Well Control adalah salah satu Ilmu Penting dalam operasi Drilling,
sebab Bumi yang kita bor ini tidaklah jinak, masing lapisan2 batu memppunyai
karakeristik panas, dan tekanan yang berbeda-beda, bila kita abaikan maka tekanan2
liar ini akan menggunakan wellbore (lubang sumur) sebagai jalur release/keluar
(karena selama ini mereka terperangkap dalam lapisan batuan). Nah Proses
berpindahnya tekanan/material dari bumi kedalam wellbore ini harus dikontral
sebab bila tidak akan terjadi yang namanya Kick dan bila tidak ditangani dengan
baik akan terjadi yang namanya Blow Out (Semburan Liar).
Di bab ini saya kan membahas basic dari macam2 well control,
detail dari artikel yang akan saya jelaskan dibawah sebenarnya sangatlah complex
dan penuh akan rumus dan perhitungan. So biar para pembaca tidak bingung maka
akan saya jelaskan basic2nya saja dan sesederhana mungkin.
Primary Well Control
Well control paling utama yang dan selalu digunakan pada saat
pengeboran adalah Hydrostatic Pressure yang terjadi akibat Drilling Fluid
(Mud/Lumpur) yang kita masukan kedalam lubang. Fungsi Drilling Fluid ini pernah
saya bahas di beberapa bab sebelumnya. Drilling Fuid berfungsi sebagai Well
Control dengan cara member tekanan kebawah yang lebih besar dari tekanan
Formasi, tapi harus lebih kecil dari Fracture Gradient, Hal inilah yang disebut
sebagai Hydrostatic Pressure. Hydrostatic Pressure harus lebih besar dari
Formation/reservoir Pressure agar tidak terjadi migrasi gas/cairan formasi/reservoir
kedalam wellbore (disebut juga sebagai Influx), tapi harus lebih kecil dari
Fracture Gradient agar tidak merusak lapisan Formasi/reservoir yang disebut
juga broken wellbore hal ini akan menyebabkan permasalahan pada Circulation
Drilling Fluids, bila tidak cepat2 ditangani dengan baik akan terjadi yang
namanya Total Loss of Circulation, bila Drilling Fluid hilang/loss kedalam
formasi maka mud level dalam well bore akan berkurang yang menyebabkan
berkurangnya Hydrostatic Pressure. Bila Hydrostatic Pressure lebih kecil dari Reservoir
Pressure hal ini disebut sebagai “Loss of Primary Well Control”
Idealnya Hydrostatic Pressure overbalance (lebih besar)sedikit
dari Resevoir pressure adalah kondisi yang diinginkan saat Drilling.
Secondary Well
Control
Bila Primary Well Control telah gagal, maka biasanya akan
terjadi Kick (Wellbore Influx) kedalam wellbore. Bila situasi ini terjadi maka
dibutuhkan fungsi dari Suatu peralatan Khusus disebut Blow Out Preventer (BOP)
untuk mengendalikan kick.
Maka
dapat kita sebut BOP adalah sebagai Secondary Well Control. Tapi penggunaan BOP
sebagai Wewll Control harus juga diikuti oleh beberapa tiep procedure well control
seperti Driller’s Methode, Wait and Weight, Lubricate and Bleed, Bull Heading. Tanpa
penguasaan dari Teknik2 tersebut maka BOP hanya akan menjadi besi yang tak
berguna di Rig. BOP secara fisik adalah rangkaian dari 1 atau lebih Piep Rams
yang nantinya fungsi dari Rams ini akan menjepit pipa senhingga mencegah kick
keluar dari wellbore.
Diatas adalah salah satu contoh konfigurasi BOP, bila dibaca
dari atas Annular - Double Ram – Spool – Single Ram. Isi/spesifikasi dari masing2
ram sangat tergantung dari tipe sumur yang akan di Bor. Jadi sebenarnya tidak
ada arrangement stack BOP yang baku, selalu berubah2 tergantung kebutuhan,
bahkan pada sumur yang sama saja, beda kedalaman bisa jadi akan membuat perlu
dirubahnya arrangement stack BOP.
Tapi pada Intinya pengaturan arrangement Stack BOP haru
mengikuti beberapa point dibawah ini
1.
BOP Stack Harus Cocok dengan kebutuhan Operasi
Drilling
2.
BOP Stack selain untuk penutup (Shut-in) Sumur
juga harus bisa untuk Operasi Stripping, dimana pergerakan rangkaian Drill pipe
(masuk atau keluar) dengan keadaan Salah satu ram tertutup (menjepit pipa)
3.
Pressure Rating BOP yang digunakan harus lebih
besar dari Pressure Rating yang diestimasikan akan muncul ke permukaan dari
sumur.
4.
Terlalu banyak menggunakan Ram (penggunaan ram
yang tidak berguna) akan membuat handling dan pengoperasian BOP menjadi sulit
dan tentunya akan menjadi lebih mahal juga.
5.
Gas Asam dan panas dari sumur akan mempengaruhi
internal Elements dari BOP.
Sebenarnya BOP tidak perberan Solo dalam fungsinya sebagai
well control, BOP juga harus ditemani oleh Rangkaian Chocke Manifold. Chocke
manifold adalah rangkaian pipa dan Valve untuk mengatur jalur keluar
gas/tekanan dari formasi. Lebih jauh mengenai Choke manifold akan saya jelaskan
di sesi yang lain.
Tertiary Well Control
Bila Primary dan Secondary well Control gagal maka sumur
akan mengalir keluar tanpa bisa di control, hal ini menyebabkan berbagai macam
masalah, seperti kebakaran, terbanjirnya areal drilling dengan lumpur/cairan
dari formasi (Ingat Lapindo?) Bila hal ini terjadi maka saatnya menggunakan Tertiary
Well Control. Macam Macam dari tertiary Well Control adalah:
Melakukan Pengeboran “Relief Well”. Gunanya adalah agar
Relief well dapat bertemu dengan Flowing well (sumur yang bermasalah) dan
melakukan hal-hal sbb:
1.
Dynamic Kill, dengan cara memompakan Lumpur
berat kedalam dasar sumur.
2.
Memompakan Barit untuk menyubat (Plug) sumur
Memompakan semen untuk menyumbat (Plug) sumur
Sekedar Note dari Saya mari kita mengingat kembali
ke Tragedi Lapindo (di Porng Sidoarjo). Pada saat ini sudah tidak ada yang
bisa dilakukan untuk melakukan well control pada sumur Lapindo karena retakan
dan jalur migrasi lumpur sudah tidak bisa ditebak atau dikalkuasi lagi. TAPI
mulai dari awal kejadian Blow Out (Semburan Liar) hingga beberapa bulan setelah
itu sebenarnya masih bisa dilakuakan Tertiary Well Control dengan cara melakukan
pengeboran Relief Well si Lokasi terpisah. Tapi ide dan tawaran untuk
melakukan Relief well “ditolak/direject” oleh pihak2 tertentu yang saya (dan
kita semua) yakin ada hubungan dengan langkah Politik orang-orang tertentu,
saya tidak akan membahas detail mengenai tragedi ini, karena kita akan masuk
ke pembahasan (dan akan mejadi perdebatan) Politik.
Demikian Pembahasn Well Control dari saya untuk
saat ini.
Cheers,
CK
No comments:
Post a Comment