untuk mengimbangi kehilangan tekanan hidrostatis akibat dari langkah pertama.

Tetapi – Volume Lumpur yang dikeluarkan berbeda untuk lokasi gas yang berbeda (di open hole, casing, annulus DP) dan kita tidak tahu dimana keberadaan gas.

Dan juga

– Saat gas bergerak keatas, panjang kolom gas juga berubah, dan BHP juga terpengaruh. Perlu diingat

– Unaccounted for lengthening = Underbalance

– Unaccounted for shortening = Overbalance

Volumetric Method

Dipakai hanya bila tidak bisa sirkulasi dan gas sudah migrasi

Langkah –1

Saat gas migrasi tutup sumur dan biarkan tekanan casing (CP) naik sebesar nilai tertentu.

Catatan –1

Disarankan kenaikan sebesar 100 psi, namun sebenarnya tergantung dari panjang lubang terbuka, bisa lebih atau kurang dari 100 psi.

Langkah –2

Gunakan choke untuk menjaga agar tekanan casing yang baru konstan, sampai sejumlah Lumpur dikeluarkan sebesar yang diperlukan untuk mengimbangi kenaikan tekanan pada casing.

Catatan –2

Keluarkan Lumpur atau gas lewat degasser, kumpulkan cairan kedalam trip tank agar dapat diukur volumenya. Gunakan manual choke agar lebih teliti.

Catatan –3

Jumlah Lumpur yang dikeluarkan untuk mengimbangi kenaikan tekanan dapat dihitung sebagai berikut :

Volume (bbl) = Pressure Increase (psi) / Mud Gradient (psi/ft) x Annulus Capacity (bbl/ft)

Langkah –3

Tutup choke, kemudian langkah 1 dan 2 diulang-ulang lagi sampai gas berada diatas pahat dan biar dikeluarkan dengan jalan sirkulasi atau gas mencapai permukaan.

Contoh soal : Volumetric method

Periksa dulu, apakah kuat bila dipakai margin 100 psi

. Bila kuat, lebih baik pakai safety margin, direkomendasikan 100 psi.

Biarkan gas migrasi dan tekanan casing naik 100 psi

Kenaikan 100 psi ini equivalent dengan 192 ft kolom Lumpur 10 ppg

dan 192 ft kolom Lumpur equivalent dengan 9.4 bbl.

No. CP BHP = HP + Gauge Kegiatan

1 6 Tunggu

2 100 5300 = 5200 + 100 Tunggu

3 200 5400 = 5200 + 200 Bleed 9.4 bbl

4 200 5300 = 5100 + 200 Tunggu

5 300 5400 = 5100 + 300 Bleed 9.4 bbl

6 300 5300 = 5000 + 300 Tunggu

7 400 5400 = 5000 + 400 Bleed 9.4 bbl

8 400 5300 = 4900 + 400 Tunggu

9 500 5400 = 4900 + 500 Bleed 7 bbl

10 500 5320 = 4800 + 500 Gas mulai keluar

Tutup choke

Langkah berikutnya adalah :

1. Gas dikeluarkan seperti pada Driller’s Method.

2. Dilakukan Top Kill ialah mengganti Lumpur ringan dengan KMW secara bertahap

Volumetric Method

Recommended Procedure

Profil tekanan pada casing sebagai berikut :

Migration

Setelah gas berada di permukaan, langkah berikutnya :

1. Keluarkan gas dengan Driller’s Method

2. Ganti Lumpur ringan dengan Lumpur berat, dengan cara Top Kill.

Top Kill Kondisi : Kick – dengan Bit Off Bottom Gas dibiarkan migrasi sampai permukaan Gas sudah dikeluarkan dengan cara Driller’s Method Tugas sekarang : Mengganti Lumpur semula dengan Lumpur berat Cara : Metode Top Kill – Pompakan Lumpur berat untuk mengganti Lumpur lama sedalam posisi pahat. – Turunkan pahat sampai kedalaman tertentu. – Pompakan Lumpur berat mengganti Lumpur lama. – Turunkan pahat lagi. – Demikian diulang-ulang sampai pahat mencapai dasar lubang Menurunkan pahat kembali kedasar lubang 1. Bila pahat diturunkan kembali kedasar lubang, akan mendorong Lumpur berat naik. 2. Hitung berapa tinggi kolom Lumpur berat yang boleh dikeluarkan tanpa membuat underbalance : H = 100 psi / selisih gradient Lumpur H = 100 psi / (0.62 – 0.50) psi/ft = 833 ft 3. Volume Lumpur berat yang didorong keluar : V = 833 ft x 0.1254 bbl/ft = 104.5 bbl 4. Panjang pipa yang diturunkan : L = 104.5 bbl / 0.0243 bbl/ft = 4300 ft 5. Langkah diatas bisa diulang sampai pahat mencapai dasar lubang Contoh Top Kill Perhitungan berat Lumpur Kondisi : Perhitungan : Gas sudah dikeluarkan BHP = 0.052 x 9.6 x 10000 x 260 = 5260 psi Casing 13 3/8” x 5000 ft G (Kill Weight) = 5260 / 10000 = 0.526 psi/ft DP – 5” – 19.5 ppf pada 3000 ft KW dengan pahat didasar = 10.11 ppg SICP = 260 psi Buat overbalance 100 psi BHP = 5360 psi MW = 9.6 ppg 7000 ft @ 9.6 ppg, maka HP = 3500 psi 13 5/8” x 5 capacity = 0.1254 bpf 3000 ft @ x ppg memberikan 5360 – 3500 psi 5” plugged displacement = 0.243 bpf = 1860 psi Fracture Press. pada sepatu EMW 14 ppg Jadi perlu Lumpur 1860 / 3000 psi/ft atau 1860 / (0.052 x 3000) = 11.9 ppg Jadi setelah gas keluar dan lubang bor masih berisi Lumpur 9.6 ppg. Pompakan Lumpur berat 11.9 ppg untuk mengganti Lumpur lama sedalam 3000 ft. Dengan cara Driller’s Method sirkulasi - 2. Sumur sudah mati, periksa aliran dan buka BOP. Lubricate & Bleed Catatan : 1. Tidak untuk dipakai bila open hole panjang, tanpa ijin Drilling Superintendent. 2. Bisa dilakukan bila gas sudah berada dipermukaan dan tidak ada pipa. Bila ada pipa lebih baik disirkulasikan, bila mungkin. Prosedur : 1. Baca dan catat tekanan casing (CP) 2. Pompakan x bbl Lumpur kedalam lubang. Amati tekanan casing. Stop pemompaan saat tekanan casing naik 100 psi, meskipun belum semua x bbl Lumpur telah masuk. 3. Stop pompa. Baca tekanan casing. 4. Buka choke hingga tekanan berkurang 100 psi dari langkah (1) bila x bbl Lumpur bisa masuk. Bila belum semua masuk, kurangi 100 psi dari langkah (3) ditambah dengan tekanan hidrostatis sebesar volume Lumpur yang masuk. 5. Ulangi langkah (1) sampai (4) sampai semua gas keluar dari sumur. Contoh Soal Lubricate & Bleed MW = 10 ppg. Casing : 9 5/8” – 47 ppf. Tekanan casing CP = 500 psi Lumpur yang keluar = 100 psi / 0.052 psi/ft = 192 ftt atau = 192 ft x 0.0732 bbl/ft = 14 bbl Pompakan 14 bbl Lumpur, stop pompa. Tekanan casing CP = 590 psi Bleed tekanan sampai 400 psi. pompakan lagi 14 bbl Lumpur. Ternyata tekanan naik menjadi 500 psi saat baru 8 bbl Lumpur yang masuk. Bleed CP sampai (400 tekanan hidrostatis equivalent 8 bbl). 8 bbl adalah 8 bbl / 0.0732 bbl/ft = 109 atau 109 ft x 0.52 psi/ft = 57 psi Jadi bleed tekanan casing sampai (400 psi – 57 psi) = 343 psi Ulangi langkah diatas sampai semua gas keluar. BULLHEADING / DEADHEADING Teknik ini dipakai untuk untuk mematikan sumur pada pekerjaan kerja ulang (workover) pada suatu daerah. Teknik ini sangat bermanfaat untuk menanggulangi well kick H2S. Pada operasi tindakan perbaikan (remedial operation), bullheading mempunyai limitasi dalam aplikasinya, karena beberapa problem diantaranya: – Fluida formasi yang mempunyai viskositas tinggi (high viscosity). – Tekanan bursting pada casing dan tubing harus diketahui dan tidak melebihi limitasinya. – Problem migrasi gas yang serius. – Permeabilitas reservoir rendah. Prosedur Bullheading: 1. Dengan menutup sumur, tentukan tekanan tubing. 2. Persiapkan grafik kasar menggunakan stroke versus tekanan pompa. Dimulai dengan o stroke dan SITP pada ujung dari grafik. Rencanakan rate pompa dan hati-hati tidak boleh melebihi tekanan maksimum.Jika fluida diinjeksikan ke formasi, tambahkan tekanan hidrostatis yang dipompakan dengan fluida killing lebih rendah dari tekanan tubing. Catat tekanan actual atau interval stroke sampai tubing terakhir/pahat. 3. Ketika fluida killing mulai memasuki formasi, tekanan akan meningkat terlihat pada pompa. Stop pompa, Sedikit melebihi displacement yang telah direncanakan. Tutup sumur dan monitor. Jika tekanan masih terlihat dan migrasi gas sangat cepat dari pemompaan atau densitas fluida killing tidak cukup, maka metoda lubricate & bleed atau metoda sirkulasi balik dapat digunakan. Stripping & Snubbing Kegiatan : Menurunkan pipa kembali kedasar lubang sumur BOP tertutup dan sumur bertekanan Kapan ? Sering dilakukan saat drilling, completion workover Pengertian : Stripping : Berat pipa melebihi gaya dorong keatas yang ditimbulkan oleh tekanan sumur Snubbing : Berat pipa lebih rendah dari gaya keatas dari tekanan sumur Prinsip Well Control : Maintain Constant Bottom Hole Pressure. Stripping Guidelines : – Hitung displacement closed end – Volume balance : volume pipa masuk = volume fluida keluar – Volume fluida harus diukur teliti – Buka choke pakai manual, bukan hydraulic choke – Casing Pressure akan berubah, naik bila pipa masuk kedalam cairan yang ringan di annulus karena kehilangan tekanan hidrostatis – Bila stripping dengan annular preventer atur tekanan agar bocor sedikit untuk pelumasan. Fluida yang keluar juga harus dihitung – Drillpipe dengan rubbes tidak boleh stripping lewat annular preventer – Bila stripping dengan dua set pipe ram ada side outlet diantara dua ram untuk menyamakan tekanan Prosedur Stripping Prosedur tergantung situasi dan peralatan yang ada. Guideline sebagai berikut : – Pasang FOSV pada drillpipe, kemudian tutup FOSV – Pasang Back Pressure valve diatas safety valve, lalu buka safety valve – Buka HCR valve kemudian buka choke – Tutup annular preventer (atur posisi TJ agar pipe ram bias ditutup) – Tutup choke – Catat dan monitor drillpipe dan casing pressure Untuk mencatat DPP, pasang Kelly dan pompakan sedikit Lumpur – Catatan : Atur regulator agar annular preventer bocor sedikit, dan bocoran Lumpur juga dapat dihitung Bila CP mencapai 1500 psi. pakai pipe ram untuk stripping Bila berat pipa tidak cukup, terpaksa snubbing – Start turunkan pipa sambil bleeding Lumpur lewat manual choke – Casing pressure tidak harus konstan – CP akan naik bila pipa masuk kolom gas – Bila pipa sudah didasar, keluarkan gas dengan Constant Bottom Pressure Rekomendasi : Surface Pressure Panjang pipa Metoda 100 psi atau kurang ----- Annular Preventer 1000 – 1500 psi 1000 ft Annular Preventer lebih 1000 ft Preventer combination 1500 psi atau lebih ----- Preventer combination (A – R atau r – R) Lain-lain : – Accumulator bank harus selalu terisi penuh, pisah dari pompa – Pakai pompa khusus untuk operasi buka dan tutup preventer – Closing manifold harus bebas dari check valve – Bottom ram hanya sebagai master valve dan untuk emergency – Tidak boleh menggunakan tekanan sumur untuk menyamakan tekanan