Well Kick Dan Penanggulangannya [PDF]

Citation preview

WELL KICK DAN PENANGGULANGANNYA Well Kick adalah peristiwa masuknya fluida formasi ke dalam lubang sumur selama kegiatan Drilling yang disebabkan karena tekanan formasi lebih tinggi dari pada tekanan hidrostatik Mud. Apabila Well Kick tidak terkendali maka akan menyebabkan Blow Out. Adapun tanda-tanda terjadinya Well Kick adalah  :                      ROP



tiba-tiba naik.



                     Trend



background gas berubah naik.



                     Volume



di tangki Drilling Mud naik.



                     Di flow



line, temperatur naik dan berat jenis Drilling Mud turun.



                     Tekanan                      Beban



pompa untuk sirkulasi turun dengan kecepatan pompa naik.



pada Drill Bit turun dan putaran naik



                     Adanya gelembung-gelembung                      Shale                      Gas



gas pada Drilling Mud



density relatif turun.



Cut Mud dan Connection Gas meningkat. Untuk penanggulangan Well Kick harus segera dilakukan Well Control. Ada beberapa metode well control yang dikenal antara lain :



                     Driller’s                      Wait



Method



& Weight (Engineer) Method



                     Concurrent Method            Volumetric



Method, dilakukan bila Drill String tidak di dasar lubang dan tidak mungkin dilakukan



Stripping.



PENANGGULANGAN WELL KICK



1.                  PROSEDUR TUTUP SUMUR 1.                   Lakukan prosedur penutupan sumur sebagai berikut : Soft Close Saat Bor



Soft Close Saat Tripping



1.     Posisikan



tool joint di atas rotary



table 2.     Stop Pompa, Cek Aliran 3.     Buka HCR pada Choke Line 4.     Tutup BOP utamakan Annular 5.     Tutup Choke perlahan-lahan



2.                   Catat



1.     Posisikan



tool joint di atas rotary



table 2.     Stop Pompa, Cek Aliran 3.     Pasang DP Safety Valve (FOSV atau Inside BOP) 4.     Tutup Safety Valve (jika pakai FOSV) 5.     Buka HCR pada Choke Line 6.     Tutup BOP utamakan Annular 7.     Tutup Choke perlahan-lahan



data berikut :



         SIDPP



(Shut-in DP Pressure) dalam satuan psi, bila SIDP tidak dapat terbaca dikarenakan



rangkaian pipa bor menggunakan DP Float, maka pembacaan SIDP dilakukan dengan cara menjalankan pompa secara perlahan sambal amati perubahan di casing pressure. Perbedaan (selisih) tekanan tersebut yang dicatat sebagai SIDP. Untuk sumur HPHT, DP Float menggunakan tipe flapper dan ported.          SICP          Pit



(Shut-in Casing Pressure) dalam satuan psi



Gain dalam satuan bbl



3.                   Masukkan



ke dalam Kill Sheet  dan lakukan perhitungan untuk killing well sesuai metode yang



dipilih. 4.                   Kondisi



lubang.



ideal penanggulangan Well Kick adalah posisi Drill Bit sedekat mungkin dengan dasar



INSIDE BOP



FULL OPENING SAFETY VALVE



1.                  PROSEDUR MEMATIKAN SUMUR Pada prinsipnya terdapat 2 cara mematikan sumur yaitu dengan cara                      Sirkulasi terdiri                      Tanpa



method.



dari Driller Method, Wait & Weigth Method, Concurrent Method



sirkulasi terdiri dari Volumetric Method, Bleed & Lubricate Method, Bullheading



2.1                 Driller’s Method 1.                   Sirkulasi keluarkan



Drilling Mud yang terkontaminasi oleh fluida dari formasi dengan



menggunakan lumpur lama dan cara berikut :          Tentukan



Slow Pump Rate pompa (biasanya : ± 1/3 – ½ dari kecepatan pompa pada waktu



membor atau 30 SPM). Jalankan pompa, dan pada saat itu pula mulai atur “Adjustable Choke”.          Atur



Choke (jepitan) sehingga diperoleh SICP konstan, hingga Drilling Mud yang dipompa



sampai di Drill Bit. Pada saat itu catat tekanan pada stand  pipe (psi) dan manometer pompa.          Atur



Adjustable Choke, usahakan SPP tetap, sampai cairan/ Drilling Mud yang keluar bebas



dari cairan formasi. Perhatikan dengan teliti, kecepatan pompa tetap.          Jika



seluruh fluida dan gas dari formasi sudah disirkulasi keluar (sudah tidak ada dalam



Drilling Mud), hentikan pompa dan tutup Choke. Catat SIDPP & SICP.            SIDPP



harus sama dengan SICP. Jika belum sama, ulangi sirkulasi dan langkah-langkah seperti



diatas sampai SIDPP = SICP = 0. 2.                   Sirkulasi



Kill Mud Weight dengan langkah-langkah sebagai berikut :



Pompakan Drilling Mud baru dengan kecepatan tertentu (seperti pada point 1) dan atur



           



Adjustable Choke.             Atur



Adjustable Choke, agar Casing Pressure tetap (seperti SICP pada point 1) sampai Drilling



Mud baru (KMW) mencapai Drill Bit.             Catat            



tekanan pada Stand pipe, ketika KMW sampai pada Drill Bit. Lanjutkan sirkulasi hingga KMW sampai di permukaan dengan menjagaStand Pipe Pressure



sebesar tekanan saat KMW sampai di Drill Bit.            



Stop pompa dan tutup Choke dengan rapat. Jika tekanan pada Stand Pipe dan Casing



menunjukkan angka nol, berarti sumur sudah mati. Jika pressure gauge pada stand pipe dan Casing masih menunjukkan adanya tekanan, ulangi langkah-langkah seperti di atas. 2.2           Wait & Weight Method (Engineer)



Perhatikan grafik SIDPP, masukkan ICP pada garis vertikal kiri dan FCP di garis vertikal kanan.Tarik garis lurus dari titik ICP ke titik FCP. Tentukan tekanan antara ICP dan FCP, yaitu dengan membagi selisih ICP dan FCP menjadi beberapa bagian seperti tersedia dalam grafik.



Hitung SBS (Surface to Bit Stroke), masukkan hasilnya dalam tempat yang disediakan. Masukkan angka nol di garis vertikal kiri dan angka SBS di garis vertikal kanan. Hitung waktu yang digunakan untuk memompakan dari Surface to Bit (SBS) dan letakkan di garis vertikal sebelah kanan. Masukkan hasil dalam tempat yang telah disediakan ke angka nol di garis vertikal sebelah kiri. Dengan berpedoman pada tekanan, jumlah stroke dan waktu yang tercantum dalam grafik, Choke diatur sesuai harga tersebut selama pemompaan KMW  dalam drill sting. 2.3             Concurrent Method Prinsip dasar dari metoda ini adalah memompakan Drilling Mud dengan menaikkan berat jenis Drilling Mud secara bertahap sambil menjaga tekanan dasar sumur konstan. A.                  Panduan Umum 1.       Metode ini



tergolong yang paling rumit dalam mengatasi Well Kick dan merupakan



gabungan dari Driller’s Method dan Engineer’s Method, dimana operasi Killing Well dapat dimulai segera prosedur Shut-in Well. 2.       Metode ini



tidak menunggu sampai selesai dibuatnya Kill Mud Weight tapi dipompakan



secara bertahap sampai dicapainya Kill Mud Weight. 3.       Kelemahan



dari metode ini adalah bahwa Drill Pipe terisi dengan Mud Weight Drilling Mud



yang berbeda-beda yang membuat perhitungan tekanan hidrostatik dasar sumur menjadi sulit. 4.       Asalkan



ada pengawasan yang memadai dan komunikasi, dan metode yang benar-benar



dipahami, ini bisa menjadi cara yang sangat efektif untuk mematikan sumur. 5.       Gambar



25.4. dibawah menunjukkan penyimpangan dalam tekanan Drill Pipe dengan



volume Kill Mud Weight yang disebabkan oleh Mud Wight yang berbeda. 6.       Total



stroke pompa di-plot pada grafik tekanan Drill Pipe untuk setiap kenaikan Mud



Weight. B.                  Langkah Kerja 1.       Setelah 2.       Amati



sumur ditutup, hitung ICP, Kill Mud Weight dan FCP.



penurunan tekanan di Drill Pipe terhadap kenaikan Mud Weight. Hal ini lebih mudah



dari pada harus memperhatikan Stroke pompa.



3.       Sirkulasi



dengan menjaga tekanan casing konstan sampai tercapai Kill Rate Pressure (Slow



Pump Rate). 4.       Setiap



kenaikan Mud Weight diikuti dengan penurunan tekanan di Drill Pipe



dengan mengatur Choke. 5.      



Pola tekanan pada Casing akan seperti pada Gambar 25.5. Selama killing well dengan



Concurrent Method. 6.       Ketika



Kill Mud sampai permukaan, sumur seharusnya sudah mati.



                           Pola Penyimpangan Tekanan Drill Pipe Pada Concurrent Method



Pola Tekanan Casing pada Concurrent Method



2.4           Volumetric Method Metode ini umumnya dilakukan apabila tidak bisa melakukan sirkulasi di dalam sumur dengan cara sebagai berikut :          Catat SICP dari waktu ke waktu (akan naik kalau gas Well Kick)          Pompakan Drilling Mud ke sumur sampai tekanan naik dekat dengan



tekanan   casing



maksimum yang diizinkan          Biarkan tekanan casing naik 50 psi.          Perlahan-lahan lepaskan tekanan casing



50 psi kembali ke tekanan semula dan ukur jumlah



fluida yang keluar dari casing tadi. 3) dan 4) sampai tekanan gas keluar dari sumur.



         Ulangi langkah



2.1                Bleed And Lubricate Method Metode Bleed and lubricate seringkali kelanjutan dari Metode Volumetrik, dan digunakan ketika fluida kick sampai ke permukaan. Metode ini dilakukan dengan menggantikan influx di permukaan dengan lumpur berat (kill mud). A. Panduan Umum 1.       Metode ini dilakukan ketika tidak ada rangkaian di dalam sumur atau rangkaian pahat jauh dari dasar sumur. 2.       Metode ini dapat dilakukan ketika influx kick sudah sampai di permukaan. 3.       Metode ini tidak membutuhkan rangkaian turun kebawah (stripping in).



 B. Proseudur Operasi



Dalam metode ini, fluida dipompakan kedalam sumur dan jatuh secara  gravitasi melalui annulus. Waktu yang cukup dibutuhkan agar fluida dapat membangun tekanan hidrostatik. Catat SICP dan Hitung berat jenis influx kick (ppg). Hitung kapasitas lubang (bbl/ft). Untuk setiap barrel lumpur yang dipompakan pada proses lubrikasi, hitung volume lumpur yang di bleed off/ diablas berdasarkan perbedaan tekanan/ differential pressure (psi/bbl). Lakukan berulang hingga sumur mati.



Prosedur Metode Bleed and Lubricate



2.1               Bullhead Method Metode ini dilakukan dengan cara menekan kembali influx kedalam formasi tanpa merusak formasi.



                                             A.  Panduan Umum Hal-hal yang perlu diperhatikan ketika pemilihan metode bullhead : 1.       Volume 2.       Ketika



kick terlalu besar sehingga sulit untuk mengontrolnya ketika sampai di permukaan.



ada kemungkinan melebihi tekanan permukaan dan volume gas di permukaan pada



saat metode konvensional (drillers’ method, wait and weight and volumetric) dilakukan. 3.       Ketika 4.       Influx 5.       Ketika



tidak ada pipa didalam lubang sumur pada saat ada influx.



mengandung H2S ≥ 10 ppm, dapat membahayakan keselamatan personil rig. tidak ada cara lain bagi rangkaian masuk lebih dalam untuk mematikan sumur.



                                        B. Prosedur Pelaksanaan 1.       Tentukan



batas maksimal tekanan dari peralatan permukaan.



2.       Hitung



Maximum Allowable Surface Pressure (MASP), jangan sampai membuat formasi pecah selama pelaksanaan bullhead.



3.       Siapkan



chart tekanan bullheading yang menggambarkan stroke pompa vs tekanan pompa. 4.       Pastikan



5.       Jalankan



pompa ke SPR untuk antisipasi limitasi tekanan permukaan.



6.       Perlahan 7.       Perhatikan



line up sudah benar.



naikkan rate pompa ke rate pompa yang direncanakan.



tekanan tubing dan casing untuk memastikan tekanan tidak melebihi limitasi



tekanan peralatan selama tahapan operasi bullheading berlangsung. 8.       Turunkan



rate pompa ketika killing fluid mendekati kedalaman reservoir, akan terlihat



tekanan permukaan turun sejalan dengan waktu ketika pemompaan kill mud ke dalam sumur karena kill mud akan meningkatkan tekanan hidrostatik. 9.       Amati



kenaikan tekanan ketika kill mud masuk kedalam formasi. 10.   Matikan



11.   Monitor



pompa dan tutup sumur.



tekanan, ablas tekanan yang terjebak bilamana diperlukan.