Kamis, 21 Oktober 2010

Pengetahuan Perpipaan

Jenis Pipa :
Dari sekian jenis pembuatan pipa secara umum dapat dikelompokkan menjadi dua bagian yaitu :
1. Jenis pipa tanpa sambungan (pembuatan pipa tanpa sambungan pengelasan)
2. Jenis pipa dengan sambungan (pembuatan pipa dengan pengelasan)

Bahan-bahan pipa secara umum :
Bahan-bahan pipa yg dimaksud disini adalah struktur bahan baru pipa tersebut yg dapat dibagi secara umum sebagai berikut:
1. Carbon steel
2. Carbon Moly
3. Galvanees
4. Ferro Nikel
5. Stainless Steel
6. PVC (Paralon)
7. Chrom Moly

Sedang bahan-bahan pipa secara khusus dapat dikelompokkan sebagai berikut :
1. Vibre Glass
2. Aluminium (Aluminium)
3. Wrought Iron (besi tanpa tempa)
4. Cooper (Tembaga)
5. Red Brass (kuningan merah)
6. Nickel cooper = Monel ( timah tembaga)
7. Nickel chrom iron = inconel (besi timah chrom)

Komponen perpipaan :
Komponen perpipaan harus dibuat berdasarkan spesifikasi standar yg terdaftar dalam simbol dan kode yg telah dibuat atau dipilih sebelumnya.
Komponen perpipaan yg dimaksud disini meliputi :
1. Pipes (pipa-pipa)
2. Flanges ( flens-flens)
3. Fittings (sambungan)
4. Valves (katup-katup)
5. Boltings (baut-baut)
6. Gasket
7. Specials items

Pemilihan bahan :

Pemilihan bahan perpipaan haruslah disesuaikan dengan pembuatan teknik perpipaan dan hal ini dapat dilihat pada ASTM serta ANSI dalam pembagian sebagai berikut

1. Perpipaan untuk pembangkit tenaga
2. Perpipaan untuk industri bahan migas
3. Perpipaan untuk penyulingan minyak mentah
4. Perpipaan untuk pengangkutan minyak
5. Perpipaan untuk proses pendinginan
6. Perpipaan untuk tenaga nuklir
7. Perpipaan untuk distribusi dan transmisi gas

Selain dari penggunaan instalasi atau konstruksi seperti diterangkan diatas perlu pula diketahui Jenis aliran temperatur, sifat korosi, Faktor gaya serta kebutuhan lainnya dari aliran serta pipanya.

Macam Sambungan Perpipaan :

Sambungan perpipaan dapat dikelompokkan sebagai berikut :
1. Sambungan dengan menggunakan pengelasan
2. Sambungan dengan menggunakan ulir

Selain sambungan seperti diatas terdapat pula penyambungan khusus dengan menggunakan pengeleman (perekatan) serta pengkleman (untuk pipa plsatik dan pipa vibre glass).
Pada pengilangan umumnya pipa bertekanan rendah dan pipa dibawah 2" sajalah yg menggunakan sambungan ulir.

Tipe sambungan cabang:

Tipe sambungan cabang (branch connection)dapat dikelompokkan sbb:
1. Sambungan langsung (stub in)
2. Sambungan dengan menggunakan fittings (alat penyambung)
3. Sambungan dengan menggunakan flanges (flens-flens)

Tipe sambungan cabang dapat pula ditentukan pada spesifikasi yg telah dibuat sebelum mendesain atau dapat pula dihitung berdasarkan perhitungan kekuatan, kebutuhan, dengan tidak melupakan faktor efektifitasnya. Sambungan cabang itu sendiri merupakan sambungan antara pipa dengan pipa, misal sambungan antara header dengan cabang yg lain apakah memerlukan alat bantu penyambung lainnya atau dapat dihubungkan secara langsung, hal ini tergantung kebutuhan serta perhitungan kekuatan.

Diameter, Ketebalan, Schedule :

Spesifikasi umum dapat dilihat pada ASTM (American Society of Testing Materials).Dimana disitu diterangkan mengenai Diameter, Ketebalan serta schedule pipa. Diameter Luar (Outside Diameter), ditetapkan sama walaupun ketebalan (thickness)berbeda untuk tiap schedule. Diameter dalam (Inside Diameter), ditetapkan berbeda untuk setiap schedule. Diameter Nominal adalah diameter pipa yg dipilih untuk pemasangan ataupun perdagangan (commodity). Ketebalan dan schedule, sangatlah berhubungan, hal ini karena ketebalan pipa tergantung daripada schedule pipa itu sendiri.

Schedule pipa ini dapat dikelompokkan sebagai berikut :
1. Schedule 5, 10 , 20, 30, 40, 60, 80, 100, 120, 160.
2. Schedule standard
3. Schedule Extra strong (XS)
4. Schedule double Extra Strong (XXS)
5. Schedule special

Perbedaan-perbedaan schedule ini dibuat guna :
1. Menahan internal pressure dari aliran
2. Kekuatan dari material itu sendiri (Strength of material)
3. Mengatasi karat
4. Mengatasi kegetasan pipa.
Untuk melihat ukuran diameter, ketebalan, dan schedule dapat dipelajari tabel-tabel

Alat-alat khusus:
Alat-alat khusus dalam bab ini hanya membicarakan mengenai saringan (strainer) dan alat perangkap uap (steam Trap)

Saringan (strainer)

saringan (strainer) gunanya adalah sebagai alat penyaring kotoran baik yg berupa padat, cair atau gas. Alat penyaring ini digunakan pada jalur pipa guna menyaring kotoran pada aliran sehingga aliaran yg akan diproses atau hasil proses lebih baik mutunya.

Tipe-tipe alat penyaring ini dapat dibagi menjadi :
1. Tipe T. Tipe ini digunakan secara umum untuk memperluas ruang dan meredusir tekanan pada jalur pipa
2. Tipe Y
3. Tipe sementara
4. Tipe datar

Perangkap Uap (steam Trap):
Steam Trap merupakan alat yg digunakan untuk menyingkirkan air dari uap, dimana air ini tidak ada gunaya bahkan akan memberikan hambatan pada aliran uap atau dapat menimbulkan kerugian lainnya. Perangkap uap ini ditempatkan pada tempat terendah dari suatu jalur perpipaan atau dipasang pada kantung pipa yg disebut Drip Leg

Cara Kerja:
1. Steam Trap pada daerah jalur pipa yg terendah dimana disitu dianggap air mungkin telah menggantungkan pada kantung pipa (Drip Leg)
2. Steam trap ini akan mengosongkan air ke sistem uap yg mempunyai tekanan lebih rendah
3. Sistem perangkap yg tertutup didalam pengosongan air menggunakan katup-katup pada sisi perangkap tersebut.
4. Gunakan saringan seandainya sistem perangkap ini belum menggunakannya. Pasang katup uji untuk pembuangannya selama pengetesan aliran (start up).

VENT dan DRAIN

Vent adalah suatu alat pembuangan gas, udara atau uap air. sedangkan drain adalah suatu alat pembuangan zat cair. Pada sistem pembuangan yg terdapat pada pipa atau equipment, Vent dan Drain dalam cara kerjanya dapat dibagi dua bagian yaitu : bekerja dan tidak bekerja.

Untuk Vent dan Drain yg dikelompokkan bekerja, dimaksudkan bahwa peralatan ini digunakan pada pipa atau equipment dalam keadaan bekerja dalam jangka waktu lama atau terus menerus. Vent dan Drain dikelompokkan tidak bekerja hanya digunakan pada waktu tertentu saja, misalnya pada saat pengetesan, start up atau shut down. Untuk Vent dan Drain pemasangannya haruslah disetujui piping engineering group terlebih dahulu, baik mengenai pemakaiannya maupun penempatannya. Selain itu harus pula diperhatikan pemasangan sumbat pada katupnya seperti plug atau blind flange.

Untuk hal yg khusus yaitu aliran yg mempunyai tingkat bahaya tinggi, penempatannya dan penggunaannya harus benar-benar diperhitungkan serta dikontrol pelaksanaannya.

Cara Penempatan Lokasi Vent dan Drain

Penempatan vent dan drain haruslah benar-benar diperhitungkan sehingga penggunaannya benar-benar efektif serta aman. Jangan sampai pemasangan vent dan drain ini terbalik, akan hal ini akan berakibat fatal, misalnya untuk aliran beracun atau mudah terbakar.

Penempatan vent pada pipa atau equipment diusahakan pada tempat yg paling tinggi karena fungsinya sebagai pembuangan ke udara. Begitu pula pada penempatan drain haruslah pada tempat yg rendah sesuai fungsinya sebagai pembuangan cairan atau pembersihan cairan serta pembuangan kotoran pada jalur pipa atau equipment.

Jenis-Jenis, komponen dan perlengkapan

Jenis-jenis pipa, hose dan cubing pada dasarnya terdiri dari :
1. Spiral welding pipe (pipa las spiral)
2. SMLS pipe (pipa tanpa sambungan)
3. Welded Pipe
4. SAW pipe
5. FBW pipe
6. C & W pipe
7. EFW pipe
8. ERW pipe
9. Lined Pipe
10. Hose
11. Tubing (cubing)
12. Pipe Niple (pipa nipel)

Jenis-jenis flens (flanges) terdiri dari :
1. Blind flange (flens buta)
2. Weld neck flange (flens las di leher)
3. Weld neck orifice flange (flens orifis las di leher)
4. Slip on flange (flange sambungan langsung)
5. So. red flange (flens memperkecil sambungan sock)
6. SW red flange ( flens memperkecil sambungan sock di las)
7. Socket weld flange (flens sambungan sock di las)
8. Threaded flange (flens sambungan ulir)
9. Stub flange ( flens tonggak)
10. ST red flange (flens memperkecil ST)
11. LPA joint flange (flens sambungan LPA)
12. Socket type flange( flange tipe sock)
13. Weld neck red flange (flens memperkecil las dileher)

Jenis-jenis katup :

1. Gate Valve (katup pintu)= Fungsi untuk membuka & menutup sepenuhnya
2. Ball valve (katup bola)= Fungsi untuk membuka & menutup dan mangatur aliran
fluida secara lebih cepat
3. Globe valve (katup dunia) = Fungsi untuk mengatur besar kecilnya aliran & tekanan
4. Check Valve (katup cek)= Fungsi untuk mencegah aliran ke satu arah saja
5. Butterfly valve (katup kupu-kupu)= Fungsi untuk membuka & menutup aliran lebih
cepat
6. Diaphragma valve (katup diaphragma)= Fungsi untuk membuka & menutup dengan
diaphragma
7. Knife gate valve (katup pintu pisau)
8. Needle valve (katup jarum)
9. Plug valve (katup sumbat)
10. Wafer check valve (katup cek wafer)



Jenis-jenis alat penyambung :
pada dasarnya alat penyambung ini dikelompokkan dalam dua bagian :
A. Sambungan dengan pengelasan
B. Sambungan yg dilakukan dengan ulir

A. Jenis sambungan dengan pengelasan :

1. 45 derajat elbow
2. 90 derajat elbow
3. 180 derajat elbow
4. Concentric reducer (pemerkecil sepusat)
5. Eccentric reducer ( pemerkecil tak sepusat)
6. Tee
7. Cross (silang)
8. Cap (tutup)
9. Red Tee (pemerkecil tee)
10. Swage concentric BSE (sweg sepusat ujung bevel)
11. Swage eccentric (sweg tak sepusat ujung bevel)

B. Jenis sambungan dengan ulir

1. Bushing (paking)
2. Cap (tutup)
3. Coupling
4. Red coupling (kopling pemerkecil)
5. 45 derajat elbow
6. 95 derajat elbow
7. 45 derajat lateral
8. Reducer (pemerkecil)
9. Tee
10. Red Tee
11. Cross (silang)
12. Plug (sumbat)
13. Union
14. Swage concentric (sweg sepusat)
15. Swage eccentric (sweg tak sepusat)

Jenis alat sambungan cubing

1. Male adapter (jantan)
2. Female adapter(betina)
3. Cap (tutup)
4. Male connection
5. Female connection
6. Plug (sumbat)
7. Male bulkhead (jantan kepala banyak)
8. Female bulkhead (betina kepala banyak)
9. 90 derajat union elbow (siku union 90 derajat)
10. Male 90 derajat elbow
11. Female 90 derajat elbow
12. Reducer (pemerkecil)
13. Insert (penyisip)
14. Union(union)
15. Union Tee
16. Red union (union pemerkecil)
17. Union cross

Jenis-jenis alat sambungan cabang berupa olet :

1. Elbowlet (letakan siku)
2. Latrolet (olet lateral)
3. Sweepolet (olet corong)
4. Sockolet (olet sock)
5. Threadolet (olet ulir)
6. weldolet (olet las)

Jenis-jenis perlengkapan khusus :
1. Spectacle blind (kacamata buta satu)
2. Blind and spacer (buta dan penjarak)
3. Line blind (buta jalur)
4. Spacer (penjarak)
5. Expantion joint
6. Hose connection
7. Swivel joint (sambungan swivel)
8. Steam Trap (perangkap uap)
9. Strainer (saringan)
10. Safety shower (pancuran pengaman)
11. Inline mixer (pengaduk dalam)
12. Exhaust head (kepala pembuangan)
13. Instruments

Jenis Gasket

1. Ring gasket
2. Oval ring gasket
3. Full face gasket
4. Flat ring gasket
5. Spiral gasket

Jenis bolt

1. Machine bolt (baut mesin)
2. Stud bolt (baut paku)
3. Cap screw (ulir penutup)

SISTEM PERPIPAAN DAN DETAIL

Pada dasarnya sistem pipa dan detail untuk setiap industri atau pengilangan tidaklah jauh berbeda, perbedaan-perbedaan mungkin terjadi hanya pada kondisi khusus atau batasan tertentu yg diminta pada setiap proyek.

Pabrikasi pipa dapat dilakukan pada bengkel-bengkel di lapangan atau pada suatu pembuatan pipa khusus di suatu tempat lalu dikirim kelapangan, baik melalui transportasi laut atau darat, sehingga dilapangan hanya merupakan penyambungan saja. Hal ini menguntungkan dari segi waktu, ongkos kerja dan pekerjaan dilapangan. Pemilihan keputusan untuk pabrikasi pipa di suatu bengkel dilapangan atau di suatu tempat di luar lapangan bahkan dinegara lain, memerlukan perhitungan teknis dan ekonomis secara cermat.

Pemasangan pekerjaan perpipaan dapat dikelompokkan menjadi tiga bagian sbb:
1. Pipa diatas tanah
2. Pipa dibawah tanah
3. Pipa dibawah air ( didalam air)
Pemasangan sistem perpipaan diketiga tempat ini baik pipa proses ,pipa utiliti mempunyai permasalahan masing-masing dan dalam buku ini hanya akan disinggung butir satu dua.

PEMASANGAN PIPA DI ATAS TANAH

Pemasangan ini dapat dilakukan pada rak pipa (pipe Rack), diatas penyangga penyangga pipa, atau diatas dudukan pipa (sleeper). Pada pemasangan pipa diatas tanah ini dapat pula dimasukkan pipa peralatan (equipment) yaitu yg meliputi pipa kolom dan vesel, pipa exchanger, pipa pompa dan turbin, pipa kompressor dan pipa utilitas. berikut akan dijelaskan sebagai berikut :

Pipa Kolom dan Vesel

Pipa yg akan dipasang pada kolom dan vesel harus ditempatkan secara radial disekitar kolom di bagian jalur pipa, jalan orang, platform dibagian access. Untuk pipa 18" keatas bisa langsung dilas ke vesel, kecuali pertimbangan pemeliharaan dan akan digunakan sambungan flange. Sambungan dalam skirt tidak boleh ditempatkan katup atau flange. Penggunaan vent atmosferis berkatup dan bertudung harus disediakan pada tempat lokasi titik tertinggi dari vessel atau jalur pipa diatasnya, sedangkan drain dipasang pada tempat lokasi terendah yg akan ditentukan oleh P&ID.

Katup pelepas tekanan yg membuang kedalam sistem blowdown tertutup harus ditinggikan guna memungkinkan bagian pengeluaran pengaliran sendiri ke dalam sistem blowdown. Katup pelepas tekanan yg membuang uap ke udara bebas harus dilengkapi dengan pipa paling sedikit tiga meter diatas setiap platform dalam radius 7.5 meter, juga disediakan lubang pembuangan yg besarnya 6 mm(1/4") dibawah pipa guna mencegah akumulasi cairan.

Pipa Exchanger

Pemasangan pipa pada exhcanger tidak boleh dipasang diatas daerah-daerah kanal, tutup shell dan fasilitas fasilitas lain yg telah terpasang pada exchanger atau handling yg suka digunakan. Ruang-ruang bebas untuk pemasangan flange exchanger harus disediakan. Spool dipasang diluar nozzle kapal guna memungkinkan pemindahan bundel pipa exchanger.

Pipa Pompa Dan Turbin

Pipa suction atau pipa yg mengalirkan aliran disebut juga pipa hisap harus diatur sedemikian rupa guna mencegah penurunan tekanan dan kantung uap yg dapat pula menimbulkan kavitasi pada impeler. Apabila perubahan ukuran diperlukan untuk mempercepat atau memperlambat aliran, maka reduser eksentris harus dipakai bilaman kantung tanpa vent tak dapat dihindari. Pemasangan pipa pada pompa dan turbin harus diatur sedemikian rupa, sehingga mudah untuk perawatan dan perbaikan. Hal ini penting untuk mencegah pembongkaran besar yg tak perlu pada pemeliharaan dan perbaikan pipa. Saringan permanen dan sementara harus disediakan pada inlet pompa dan turbin. Sedangkan untuk aliran panas dan dingin harus diperhatikan fleksibilitasnya, begitu pula kedudukan-kedudukan penyangga haruslah baik dan dapat mengatasi getaran-getaran yg diakibatkan motor pipa serta aliran.

Pipa Kompresor

Pemasangan pipa pada kompresor harus diatur perbaikan dan pemeliharaannya. Sambungan pipa dengan menggunakan flanges lebih diutamakan demi memperlancar jalannya perbaikan dan pemeliharaan. Pipa hisap (suction) dan buang (discharge) harus benar-benar diperhatikan fleksibilitasnya, terutama untuk temperatur rendah atau tinggi atau tekanan tinggi. Masalah getaran termasuk bagian terpenting pada pipa kompresor ini, akibat adanya beban dinamis yg berhubungan dengan kompresor ini. Karena itu masalah penyangga, guide dan anchor juga harus menjadi perhatianbagian perencana teknik.

Pipa Utilitas

Pemasangan pipa utilitas ini harus benar-benar direncanakan sehingga kebutuhan utilitas di proyek dapat terjangkau penggunaanya. Pipa utilitas seperti apa yg lain haruslah direncanakan beroperasi pada temperatur dan tekanan berapa. Perencanaan sub header haruslah dapat memenuhi daerah equipment proses atau kelompok peralatan lainnya yg memerlukan jalur utilitas. Sambungan cabang haruslah dibuat dari atas header. Apabila aliran utilitas berupa uap jangan lupa membuat kantung kantung uap pada setiap daerah titik terendah dimana aliran akan mendaki dan diperhitungkan tidak boleh lebih dari 40% tekanannya dalam jarak yg dihitung dalam feet.



--------------------------------------------------------------------------------

PIPELINE SAFETY REGULATIONS

Published for Petroenergy Magazine Edition May-June 2008


Gas supply and demand gap between gas consumer region (Java) and gas source region (Sumatera, Kalimantan) leads to the expanding of Indonesia gas distribution system (Petroenergy No. 7 Year IV). Existing aging pipeline both upstream and downstream and the new gas distribution system will create a higher risk exposure to the overall Indonesia pipeline system. Significant accidents to pipelines onshore and offshore in recent years should be regarded as a momentum to develop more comprehensive pipeline safety regulation (Ref). A comprehensive pipeline safety regulation surely is one important legislative tool to ensure productivity assurance in oil and gas production and distribution.

Existing Indonesia Pipeline Safety Regulation
Indonesia oil and gas safety is ruled under Act 22 of 2001 concerning Oil and Gas in Article 40. Specifically for pipeline, safety is ruled under Ministerial Instruction (Keputusan Menteri) No. 300/38/M/1997. The later regulation is already provide several basis for pipeline safety but there are other important elements of pipeline safety still not covered. Pipeline constructor and operator adopted technical regulation provided in several pipeline codes and guidelines (ASME B31 series, API, DNV, etc).

-
Pipeline Safety Regulation from Other Countries
Pipeline regulations that reviewed are from United States (49 CFR 192, 195), United Kingdom (IGE/TD/1), Canada (Z662-94), Australia (AS2885-1987), Germany (TrbF 301, 302), and Japan (Tsusho Sangyo Roppo). Sections that commonly addressed in above mentioned pipeline safety regulations are:

1. Class Location
Pipeline right of way classified into class location according to their failure consequence. Classification of pipeline location in pipeline safety regulations generally by population densities, the proximity of pipelines to public building, and pipe diameter.

2. Material Qualification

The section prescribes general requirements for the selection and qualification of materials for pipeline (steel and non-steel).

3. Pipeline and Pipeline Component Design

Minimum requirements for the design of pipe are prescribed. Design parameter ruled in this sections are: nominal wall thickness, design factor versus class location, longitudinal joint factor, temperature derating, and design limitations of plastic pipe. Pipeline component prescribed by the regulations are: valves, fittings, passage of internal inspection device, supports and anchors, and compressors station.

4. Pipeline Construction

Construction issues ruled are welding of steel pipes or joining method other than welding, transmission lines and mains, structural protection (casing and cover), and underground clearance.

5. Pipeline Corrosion Protection

This section prescribes minimum requirements for the protection of metallic pipelines from external, internal, and atmospheric corrosion. Corrosion protection system parameter by coating or cathodic protection ruled are: coating requirements, and cathodic protection requirements.

6. Pipeline Operation and Maintenance

Operational issues prescribed in this section are: requirements for procedure manual for operation, maintenance, emergency, and personnel qualification which includes:

- Change in class location;
- Public awareness;
- Failure investigation;
- Leakage survey;
- Repair method;
- Inspection and testing;
- Valves and other pipeline components inspection;

7. Pipeline Integrity Management

This section prescribed identification high consequence area (HCA) and integrity assessment method (internal inspection, direct assessment, and re-assessment interval).

Specific aspects addressed in foreign pipeline regulations:

- Design life
In Australia Regulation, at the end of design life, the pipeline is abandoned unless an operator directed approved engineering investigation determines that its continued is safe.

- Third Party Factor
Australian standard has more detailed concept of third party damage including recommended practice to protect pipeline from third party damage.

- Fatigue life
British regulation has a section for requirement of pipeline fatigue strength in cyclic loads;

- Geohazard Issues
Onshore geohazard issues (e.g. earthquake) are prescribed in Japanese Standard.

Technical Basis for Pipeline Safety Regulation
Foreign pipeline safety regulation mentioned before are governed by several technical documents that commonly utilized as code and standards in respective disciplines like follows:

- Material Selection: API 5L series, ASTM, Plastic Pipe Institute;
- Pipeline Design: ASME B16 Series, ASME 31.8, ASME B&PV Codes;
- Pipeline Fabrication and Construction: API 1104, ASME B&PV Codes;
- Pipeline Protection: NACE Cathodic Protection Standards; and
- Pipeline Integrity: API and ASME Pipeline Integrity Standards;

Drilling Mud

Mohon Pencerahan Drilling Mud
Saya ingin menanyakan masalah test pada propertis (formula) dari fluids (new mud)/lumpur baru yang digunakan pada saat akan melakukan pengeboran.
Apakah ada standard yang mengatur berapa besaran %LGS,%HGS,ASG,O/W Ratio,Salinity,Electrical Stability,YP,PV,Excess Lime, Density,Viscosity,HP-HT,Gel Strenght dll. atau besaran tersebut tergantung dari formasi lubang. Atau tiap2 company mempunyai standard tersendiri.atau mungkin ada di API atau standard lain..Mohon pencerahan dan penjelasannya.
Jawab :
Sepengetahuan saya, tidak pernah ada standar yang menyebutkan angka2 besaran untuk parameter lumpur. Begitu pula di antara company2, tidak ada standar masing2 company yang menyebutkan angka spesifik untuk parameter2 yang anda sebutkan. Semuanya benar bergantung pada kondisi sumurnya masing2 dan metode pengeboran yang direncanakan, sumur yang hanya berbeda puluhan meter saja bisa berbeda requirement lumpurnya. Umumnya nilai2 uji lab digunakan untuk pembanding antara satu Lumpur dengan lumpur lainnya.
Di dalam perencanaan lumpur untuk satu sumur tentunya didapatkan dari data lumpur/ data drilling yang didapat dari hasil pemboransumur-sumur tetangga/ sumur yang dekat. Apakah harus pakai densitas tinggi/ atau rendah untuk menahan tekanan formasi dan juga menghindari loss circulation?, viskositas tinggi atau rendah untuk hole cleaning purpose dan bit hydraulic?, apa harus pakai filtration loss agent?, apa harus pakai swelling inhibitor? apa lebih cocok oil base mud atau water base mud? bagaimana performanya di tekanan rendah dan tinggi?dsb. Maka dari itu sumur2 ekspolrasi selalu lebih mahal karena lumpurnya bisa berkali2 berganti, perencanaannya selalu lebih sulit daripada sumur yang sudah punya data dari tetangga sebelumnya.
Tambahan lainnya, lumpur akan diuji setiap hari dalam proses pengeboran karena angka2 parameternya akan terus berubah2 seiring masuknya kontaminan2 dari dalam sumur, nilai2 seperti LGS, HGS, Electrical stability, salinity, excess lime lebih informatif ketika pengeboran sedang berlangsung (pada saat pengujian awal biasanya tidak berarti apa2), nantinya nilai2 ini di plot setiap hari untuk melihat trendnya, nantinya mud engineer akan memutuskan jika nilai2 ini berubah drastis makan harus bagaimana, seperti mengganti ukuran shaker screen, atau menambah additif lainnya.
Demikianlah yang saya tahu, jadi menjawab pertanyaan BapPak , adakah standar yang menentukan besaran untuk parameter lumpur? Jawabannya adalah tidak ada.


Tanggapan :
Menambahkan penjelasan , standar "baku" memang tidak ada. Tapi pada prinsipnya, type lumpur (dan propertiesnya) yang akan dipakai ditentukan oleh faktor2 sbb:
1. Type formasi yang akan dibor (limestone, shale, sand, chert, dsb)
2. Temperature, pore pressure, permeability serta strength dari formasi tsb.
(Untuk penentuan mud weight, kita perlu juga mempertimbangkan fracture gradientnya).
3. Prosedur yang dipakai untuk mengevaluasi formasi (coring, logging, etc)
4. Kualitas dari air lokal yang tersedia (terutama kandungan Chloride, Calsium, Potassium)
5. Pertimbangan2 aspek lingkungan (biasanya Water based mud vs Oil Based mud).
Tujuan akhir adalah untuk memperoleh system lumpur yang efektif namun dengan cost per barrel yang optimum.
Susunan kimiawi batuan dari satu daerah di kedalaman tertentu bias berbeda-beda dengan tempat2 yang lain. Bahkan di lobang yang sama, mud properties dari hole section yang atas dengan hole section di bawahnya bias berbeda karena perbedaan kimiawi batuan tsb, selain formation pressure dan temperaturenya juga bisa berbeda.
Semakin tinggi temperature dan tekanan di hole section tertentu, semakin ketat pula pengawasan mud properties yang diperlukan (mud cost / bbl nya pun biasanya akan semakin mahal). Dalam operasi drilling, mud properties ini akan di cek terus secara kontinu, at least 2x sehari untuk me-maintain mud properties yang diinginkan. Lumpur yang sudah dipersiapkan dengan cantik akan berubah propertiesnya karena adanya kontaminasi dengan masuknya material2 serta fluida2 lain yang berasal dari lubang yang sedang dibor, seperti yang sudah disebut oleh Bung Ridwan di bawah ini.
Di bawah ini saya ambilkan contoh range dari mud properties yang saya ambil dari sebuah sumur di daerah Ramba. Biasanya mud properties untuk daerah2 lain juga tidak akan beranjak jauh dari range di bawah ini:
1. Density (Mud Weight) = ???? [ppg] -> beratnya tergantung formation pressure dan fracture gradient dari hole section yang sedang dibor. Gunanya untuk hole stability dan mencegah kick / blow-out.
2. Viscosity = 40-55 [sec/quart] -> Diukur dengan mengunakan Marsh Funnel untuk mengetahui dengan cepat konsistensi dari lumpur bor (untuk air tawar pada suhu 75degF, Viscosity-nya = 26 [sec/qt], used as the baseline).
3. PV (Plastic Viscosity) = 6-15 [centipoises]
4. YP (Yield Point) = 14-22 [lbs/100ft2]
5. Gel Strength (10 sec / 10 mins) = 2/3 - 4/5 [lbs/100ft]
PV, YP maupun Gel Strength merupakan parameter2 rheology lumpur yang pada intinya mencerminkan hole cleaning capability dari system Lumpur yang digunakan. Gel Strength mencerminkan kemampuan lumpur untuk "memegang" atau "men-suspend" drill cuttings agar tidak turun kembali ke dasar lobang dan stay di tempat pada saat pompa lumpur sedang "off". Parameter rheology lumpur ini diukur dengan menggunakan alat rotational viscometer, dimana:
PV = Bacaan pada 600RPM - Bacaan pada 300RPM, dengan satuan [centipoise] YP = Bacaan pada 300RPM - PV, dengan satuan [lbs/100ft2]
6. pH = 8.5 - 10 -> dibuat dalam suasana basa untuk mencegah korosi.
7. API Fluid Loss = 5-7 [cc/30 mins] -> mencerminkan jumlah relatif fluida lumpur yang masuk ke dalam formasi. Mud cake yang terbentuk sebaiknya tidak tebal dan sifatnya liat (tough) untuk stabilitas dinding sumur dan meminimize "formation damage" karena intrusi fluida lumpur.
8. HT-HP Fluid Loss = ??? [cc/30 mins] -> as required, tergantung kondisi
setempat dan drilling program.
9. Drill Solids = <6>
10. Salinity (Chloride content) -> tergantung kondisi setempat. Pada intinya kandungan Chloride dalam air menentukan kemampuan bentonite (clay) untuk terhydrasi. Itulah sebabnya, untuk operasi drilling di offshore diperlukan air tawar untuk pre-hydrate gel/bentonite terlebih dahulu sebelum Lumpur bisa dicampur dengan air laut dan mud additive yang lain.
11. Excess Lime = 150-200 mg/liter -> menggunakan hardness test, yang mencerminkan jumlah Calsium yang terlarut / tersuspensi di dalam lumpur.
12. Selain mud properties tersebut di atas, dilakukan juga Alkalinity test yang dinyatakan dalam Pm (untuk mud) dan Pf (untuk filtrate) untuk mengetahui kemampuan campuran lumpur untuk bereaksi terhadap asam (menggunakan larutan phenolphthalien). Ada juga Methylene Blue Test (MBT) <17ppb>

Untuk referensi tambahan, ada baiknya anda membaca buku American Petroleum Institute (API) Recommended Practice (RP 13D) "Recommended Practice on the Rheology and Hydraulics of Oilwell Drilling Fluids" dan API RP 13I "Recommended Practice for Laboratory Testing of Drilling Fluids"









Sang Pangeran18:250 komentar http://www.blogger.com/img/icon18_edit_allbkg.gif

Lumpur Bor

Mohon bantuannya.
- Apa sih guna Mud ato lumpur pemboran dalam drilling selain untuk mengangkat cutting dan mendinginkan bit (mata bor?) dan bagaimana caranya kita menentukan jenis lumpur yang dipakai dalam drilling.
- Saya pernah dengar istilah lumpur asin dan tawar (lumpur yang dicampur dengan air asin dan air tawar?)
- Fungsinya apa ya?
- Oh ya, ada juga nih istilah fluid loss, weighting agent, yield point dan PH control dalam lumpur bor. Maksudnya apa sih?
- Apakah mudcake (lumpur yang tertinggal di lubang bor dan mendingin ato lumpur yang masuk ke formasi?) yang timbul di drilling berbahaya dan mempengaruhi kinerja drilling?
Jawab:
DRILLING MUD
Purpose
The two primary purposes of drilling mud or drilling fluids are to :
1.. Remove cuttings from the formation produced by the bit at the bottom of the hole and carry them to the surface. This is achieved by adjusting the rheology of the mud system.
2.. Maintain hydrostatic equilibrium so that fluids and gas from the formation do not enter the well bore causing the well to flow, kick or blow out. This is achieved by adjusting the mud weight (density). High-density additives (barite, hematite) are used for preparation of kill-weight fluids, which create hydrostatic pressure that prevents water entering the well or hold the oil/gas inside and prevent blowout, and to physically stabilize the formation.
Other characteristics are considered important in modern drilling. Some of these include :
a.. Safe for the environment
b.. Prevent dispersion of reactive clays (gumbo)
c.. Ability to seal formation fractures/voids
d.. Non abrasive to tools and rig equipment
e.. Seal porous rock layer, equalize the pressure, cooling the bit, flush out the cutting & lubricating the bit

Details of Use
On a drilling rig pumping it with mud pumps through the drill string where it sprays out of nozzles on the drill bit (cleaning the bit in the process), the mud then travels back up the annular space between the drill string and the sides of the hole being drilled, up through the surface casing, and emerges at the surface. Cuttings are then filtered out at the shale shaker and the mud enters the mud pits. The mud is then pumped back down and is continuously recirculated. The mud is treated periodically in the mud pits to give it properties that optimize and improve drilling efficiency.

Composition of drilling mud
Water-based drilling mud may consist of bentonite clay (gel) with additives such as barium sulfate (barite) or hematite. Various thickeners are used to influence the viscosity of the fluid, eg. Xanthan Gum, guar gum, glycol, carboxymethylcellulose, polyanionic cellulose (PAC), or starch. In turn, deflocculants are used to reduce viscosity of clay-based muds; anionic polyelectrolytes (eg. acrylates, polyphosphates, lignosulfonates (Lig) or tannic acid derivates (eg. Quebracho) are frequently used. Red mud was the name for a Quebracho-based mixture, named after the color of the red tannic acid salts; it was commonly used in 1940s to 1950s, then was obsoleted when lignosulfates became available. Many other chemicals are also used to maintain or create some of the properties listed in the section titled "Purpose".

One classification scheme for drilling fluids is based on their composition, and divides them to
a.. water-base,
b.. non-water (oil, olefin, or other synthetic fluid) base, and gaseous, or pneumatic.
c.. Oil Based and Synthetic Based muds are frequently classified seperatly due to the vast differences in regulations when using them.

Tanggapan 1:
Kalo bisa saya tambahkan :
pemilihan jenis lumpur pemboran, disesuaikan dengan kandungan/komposisi air formasi yang berada pada lapisan yang akan ditembus, bisa juga disesuaikan dengan ada/tidaknya reactive clay pada lapisan tersebut.
fluid loss adalah peristiwa hilangnya sebagian/seluruh lumpur pemboran yang berada pada kolom drill string, masuk ke dalam formasi.
weighting agent adalah aditive yang bersifat memberi tambahan berat/densitas pada lumpur pemboran, contohnya adalah barite (BaSO4).
yield point adalah ukuran mengembangnya volume bentonite, biasa diukur dengan menggunakan alat fann viscometer.
pH control berguna untuk memaintance pH lumpur pemboran bekisar di sekitar 9.
mud cake adalah kerak lumpur yang tertinggal di dinding sumur, dimana filtrat dari lumpur tersebut telah masuk kedalam formasi.
pada skala lab diukur dengan menggunakan alat API filter press dan HPHT filter press.
Tanggapan 2:
Terima kasih pak atas penjelasannya. Klo pemilihan lumpur bor disesuaikan dengan jenis formasi yang akan ditembus, siapakah yang memberikan instruksi penggantian mud (wellsite, driller ato mud engineer?) bila ternyata formasi yang ditembus memerlukan mud jenis berbeda dari program drilling yang sudah direncanakan?

Tanggapan 3:
Seyogyanya, Drilling Superintendent lah yang memberi instruksi penggantian lumpur. Penggantian lumpur ditengah jalan (bukan pada casing depth) sebaiknya dihindari karena problem baru yang bisa timbul
Mungkin saya berikan insight dari pengalaman lapangan dalam penggantian lumpur ini. Memang benar bahwa formasi lah yang mendikte pemakaian suatu jenis lumpur. Tetapi ini juga tidak semena mena begitu saja. Maksudnya, umpama kita semua tahu bahwa lapisan shale paling baik di bor memakai type lumpur oil base (diesel, LT, Synthetic, dll). Tetapi apakah kalau kita sedang mengebor memakai Water Base mud, apakah kita harus mengganti dengan Oil Base mud waktu itu juga. Hal ini belum tentu, karena water based mud pun dapat dipakai untuk mengebor shale - hanya tidak se efficient oil based. Perlu diketahui bahwa problem mengganti type Lumpur pada open hole cukup besar, bagaimana cost impact nya dsb. Jadi seorang drilling superintendent harus mempertimbangkan apakah harus (live with the problem) dari inefficiency pemakaian water base, atau (cost) penggantian mud system yang lebih cocok, dll.
Sebagai seorang yang manage drilling, paling benar adalah apabila semuanya sudah di rencanakan pada planning stage sebaik baiknya yang menyangkut Drilling, G&G dan Mud Provider nya. Inilah yang akan memberikan cost effective drilling.






Sang Pangeran18:160 komentar http://www.blogger.com/img/icon18_edit_allbkg.gif

Senin, 2008 Maret 31

Rig pengeboran

Dari Wikipedia Indonesia

Rig pengeboran darat
http://id.wikipedia.org/skins-1.5/common/images/magnify-clip.png
Rig pengeboran darat
Rig pengeboran adalah suatu bangunan dengan peralatan untuk melakukan pengeboran ke dalam reservoir bawah tanah untuk memperoleh air, minyak, atau gas bumi, atau deposit mineral bawah tanah. Rig pengeboran bisa berada di atas tanah (on shore) atau di atas laut/lepas pantai (off shore) tergantung kebutuhan pemakaianya. Walaupun rig lepas pantai dapat melakukan pengeboran hingga ke dasar laut untuk mencari mineral-mineral, teknologi dan keekonomian tambang bawah laut belum dapat dilakukan secara komersial. Oleh karena itu, istilah "rig" mengacu pada kumpulan peralatan yang digunakan untuk melakukan pengeboran pada permukaan kerak Bumi untuk mengambil contoh minyak, air, atau mineral.
Rig pengeboran minyak dan gas bumi dapat digunakan tidak hanya untuk mengidentifikasi sifat geologis dari reservoir tetapi juga untuk membuat lubang yang memungkinkan pengambilan kandungan minyak atau gas bumi dari reservoir tersebut.
Rig pengeboran dapat berukuran:
  • Kecil dan mudah dipindahkan, seperti yang digunakan dalam pengeboran eksplorasi mineral
  • Besar, mampu melakukan pengeboran hingga ribuan meter ke dalam kerak Bumi. Pompa lumpur yang besar digunakan untuk melakukan sirkulasi lumpur pengeboran melalui mata bor dan casing (selubung), untuk mendinginkan sekaligus mengambil "bagian tanah yang terpotong" selama sumur dibor.
Katrol di rig dapat mengangkat ratusan ton pipa. Peralatan lain dapat mendorong asam atau pasir ke dalam reservoir untuk mengambil contoh minyak dan mineral; akomodasi untuk kru yang bisa berjumlah ratusan. Rig lepas pantai dapat beroperasi ratusan hingga ribuan kilometer dari pinggir pantai.
Sang Pangeran20:160 komentar http://www.blogger.com/img/icon18_edit_allbkg.gif

Pengilangan Minyak Mentah




Tanya :
Satu barel minyak mentah (crude oil), kalau sudah melalui proses pengilangan, akan menghasilkan berapa produk dan banyaknya berapa?
Saya membaca sebuah buku yang menulis:
"a barrel of crude oil from Texas can be refined into 2 barrels of gasoline, 2.8 barrels of kerosene, 1.7 barrels of heating oil, or 2.4 barrels of asphalt."
Saya koq enggak yakin kalau 1 barel minyak mentah setelah dikilang bisa menghasilkan produk yang lebih dari 1 barel.

Tanggapan 1 : (Doddy Samperuru - Schlumberger)
Secara basik, jumlah & macam produk yg dihasilkan tergantung kepada properti minyak mentahnya (yg tiap lapangan di seluruh dunia umumnya berbeda-beda) & karakteristik penyulingannya (misalnya minyak mentah dari lapangan anu jika diproses di penyulingan Balikpapan bisa berbeda hasilnya dari penyulingan di Balongan).
Data API berikut bisa memberi gambaran (diambil dari average yields penyulingan minyak di AS tahun 2000):
1 barrel (42 gallon, atau sekitar 159 liter) minyak mentah menghasilkan produk-produk:
  1. Gasoline: 19.4 gal
  2. Distilate fuel oil (home heating oil & diesel fuel): 9.7 gal
  3. Kerosene-type jet fuel: 4.3 gal
  4. Coke: 2.0 gal
  5. Residual fuel oil (minyak berat yg digunakan sebagai bahan bakar di pabrik, transportasi laut & PLTD): 1.9 gal
  6. Liquefied refinery gases: 1.9 gal
  7. Still gas: 1.8 gal
  8. Asphalt & Road oil: 1.4 gal
  9. Petrochemical feedstocks: 1.1 gal
  10. Lubricants: 0.5 gal
  11. Kerosene (minyak tanah): 0.2 gal
  12. Lain-lain: 0.4 gal
Total volume produk: 44.6 gal. 2.6 gal tambahan dinamakan "processing gains" (mirip popcorn yg volumenya membesar setelah dipanaskan).
Angka-angka dari buku yg Anda baca sulit diiyakan karena dikatakan dari 1 bbl minyak mentah bisa menghasilkan 8.9 bbl produk (kalau benar, mungkin ini yg disebut super-power-crude-oil, just joking). Mungkin ada kesalahan unit di sini.
Untuk data-data refinery products di Indonesia, mungkin yg di Pertamina bisa menjelaskannya.

Sang Pangeran19:530 komentar http://www.blogger.com/img/icon18_edit_allbkg.gif

Drilling Crew

Tanya :

Mohon pencerahan

1.Siapa saja yang termasuk dalam Drilling Crew, maksud saya posisi apa saja yang termasuk didalamnya?
2.Berapa jumlah orang dari 1 Drilling Crew?
3.Role & Responsibility dari setiap posisi dalam Drilling Crew meliputi apa saja?
4.Apakah ada requirement tingkat pendidikan minimum untuk setiap
posisi, disamping tentu saja pengalaman kerja?
5.Apakah ada sertifikasi2 khusus yang diwajibkan bagi setiap posisi dalam Drilling Crew tersebut?
6.Dari mana selama ini kebutuhan manpower untuk Drilling Crew
didapat?
7. Bagaimana treatment untuk mereka yang 'fresh' baik dari university maupun setingkat SMU?



Jawab :

ini boleh aku jawab ya.....sbenernya untuk land mobile rig sendiri ini masih dibagi 2 lagi...ada drilling crew and work-over crew (yang terakhir ini spesialis memperbaiki sumur....nyabut packer, milling, fishing ataupun plug-abandon sumur)...
nah buat crew drilling...(ini misalnya disaripari loh....tergantung permintaan kps sendiri....tapi standarnya-buat rig 550 HP )

1 orang senior toolpusher (24 jam stand-by, rotasinya per 3 minggu....tiap rig biasanya punya 2 sr toolpusher ini back to back)
1 orang toolpusher (12 jam stand-by, rotasinya per 3 minggu juga tiap rig punya 3 orang toolpusher)
1 orang driller (driller ma toolpusher ini diusahain selalu berpasangan biar cocok terus pola kerjanya.....)
1 orang derrickman
3 orang floorman
2 orang roustabout
1 orang mekanik
1 orang helper
1 orang electrician
1 orang mudboy
1 orang safety engineer
(nah mulai dari derrickman ini kebawah tiap rig tinggal dikali 3x untuk 3 shift, siang, malam dan off schedule)

selain itu masih ada lagi:

1 orang crane operator
1 orang dozer operator
1 orang medic
1 orang access control (jaga pos masuk/keluar rig)
ini biasanya yang umum, kalau ada tambahan lagi biasanya tergantung permintaan kps-nya...atau kalo lokasinya remote....

Tanggapan 1:

Kalo di offshore seperti crew kami sekarang untuk drilling ada 49 personnel.
Ini tidak termasuk company man atau third party ( service company ).
Jadi cuma Contractor drilling aja.

1 orang OIM ( Offshore Instalation Manager) atau Rig Supt.
2 orang Toolpusher
2 orang Driller
2 orang Asst. Driller
1 orang Electrician
1 orang Asst. Electrician
1 orang Mechanic
1 orang Asst. Mechanic
1 orang Safety Officer
1 orang Barge Engineer/Barge Master
1 orang Electronic Technician
1 orang Deck pusher/ Asst. Barge Engineer.
1 orang Storekeeper
2 orang Derrickman/Pump man
8 orang floorman
4 orang crane Operator
2 orang Head roustabout
12 orang roustabout
2 orang radio operator
2 orang Welder
1 orang Medic

Ini Jumlah untuk 2 crew ( siang dan malam ). Dan 2 crew lagi off.
Untuk Pendidikan tidak terlalu diperhatikan, karena untuk drilling crew dibutuhkan kan cuma fisik yang kuat untuk bekerja keras dan bener2 mau capek.

Tapi sekarang kelihatannya paling minim sudah SMU.
Requirement offshore biasanya BOSET ( Basic Offshore Safety Emergendy Training ) dan HUET ( Helicopter Underwater Training ) serta Medical Check. Selebihnya setelah bekerja perusahaan akan memberikan training yang menunjang atau mendukung pekerjaan tiap2 posisi tersebut. Seperti HLO, Well Control, Rigging and Slinging, Management System, H2S, Radio Licence, Crane License, Team building, dll.


Tanggapan 2:

oh iya untuk crew drilling rig, minimum pendidikan smu...tapi sekarang kayanya sudah mulai wajib untuk pendidikan s1 teknik...
untuk menjadi routabout atau helper tidak diperlukan sertifikat khusus...
tapi untuk floorman harus punya OLB (operator lantai bor), derrickman harus punya OMB (operator menara bor), dan driller harus punya JB (Juru Bor)...
kalau untuk pimpinan rig semacam toolpusher atau senior toolpushre harus punya AP3 (ini untuk land rig) atau AP1 (untuk off shore) ini persyaratan standar migas....
kala untuk welder, electrician, mekanik, operator dozer dan cranejuga harus ada sertifikasi juga dari MIGAS biasanya ada kps yang menetapkan sertifikasi iwcf atau sejenisnya...
nah persyaratan mengambil sertifikasi JB...harus punya pendidikan s1 teknik atau sudah bekerja di rig minimum sebagai derrickman selama 5 tahun

ps untuk workover rig...mirip bgt sama drilling rig, cuman senior toolpusher namanya diganti toolpusher....sedangkan toolpusher namanya diganti jadi tourpusher....


Tanggapan 3:

Kalau saya lihat di bawah ini, uraian dari Tanggapan 2 lebih berdasarkan kebutuhan untuk rig2 besar dan complicated (daftar drilling crew nya lebih banyak), sedangkan yang ditulis oleh Jawab lebih untuk rig2 kecil (biasanya rig darat).

Tinggal pilih aja, mau yang on-shore atau offshore & complicated drilling operations, pasti jawabannya tidak akan meleset jauh. Semakin kompleks operasi drillingnya, semakin lengkap pula drilling personnel nya - dan ini biasanya ditulis di dalam Contract Scope of Works (Drilling Personnel).

Selanjutnya, saya hanya ingin menambahkan sedikit aja, yaitu masalah "sertifikasi" untuk key drilling personnel (standard DitJen Migas) for your reference:

1. Toolpusher (atau kadang2 disebut juga rig superintendent di rig2 kecil):

Toolpusher (atau Rig Superintendent) ini mewakili drilling contractor di lokasi pengeboran. Toolpusher bertanggung jawab dalam mengkoordinasikan drilling operations (dan hal2 lain yang berhubungan dengan operations) 24 jam sehari.

Toolpusher biasanya orang yang berpengalaman di lapangan pengeboran dan memulai kariernya dari bawah: bisa dari floorman, derrickman, pump man dan driller. Biasanya orang ini juga menguasai semua peralatan drilling, dengan pendidikan dan pelatihan2 tambahan untuk diangkat menjadi Toolpusher.

Sertifikat yang dibutuhkan:

- Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Ahli Pengendali I --> Untuk offshore floater (drill ship, semi-submersible drilling rigs).
- Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Ahli Pengendali II --> Untuk offshore drilling rigs type duduk (jack-up rig atau swamp barge).
- Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Ahli Pengendali III --> Untuk operasi drilling rig di darat.

Pendidikan Minimum:
SLTA dengan minimum pengalaman 7 tahun dengan 3 tahun sebagai driller ATAU sarjana teknik (atau ijasah AKAMIGAS jurusan bor) dengan 4 tahun pengalaman termasuk 2 tahun sebagai driller.

2. Driller: Ini orang yang bertanggung jawab langsung dalam pengendalian alat2 bor. Dia bertanggung jawab dalam mengawasi dan menghandle drilling operation secara langsung bersama para drilling crew di lantai bor. Driller berada di rig floor dan mengontrol langsung semua aktifitas di rig floor. Dalam memonitor operasi, Driller dilengkapi dengan intrumen2 kontrol yang ada di driller's console panel, seperti alat untuk memonitor tekanan, pump strokes, hook load, weight on bit, torsi, dsb.

Sertifikat yang dibutuhkan seorang driller:
- Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Juru Bor I --> Untuk offshore floater (drill ship, semi-submersible drilling rigs).
- Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Juru Bor II --> Untuk offshore drilling rigs type duduk (jack-up rig atau swamp barge).
- Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Juru Bor III --> Untuk operasi drilling rig di darat.
Pendidikan Minimum:
SLTA dengan minimum pengalaman 4 tahun dengan 2 tahun pengalaman sebagai derrickman ATAU berijasah AKAMIGAS jurusan Bor dengan 2 tahun pengalaman termasuk 1 tahun sebagai Derrickman.

3. Derrickman:

Sesuai dengan namanya, orang ini bertugas "di atas" menara / derrick pada suatu platform yang disebut "monkey board" (tapi bukan monyet lho ya :-)) setinggi kira2 90ft di atas rig floor (untuk rig2 besar). Tugasnya membantu dalam mencabut / menurunkan pipa bor dan menyandarkannya di pipe rack di derrick. Selama drilling, derrickman biasanya juga bertugas sebagai asisten driller dan atau di daerah pompa Lumpur atau fasilitas drilling fluid treatment lainnya.

Sertifikat yang dibutuhkan seorang derrickman:

- Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Operator Menara Bor I --> Untuk offshore operations.
- Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Operator Menara Bor II -> Untuk onshore operations.
Pendidikan Minimum:
SLTP dengan pengalaman minimum 3 tahun sebagai roughneck / floor man.

4. Floormen atau roughnecks atau rotary helpers:

Biasanya 1 crew terdiri dari 2-3 orang dan bertugas di rig floor untuk menangani alat2 drilling, membantu driller.
Floormen ini adalah pekerja di garis depan di rig floor dan pekerjaan mereka ter-exposed langsung dengan berbagai drilling hazards yang bisa membawa resiko masing2. Oleh karena itu, training dan pengalaman yang cukup merupakan kunci utama untuk menghindarkan diri dari setiap insiden di rig floor.

Sertifikat yang dibutuhkan seorang floorman:

- Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Operator Lantai Bor I --> Untuk offshore operations.
- Sertifikat Tenaga Teknik Khusus Pemboran Tingkat Operator Lantai Bor II -> Untuk onshore operations.
Pendidikan Minimum:
SLTP dengan pengalaman minimum 2 tahun sebagai roustabout (atau pekerja pembantu pemboran).


Tanggapan 4:

Kalau boleh saya ikut menambahkan....

1.Untuk dalam negeri memang belum ada Institusi yang bisa mencetak SDM Drilling, biasanya OIL Company mendidik Fresh Graduate untuk dididik jadi Drilling Engineer, sedangkan untuk Tenaga SDM rig umumnya dari Promosi-promosi dan setelah mencapai jenjang Tertentu, Company yang membayar mereka untuk sertifikasi.

Alurnya Sbb : Roustabout ke Roughneck ( Pump Man, Shaker Man ) - Derrick Man - Assistant Driller - Driller - Toolpusher - OIM.
Kalau untuk tenaga Assistan Driller ke bawah Sertifikasi nya cukup dari Dalam Negeri, Migas Cepu etc ( Rigger Migas, Operator Lantai Bor, Juru Bor ) tapi untuk Driller ke atas Wajib lulus uji Well Control dari IWCF ( International Well Control Forum ) dan Tenaga tsb andai tidak lulus berarti dia tidak layak mengemban Posisi tersebut.

4. Lokal dari Migas, sedangkan International dari IWCF, requiremennya dari IADC, International Association Drilling Contractor

5. Lihat jawaban 3, umumnya di Drilling dan Khususnya di Rig, jenjang dari promosi dari level bawah ke atas ( lihat jawaban 3 ) sedang di drilling Dari Drilling engineer ke Drilling Supervisor ( Company Man )

http://www.inter-metrofund.com/banner/imf_banner1.gif
Sang Pangeran18:430 komentar http://www.blogger.com/img/icon18_edit_allbkg.gif

Minggu, 2008 Maret 30

Coiled Tubing

Pertanyaan : (Oran Jacob – Teknik Perminyakan ITB)

Saya dengar, coiled tubing adalah teknologi masa depan pengganti rig. Betulkah itu? Apa saja pemanfaatannya selain pengganti rig? Apa sih materialnya sehingga tubing besi koq bisa digulung seperti itu dan tidak patah? Sudah adakah di Indonesia ?


Jawab By : (Doddy Samperuru – Schlumberger)

Sesuai namanya, Coiled Tubing (CT) adalah tubing (pipa) baja yg bisa digulung, mirip benang/tali berukuran diameter dari 1 sampai 4.5 inci. Pada rig konvensional, pipa/tubing/strings disambung atau diputus satu persatu memakai sambungan ulir. Cara ini memakan waktu yg lebih lama, membutuhkan orang & peralatan yg lebih banyak, resiko HSE yg lebih tinggi, dsb. yg ujung-ujungnya costnya lebih mahal. Karena CT menggunakan tubing yg kontinyu, tidak perlu disambung-sambung, maka kelemahan rig konvensional tadi bisa dihilangkan atau dikurangi. Dan yg lebih penting, faktor safety akan jauh lebih baik.

Secara umum, kelebihan memakai CT:
1. Safety
2. Economic
3. Operational
4. Environmental

Aplikasi CT:
Sarana pengantar fluida (semen, acid, brine, air, diesel, foam, gas nitrogen, sand, dsb.):
Remedial/Squeeze cementing: penyemenan untuk memperbaiki sumur.
Matrix stimulation: stimulasi produksi hidrokarbon memakai fluida acid.
Wellbore fill removal: mengisi atau mengganti fluida dalam sumur.
Well kick-off (nitrogen lifting): menstimulasi fluida formasi untuk berproduksi dgn cara mengisi sumur dgn fluida ringan (fluida bercampur gas nitrogen).
Tubing/well clean-up (CoilCLEAN*): membersihkan tubing dan/atau sumur dari deposit scale, pasir, dsb.
Gravel pack untuk sand-control: menggunakan CT untuk memompa pasir ke dalam sumur.

Kelebihan memakai CT sbg pengantar fluida:
Sirkulasi fluida secara kontinyu.
Tubing yg dapat bebas bergerak naik-turun pada saat treatment. Ujung tubing dapat dipasang suatu alat khusus yg dapat bebas berputar 360o.
Akurasi titik kedalaman untuk penempatan fluida di dalam sumur.
Tidak perlu mengeluarkan completion atau productions strings dari dalam sumur.

Coiled Tubing Drilling (CTD): pemboran sumur menggunakan CT.
CT logging: logging memakai CT, sangat efisien untuk sumur yg high-angled atau horisontal.
CT perforating: perforating memakai CT, sama dgn CT logging.
CT fracturing (CoilFRAC*): fracturing memakai CT, efektif untuk multiple zone fracturing.
REDACoil*: instalasi ESP (Electrical Submersible Pump) memakai CT.
Korelasi kedalaman sumur (DepthLOG*).
Lain-lain.

Spesifikasi material CT:
1. Tahan terhadap H2S.
2. Kuat menahan beban tarik & tekan, burst & collapse pressure.
3. Resistan terhadap korosi & erosi.
4. Harus liat (ductile) agar bisa digulung & bisa keluar-masuk "injector-head".
5. Dapat dilas.
6. Resistan tinggi terhadap fatigue.
7. Punya nilai ekomonis, karena umurnya yg terbatas & harus diganti tiap periode tertentu.

Material yg paling mendekati spesifikasi tsb adalah baja karbon rendah (0.1-0.2% C) dgn campuran unsur lainnya (Mn, P, S, Si, Cr, Cu, Ni, Zr, Cb). Bahan bakunya berbentuk flat strip yg mempunyai panjang 3500ft (1060m). Proses pembuatannya:
Untuk membuat CT dgn panjang lebih dari 3500ft, flat strip ini disambung dgn las (angled weld) terlebih dahulu.
Flat strip ini lalu ditarik memasuki enam pasang forming roller yg secara gradual bentuknya berubah menjadi tubing/silinder.
External bead akibat las kemudian dibuang dgn cara dipotong.
Lalu proses annealing & cooling
Selanjutnya proses sizing memakai milling agar ukurannya tepat seperti yg diinginkan.
Inspeksi untuk mendeteksi defect, dilakukan elektronis secara otomatis.
Heat treatment untuk menghilangkan segala macam tegangan akibat proses-proses sebelumnya. Juga untuk memberi hardness yg merata di seluruh bagian CT.
Cooling & digulung
Pressure testing sebesar 80% dari internal yield value, minimal 15 menit.
Terakhir CT ditiup dgn udara kering untuk mengurangi kelembaban di dalamnya. Lalu digudangkan untuk dikirim ke pemesan.

Sayang sekali, teknologi ini masih dimiliki oleh AS. Semua pabriknya berdomisili di AS walaupun bahan baku flat strip umumnya didatangkan dari Jepang.

Di Indonesia CT sudah lama dipakai oleh berbagai operator E&P. Dari yg simpel sekedar memompa air sampai yg canggih untuk mengebor sumur/CTD (BP-Arco, Vico, TFE), gravel pack (Unocal) & CT Logging (Caltex).

Beberapa bed-time stories:
1. Aplikasi CT:
http://www.slb.com/Hub/index.cfm?id=id1805
http://www.slb.com/Hub/index.cfm?id=id1381865
http://www.slb.com/Hub/brochure/index.cfm?b=connect/production/HPCT&id=id8615
2. Artikel CT: http://www.slb.com/Hub/Docs/connect/reference/oilfield_review/ors94/1094/pdf/p09_23.pdf
http://www.slb.com/Hub/Docs/connect/reference/oilfield_review/ors92/0792/pdf/p45_51.pdf
3. Asosiasi CT Internasional:
http://www.icota.com/
4. Manufaktur CT:
http://www.precision.com, http://www.hydrarig.com/,
http://www.qualitytubing.com/


Tanggapan 2 : (Elwin Rachmat – TotalFinaElf E & P Indonesia)

Ide yang mendukung dikembangkannya coiled tubing sebenarnya adalah
bagaimana melakukan perawatan sumur dengan biaya yang lebih murah dan
lebih cepat tanpa menggunakan rig yang biayanya cukup mahal. Ide ini tidak hanya mendorong dikembangkannya teknologi sistim coiled tubing, tetapi juga mendorong dikembangkannya teknologi sistim snubbing atau yang disebut juga hydraulic work over unit.

Saya akan sedikit menambahkan keterangan umum yang sudah dijelaskan tentang coiled tubing. Disamping itu saya juga ingin menjelaskan sedikit tentang snubbing serta bagaimana perbandingannya dengan coiled tubing.

Seperti colied tubing, snubbing adalah salah satu peralatan untuk melakukan perawatan atau perbaikan sumur atau biasa juga disebut well service tanpa mencabut peralatan peralatan produksi yang sudah terpasang didalam sumur (completion).
Seperti coiled tubing, peralatan snubbing dipasang diatas christmas tree (kepala sumur) dan dapat bekerja tanpa harus membunuh (killing) sumur produksi bila tidak perlukan karena dilengkapi oleh rangkaian pencegah semburan liar (blow out preventer assembly).
Seperti coiled tubing, snubbing bekerja dengan menggunakan pipa yang lebih kecil dari tubing (pipa) produksi yang terpasang sebagai bagian dari completion. Bedanya pipa yang digunakan snubbing untuk bekerja adalah tubing biasa yang berdiameter yang lebih kecil dari pada tubing
produksi.

Memang betul penggunaan tubing kecil (biasa juga disebut macaroni string) yang harus disambung atau dilepas pada ulirnya menyebabkan snubbing lebih lambat dibandingkan dengan coiled tubing, tetapi resiko HSE coiled tubing yang rendah serta biaya coiled tubing yang lebih murah bisa dikatakan tidak tepat atau cenderung dijadikan mitos yang keliru.
Pipa snubbing bisa diinspeksi dengan cara kita menginspeksi tubing secara konvensional. Bila dalam inspeksi terdapat beberapa joints macaroni string tidak dapat dipakai lagi, maka macaroni string yang lainnya masih dapat digunakan.

Berbeda dengan coiled tubing yang tidak dapat diinspeksi
secara konvensional. Bila terdapat kerusakan atau kebocoran pada colied tubing, maka umumnya operator akan meminta keseluruhan coiled tubingnya agar diganti. Tentunya hal ini akan menaikkan biaya coiled tubing secara sangat berarti.

Masih dalam aspek HSE, coiled tubing tidak dibolehkan digunakan untuk mengalirkan gas alam atau minyak bumi didalamnya, karena tidak ada perusahaan jasa coiled tubing yang berani menjamin tidak akan ada kebocoran pada coiled tubing yang masih tergulung pada reelnya di permukaan tanah. Bila terdapat kebocoran hidrokarbon pada reelnya maka resiko kebakaran akan ditanggung oleh keseluruhan peralatan coiled tubing yang berada dipermukaan tanah. Hal ini juga meningkatkan biaya penggunaan coiled tubing bila diperlukan memompa gas inert seperti nitrogen yang mahal harganya.

Resiko lain dengan coiled tubing adalah run away. Run away dapat terjadi pada coiled tubing bila mekanisme yang menahan coiled tubing di permukaan tidak berfungsi sehingga coiled tubing didalam sumur meluncur ke bawah akibat gravitasi sehingga reel dipermukaan tertarik sampai membentur christmas tree yang bisa menimbulkan blow out.

Semua perusahaan jasa coiled tubing berupaya keras untuk menghindari run away, tetapi run away sudah pernah terjadi dan bagaimanapun resiko run away akan tetap ada.

Kelebihan dari snubbing dalam aspek HSE adalah tidak adanya resiko seperti yang dimiliki oleh coiled tubing yang dijelaskan diatas.
Kelebihan snubbing dari segi operasi selain bisa mengalirkan hidrokarbon didalamnya, snubbing dapat dapat memutar pipanya (dimana coiled tubing tidak mungkin melakukannya), dan snubbingpun memiliki kapasitas tarik yang lebih tinggi dibandingkan dengan coiled tubing sehingga dapat melakukan pemancingan (fishing job) atau bahkan melakukan work over (mencabut semua peralatan produksi yang terpasang didalam sumur) dan melakukan recompletion (pemasangan kembali completion).
Bila coiled tubing kadang-kadang dihindari penggunaanya untuk melakukan squeeze cementing (karena coiled tubing sulit dibersihkan dari semen yang menempel didalamnya), maka snubbing yang pipanya mudah dibersihkan adalah sistim yang lebih baik untuk melakukan squeeze cementing.

Dengan kemampuan berputarnya subbing tidak hanya dapat melakukan through tubing drilling, lebih jauh lagi snubbing dapat melakukan well deepening (memperdalam sumur dengan membor dengan cara rotary drilling atau turbo drilling setelah completion dicabut). Sementara itu bila gerakan berputar perlu dilakukan oleh coiled tubing, maka coiled tubing akan menggunakan turbin berukuran kecil yang kehandalannya sering dipertanyakan.

Walaupun TFE sudah pernah melakukan colled tubing drilling, menilai kemampuan snubbing yang lebih besar dari pada coiled tubing saya berpendapat mitos coiled tubing sebagai pengganti rig adalah keliru sebaliknya snubbing adalah sistim yang lebih tepat untuk mitos tersebut.

Selain TFE setahu saya KPS lain yang menggunakan atau pernah menggunakan snubbing adalah Unocal, Vico, BP dan Kondur semuanya dengan tingkat keberhasilan operasi yang tinggi dan biaya yang relatif mudah diperkirakan. Anehnya semua perusahaan jasa snubbing di Indonesia adalah perusahaan nasional sementara semua perusahaan jasa coiled tubing adalah MNC. Perusahaan snubbing nasional ini sudah sempat juga go internasional di Asia dan Eropa, kemungkinan besar mereka dapat bersaing karena sebagian besar pegawai dan expertnya adalah tenaga nasional sehingga overhead costnya relatif rendah. Sayangnya snubbing yang kadang-kadang disebut juga hydraulic work over unit ini kurang dikenal orang karena kurang gencar melakukan promosi atau sosialisasi, sehingga sayapun tidak tahu di web site mana informasi tentang snubbing dapat diperoleh

Hendaknya tulisan saya ini tidak menimbulkan anggapan bahwa saya hanya pro
pada snubbing dan kontra pada coiled tubing. Tetapi saya merasa perlu sedikit menjelaskan apa yang pernah saya lakukan selama belasan tahun dengan baik snubbing maupun coiled tubing di TFE. Yang saya ingin sampaikan adalah agar kita dapat memilih sistim peralatan yang lebih tepat sesuai dengan jenis pekerjaan yang akan dilakukan.

Bagaimanapun juga coiled tubing adalah sistim yang paling baik untuk beberapa jenis pekerjaan seperti stimulasi, well start up ditempat yang tidak memiliki gas alam bertekanan tinggi (sehingga gaslift oleh snubbing tidak dimungkaikan), perforasi dengan coiled tubing (bila electric wireline tidak dapat melakukannya) atau production logging dengan coiled tubing (bila electric wireline atau wireline / slickline unit tidak dapat digunakan).
Sang Pangeran20:400 komentar http://www.blogger.com/img/icon18_edit_allbkg.gif

Mud Logging, Mud Chemical, etc




Pertanyaan : (Mira Permatasari Sucofindo)
1. Apa saja bagian dari Mud Logging?
2. Apa saja bagian dari Mud chemical and Eng. Service?
3. Apa saja bagian dari well logging dan well equip. serv?

Jawaban : (Nugroho Wibisono Teknik Fisika ITB)
Dear Ibu Mira,
Pertanyaan nomor 1.
Saya tidak bergerak dibidang mud logging services, ini setahu saya lho..
Berangkat dari definisi mud logging sendiri :
Mud logging is the process of collecting, analyzing and recording the meaningful solids, fluids, and gasses brought to the surface by the drilling fluid (mud)
Intinya, informasi apa saja sih yg dibawa oleh si lumpur (yg biasa dipakai untuk ngebor) ke permukaan, nah itu semuanya dicatat.
Peralatan mud logging terdiri dari sensor2 utk mengetahui semua keadaan lumpur seperti :
  1. Temperatur lumpur (masuk/keluar)
  2. Debit aliran lumpur (masuk/keluar)
  3. Chromatograph dari lumpur yg keluar (utk mendeteksi gas)
  4. Volume dari mud pit
  5. Casing pressure, stand pipe pressure
  6. Weight of Bit, Mud motor RPM, Hookload
  7. Density (masuk/keluar), ECD (equivalent circulation density)
  8. TVD (true vertical depth), measured depth, ream depth
  9. dll (maaf, saya lupa, soalnya banyak banget)
Nah dari sensor2 itu dikumpulkan kedalam satu DAU (data acquisition unit), dari DAU tsb, informasi2 tsb secara hampir seketika ditampilkan ke 'rumah anjing' (dog house, org lapangan biasanya nyebut gitu) yg biasanya terdapat pada rig pengeboran, juga bisa ke company man office dari pemilik lahan pengeboran. DAU tsb dipasang software utk mengelola informasi tersebut supaya bisa disimpan utk ditampilkan kembali misalnya.


Sang Pangeran20:310 komentar http://www.blogger.com/img/icon18_edit_allbkg.gif

Casing While Drilling (CWD)

Tanya : Apa Maksud dari Casing While Drilling (CWD)

Jawab By:
Doddy Samperuru
CWD adalah proses membor sumur langsung diikuti dgn running casing tanpa harus mengeluarkan drilling assy. Keuntungannya:
  1. Mengurangi drilling flat time: krn sekarang tidak perlu trip-out drill strings & trip-in casing strings.
  2. Casing lebih bisa diset ke depth yg dituju (dgn catatan driling bisa sampai ke TD).
  3. Casing lebih mudah melalui "troublesome zones", seperti water flows, shear zones, fluid loss zones, dsb.: krn sekarang casing bisa langsung diset pada saat drilling.
  4. Mengurangi keharusan memulai membor dgn hole berukuran besar, krn sekarang ukuran casing bisa didesain lebih ramping.
  5. Krn hole size lebih kecil, jumlah lumpur & semen bisa relatif lebih sedikit.
  6. Drilling safety lebih baik.
  7. Pada akhirnya, bisa mengurangi drilling cost & well cost.
Tantangannya:
  1. Bagaimana caranya mengganti drill bit (kalau harus diganti). Kalau bit aus harus ditrip out & bit baru ditrip in, prosesnya harus cepat & reliabel.
  2. BHA jenis apa yg paling efektif ?
  3. Casing connection: apakah thread, weld atau dua2nya, mengingat beban torque & compressive load yg diterima casing akan besar.
  4. Formation evaluation: krn sekarang tak ada lagi open-hole, semuanya cased hole, sementara pada umumnya formation evaluation logging tools didesain utk open-hole. Oleh sebab itu, LWD (Logging-While-Drilling) sangat direkomendasikan. Utk coring, prosesnya harus serentak pada saat drilling.
  5. Teknik penyemenan, harus dimodifikasi krn sekarang ada BHA utk drilling.
  6. Rate-of-penetration: minimal harus sama dgn konvensional ?
  7. Pada saat penggantian BHA, casing harus mampu diputar & dikocok-kocokan, juga lumpur harus bisa disirkulasi.
  8. Well testing: harus dilakukan di open-hole zone.
  9. Drilling rig harus dimodifikasi utk bisa melakukan CWD (harus bisa dipasang wireline winch, memerlukan Top-drive dgn BOP yg terintegrated dgn BOP wireline, block & crown yg khusus, dsb.).
  10. Retrieving BHA banyak dilakukan oleh wireline. Sistem wireline tsb harus reliabel.
  11. Human resources: semua personnel yg terlibat harus ditraining terlebih dahulu.
Di kita, CWD dulu menjadi standard utk pemasangan production liner utk re-entry side-track di lapangan Arun (Mobil Oil).

http://www.inter-metrofund.com/banner/imf_banner1.gif
Sang Pangeran19:470 komentar http://www.blogger.com/img/icon18_edit_allbkg.gif

Semen Untuk Pengeboran

Bagaimana spesifikasi semen yang digunakan dalam industri migas, terutama untuk pengeboran?
Semen pemboran diatur oleh API Specifications 10A (Spesifikasi semen & material untuk penyemenan) & 10B (Pengujian semen pemboran). Standard lainnya adalah ISO 10426-1:2000 & ASTM.
Yang paling banyak diadopsi adalah API Specs 10. Walaupun API Specs 10 ini tidak tersedia gratis (harus dibeli lewat www.api.org dan harganya mahal), biasanya salinannya tersedia di perpustakaan jurusan, atau Teknik Perminyakan kampus-kampus, Lemigas atau juga bagian Labnya pabrik semen (walaupun sebenarnya itu melanggar hak cipta).
Semen ada terbagia menjadi 4 :
  1. type 1 = portlan cement, yang standar;
  2. type 2 = low setting time,
  3. type 3 = fast setting time,
  4. type 4 = durable to sulfate.
Dimana untuk penggunaan di industri migas yang memiliki kandungan sulfate yang besar sehingga digunakan semen type 4.
Sang Pangeran19:460 komentar http://www.blogger.com/img/icon18_edit_allbkg.gif

Step Drilling process

Step Drilling process
A. Rig Selection and Positioning:
Pengeboran lepas pantai bisa dilakukan dengan 3 jenis "kendaraan" atau drilling rig, tergantung pada kedalaman air di tempat tsb:
a. Untuk kedalaman 7 - 15 ft (laut dangkal) biasanya dipakai rig jenis "swamp barge". Caranya yaitu dengan memobilisasi rig ke lokasi sumur, setelah itu rig "ditenggelamkan" dengan cara mengisi ballast tanksnya dengan air. Setelah rig "duduk" di dasar dan "spud can" nya nancep di dasar laut, baru proses pengeboran bisa dimulai. Untuk mencegah rig terdesak arus laut yang kadang2 kuat, biasanya posisi rig distabilkan dulu dengan cara mengikatkan rig pada tiang2 pancang di sekitarnya, sebab apabila tidak stabil dan posisi rig tergeser oleh arus, hal ini bisa bikin problem yang serius, terutama sumur.
b. Untuk kedalaman 15 - 250 ft, biasanya digunakan jack-up rig (biasanya berkaki 3 atau 4, dan ada yang type independent legs dengan spud can di masing2 leg atau ada juga yang non-independent leg dengan type "mat foundation" seperti fondasi telapak). Kaki rig dengan type mat foundation ini biasanya dipakai di daerah2 laut yang mempunyai soft seabed (dasar laut yang empuk sehingga dengan kaki rig type mat amblesnya tidak terlalu dalam).
Rig type jack up bisa digunakan untuk ngebor sumur2 explorasi maupun development (pengembangan).
Tahapan yang paling critical adalah pada saat rig move-in mendekati platform, karena rig harus mendekati platform pada jarak tertentu. Kalau kebablasan, rig bisa nabrak platform dan bisa menyebabkan kerusakan yang significant. Jarak antara rig dan platform sudah ditentukan sesuai design agar rig floor dan derrick yang berada di cantilever deck itu bisa di geser2 (skidding) sehingga mencapai semua well slot yang ada di platform tsb.
Satu platform bisa berisi 4, 6, 9, 12 atau lebih well slots tergantung besarnya platform. Untuk approaching platform tsb biasanya rig dipandu oleh 2 atau 3 towing boats, dan di-support dengan 2 atau 4 anchor yang ada di rig.
Setelah rig dikunci pada final position, barulah kaki2 rig diturunkan dan diberi "beban awal" atau preload dengan cara mengisi tanki2 dengan air. Rig hull nya sendiri hanya dinaikkan sedikit di atas muka laut sampai kaki2 rig itu tidak ambles lagi pada saat 100% preload. Biasanya setelah 3 jam preload test dan rig stabil, "beban awal" itu dibuang dan rig bisa di jack-up sampai pada ketinggian tertentu untuk drilling mode position di atas platform.
Di area BP West Java, leg penetration berkisar antara 25 - 50 ft untuk Arjuna dan Arimbi Field, akan tetapi di Bima Field (daerah Zulu dan sekitar kepulauan Seribu), leg penetrationnya bisa > 100ft karena seabednya yang sangat soft (empuk). Pada kasus deep leg penetration, sering repotnya nanti pada saat rig mau demobilisasi, karena kaki rig itu terperosok sedemikian dalam sehingga it takes time to get them out (biasanya lalu dibantu dengan jetting untuk "membebaskan kaki2 rig tsb).
c. Untuk laut dalam (>250 ft), digunakan drillships (floater) atau semi-submersible.
Drilling rig type floaters biasanya dipakai untuk ngebor sumur2 explorasi karena praktis rig jenis ini gak bisa "nempel" di platform untuk ngebor sumur2 development. Untuk rig jenis ini, biasanya dilengkapi dengan 8 anchor / jangkar, yang tersebar di sekeliling rig. Setelah rig berada di posisi sumur, semua jangkar di-deployed dan di "pretension" sampai dengan 300,000lbs untuk setiap jangkar. Bila jangkar tsb slip pada saat pretension, bisa ditambahkan "piggy back anchor" di belakang jangkar utama. Sama halnya dengan 'preloading' pada type rig jack up, 'pretension' selama mooring operations inipun sangat penting di lakukan pada rig jenis floaters agar nantinya rig benar2 stabil pada saat drilling mode.
Selain itu, rig juga dilengkapi dengan "motion compensator" system untuk mengatasi masalah heave, pitch dan roll pada rig jenis floaters, sehingga posisi rig floor relative stabil terhadap lubang sumur at all times. Bahkan di rig2 modern dewasa ini, rig positioning sudah diatur secara computerized agar tetap stabil on position. Setelah semua urusan moving-in ini selesai, barulah Inul, eh...., rig siap untuk ngebor.
B. Selanjutnya: "Offshore" Drilling Operations:
1. Conductor Pipe / Structure:
Biasanya berukuran 26" atau 30". Masangnya bisa di drive (ditumbuk pake hammer) atau di bor, dipasang dan disemen.
Untuk sumur2 development di platform, conductor2 itu umumnya udah di drive duluan oleh Construction Company di well slots yang ada, sehingga pada saat jack up rig datang tinggal ngebor aja.
a. Untuk type 30" driven pipe / conductor (1" wall thickness):
Biasanya di drive / ditumbuk sampai mentok @ 350 BPF (blows/ft) --> Angka ini dibatasi agar conductor tidak collapse akibat over-driven. Kalau seabed nya keras, ya penetrasinya gak dalam, tapi kalo soft seabed, penetrasinya bisa sampe >150 ft (kayak di Bima field). Untuk ARCO, mereka dulu prefer pake type D-22 Delmag hammer.
Setelah itu, surface BOP (diverter mode) dipasang untuk ngebor lobang berikutnya.
b. Untuk 30" conductor casing for floater:
Biasanya lobang 36" dib or duluan, terus casing 30" dipasang sampai ke bottom, lalu di semen seperti prosedur biasa. Ngebornya pun mungkin pake 26" bit dulu, terus lobang dibuka ke 36" pake underreamer.
Setelah itu dipasang sub-sea BOP stack (diverter mode) sebelum ngebor hole section berikutnya.
Dari point ini sampai terus ke bawah, prosedurnya sama dengan pemboran di darat (On-shore drilling) sebagai bagian dari hasil casing design dan drilling program:
2. Surface Casing:
Ukurannya biasanya 20" atau 18 5/8" atau 13 3/8". Gunanya untuk memprotect "aquifer" dan mencapai casing point dengan formation integrity yang lebih kuat agar bisa tutup BOP bila terjadi well kick. Lobang bisa dibor pake bit
17 1/2" lalu dilebarkan dengan pake 24" hole opener atau underreamer. Lalu casing dipasang sampai bottom dan disemen kayak biasa.
3. Intermediate atau Protective Casing:
Ukurannya biasanya 13 3/8" atau 9 5/8", bahkan kadang2 dipake juga 16" liner bila perlu. Casing ini biasanya dipakai untuk memprotect lobang dari macam2 drilling problems, seperti loss circulation, sloughing shale, caving coal, dan atau abnormal pressure zone. Lobang bisa dibor pake bit 17 1/2" atau 12-1/4". Lalu casing dipasang sampai bottom dan disemen kayak biasa.
4. Production Casing atau Liner:
Biasanya berukuran 9 5/8", 7" atau 5" dan dipakai sebagai selubung terakhir untuk memproduksikan hydrocarbon yang terdapat di belakangnya. Lobang bisa dibor pake bit 12-1/4" atau 8 1/2". Setelah dilakukan logging dan dinyatakan sumur mengandung hydrocarbon, lalu casing atau liner dipasang sampai bottom dan disemen kayak biasa, untuk selanjutnya masuk ke fase testing (Drill Stem Testing) dan atau completion untuk production.
Sang Pangeran03:460 komentar http://www.blogger.com/img/icon18_edit_allbkg.gif

Mud Logging Unit#2

Apa itu mudlogging services?
Mudlogging services adalah salah satu service di lokasi rig yang unitnya biasanya dilengkapi dengan suatu portable laboratory, yang bertugas untuk:
a. mengambil sampel serbuk bor dan menganalisanya (jenis formasi batuan atau lithology, ada hydrocarbon apa enggak, dsb)
b. mengamati dan mengukur kadar gas (dengan alat chromatograph) yang terkandung / terbawa di dalam lumpur pengeboran
c. mencatat semua parameter pengeboran (weight on bit, RPM, pump flow rate, hook load, hole volume, annulus volume, pit volume, mud weight, pore pressure, dsb). Data parameter pengeboran ini sangat penting bagi Company Man, drilling engineer, geologist dsb karena data2 tsb "berbicara" tentang apa yang ada atau apa yang sedang terjadi di sumur tsb.
d. dalam situasi sumur yang sedang bertingkah aneh2, biasanya mudlogger akan mengetahuinya terlebih dahulu melalui warning dari instrumen2 yang ada di mudlogging unit tsb. Setelah itu biasanya mudlogger akan contact driller di rig floor atau mud engineer atau pihak2 yang relevan lainnya, dsb untuk memverifikasi tentang apa yang mungkin sedang terjadi (loss, kick atau hole problem lainnya).
e. membuat mudlog report.. --> ini output (mainly) dari mudlogging services.
f. dsb

Jadi, seorang mudlogger adalah "mata" kita selama proses pengeboran di drilling site. Pengamatan dan report dari mudlogger tsb akan diverifikasi lagi kemudian pada saat itu melakukan wireline logging.

Emergency Response Plan System (ERP):
Mudlogger juga berfungsi sebagai "early warning" system bila akan terjadi kondisi2 yang berpotensi mendatangkan problem di sumur pengeboran tsb. Bisa dibayangkan kalo mudloggernya ngalamun atau tidak melaporkan gejala2 kick (misalnya), akan bisa berakibat fatal karena penanganan yang terlambat.
Sang Pangeran03:450 komentar http://www.blogger.com/img/icon18_edit_allbkg.gif

Driller Vs Drilling Engineer

* Driller adalah orang yang memegang kontrol alat2 bor di rig floor.
Laksana "pilot" di pesawat atau "supir" di mobil, driller bertanggung jawab terhadap pengawasan sepenuhnya semua aktifitas di rig floor. Di tangannya driller memegang "brake" yang mengendalikan sistem pengeboran di rig. Di depan matanya terbentang drilling console yang berisi berbagai instrumen pengeboran (WOB, RPM, Pump Pressure, Torsi, Hook Load, dsb). Selain itu, driller juga harus mengawasi setiap pergerakan dan aktifitas orang2 di sekitarnya. Sebab bila tidak, bisa berakibat fatal bagi orang lain, atau dirinya sendiri dan atau operasi pengeboran secara keseluruhan. Oleh sebab itu, untuk menjadi driller di sebuah rig, adalah wajib hukumnya bagi seorang driller untuk memiliki sertifikat resmi .
Karier seorang driller bisa dimulai dari bawah: selain pendidikan formal di sekolah (minimum SMA), dia bisa juga begerak dari floorman, terus derrick-man/ pump-man, assisten driller dan akhirnya menjadi driller. Tentu untuk setiap tingkatan harus diisi dengan pelatihan2 khusus sebagai tambahan.
* Drilling engineer adalah orang yang membuat well plan berdasarkan data2 seismic, geology dan data2 dari offset wells. Productnya adalah berupa well plan, drilling program dan prosedur, yang nantinya (setelah di approved oleh management atau pihak yang berwenang) akan digunakan oleh Company Man (Drilling Supervisor) di rig untuk melaksanakan drilling project tsb. Drilling engineer merupakan penasehat Company Man terutama dalam hal2 yang berhubungan dengan perhitungan2 engineering, apalagi kalau well plan tidak sesuai dengan keadaan sebenarnya di lapangan.
Drilling engineer umumnya memiliki latar belakang engineering (akademis), seperti teknik mesin, perminyakan, elektro, teknik kimia, teknik sipil, dsb. Drilling engineer umumnya di kantor, dan sekali2 berkunjung ke rig (as required).
Karier seorang drilling supervisor (Company Man) di rig bisa dari jalur driller --> toolpusher --> rig superintendent --> Company Man, atau bisa juga dari jenjang karier drilling engineer ke Company Man. Kedua jalur tsb tentu perlu melalui pelatihan2 tertentu di drilling business, di antaranya harus lulus dari Well Control course yang diadakan oleh institusi yang diakui (yang ini wajib atau mandatory).
Sang Pangeran03:400 komentar http://www.blogger.com/img/icon18_edit_allbkg.gif

Top Drive Vs Kelly

Tanya : apa sajakah benefit dari penggunaan top drive jika dibandingkan dengan kelly??ditinjau dari segi operational dan juga efesiensi biaya??
Jawab:
Menurut Yang saya amati selama ini di rig:
Keuntungan Top Drive:
- Mengurangi waktu make-up pipe, bisa drilling 1 stand sekaligus, untuk kelly harus 3 kali make-up pipe.
- Pipe handling lebih mudah, derrickman lebih menyukai top drive daripada kelly.
- Secara keseluruhan kesimpulannya... drilling lebih cepat....
Kerugiannya:
- Tentu rig yang punya top drive bakal pasang harga lebih mahal daripada hanya kelly.
- Chief mechanic dan chief electrician membenci top drive, karena menambah lagi satu alat yang masuk ke daftar equipment yang butuh maintenance di rig. ... :)
- Dan konon katanya, NPT yang dihasilkan oleh top drive lebih banyak ketimbang NPT kelly-rotary table..
Sang Pangeran03:370 komentar http://www.blogger.com/img/icon18_edit_allbkg.gif

Sabtu, 2008 Maret 29

ITS:Lumpur Lapindo Akibat Salah Prosedur

11/09/07 15:49

ANTARA NEWS


Surabaya (ANTARA News) - Guru besar jurusan Kimia F-MIPA ITS Surabaya, Prof RY Perry Burhan menyatakan, luapan lumpur di kawasan eksplorasi Lapindo Brantas Inc terjadi akibat adanya salah prosedur.

"Lapindo tidak salah dalam eksplorasi, karena di bawah permukaan tanah memang benar ada minyak yang dicari," kata mantan anggota tim bawah permukaan ITS untuk penanganan lumpur panas itu kepada ANTARA News di Surabaya, Selasa.

Bahkan, katanya, Lapindo sebenarnya sudah mengetahui adanya "diapir" (rongga gelembung di perut bumi), sehingga pengeboran harus menghindari "diapir". Sebab bila pengeboran minyak dilakukan tepat di atasnya akan terjadi luapan.

"Tapi, Lapindo tidak tahu ada dimana titik diapir itu, apalagi Lapindo tidak menggunakan casing. Padahal, dua hari sebelumnya (27/5/2006) terjadi gempa di Jogjakarta," katanya mengungkapkan.

Menurut guru besar bidang Geo Kimia Organik itu, luapan lumpur yang terjadi sangat mungkin akibat gesekan dari gempa Jogjakarta, namun hal itu takkan terjadi bila Lapindo melakukan pengeboran dengan menggunakan casing (selubung).

"Pengeboran tanpa casing untuk permukaan bawah tanah yang memiliki diapir akan berbahaya," katanya.

Ia mengatakan, lumpur panas akan terhambat untuk meluap ke atas bila pengeboran Lapindo menggunakan casing saat melakukan pengeboran.

"Tanpa adanya casing membuat lumpur yang berasal dari endapan darat dari kedalaman 4.000-6.000 kaki itu, akhirnya meluap dari rongga di kawasan yang banyak memiliki patahan itu," katanya menjelaskan.

Secara geologis, katanya, Lapindo tidak salah dalam melakukan eksplorasi. Namun, Lapindo secara teknis telah melakukan salah prosedur, karena sudah mengetahui adanya "diapir" di kawasan itu.

Senada dengan itu, Ketua Pusat Studi Bencana (PSB) LPPM ITS Surabaya, Dr Amin Widodo mengemukakan, banyak peneliti asing seperti dari Inggris dan Norwegia menyimpulkan, penyebab lumpur panas di Porong merupakan akibat dari proses pengeboran yang tepat di titik "diapir."

"Titik diapir itu akan menyembur (meluap) dengan sendirinya bila terjadi gesekan dan tekanan. Tapi belum tentu terkait dengan gempa di Yogyakarta, karena gempa Jogjakarta pada 27 Mei 2006 berjarak jauh dari lumpur Lapindo yang muncul pada 29 Mei 2006," katanya.

Lapindo dalam keterangan pers pada 15 Juni 2006 menyatakan, pihaknya mengebor sumur Banjar-Panji-1 dengan memasang casing hingga kedalaman 3.580 kaki, namun mulai kedalaman 3.580 sampai 9.297 kaki "belum" memasang casing.

Rencananya, casing akan dipasang di kedalaman batas antara formasi Kalibeng Bawah dengan formasi Kujung dengan titik temu di kedalaman 9.297 kaki.

Menurut Andang Bachtiar dari IAGI, pihaknya tidak mengenal teknik pengeboran lapisan bumi dengan menembus lapisan terlebih dulu dan setelah tembus (terbuka) lalu casing diturunkan untuk menahan lubang agar tidak runtuh.

"Teknik seperti itu tidak dikenal, apalagi surat Medco (pemegang saham) nomer MGT-088/JKT/06 sudah bocor ke media massa bahwa Medco pada 18 Mei 2006 sudah mengingatkan Lapindo (operator) untuk konsisten pada program, yaitu memasang casing 9-5/8 inchi di kedalaman 8.500 kaki (melindungi lubang 3.580-8.500 kaki)," katanya.

Hingga kini, penyidik Polda Jatim telah menetapkan tujuh BAP untuk 13 tersangka, diantaranya Imam P Agustino (GM Lapindo), Yenny Nawawi (Dirut PT Medici), dan Nur Rohmat Sawulo (Vice President Drilling Service PT Energi Mega Persada), namun BAP masih "bolak-balik" polisi-jaksa. (*)
Sang Pangeran23:120 komentar http://www.blogger.com/img/icon18_edit_allbkg.gif

Minggu, 2008 Maret 09

Casing

Apa itu casing?

By .Doddy Samperuru

Menilik kasus "semburan lumpur panas" di Porong, Sidoarjo,

Casing adalah pipa tubular, umumnya terbuat dari baja, yg dimasukan ke dalam lubang sumur hasil pemboran. Diameter lubang sumur (biasanya disebut "open-hole") lebih besar drpd diamater casing. Gap/ruang antara dinding open-hole dgn casing dinamakan annulus atau annular. Ruang annulus ini nanti diisi campuran semen (disebut "cement slurry"). Setelah mengeras, lapisan semen ini bersama-sama dgn casing baja tadi akan menjadi struktur utama sumur.

Coba saya ulang lagi fungsi dari semen + casing tadi:

1. Yg utama, adalah sebagai "zonal isolation". Lubang sumur akan menembus berbagai lapisan formasi di dalam perut bumi. Ada formasi yg bertekanan rendah, ada yg bertekanan tinggi, ada yg terisi air bersih, ada air asin, ada garam, chicken soup, ada shale, ada pasir, ada yg labil & gampang runtuh, ada yg suka bergerak (!), ada yg suka "makan" semua fluida yg lewat ( :-D ), ada yg berisi hidrokarbon (inilah yg dicari: bisa minyak, bisa gas, bisa campurannya), dsb.

Adalah sangat penting utk tetap menjaga agar semua lapisan formasi tadi tidak saling berkomunikasi & tetap pada tempatnya masing2. Kalau lubang sumur tidak di semen, maka sumur tsb akan menjadi saluran penghubung antara lapisan formasi yg satu dgn yg lain. Sumber air tanah bisa terkontaminasi minyak. Lapisan minyak yg susah2 di dapat bisa hilang dimakan "thief-zone". Formasi berisi gas bertekanan tinggi bisa sangat berbahaya kalau sampai ke permukaan tak terkontrol. Dsb. Utk dapat disemen, casing harus dipasang dulu di lubang sumur. Sebaliknya, tanpa disemen, casing tak berarti apa-apa.

2. Menopang lubang sumur.
3. Menahan beban aksial dari casing & tubular selanjutnya.
4. Menyediakan ruang utk peralatan production/completion.
5. Menopang peralatan wellhead & Christmas Tree.
6. Semen juga melindungi casing baja dari korosi.
7. Dsb.

Utk kasus sumur BP1, kalau memang sumur yg tengah dibor menembus satu lapisan formasi yg bertekanan tinggi sementara berat lumpur pemboran sedang dikurangi (misalnya utk mengurangi loss, yaitu terhisapnya & hilangnya lumpur pemboran ke dalam suatu formasi bertekanan rendah), maka "kick" (yaitu masuknya fluida formasi ke dalam lubang sumur) dapat terjadi & tidak dipengaruhi adanya casing atau tidak. Kalaupun pada saat kick terjadi, sementara casing sudah atau sedang dipasang, yah sama aja bo'ong krn belum disemen. Sebelum disemen & semennya mengeras, lubang sumur belum benar2 aman. Walaupun begitu, kalau proses penyemenan kurang sempurna, maka masih ada kemungkinan "zonal-isolation" tadi tak tercapai.

Jadi, IMO, kesalahan yg mungkin telah terjadi bukanlah "lalai memasang casing", melainkan (1) lalai mengantisipasi adanya high pressure zone, (2) desain lumpur pemboran yg kurang cermat. Hal ini diperburuk dgn adanya saluran2 alami dari lubang sumur ke permukaan, bisa krn adanya fault (patahan), natural fractures or fissures (saluran2 rekahan alami) atau lainnya. Tanpa saluran alami ini, kick kemungkinan akan lebih dapat diatasi di dalam lubang sumur saja. Faktor nomor tiga ini, jangankan PT LB, perusahaan minyak multinasional pun tidak akan berkutik dibuatnya.
Sang Pangeran21:080 komentar http://www.blogger.com/img/icon18_edit_allbkg.gif

Sabtu, 2008 Maret 01

Minyak Bumi

Ada tiga faktor utama dalam pembentukan minyak dan/atau gas bumi, yaitu : Pertama, ada “bebatuan asal” (source rock) yang secara geologis memungkinkan terjadinya pembentukan minyak dan gas bumi.
Skala Waktu Geologi
Kedua, adanya perpindahan (migrasi) hidrokarbon dari bebatuan asal menuju ke “bebatuan reservoir” (reservoir rock), umumnya sandstone atau limestone yang berpori-pori (porous) dan ukurannya cukup untuk menampung hidrokarbon tersebut.
Ketiga, adanya jebakan (entrapment) geologis. Struktur geologis kulit bumi yang tidak teratur bentuknya, akibat pergerakan dari bumi sendiri (misalnya gempa bumi dan erupsi gunung api) dan erosi oleh air dan angin secara terus menerus, dapat menciptakan suatu “ruangan” bawah tanah yang menjadi jebakan hidrokarbon. Kalau jebakan ini dilingkupi oleh lapisan yang impermeable, maka hidrokarbon tadi akan diam di tempat dan tidak bisa bergerak kemana-mana lagi.
Temperatur bawah tanah, yang semakin dalam semakin tinggi, merupakan faktor penting lainnya dalam pembentukan hidrokarbon. Hidrokarbon jarang terbentuk pada temperatur kurang dari 65 oC dan umumnya terurai pada suhu di atas 260 oC. Hidrokarbon kebanyakan ditemukan pada suhu moderat, dari 107 ke 177 oC.

Apa saja komponen-komponen pembentuk minyak bumi ?
Minyak bumi merupakan campuran rumit dari ratusan rantai hidrokarbon, yang umumnya tersusun atas 85% karbon (C) dan 15% hidrogen (H). Selain itu, juga terdapat bahan organik dalam jumlah kecil dan mengandung oksigen (O), sulfur (S) atau nitrogen (N).
Apakah ada perbedaan dari jenis-jenis minyak bumi ?. Ya, ada 4 macam yang digolongkan menurut umur dan letak kedalamannya, yaitu: young-shallow, old-shallow, young-deep dan old-deep. Minyak bumi young-shallow biasanya bersifat masam (sour), mengandung banyak bahan aromatik, sangat kental dan kandungan sulfurnya tinggi. Minyak old-shallow biasanya kurang kental, titik didih yang lebih rendah, dan rantai paraffin yang lebih pendek. Old-deep membutuhkan waktu yang paling lama untuk pemrosesan, titik didihnya paling rendah dan juga viskositasnya paling encer. Sulfur yang terkandung dapat teruraikan menjadi H2S yang dapat lepas, sehingga old-deep adalah minyak mentah yang dikatakan paling “sweet”. Minyak semacam inilah yang paling diinginkan karena dapat menghasilkan bensin (gasoline) yang paling banyak.

Berapa lama waktu yang dibutuhkan untuk membentuk minyak bumi ?
Sekitar 30-juta tahun di pertengahan jaman Cretaceous, pada akhir jaman dinosaurus, lebih dari 50% dari cadangan minyak dunia yang sudah diketahui terbentuk. Cadangan lainnya bahkan diperkirakan lebih tua lagi. Dari sebuah fosil yang diketemukan bersamaan dengan minyak bumi dari jaman Cambrian, diperkirakan umurnya sekitar 544 sampai 505-juta tahun yang lalu.
Para geologis umumnya sependapat bahwa minyak bumi terbentuk selama jutaan tahun dari organisme, tumbuhan dan hewan, berukuran sangat kecil yang hidup di lautan purba. Begitu organisme laut ini mati, badannya terkubur di dasar lautan lalu tertimbun pasir dan lumpur, membentuk lapisan yang kaya zat organik yang akhirnya akan menjadi batuan endapan (sedimentary rock). Proses ini berulang terus, satu lapisan menutup lapisan sebelumnya. Lalu selama jutaan tahun berikutnya, lautan di bumi ada yang menyusut atau berpindah tempat.
Deposit yang membentuk batuan endapan umumnya tidak cukup mengandung oksigen untuk mendekomposisi material organik tadi secara komplit. Bakteri mengurai zat ini, molekul demi molekul, menjadi material yang kaya hidrogen dan karbon. Tekanan dan temperatur yang semakin tinggi dari lapisan bebatuan di atasnya kemudian mendistilasi sisa-sisa bahan organik, lalu pelan-pelan mengubahnya menjadi minyak bumi dan gas alam. Bebatuan yang mengandung minyak bumi tertua diketahui berumur lebih dari 600-juta tahun. Yang paling muda berumur sekitar 1-juta tahun. Secara umum bebatuan dimana diketemukan minyak berumur antara 10-juta dan 270-juta tahun.


Bagaimana caranya menemukan minyak bumi ?
Ada berbagai macam cara : observasi geologi, survei gravitasi, survei magnetik, survei seismik, membor sumur uji, atau dengan educated guess dan faktor keberuntungan.
Survei gravitasi : metode ini mengukur variasi medan gravitasi bumi yang disebabkan perbedaan densitas material di struktur geologi kulit bumi.
Survei magnetik : metode ini mengukur variasi medan magnetik bumi yang disebabkan perbedaan properti magnetik dari bebatuan di bawah permukaan.
Kedua survei ini biasanya dilakukan di wilayah yang luas seperti misalnya suatu cekungan (basin). Dari hasil pemetaan ini, baru metode seismik umumnya dilakukan.
Survei seismik menggunakan gelombang kejut (shock-wave) buatan yang diarahkan untuk melalui bebatuan menuju target reservoir dan daerah sekitarnya. Oleh berbagai lapisan material di bawah tanah, gelombang kejut ini akan dipantulkan ke permukaan dan ditangkap oleh alat receivers sebagai pulsa tekanan (oleh hydrophone di daerah perairan) atau sebagai percepatan (oleh geophone di darat). Sinyal pantulan ini lalu diproses secara digital menjadi sebuah peta akustik bawah permukaan untuk kemudian dapat diinterpretasikan.


Aplikasi metode seismik :
  1. Tahap eksplorasi : untuk menentukan struktur dan stratigrafi endapan dimana sumur nanti akan digali.
  2. Tahap penilaian dan pengembangan : untuk mengestimasi volume cadangan hidrokarbon dan untuk menyusun rencana pengembangan yang paling baik.
  3. Pada fase produksi : untuk memonitor kondisi reservoir, seperti menganalisis kontak antar fluida reservoir (gas-minyak-air), distribusi fluida dan perubahan tekanan reservoir.
Skema pengerjaan seismik di laut


Setelah kita yakin telah menemukan minyak, apa selanjutnya ?
Setelah mengevaluasi reservoir, selanjutnya tahap mengembangkan reservoir. Yang pertama dilakukan adalah membangun sumur (well-construction) meliputi pemboran (drilling), memasang tubular sumur (casing) dan penyemenan (cementing). Lalu proses completion untuk membuat sumur siap digunakan. Proses ini meliputi perforasi yaitu pelubangan dinding sumur; pemasangan seluruh pipa-pipa dan katup produksi beserta asesorinya untuk mengalirkan minyak dan gas ke permukaan; pemasangan kepala sumur (wellhead atau chrismast tree) di permukaan; pemasangan berbagai peralatan keselamatan, pemasangan pompa kalau diperlukan, dsb. Jika dibutuhkan, metode stimulasi juga dilakukan dalam fase ini. Selanjutnya well-evaluation untuk mengevaluasi kondisi sumur dan formasi di dalam sumur. Teknik yang paling umum dinamakan logging yang dapat dilakukan pada saat sumur masih dibor ataupun sumurnya sudah jadi.


Ada berapa macam jenis sumur ?
Di dunia perminyakan umumnya dikenal tiga macam jenis sumur :
Pertama, sumur eksplorasi (sering disebut juga wildcat) yaitu sumur yang dibor untuk menentukan apakah terdapat minyak atau gas di suatu tempat yang sama sekali baru.
Jika sumur eksplorasi menemukan minyak atau gas, maka beberapa sumur konfirmasi (confirmation well) akan dibor di beberapa tempat yang berbeda di sekitarnya untuk memastikan apakah kandungan hidrokarbonnya cukup untuk dikembangkan.
Ketiga, sumur pengembangan (development well) adalah sumur yang dibor di suatu lapangan minyak yang telah eksis. Tujuannya untuk mengambil hidrokarbon semaksimal mungkin dari lapangan tersebut.
Istilah persumuran lainnya :
  • Sumur produksi : sumur yang menghasilkan hidrokarbon, baik minyak, gas ataupun keduanya. Aliran fluida dari bawah ke atas.
  • Sumur injeksi : sumur untuk menginjeksikan fluida tertentu ke dalam formasi (lihat Enhanced Oil Recovery di bagian akhir). Aliran fluida dari atas ke bawah.
  • Sumur vertikal : sumur yang bentuknya lurus dan vertikal.
  • Sumur berarah (deviated well, directional well) : sumur yang bentuk geometrinya tidak lurus vertikal, bisa berbentuk huruf S, J atau L.
  • Sumur horisontal : sumur dimana ada bagiannya yang berbentuk horisontal. Merupakan bagian dari sumur berarah.


Apakah rig ? Apa saja jenis-jenisnya ?
Rig adalah serangkaian peralatan khusus yang digunakan untuk membor sumur atau mengakses sumur. Ciri utama rig adalah adanya menara yang terbuat dari baja yang digunakan untuk menaik-turunkan pipa-pipa tubular sumur.
Umumnya, rig dikategorikan menjadi dua macam menurut tempat beroperasinya :
  1. Rig darat (land-rig) : beroperasi di darat.
  2. Rig laut (offshore-rig) : beroperasi di atas permukaan air (laut, sungai, rawa-rawa, danau atau delta sungai).

Ada bermacam-macam offshore-rig yang digolongkan berdasarkan kedalaman air :
  1. Swamp barge : kedalaman air maksimal 7m saja. Sangat umum dipakai di daerah rawa-rawa atau delta sungai.
  2. Tender barge : mirip swamp barge tetapi di pakai di perairan yang lebih dalam.
  3. Jackup rig : platform yang dapat mengapung dan mempunyai tiga atau empat “kaki” yang dapat dinaik-turunkan. Untuk dapat dioperasikan, semua kakinya harus diturunkan sampai menginjak dasar laut. Terus badan rig akan diangkat sampai di atas permukaan air sehingga bentuknya menjadi semacam platform tetap. Untuk berpindah dari satu tempat ke tempat lain, semua kakinya haruslah dinaikan terlebih dahulu sehingga badan rig mengapung di atas permukaan air. Lalu rig ini ditarik menggunakan beberapa kapal tarik ke lokasi yang dituju. Kedalaman operasi rig jackup adalah dari 5m sampai 200m.
  4. Drilling jacket : platform struktur baja, umumnya berukuran kecil dan cocok dipakai di laut tenang dan dangkal. Sering dikombinasikan dengan rig jackup atau tender barge.
  5. Semi-submersible rig : sering hanya disebut “semis” merupakan rig jenis mengapung. Rig ini “diikat” ke dasar laut menggunakan tali mooring dan jangkar agar posisinya tetap di permukaan. Dengan menggunakan thruster, yaitu semacam baling-baling di sekelilingnya, rig semis mampu mengatur posisinya secara dinamis. Rig semis sering digunakan jika lautnya terlalu dalam untuk rig jackup. Karena karakternya yang sangat stabil, rig ini juga popular dipakai di daerah laut berombak besar dan bercuaca buruk.
  6. Drill ship : prinsipnya menaruh rig di atas sebuah kapal laut. Sangat cocok dipakai di daerah laut dalam. Posisi kapal dikontrol oleh sistem thruster berpengendali komputer. Dapat bergerak sendiri dan daya muatnya yang paling banyak membuatnya sering dipakai di daerah terpencil atau jauh dari darat.

Dari fungsinya, rig dapat digolongkan menjadi dua macam :
  1. Drilling rig : rig yang dipakai untuk membor sumur, baik sumur baru, cabang sumur baru maupun memperdalam sumur lama.
  2. Workover rig : fungsinya untuk melakukan sesuatu terhadap sumur yang telah ada, misalnya untuk perawatan, perbaikan, penutupan, dsb.
Land rig
Swamp barge di delta sungai Mahakam, Kalimantan Timur
Jackup rig dengan platform jacket (gambar dari slb.com)
Semi-submersible rig dengan platform jacket
Drill Ship
Apa saja komponen rig ?
Komponen rig dapat digolongkan menjadi lima bagian besar :
  1. Hoisting system : fungsi utamanya menurunkan dan menaikkan tubular (pipa pemboran, peralatan completion atau pipa produksi) masuk-keluar lubang sumur. Menara rig (mast atau derrick) termasuk dalam sistem ini.
  2. Rotary system : berfungsi untuk memutarkan pipa-pipa tersebut di dalam sumur. Pada pemboran konvensional, pipa pemboran (drill strings) memutar mata-bor (drill bit) untuk menggali sumur.
  3. Circulation system : untuk mensirkulasikan fluida pemboran keluar masuk sumur dan menjaga agar properti lumpur seperti yang diinginkan. Sistem ini meliputi (1) pompa tekanan tinggi untuk memompakan lumpur keluar masuk-sumur dan pompa tekanan rendah untuk mensirkulasikannya di permukaan, (2) peralatan untuk mengkondisikan lumpur: shale shaker berfungsi untuk memisahkan solid hasil pemboran (cutting) dari lumpur; desander untuk memisahkan pasir; degasser untuk mengeluarkan gas, desilter untuk memisahkan partikel solid berukuran kecil, dsb.
  4. Blowout prevention system : peralatan untuk mencegah blowout (meledaknya sumur di permukaan akibat tekanan tinggi dari dalam sumur). Yang utama adalah BOP (Blow Out Preventer) yang tersusun atas berbagai katup (valve) dan dipasang di kepala sumur (wellhead).
  5. Power system : yaitu sumber tenaga untuk menggerakan semua sistem di atas dan juga untuk suplai listrik. Sebagai sumber tenaga, biasanya digunakan mesin diesel berkapasitas besar.

Skematik rig secara ringkas
Skematik sederhana dari circulation system di rig
Mengapa digunakan lumpur untuk pemboran ?
Lumpur umumnya campuran dari tanah liat (clay), biasanya bentonite, dan air yang digunakan untuk membawa cutting ke atas permukaan. Lumpur berfungsi sebagai lubrikasi dan medium pendingin untuk pipa pemboran dan mata bor. Lumpur merupakan komponen penting dalam pengendalian sumur (well-control), karena tekanan hidrostatisnya dipakai untuk mencegah fluida formasi masuk ke dalam sumur. Lumpur juga digunakan untuk membentuk lapisan solid sepanjang dinding sumur (filter-cake) yang berguna untuk mengontrol fluida yang hilang ke dalam formasi (fluid-loss).

Bagaimana pengerjaan pemboran sumur dilakukan ?
Pemboran sumur dilakukan dengan mengkombinasikan putaran dan tekanan pada mata bor. Pada pemboran konvensional, seluruh pipa bor diputar dari atas permukaan oleh alat yang disebut turntable. Turntable ini diputar oleh mesin diesel, baik secara elektrik ataupun transmisi mekanikal. Dengan berputar, roda gerigi di mata bor akan menggali bebatuan. Daya dorong mata bor diperoleh dari berat pipa bor. Semakin dalam sumur dibor, semakin banyak pipa bor yang dipakai dan disambung satu persatu. Selama pemboran lumpur dipompakan dari pompa lumpur masuk melalui dalam pipa bor ke bawah menuju mata bor. Nosel di mata bor akan menginjeksikan lumpur tadi keluar dengan kecepatan tinggi yang akan membantu menggali bebatuan. Kemudian lumpur naik kembali ke permukaan lewat annulus, yaitu celah antara lubang sumur dan pipa bor, membawa cutting hasil pemboran.
Gambar mata bor pada saat pemboran sumur
Mengapa pengerjaan logging dilakukan ?
Logging adalah teknik untuk mengambil data-data dari formasi dan lubang sumur dengan menggunakan instrumen khusus. Pekerjaan yang dapat dilakukan meliputi pengukuran data-data properti elektrikal (resistivitas dan konduktivitas pada berbagai frekuensi), data nuklir secara aktif dan pasif, ukuran lubang sumur, pengambilan sampel fluida formasi, pengukuran tekanan formasi, pengambilan material formasi (coring) dari dinding sumur, dsb.
Logging tool (peralatan utama logging, berbentuk pipa pejal berisi alat pengirim dan sensor penerima sinyal) diturunkan ke dalam sumur melalui tali baja berisi kabel listrik ke kedalaman yang diinginkan. Biasanya pengukuran dilakukan pada saat logging tool ini ditarik ke atas. Logging tool akan mengirim sesuatu “sinyal” (gelombang suara, arus listrik, tegangan listrik, medan magnet, partikel nuklir, dsb.) ke dalam formasi lewat dinding sumur. Sinyal tersebut akan dipantulkan oleh berbagai macam material di dalam formasi dan juga material dinding sumur. Pantulan sinyal kemudian ditangkap oleh sensor penerima di dalam logging tool lalu dikonversi menjadi data digital dan ditransmisikan lewat kabel logging ke unit di permukaan. Sinyal digital tersebut lalu diolah oleh seperangkat komputer menjadi berbagai macam grafik dan tabulasi data yang diprint pada continuos paper yang dinamakan log. Kemudian log tersebut akan diintepretasikan dan dievaluasi oleh geologis dan ahli geofisika. Hasilnya sangat penting untuk pengambilan keputusan baik pada saat pemboran ataupun untuk tahap produksi nanti.
Contoh log. Berbagai parameter digrafikan menggunakan warna. Angka di sebelah kanan menunjukkan letak kedalaman sumur. (gambar dari slb.com)
Logging-While-Drilling (LWD) adalah pengerjaan logging yang dilakukan bersamaan pada saat membor. Alatnya dipasang di dekat mata bor. Data dikirimkan melalui pulsa tekanan lewat lumpur pemboran ke sensor di permukaan. Setelah diolah lewat serangkaian komputer, hasilnya juga berupa grafik log di atas kertas. LWD berguna untuk memberi informasi formasi (resistivitas, porositas, sonic dan gamma-ray) sedini mungkin pada saat pemboran.
Mud logging adalah pekerjaan mengumpulkan, menganalisis dan merekam semua informasi dari partikel solid, cairan dan gas yang terbawa ke permukaan oleh lumpur pada saat pemboran. Tujuan utamanya adalah untuk mengetahui berbagai parameter pemboran dan formasi sumur yang sedang dibor.

Ilustrasi pengerjaan logging di darat. (gambar dari slb.com)
Mengapa sumur harus disemen ?
Penyemenan sumur digolongkan menjadi dua bagian :
Pertama, primary cementing, yaitu penyemenan pada saat sumur sedang dibuat. Sebelum penyemenan ini dilakukan, casing dipasang dulu sepanjang lubang sumur. Campuran semen (semen + air + aditif) dipompakan ke dalam annulus (ruang/celah antara dua tubular yang berbeda ukuran, bisa casing dengan lubang sumur, bisa casing dengan casing). Fungsi utamanya untuk pengisolasian berbagai macam lapisan formasi sepanjang sumur agar tidak saling berkomunikasi. Fungsi lainnya menahan beban aksial casing dengan casing berikutnya, menyokong casing dan menyokong lubang sumur (borehole).
Kedua, remedial cementing, yaitu penyemenan pada saat sumurnya sudah jadi. Tujuannya bermacam-macam, bisa untuk mereparasi primary cementing yang kurang sempurna, bisa untuk menutup berbagai macam lubang di dinding sumur yang tidak dikehendaki (misalnya lubang perforasi yang akan disumbat, kebocoran di casing, dsb.), dapat juga untuk menyumbat lubang sumur seluruhnya.
Semen yang digunakan adalah semen jenis Portland biasa. Dengan mencampurkannya dengan air, jadilah bubur semen (cement slurry). Ditambah dengan berbagai macam aditif, properti semen dapat divariasikan dan dikontrol sesuai yang dikehendaki.
Semen, air dan bahan aditif dicampur di permukaan dengan memakai peralatan khusus. Sesudah menjadi bubur semen, lalu dipompakan ke dalam sumur melewati casing. Kemudian bubur semen ini didorong dengan cara memompakan fluida lainnya, seringnya lumpur atau air, terus sampai ke dasar sumur, keluar dari ujung casing masuk lewat annulus untuk naik kembali ke permukaan. Diharapkan seluruh atau sebagian dari annulus ini akan terisi oleh bubur semen. Setelah beberapa waktu dan semen sudah mengeras, pemboran bagian sumur yang lebih dalam dapat dilanjutkan.

Suasana pekerjaan penyemenan di suatu lokasi darat. Semua material & peralatan umumnya dibawa oleh truk dan trailer. (gambar dari slb.com)
Untuk apa directional drilling dilakukan ? Secara konvensional sumur dibor berbentuk lurus mendekati arah vertikal. Directional drilling (pemboran berarah) adalah pemboran sumur dimana lubang sumur tidak lurus vertikal, melainkan terarah untuk mencapai target yang diinginkan.
Tujuannya dapat bermacam-macam :
  1. Sidetracking : jika ada rintangan di depan lubang sumur yang akan dibor, maka lubang sumur dapat dielakkan atau dibelokan untuk menghindari rintangan tersebut.
  2. Jikalau reservoir yang diinginkan terletak tepat di bawah suatu daerah yang tidak mungkin dilakukan pemboran, misalnya kota, pemukiman penduduk, suaka alam atau suatu tempat yang lingkungannya sangat sensitif. Sumur dapat mulai digali dari tempat lain dan diarahkan menuju reservoir yang bersangkutan.
  3. Untuk menghindari salt-dome (formasi garam yang secara kontinyu terus bergerak) yang dapat merusak lubang sumur. Sering hidrokarbon ditemui dibawah atau di sekitar salt-dome. Pemboran berarah dilakukan untuk dapat mencapai reservoir tersebut dan menghindari salt-dome.
  4. Untuk menghindari fault (patahan geologis).
  5. Untuk membuat cabang beberapa sumur dari satu lubung sumur saja di permukaan.
  6. Untuk mengakses reservoir yang terletak di bawah laut tetapi rignya terletak didarat sehingga dapat lebih murah.
  7. Umumnya di offshore, beberapa sumur dapat dibor dari satu platform yang sama sehingga lebih mudah, cepat dan lebih murah.
  8. Untuk relief well ke sumur yang sedang tak terkontrol (blow-out).
  9. Untuk membuat sumur horizontal dengan tujuan menaikkan produksi hidrokarbon.
  10. Extended reach : sumur yg mempunyai bagian horizontal yang panjangnya lebih dari 5000m.
  11. Sumur multilateral : satu lubang sumur di permukaan tetapi mempunyai beberapa cabang secara lateral di bawah, untuk dapat mengakses beberapa formasi hidrokarbon yang terpisah.
Pemboran berarah dapat dikerjakan dengan peralatan membor konvensional, dimana pipa bor diputar dari permukaan untuk memutar mata bor di bawah. Kelemahannya, sudut yang dapat dibentuk sangat terbatas. Pemboran berarah sekarang lebih umum dilakukan dengan memakai motor berpenggerak lumpur (mud motor) yang akan memutar mata bor dan dipasang di ujung pipa pemboran. Seluruh pipa pemboran dari permukaan tidak perlu diputar, pipa pemboran lebih dapat “dilengkungkan” sehingga lubang sumur dapat lebih fleksibel untuk diarahkan.

Apakah perforating ?
Perforasi (perforating) adalah proses pelubangan dinding sumur (casing dan lapisan semen) sehingga sumur dapat berkomunikasi dengan formasi. Minyak atau gas bumi dapat mengalir ke dalam sumur melalui lubang perforasi ini.
Perforating gun yang berisi beberapa shaped-charges diturunkan ke dalam sumur sampai ke kedalaman formasi yang dituju. Shaped-charges ini kemudian diledakan dan menghasilkan semacam semburan jet campuran fluida cair dan gas dari bahan metal bertekanan tinggi (jutaan psi) dan kecepatan tinggi (7000 m/s) yang mampu menembus casing baja dan lapisan semen. Semua proses ini terjadi dalam waktu yang sangat singkat (17ms).
Perforasi dapat dilakukan secara elektrikal dengan menggunakan peralatan logging atau juga secara mekanikal lewat tubing (TCP-Tubing Conveyed Perforations).

Image:Perforating.jpg
(A) Perforating gun berisi shaped-charges diturunkan ke dalam sumur sampai ke formasi yang dituju.
(B) Shaped-charges diledakan membuat beberapa lubang di casing dan lapisan semen.
(C) Fluida formasi mengalir melalui lubang perforasi ini naik ke permukaan. (gambar dari A Primer of Oilwell Drilling)



Apa artinya Well Testing ?
Well testing adalah metode untuk mendapatkan berbagai properti dari reservoir secara dinamis dan hasilnya lebih akurat dalam jangka panjang.
Tujuannya:
  • Untuk memastikan apakah sumur akan mengalir dan berproduksi.
  • Untuk mengetahui berapa banyak kandungan hidrokarbon di dalam reservoir dan kualitasnya.
  • Untuk memperkirakan berapa lama reservoirnya akan berproduksi dan berapa lama akan menghasilkan keuntungan secara ekonomi.
Teknik ini dilakukan dengan mengkondisikan reservoir ke keadaan dinamis dengan cara memberi gangguan sehingga tekanan reservoirnya akan berubah. Jika reservoirnya sudah/sedang berproduksi, tes dilakukan dengan cara menutup sumur untuk mematikan aliran fluidanya. Teknik ini disebut buildup test. Jika reservoirnya sudah lama idle, maka sumur dialirkan kembali. Teknik ini disebut drawdown test.



Apakah tujuan stimulasi ?
Stimulasi (stimulation) adalah proses mekanikal dan/atau chemical yang ditujukan untuk menaikan laju produksi dari suatu sumur. Metode stimulasi dapat dikategorikan tiga macam yang semuanya memakai fluida khusus yang dipompakan ke dalam sumur.
Pertama, wellbore cleanup. Fluida treatment dipompakan hanya ke dalam sumur, tidak sampai ke formasi. Tujuan utamanya untuk membersihkan lubang sumur dari berbagai macam kotoran, misalnya deposit asphaltene, paraffin, penyumbatan pasir, dsb. Fluida yang digunakan umumnya campuran asam (acid) karena sifatnya yang korosif.
Yang kedua adalah yang disebut stimulasi matriks. Fluida diinjeksikan ke dalam formasi hidrokarbon tanpa memecahkannya. Fluida yang dipakai juga umumnya campuran asam. Fluida ini akan “memakan” kotoran di sekitar lubang sumur dan membersihkannya sehingga fluida hidrokarbon akan mudah mengalir masuk ke dalam lubang sumur.
Teknik ketiga dinamakan fracturing; fluida diinjeksikan ke dalam formasi dengan laju dan tekanan tertentu sehingga formasi akan pecah atau merekah. Pada propped fracturing, material proppant (mirip pasir) digunakan untuk menahan rekahan formasi agar tetap terbuka. Sementara pada acid fracturing, fluida campuran asam digunakan untuk melarutkan material formasi di sekitar rekahan sehingga rekahan tersebut menganga terbuka. Rekahan ini akan menjadi semacam jalan tol berkonduktivitas tinggi dimana fluida hidrokarbon dapat mengalir dengan lebih optimum masuk ke dalam sumur.
Image:Fracturing.jpgSuatu pekerjaan stimulasi (fracturing) di lokasi darat. Puluhan peralatan digunakan sesuai kriteria desain fracturing. (gambar dari slb.com)


Apakah yang dimaksud dengan artificial lift ?Artificial lift adalah metode untuk mengangkat hidrokarbon, umumnya minyak bumi, dari dalam sumur ke atas permukaan. Ini biasanya dikarenakan tekanan reservoirnya tidak cukup tinggi untuk mendorong minyak sampai ke atas ataupun tidak ekonomis jika mengalir secara alamiah.
Artificial lift umumnya terdiri dari lima macam yang digolongkan menurut jenis peralatannya.
Pertama adalah yang disebut subsurface electrical pumping, menggunakan pompa sentrifugal bertingkat yang digerakan oleh motor listrik dan dipasang jauh di dalam sumur.

Image:Sub_surface.jpgSub-surface electrical pumping system (gambar dari slb.com)
Yang kedua adalah sistem gas lifting, menginjeksikan gas (umumnya gas alam) ke dalam kolom minyak di dalam sumur sehingga berat minyak menjadi lebih ringan dan lebih mampu mengalir sampai ke permukaan.
Image:Gas_lifting.jpgGas lifting system (gambar dari slb.com)

Teknik ketiga dengan menggunakan pompa elektrikal-mekanikal yang dipasang di permukaan yang umum disebut sucker rod pumping atau juga beam pump. Menggunakan prinsip katup searah (check valve), pompa ini akan mengangkat fluida formasi ke permukaan. Karena pergerakannya naik turun seperti mengangguk, pompa ini terkenal juga dengan julukan pompa angguk.
Image:Beam_pump.jpgBeam pump (gambar dari slb.com)

Metode keempat disebut sistem jet pump. Fluida dipompakan ke dalam sumur bertekanan tinggi lalu disemprotkan lewat nosel ke dalam kolom minyak. Melewati lubang nosel, fluida ini akan bertambah kecepatan dan energi kinetiknya sehingga mampu mendorong minyak sampai ke permukaan.
Terakhir, sistem yang memakai progressive cavity pump (sejenis dengan mud motor). Pompa dipasang di dalam sumur tetapi motor dipasang di permukaan. Keduanya dihubungkan dengan batang baja yang disebut sucker rod.
Image:Jet_pump.jpgSistem jet pump (gambar dari slb.com)

Image:Cavity_pump.jpgSistem progressive cavity pump (gambar dari slb.com)


Apa yang dimaksud dengan Enhanced Oil Recovery ?
EOR merupakan teknik lanjutan untuk mengangkat minyak jika berbagai teknik dasar sudah dilakukan tetapi hasilnya tidak seperti yang diharapkan atau tidak ekonomis. Ada tiga macam teknik EOR yang umum :
  1. Teknik termal : menginjeksikan fluida bertemperatur tinggi ke dalam formasi untuk menurunkan viskositas minyak sehingga mudah mengalir. Dengan menginjeksikan fluida tersebut, juga diharapkan tekanan reservoir akan naik dan minyak akan terdorong ke arah sumur produksi. Merupakan teknik EOR yang paling popular. Seringnya menggunakan air panas (water injection) atau uap air (steam injection).
  2. Teknik chemica l: menginjeksikan bahan kimia berupa surfactant atau bahan polimer untuk mengubah properti fisika dari minyak ataupun fluida yang dipindahkan. Hasilnya, minyak dapat lebih mudah mengalir.
  3. Proses miscible : menginjeksikan fluida pendorong yang akan bercampur dengan minyak untuk lalu diproduksi. Fluida yang digunakan misalnya larutan hidrokarbon, gas hidrokarbon, CO2 ataupun gas nitrogen.
Image:Skematik_eor.jpg

Selain bahan bakar, apa saja yang dapat dibuat dari minyak dan gas ?
Ban mobil, disket komputer, kantung plastik, sandal, tali nilon, boneka, bandage, colokan listrik, crayon warna, atap rumah, skrin teras rumah, kamera, lem, foto, kapsul untuk obat, aspirin, pupuk, tuts piano, lipstik, jam digital, gantole, kacamata, kartu kredit, balon, shampo, bola golf, cat rumah, lensa kontak, antiseptik, piring, cangkir, tenda, deodorant, pasta gigi, obat serangga, CD, gorden bak mandi, pengering rambut, parfum, bola sepak, pakaian, krim pencukur jenggot, tinta, koper, pelampung, pewarna buatan, kacamata keselamatan, pakaian dalam, lilin, payung, mobil-mobilan, keyboard komputer, pengawet makanan, pulpen …. dan lain-lain tak terhitung lagi banyaknya.
Kontributor : Doddy Samperuru Schlumberger
Diperoleh dari : wiki Migas Indonesia



Sang Pangeran01:080 komentar http://www.blogger.com/img/icon18_edit_allbkg.gif

Senin, 2008 Februari 25

Peralatan Pemboran Lepas Pantai

Peralatan Pemboran Lepas Pantai


Sistem peralatan pemboran lepas pantai pada prinsipnya adalah merupakan perkembangan dari sistem peralatan pemboran di darat, maka metoda operasi lepas pantai membutuhkan teknologi yang baru dan biaya operasi yang mahal, karena kondisi lingkungan laut sama sekali berbeda dengan kondisi ligkungan darat, dimana mungkin dalam air laut, semakin berat juga kondisi lingkungan laut tersebut untuk melaksanakan operasi pemboran lepas pantai.

Peralatan mutlak yang harus ada dalam operasi pemboran lepas pantai adalah sebuah struktur anjungan (platform) sebagai tempat untuk meletakkan peralatan pemboran. Kondisi lingkungan laut berpengaruh terhadap pemilihan jenis platform. Jenis platform secara umum dapat diklasifikasikan menjadi dua kelompok, yaitu : Fixed Platform dan Mobile Platform.

1. FIXED PLATFORM

Fixed platform (anjungan permanen) merupakan “dataran” buatan. Rig berada di platform sampai operasi pemboran selesai. Semua keperluan peralatan dan material berada di platform. Fixed platform ini cukup stabil dan tidak terpengaruh cuaca. Platform ini banyak digunakan untuk operasi pemboran pada laut dangkal, misalnya : Laut Jawa. Tetapi sekarang telah dikembangkan untuk lautdalam, misalnya : Laut Utara. Operasi pemboran pelaksanaannya seperti di darat, hanya lokasi yang tersedia sangat terbatas. Penyelesaian sumur (well completion) dengan conventioanal wellhead dan chrismast tree pada platform.

2. MOBILE PLATFORM

A. Bottom Supported Platform

Drilling Barge.

Drilling Barge di operasikan untuk pemboran di daerah rawa atau laut yang sangat dangkal. Barge ini duduk di dasar rawa/laut, stabil, tidak terpengaruh cuaca dan pasang surut. Penyelesaian sumur dengan conventional wellhead dan chrismast tree pada platform permanen.
Submersible. Submersible sebenarnya adalah floating platform. Bila dioperasikan pada laut dangkal, submersible ini didudukkan pada dasar laut dan berfungsi seperti drilling barge.
Jack Up. Jack up berbentuk semacam barge, berukuran besar, tidak mempunyai propeller sendiri, sehingga untuk menuju ke lokasi harus ditarik dengan kapal tunda (tug boat). Jack-up dilengkapi dengan kaki-kaki yang dapat terdiri dari tiga, empat, lima kaki atau lebih. Pada posisi pemboran, kapal diangkat dan berdiri di atas kaki, cukup tinggi di atas air serta di atas jangkauan ombak. Kedalaman laut terbatas, sesuai dengan panjang kaki. Hingga tahun 1974 kedalaman laut maximum yang dapat dicapai adalah 350 ft. Jack-up cukup stabil, tidak terpengaruh oleh cuaca, arus dan ombak. Semua peralatan dan material berada di atas kapal. Operasi pemboran seperti di atas darat. Pada pemboran pengembangan, biasanya sebelum pemboran dimulai, terlebih dahulu dipasang jacket, kemudian dipasang konduktor dan ditumbuk. Pada pemboran eksplorasi, biasanya digunakan mudline suspension, dan dari mudline suspension casing disambungkan ke atas sampai di platform.casing head dan BOP dipasang pada platform. Penyelesaian sumur dapat dengan dengan chrismas tree di dasar laut atau di atas platform.

B. Floating Platform

Semi-Submersible.

Semi-Submersible berbentuk seperti kapal dan pada umumnya tidak mempunyai propeller sendiri sehingga untuk menuju ke lokasi harus ditarik kapal tunda. Karena sifatnya mengapung (floating), sehingga sangat dipemharuhi oleh alur ombak dan pasang surut. Untuk mengatasi pengaruh tersebut harus dijangkar. Sistem penjangkaranada dua macam, yaitu Conventional Mooring System dan Dynamic Positioning Drill Ship. Drill Ship merupakan bentuk kapal sepenuhnya dan dilengkapi dengan propeller sendiri. Karena sifatnya mengapung (floating), sehingga sangat dipengaruhi oleh arus, ombak dan pasang surut. Untuk mengatasi pengaruh tersebut harus dijangkar seperti pada semi sub-mersible.

3. PERALATAN-PERALATAN KHUSUS

Peralatan-peralatan khusus yang ada pada platform dapat dikelompokkan menjadi dua, yaitu : Peralatan khusus pada jack-up berupa Mudline suspension system dan Peralatan khusus pada floating rig berupa Subsea BOP stack, Control System dan Accumulator, Riser System, Well Head, dan Motion Compensator.

a. Sub sea BOP Stack.

Biasanya dipakai dengan jumlah yang lebih banyak dari pada di darat, dengan maksud untuk safety serta agar tidak memerlukan penggantian RAM pada saat menurunkan casing. Ukuran serta pressure rating dinaikkan dan perlu diperhitungkan ke dalam laut (tekanan hidrostatik air). BOP lebih banyak, berarti lebih banyak fluida untuk buka/tutup. BOP lebih banyak, berarti lebih besar pressure drop pada flowline dan hal ini perlu diperhitungkan pada proses well control. Untuk menghindari pressure drop pada flowline, biasanya cairan/minyak untuk pengoperasian BOP tidak kembali ke tanki, tetapi langsung dibuang ke laut. Susunan kill dan choke manifold tidak sama dengan di darat. Kill dan choke manifold yang panjang, serta laut yang dalam berpengaruh pada operasi dan prosedure well control.

b. Control System & Accumulator.

BOP dan semua keranan dibuka dan ditutup secara hidrolis dan harus dapat bekerja dalam waktu singkat. Ada dua cara untuk mengoperasikan BOP, ialah secara hydraulic dan electrohidraulic system.

Hydraulic System.

Fluida untuk mengoperasikan BOP stack dicampur, ditekan dan di pompa dari hydraulic unit. Cairan mengalir lewat hose bundle ke bawah, ke subsea pod. Biasanya dipasang dua pod, satu sebagai cadangan. Masing-masing pod mempunyai banyak pilot valve, yang diopeasikan secara hidrolis. Pilot valve inilah yang akan dilaksananakn, fungsi untuk membuka/menutup aliran fluida hidrolik tekanan tinggi (power fluid) ke masing-masing.BOP atau yang lain dengan perintah dari permukaan. Untuk hydraulic control system perintah ini berupa tekanan hidrolis melewati hose kecil-kecil yang diikat menjadi satu (hose bundle).

Electrohydraulic System.

Untuk electrohydraulic system perintah dari atas berupa signal listrik ke solenoid valve. Selanjutnya solenoid valve ini akan mengatur aliran fluida hydraulic ke pilot valve dan selanjutnya pilot valve ini akan mengatur aliran fluida hydraulic dengan tekanan tinggi ke BOP.

c. Riser System. Riser system ini meliputi riser pipe, ball joint, slip joint, kill & choke manifold dan hydraulic connector.

Riser Pipe.

Riser pipe digunakan untuk mengalirkan Lumpur ke permukaan di dalam proses pemboran, serta memudahkan dalam memasukkan peralatan pemboran seperti pahat dan sebagainya ke dalam lubang bor. Riser merupakan bagian yang tetap (fixed) dan merupakan bnagian terlemah di atas BOP. Pada bagian terbawah dari riser dipasang pada ball joint, sedangkan bagian teratas dipasang slip joint. Kill & choke manifold dipasang pada riser. Pada riser juga sering dipasang tabung pengapung (buoyancy can) untuk mengurangi berat riser di dalam air.

Slip Joint.

Slip joint dipasang pada bagian teratas dari riser pipe, terdiri dari inner Barrel, dimanan diatasnya sering dipasang Deverter dan digantung pada kapal dengan bantuan riser tensiduer. Diatas riser di bawah slip joint juga sering dipasang ball joint.

Ball Joint.

Ball joint dipasang di bawah riser, diatas BOP stack, berfungsi untuk menghilangkan stress pada pipe riser. Ball joint kedua juga sering dipasang di bawah slip joint.

Hydraulic Connector.

Hydraulic Connector berfungsi untuk menyambungkan casing head atau well head dengan BOP stack dan BOP stack dengan riser system. Hydraulic connector dioperasikan dari permukaan secara hidraulis.

d. Well Head.

Sebagai pengganti well head dipakai serangkaian casing untuk masing-masing casing. Masing-masing casing head mempunyai “HUG” yaitu tempat untuk memasang hydraulic connector dan mempunyai ulir kiri untuk menyambung dengan running tool pada waktu menurunkan casing dan juga penyemenan.

e. Motion Compensator.

kapal bergerak vertical secara terus menerus, karena ombak maupun pasang surut. Pada bagian bawah atau pahat, gerakan ini harus dinetralisir agar berat beban pada pahat (WOB) konstan. Untuk meksud tersebut maka dipakai motion compensator atau heave compensator. Jadi traveling block dengan seluruh beban tetap tinggal di tempat, meskipun kapal bergerak naik turun.

Ada tiga jenis heave compensator, yaitu :

Bumper Sub.

Dipakai long stroke bumper sub, yang dipasang pada drill collar. Tempat pemasangan diusahakan pada titik netral dari drill collar. Berat drill collar di bawah bumper sub inilah yang merupakan beban pada pahat.

Crown Block Compensator.

Crown block compensator adalah merupakan suatu perangkat tegangan yang digunakan untuk menahan crown block dan drill string. Karena yang digunakan untuk menahan crown block dengan dikontrol tension pada kompensator, maka gerakan naik turun dari crown block dapat dihilangkan. Metode ini telah banyak digunakan pada operasi pemboran lepas pantai dan sangat efektif penggunaannya.

Traveling Block Compensator.

Traveling block compensator adalah merupakan perangkat tensioner utnuk menahan drill string, dipasang antara traveling block dan hook. Compensator ini dipasang dengan tujuan untuk menghilangkan pengaruh gerakan pada traveling block. Dengan pemasangan compensator pada traveling block ini, maka masalah pembebanan pad atitik tertinggi dapat dihilangkan, sehingga posisinya lebih stabil. Ada dua tipe traveling block compensator, yaitu : Tension type cylinder dan Compression type cylinder.

Refference :
Dr. Ir. Rudi Rubiandini RS, BASIC OFFSHORE DRILLING COMPLETION AND PRODUCTION, HMTM - PATRA, Teknik Perminyakan ITB
Sang Pangeran00:470 komentar http://www.blogger.com/img/icon18_edit_allbkg.gif

Minggu, 2008 Februari 17

Wellhead System ( kepala sumur ) & Type-tipe nya

http://bp0.blogger.com/_FVc8GqIfDRo/R8uZaj25GkI/AAAAAAAAACw/_qiJzK_UKXk/s320/x-mas+tree.bmp
http://bp1.blogger.com/_FVc8GqIfDRo/R8mBQT25GhI/AAAAAAAAACY/2xvWgpRcd-4/s320/wellhead.jpg


Wellhead merupakan salah satu komponen penting dalam proses pengeboran selain semen atau packer.

Wellhead ini dipasang pada setiap akhir dari casing dan tubing string di permukaan sumur. Di dalam kelompok wellhead, termasuk pula casing head, casing head spool, tubing head spool dan christmass tree.


Wellhead memiliki dua fungsi yaitu :

1. Sebagai penyangga casing string
Setiap casing dan tubing yang dimasukkan ke dalam sumur secara fisik tergantung pada wellhead

2. Sebagai tempat terpasangnya alat pengontrol aliran

Wellhead dirancang untuk dapat dihubungkan dengan alat pengontrol aliran dari dan ke dalam sumur.

Pada tahap pengeboran, alat pengontrol aliran ini dikenal sebagai Blow Out Preventer Stack atau BOP. BOP ini dipasang pada permukaan wellhead dan digunakan terus hingga tubing masuk ke dalam sumur.

Pada tahap completion, tugas BOP diganti dengan system pengontrol aliran atau yang dikenal dengan nama Christmas Tree.


Ada empat tipe dasar dari wellhead, yaitu :

1. Wellhead system konvensional spool
2. Wellhead system compact spool
3. Wellhead system Mud Line Suspension
4. Subsea Wellhead

1. Wellhead Sistem Konvensional Spool

Pada tipe ini Conductor atau surface string joint yang terakhir di install ke casing head dengan sambungan ulir untuk threaded connection atau sambungan las untuk welded connection.

Profil dalam casing head disiapkan untuk menyangga casing yang selanjutnya. Untuk melengkapi proses ini pada joint terakhir casing dipasang hanger dan didudukkan di dalam casing head. Tipe hanger tersebut dikenal dengan nama slip hanger. Hanger jenis ini hanya cocok untuk berat casing ringan dan menengah. Untuk hanger alternative dapat digunakan mandrel hanger dimana casing joint terakhir disambungkan ke hanger tersebut melalui ulir yang tersedia. http://www.glossary.oilfield.slb.com/DisplayImage.cfm?ID=533
Untuk menjaga casing berikutnya, dipasang casing head spool diatas casing head. Casing head spool ini memiliki profil dalam yang serupa dengan casing head . Akhirnya untuk menyangga production tubing string, digunakan spool yang dikenal dengan nama tubing head spool dan dipasang diatas casing head spool. Setelah completion string terpasang , barulah BOP dilepas kemudian dipasang Christmas Tree.

2. Wellhead system compact spool

http://bp0.blogger.com/_FVc8GqIfDRo/R7lQlT7MdmI/AAAAAAAAABc/0GnvxVue17s/s320/WZU5UCAZQ1LA5CA7M86YTCAMBKSWSCASK1BP5CATMY0BWCATFLADYCA54EKL6CAIVU8N4CA7Y0IC2CAP411SQCAN97W1WCAN035H5CAVA8FMTCAANCGVVCA6E8DXZCAMHXZ2RCAVLXGO1CA0FMHVW.jpgWellhead system compact spool biasanya dikenal juga dengan beberapa nama seperti unihead,Uni wellhead atau Unitized wellhead. Sistem ini adalah pengembangan dari system konvensional spool dimana casing head spool dan tubing head spool terintegrasi menjadi satu kesatuan. Sehingga system ini dapat menghemat waktu drilling dan meningkatkan keamanan karena tidak perlu melepas BOP seperti yang terjadi pada system konvensional dimana BOP harus dilepas pada setiap pemasangan Casing head spool atau Tubing head spool. Untuk diketahui , dilepasnya BOP memiliki potensi yang membahayakan bagi keamanan sumur, karena hidrokarbon dapat muncul ke permukaan dengan tekanan tinggi secara tidak terduga mengingat bagian bawah sumur merupakan daerah yang mengandung hidrokarbon.







Secara garis besar system compact spool atau system dengan satu spool, profil didalamnya telah disiapkan untuk menyangga lebih dari satu casing string , misalnya penyangga intermediate casing string, production casing string dan production tubing string berada dalam satu spool ini, selama proses drilling, BOP tidak perlu untuk dilepas dari spool hingga tahap completion.

Sistem ini juga mencakup pengembangan pada casing dan tubing hanger. Pengembangan tersebut yaitu casing hanger dan tubing hanger yang digunakan sudah memiliki system sealing dan penguncian yang terintegrasi dengan badan casing hanger atau tubing hanger

3. Wellhead Sistem Mud Line Suspension

Pada system ini, Wellhead dipasang didasar laut tetapi production casing dan production tubingnya disambung hingga platform atau production well jacket. Meski demikian, berat production casing dan production tubing tidak disangga oleh platform atau production well jacket.


Wellhead terdiri dari dua bagian utama, yakni :

1. Wellhead yang dipasang di dasar laut akan digunakan sebagai penyangga casing string

2. Perpanjangan (Extension) casing string yang dipasang dari wellhead didasar laut hingga subsidiary wellhead di platform dimana BOP dan Christmas Tree akan terpasang Ketika sumur akan selesai, Christmas Tree dipasang diatas wellhead didalam laut atau diatas permukaan laut dengan menggunakan jacket kecil. Jika Christmas Tree akan dipasang pada kedalaman laut, maka perpanjangan casing dilepaskan dari wellhead lalu Christmas Tree dipasang.

Sistem ini dapat dijadikan alternative jika penggunaan sumur ingin ditunda sementara waktu. Hal ini dapat dilakukan dengan menutup wellhead setelah perpanjangan casing string dilepas dari Mudline.

4. Subsea Wellhead


Pada Offshore exploration, subsea wellhead ini dapat dijadikan alternative dimana wellhead ini dipasang pada sumur didasar laut yang dalam (deep water) atau sanghttp://bp3.blogger.com/_FVc8GqIfDRo/R7lXCD7MdqI/AAAAAAAAAB8/io0u6GU5ZHM/s320/11fig4%5B1%5D.jpgat dalam (ultra deep water ). Subsea wellhead merupakan system wellhead yang tidak memerlukan fixed platform.
Prinsip kerja dan fungsi subsea wellhead ini sama seperti wellhead dipermukaan (surface). Hanya saja wellhead ini dipasang didasar laut. Kondisi kerja dan lingkungan yang berbeda mengakibatkan peralatan dan proses pemasangan menjadi sangat berbeda dengan wellhead dipermukaan.




Dikarenakan wellhead dipasang didasar laut, maka BOP dan Christmas Tree juga terpasang di dasar laut.
a

5 komentar:

  1. APA sih roles and responsibility Dari seorang access control �� mohon penverahanya thanks

    BalasHapus
  2. mohon dibantu,
    untuk pemipaan apa
    yg menggunakan standard astm B53?

    BalasHapus
  3. mohon pencerahan,,,sya ingin mencari formula lateral pipe,
    untuk sudut kurang dari 90 degree,,, thank`s

    BalasHapus
  4. maaf saya ingin bertanya mengenai pernyataan ""Bagaimanapun juga coiled tubing adalah sistim yang paling baik untuk beberapa jenis pekerjaan seperti stimulasi, well start up ditempat yang tidak memiliki gas alam bertekanan tinggi (sehingga gaslift oleh snubbing tidak dimungkaikan)"" Itu gimana y penjelasannya?? mohon pencerahan

    BalasHapus