Well Control [PDF]

Citation preview

TUGAS WELL CONTROL



oleh



Aliy Ahmad Kenthona 14010010 Agni Ahmad Luthfi



14010048



Agung Permadi



14010015



Bryan Nicholas S



13010336



Dhea Mutiasari



14010022



Ikbal Maulana



14010004



Kardi Supriyadi



14010034



M. Subhan Saori



14010055



Solehudin



14010027



Teuku Rio M.P



14010040



PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN AKADEMI MINYAK DAN GAS BALONGAN INDRAMAYU



Abstrak Meningkatnya penggunaan Managed Pressure Drilling (MPD) telah terbukti meningkatkan operasi pengeboran margin konvensional,sempit, Tekanan Tinggi-High Temperature (HPHT) dankhususnya operasi laut.



Keberhasilannya tidak datang dengan mudah, sebagai teknik tantangan paradigma pengeboran konvensional bersama dengan kebijakan dan standar pengeboran kontraktor dan operator. Praktek pengeboran konvensional untuk koneksi, pemeriksaan aliran, tersandung, dan kontrol juga telah lama memahami dan standar baik di darat dan lepas pantai. Penambahan sistem MPD untuk operasi pengeboran, termasuk praktek-praktek yang direkomendasikan, membuat diperlukan menjembatani kesenjangan antara kebijakan konvensional dan standar dan orang-orang GKG. Dokumen penjembatan ini akan menghasilkan standar formal, spesifik untuk setiap proyek dan / atau operasi. Ketika kampanye pengeboran baru dimulai, operator biasanya dimulai merancang rencana dengan baik danpengeboran program tingkat tinggi dengan referensi standar mereka saat ini dan kebijakan. Setelah kontraktor pengeboran dipilih, tantangan menjembatani kebijakan pengeboran kontraktor dengan standar operator dimulai. Jika kampanye pengeboran adalah untuk menyertakan sumur MPD, masuknya MPD kemudian menambahkan lapisan tambahan kompleksitas dokumen bridging didirikan dengan menantang prosedur operasi standar dan memaksa operator dan kontraktor untuk membuat langkah-out dari kebijakan mereka. Hal ini sering dilihat sebagai kebutuhan operasional bahwa menjembatani dokumen MPD suplemen dokumen bridging standar pengeboran kontraktor dan operator, berdiri terpisah dari kebijakan yang sudah mapan. MPD menantang praktek pengeboran konvensional, dan kedua MPD dan pengeboran personil harus bekerja sama selama operasi. Namun, mengenai kontrol dengan baik, kontraktor pengeboran tetap bertanggung jawab. driller akan terus memantau prosedur operasi kontraktor pengeboran standar baik menggunakan, dan mengamati parameter pengeboran kunci dengan indikator MPD ditingkatkan. Sistem MPD memberikan peningkatan baik mengontrol acara deteksi di samping metode lubang dan permukaan standar konvensional bawah deteksi acara sementara juga memungkinkan kontrol yang cepat dan akurat tekanan lubang bawah (BHP). Ini tidak menggantikan kebijakan kontrol baik pengeboran kontraktor atau operator. Contoh lebih lanjut tentang bagaimana dampak MPD operasi konvensional meliputi:   



Apa yang dianggap pemeriksaan aliran yang memadai di kedua durasi dan monitoring? Penambahan apa yang ada untuk amplop penghalang utama? Berapa volume dan intensitas influxes dapat dengan aman dikelola melalui Riser Gas Penanganan sistem dan / atau sistem MPD(RGH), menjaga penghalang kontrol baik primer? Tanpa meresmikan sebuah dokumen menjembatani antara kontraktor pengeboran ini,operator, dan kebijakan MPD penyedia layanan untuk mengatasi masalah seperti ini, kesenjangan akan tetap, dengan



demikianmengekspos operasi untuk risiko kegagalan dan mengurangi potensi keuntungan yang bisa diwujudkan dari memanfaatkan MPD. Maksud dari tulisan ini adalah untuk menyoroti daerah-daerah tertentu di mana kebijakan konvensional ditantang oleh operasi MPD dan mencobauntuk menawarkan bimbingan ketika mengimplementasikan dan mengelola teknologi ini. Hal ini juga akan digunakan sebagai alat untuk meningkatkan kesadaran untuk memastikan bahwa operasi dilakukan dengan cara yang aman dan efisien sesuai dengan yang disepakati kebijakan, prosedur, dan standar saat ini di tempat, serta untuk meminimalkan potensi risiko untuk personil , lingkungan, dan peralatan.



Pengantar



Makalah ini telah diproduksi untuk menunjukkan potensi daerah yang terkena dampak operasi MPD ketika teknologi seperti ini digunakan olehkontraktor pengeboran di kampanye pengeboran. Hal ini juga diusulkan untuk meningkatkan kesadaran dan memastikan bahwa operasi dilakukan dengan cara yang aman dan efisien untuk meminimalkan risiko apapun untuk personil, lingkungan dan peralatan rig. Sering MPD sebuah menjembatani dokumen yang melengkapi pengeboran kontraktor standar dan dokumen bridging operator dipandangsebagai kebutuhan operasional. Kontraktor pengeboran tetap bertanggung jawab untuk kontrol dengan baik dan baik pemantauan. Driller akan terus memantau dengan baik setiap saat, menggunakan kontraktor pengeboran prosedur operasi standar dan praktek, sementara juga mengamati parameter pengeboran kunci. Sistem MPD memberikan peningkatan baik mengontrol acara deteksi selain metode deteksi acara ke lubang konvensional standar. Selain itu, memungkinkan kontrol yang cepat dan akurat dari BHP, tetapi tidak menggantikan kontraktor pengeboran standar atau operator prosedur selama acara kontrol dengan baik. Tergantung pada sistem MPD ketersediaan / kemampuan dan kondisi baik sebenarnya, sebagian besar operator menggunakan beberapa teknik MPD pada sumur yang sama. Teknik-teknik mungkin termasuk pengeboran konvensional dengan kemampuan RGH, Ganda Gradient Mud Dinamis Cap Drilling (DG DMCD), bertekanan Mud Cap Drilling (pmcd), Apung Mud Cap



Drilling (FMCD) dan Terapan Permukaan Back Pressure (ASBP) MPD. Semua ini jatuh ke dalam kelompok teknik sekarang disebut dalam industri sebagai Managed Pressure Drilling. Tergantung pada teknik yang digunakan, kepadatan lumpur dapat statis kehilangan keseimbangan - yang berarti tekanan hidrostatiksaja melebihi tekanan formasi pori tertinggi terkena, atau mungkin statis underbalance tekanan hidrostatik saja mungkin kurang dari tekanan formasi pori tertinggi terkena dan baik adalah terus kehilangan keseimbangan dengan menerapkan tekanan balik di permukaan. Kebijakan perusahaan mapan telah membimbing praktek pengeboran konvensional sehubungan dengan masalah operasional seperti respon indikator tendangan, frekuensi pengujian peralatan, sidik jari dan teknik tendangan minimisasi proaktif. Meskipun penggunaan MPD melayani tujuan yang sama sebagai pengeboran konvensional - untuk mengebor bagian dengan aman kehilangan keseimbangan - penggunaannya memerlukan prosedur yang berbeda yang menyimpang dari kebijakan ini didirikan.



Perubahan Drilling Kontraktor dan Kebijakan Operator Kontrol Sumur



Kebijakan pengendalian baik dari kontraktor pengeboran dan operator didasarkan terutama di sekitar konsep kontrol baik yang telahDikembangkan untuk operasi pengeboran konvensional di mengambang Modular Offshore Drilling Unit (MODU). Kebijakan ini biasanyaditetapkan pada tingkat tinggi dalam organisasi dan sering dicakup dalam manual perusahaan kontrol dengan baik. Adopsi MPD untuk pengeboran bagian lubang menantang memerlukan beberapa modifikasi dalam definisi, tindakan, dan kebijakan untuk memastikan bahwa operasi MPD dilakukan dengan aman. Topik yang dibahas dalam bagian berikut adalah fokus pada menggambarkan praktek pengeboran dan kontrol baik umum dantermasuk perubahan yang diperlukan untuk mencapai yang lebih aman MPD operasi. Laporan disertakan pada kata pengantar dari setiap bagian aturan umum yang pengeboran kontraktor harus mengikuti ketika MPD tidak dilaksanakan. Setelah kebijakan konvensional dirangkum, operasi MPD terkait dan prosedur akan dibahas. Jika pernyataan ini dibiarkan tidak berubah saat menggunakan MPD, operasi mungkin terbatas dan akan kembali ke praktek pengeboran konvensional.



Hambatan Kebijakan Drilling konvensional untuk teknik pengeboran konvensional, penghalang didefinisikan sebagai “komponen atau praktek yang memberikan kontribusi terhadap total keandalan sistem dengan mencegah fluida formasi atau aliran gas” ( API RP 96 ). Minimal dua hambatan yang independen dan diuji harus di tempat setiap saat. Setelah kegagalan penghalang, operasi yang normal harus berhenti dan tidak melanjutkan sampai posisi dua penghalang telah dipulihkan. Sebuah penghalang fisik terus fluida formasi dalam formasi yang akibatnya mencegah aliran dari zona produksi. Salah satu hambatan utama yang paling penting adalah kolom hidrostatik cairan pengeboran. Laporan sering bisa ditemukan dalamdokumen kebijakan mengenai hambatan utama seperti: 1 – (…)“ yang dikenal dan dipantau kolom cairan yang memberi tekanan hidrostatik yang cukup untuk overbalance tekanan pori ”; 2 - Berat lumpur dapat dianggap sebagai parameter utama dalam kontrol sumur. Lumpur berat mungkin tidak cukup sebagai akibat dari masalah sumur bagian bawah dan / atau di permukaan, yaitu berat lumpur mungkin tidak cukup karena kurangnya pengetahuan tentang tekanan formasi, meskipun upaya terbaik dilakukan untuk mengetahui terlebih dahulu atau selama pengeboran formasi ini tekanan; 3 - Tekanan hidrostatik kolom cairan pengeboran mengandung tekanan formasi. Ini adalah kontrol sumur utama. Kontrol utama dipertahankan dengan memastikan bahwa kolom penuh cairan pengeboran pada berat badan yang tepat diperbolehkan untuk mengerahkan tekanan hidrostatik yang penuh di dalam lubang. Hambatan disebut hambatan operasional atau sekunder jika hambatan tersebut membutuhkan pengenalan dan respon manusia untuk menghalangi dan menghentikan aliran saat fluida formasi memasuki sumur bor. Contoh penghalang sekunder operasional adalah Blow Out Preventer (BOP) dan Full Open Safety Keselamatan Valve (FOSV).



MPD Sebelum menyoroti perbedaan antara praktek pengeboran konvensional saat ini dan MPD, diperlukan pemahaman tentang bagaimana peralatan dan praktek MPD hidup berdampingan dan melengkapi rig peralatan pengeboran.



Penambahan peralatan MPD pada rig dimaksudkan untuk meningkatkan penyegelan hambatan utama sambil tetap independenperalatan penghalang sekunder. Perbedaan utama antara MPD dan pengeboran konvensional adalah pengenalan “loop tertutup” sistem sirkulasi ke peralatan rig kontras dengan rig standar ini “loop terbuka” , atau sistem atmosfer. Dengan maksud, sistem MPD memegang tekanan dan mengarahkan aliran yang dibatasi oleh kendala desain komponen individu; Oleh karena itu, tekanan dan aliran operasi pengendalian / pemeliharaan selama pengeboran dianggap praktik operasi standar. Selama operasi MPD, penghalang utama mencakup semua elemen yang memungkinkan tekanan bawah sumur lebih besar dari tekanan pori formasi pada formasi yang tersingkap. Ini mungkin termasuk permukaan diterapkan kembali tekanan yang dikandung oleh sistem MPD Rotating Control Device (RCD), MPD choke manifold dan Non Return Valve (NRV) serta sirkulasi kehilangan tekanan gesekan dan tekanan hidrostatik fluida pemboran ( Gambar 1 ).



Tekanan dan aliran fluktuasi yang melebihi batas desain peralatan penghalang utama menyiratkan bahwa penyegelan telah dikompromikan, dantindakan berikutnya akan memerlukan penggunaan peralatan penghalang sekunder operasi-operasi berikutnya yang sering disebut kontrol sumur”. Demikian pula, “kick” sebagian besar dipahami sebagai masuknya fluida tidak diinginkan atau tidak direncanakan dari formasi. Definisi iniberlaku baik untuk pengeboran konvensional dan MPD dengan satu perbedaan penting tekanan yang mengandung karakteristik sistem MPD memungkinkan untuk fluida formasi kecil untuk dideteksi, dikendalikan dan diedarkan secara aman dengan hanya menggunakan penghalang utama. Penambahan tekanan kembali permukaan yang cukup untuk menyeimbangkan tekanan reservoir mengembalikan penghalang utama dan memungkinkan masuknya untuk dihapus secara aman dari sumur bor tanpa mengaktifkan penghalang sekunder. Influx yang akan menghasilkan tekanan permukaan dan laju aliran melebihi spesifikasi operasional peralatan MPD akan diklasifikasikan sebagai kick, dan mengelola kick akan memerlukan penggunaan peralatan penghalang sekunder. Bimbingan mengenai serah terima dari operasi MPD normal kontrol sumur juga harus dimasukkan dalam MPD operasi matriks atau Influx Management Envelope (IME). Tabel 1 membandingkan hambatan MPD dengan aplikasi konvensional. Dari tabel, dapat disimpulkan bahwa jalur aliran utama terpengaruh sementara pengeboran dalam mode MPD dengan kolom cairan hidrostatik di bawah tekanan pori adalah bor dan anulus, sementara jalur aliran lainnya tetap sama seperti di bawah kondisi konvensional.



Sesuai dengan standar peraturan lokal, jumlah hambatan dalam MPD dan pengujian mereka harus ditetapkan oleh operator.Pendekatan ini harus jelas didokumentasikan dan termasuk dalam prosedur pengeboran untuk sumur. Management of Change (MOC) atau dokumen menjembatani mencerminkan perubahan tersebut harus disertakan dan harus disetujui oleh semua pihak yang terlibat. Penggunaan Tank perjalanan Kebijakan Drilling konvensional Karena volume yang lebih kecil (biasanya sekitar 20-40 bbl dengan 1 divisi bbl dalam) jika dibandingkan dengan tank pengeboran,



tangki perjalanan menyajikan manfaat dari memiliki presisi yang lebih baik dalam hal kontrol volume. Kesempatan utama yang menjamin perjalanan menggunakan tangki yang selama perjalanan dan pemeriksaan aliran. Sementara mencabut rangkaian keluar dari lubang, tangki perjalanan digunakan untuk melacak volume lumpur menggantikan volume bor. Volume lumpur harus sama dengan volume displacement dari segala jenis rangkaian tubularkeluar dari lubang. Memasukkan rangkaian kedalam lubang, pengeboran tali - bit, Bottom Hole Assembly (BHA) dan pipa bor - dijalankan kembali ke lubang, sehinggatangki perjalanan harus digunakan untuk melacak keuntungan volume gain. Volume diharapkan harus sama dengan volume displacement dari seluruh string. Selama pemeriksaan aliran, tangki perjalanan digunakan untuk menentukan kondisi baik untuk melihat apakah baik berada di bawah kondisi statis. Hal ini penting untuk menyoroti bahwa pemeriksaan aliran untuk sistem konvensional baik dilakukan di pengalir ke garis aliran atau dengan baik ditutup di atas BOP dan kembali diambil melalui mud gas separator (MGS) rig ke tangki perjalanan. Ketika tidak ada pengeboran atau sirkulasi mengambil tempat, tangki perjalanan harus berbaris dan digunakan setiap saat. Tangki perjalananharus digunakan pada setiap perjalanan, dengan driller menjaga jadwal perjalanan yang akurat untuk semua perjalanan bulat, termasuk perjalanan wiper. Selain itu, di mana mud logging digunakan, mud logger harus menjaga jadwal perjalanan yang akurat,jika ada penyimpangan dari yang direncanakan Pit Volume Totalizer (PVT) volume, mug logger akan segera menginformasikan driller. Driller harus memastikan bahwa pemeriksaan aliran dilakukan selama perjalanan: sebelum mencabut rangkaian keluar dari sumur, setelah menarik ke dalam sepatu casing, dan sebelum BHA memasuki tumpukan BOP.



MPD Untuk operasi MPD, pompa perjalanan tangki tidak memiliki tekanan debit yang cukup untuk bekerja dengan sistem loop tertutup bertekanan, dan baik sering tidak menerima kondisi statis dengan pengembalian terbuka untuk tekanan atmosfer. Dalam hal ini, tekanan kembali pompa dan aliran meter Coriolis digunakan sebagai modus utama untuk memantau tepatperpindahan dan aliran cek. Sementara memompa dalam sebuah loop tertutup seluruh aliran meter akan memastikan aliran pembacaan tingkat berada dalam kisaran operasi



flowmeter, akurasi akan memastikan kontrol volumetrik pada resolusi yang lebih tinggi. Sebagian meter Coriolis modern dapat mendeteksi volume yang sangat kecil bahkan sekecil 1 bbl. Metode yang disebut Dinamis cek aliran MPD menggantikan fungsi perjalanan tangki konvensional. pengukuran utama selama Dinamis MPD prosedur aliran cek akan menjadi perbedaan antara aliran sistem MPD dan aliran keluar (perjalanan maya sistem tangki) pemantauan volume PVT dalam sistem aktif sebagai cek sekunder. Biasanya setup dari sistem loop tertutup dibangun dengan cara yang baik hisap dan arus balik yang dari tangki rig tersedia terkecil lebih meningkatkan keandalan metode. Persyaratan untuk memantau dan merekam cairan volume variasi tidak berubah, hanya metode untuk pengukuran. Skenario untuk melakukan aliran-cek tidak akan berbeda selama operasi MPD. Namun, penting untuk menyatakan bahwa aliran transisi tingkat harus dibuat sesuai dengan kapasitas MPD untuk bereaksi dan mengkompensasi permukaan tekanan balik semua tetap menjaga set point BHP. Dalam kasus indikasi kick positif, seperti peningkatan inkremental dalam permukaan volume yang pit oleh rig konvensional instrumen pengukuran, sumur akan ditutup tanpa menunggu pemeriksaan aliran yang akan dilakukan. Dalam hal salah satu indikasi kick lainnya yang diamati selama operasi MPD, aliran cek Dinamis MPD harus dilakukan mengikuti prosedur yang tepat.



Tingkat Sirkulasi Lambat Kebijakan Drilling konvensional tingkat sirkulasi lambat diperlukan untuk menentukan tingkat optimum formasi cairan masuknya harusdiedarkan keluar dari sumur serta tekanan yang tepat digunakan untuk menyeimbangkan BHP dalam kasus kontrol dengan baik sekunder. Untuk digunakan dalam operasi membunuh dengan baik, tekanan yang beredar umumnya diukur pada nyaman berkurang beredar (kill) tingkat. Tingkat Membunuh dipilih berdasarkan: kemampuan pompa untuk memompa lambat, kemampuan lumpur peralatan pencampuran untuk berat lumpur, tekanan sirkulasi maksimal, lumpur kapasitas pemisah gas, tersedak waktu reaksi, dan tersedak penurunan tekanan baris (dalam kasus ini dari sumur bawah laut). Tingkat Sirkulasi lambat harus diambil:



     



Jika praktis, pada awal setiap tur, Setiap kali sifat lumpur yang berubah, Setiap kali konfigurasi bit nozzle atau BHA berubah, Sesegera mungkin setelah bottoms-up dari setiap perjalanan, Setidaknya setiap 1000 ft (305M) dari lubang baru, dan Setelah utama pompa lumpur atau permukaan peralatan perubahan / perbaikan. Tingkat Sirkulasi Lambat harus mencakup tekanan untuk sirkulasi up riser, sementara merekam semua parameter dari panel choke. Juga, pipa aliran choke dan kil kill gesekan diperoleh dengan memompa turun melalui pipa aliran choke dan kill sementara gesekan pipa aliran choke diperkirakan. Pertimbangan khusus harus diberikan kepada kedalaman air, selama garis choke mungkin memerlukan tingkat kill sangat rendah jika tekananlubang bawah konstan dipertahankan oleh manipulasi choke. Operator choke harus beroperasi choke untuk membiasakan karakteristik respon dengan penekanan khusus pada jeda waktu antara manipulasi dan respon pada tekanan pipa bor. Secara umum, tingkat membunuh rendah memberikan kontrol yang lebih baik secara keseluruhan, mengurangi ketegangan pada pembentukan dan peralatan, dan peningkatan keselamatan selama operasi membunuh. Tingkat kill harus dijaga serendah praktis kecuali selama kondisi cuaca buruk.



MPD Meskipun persyaratan untuk memperoleh tingkat sirkulasi lambat berkala tetap, sebagai influxes diedarkan ke permukaan menggunakan penyegel penghalang sekunder, proses untuk memperoleh tingkat sirkulasi lambat harus dimodifikasi untuk penggunaan sistem MPD bertekanan tertutup. Dimasukkannya sistem MPD ke dalam sistem sirkulasi berlaku tekanan permukaan tambahan yang harus dipertanggungjawabkan. Dalam hal ini, prosedur tertentu dimuka yang mengidentifikasi kemungkinan gangguan dengan sistem MPD harus ditulis dan disepakati. Setiap kali bahwa tingkat sirkulasi lambat diperoleh, harus dikomunikasikan dengan MPD Operator.



Sementara SCRs diambil konvensional hanya peduli tentang friksi tambahan diberikan pada BHP ketika beredar melalui choke dan kill line, seperti dalam operasi MPD, tingkat perawatan harus ditingkatkan sebagai permukaan kembali tekanan ditambahkan tepat untuk mengimbangi laju aliran di anulus.



Untuk sirkulasi fluida influx menggunakan peralatan MPD, tingkat sirkulasi akan sebagian besar tergantung pada kapasitas degasser atau pemisah. Dalam hal ini, perhitungan dimuka harus dilakukan untuk menentukan tingkat ini dan setelah itu dimasukkan ke dalam prosedur sirkulasi masuknya MPD. Selanjutnya, selama operasi pmcd atau FMCD, formasi sekali vugular telah terkena dan kontrol hidrostatik tidak mungkin lagi, persyaratan untuk memperoleh SCRs berkala dihilangkan sampai kontrol hidrostatik adalah kembali instated.



Penggunaan Riser Pompa Booster Kebijakan Drilling konvensional Seringkali, pengeboran kebijakan selama koneksi dan sementara tripping menghalangi penggunaan riser pompa booster ketika pengeboran ke dalam formasi baru. Sebuah alasan untuk tidak meningkatkan riser ketika pengeboran ke reservoir baru untuk mempertahankan kontrol yang tepat volume lubang ketika formasi berpotensi permeabel ditemui. Selama tripping, pompa pendorong tidak dapatdigunakan untuk memastikan kontrol volume yang tepat. Demikian pula, pompa booster tidak digunakan selama koneksi untuk memberikan indikasi positif bahwa sumur tidak mengalir ketika pompa pengeboran adalah off.



MPD Dalam aplikasi MPD dengan tumpukan BOP permukaan, pompa tekanan balik yang terpisah (sering disebut MPD pompa tambahan) sering digunakan saat sambungan pipa bor untuk menjaga konstan BHP. Sistem ini mengkompensasi hilangnya gesekan annular selama 'kejadian pompa mati', menggantikannya untuk gesekan melalui pembatasan choke sementara sirkulasi di permukaan dipertahankan. Pompa mengambil cairan dari tangki hisap dan pembuangan hulu dari choke GKG. Kombinasi laju aliran dan tersedak membuka menciptakan tekanan balik tambahan yang diperlukan untuk mempertahankan tekanan lubang bawah konstan. Metode yang sama dapat diimplementasikan dengan menggunakan pompa booster bukan sebuah pompa tambahan untuk mempertahankan kontrolBHP. Akibatnya, setiap kali pompa riser penguat digunakan sebagai pompa tambahan, itu adalah diperlukan untuk menjalankan setiap saat selama operasi MPD. Pertimbangan dapat diberikan untuk menjalankan pompa booster saat sambungan pada operasi konvensional untuk sepenuhnya memanfaatkan kemampuan deteksi kick awal untuk memeriksa aliran dinamis.



Respon untuk Indikator Kick dan Cara Membunuh Kebijakan Drilling konvensional Dalam sistem konvensional, respon utama untuk indikator kick adalah untuk segera menutup dan membatasi volume fluida formasi di dalam sumur. Sementara semua pemeriksaan aliran harus selalu dibawa ke tangki perjalanan, ada situasi, yaitu pengeboran bawah dudukan casing dangkal, di mana kebijakan melarang menutup sumur di karena takut mogok sepatu dan memiliki ledakan permukaan meledak sekitar rig. Untuk diskusi ini, dianggap bahwa baik dapat menutup dengan aman. Sebuah hard atau soft menutup di prosedur yang diadopsi oleh perusahaan sesuai dengan kebijakan mereka. PadaTable 2 menunjukkan urutan dasar untuk menutup keras dan lunak dalam prosedur yang biasanya digunakan dalam operasi dengan Permukaan BOP.



Sebuah floater pengeboran dengan Subsea BOP (SSBOP) memiliki peralatan yang unik dan aspek operasional yang perludiperhatikan selama acara tendangan. Sinyal tendangan peringatan pada operasi dilakukan dari struktur pengeboran mengambang atau kapal terapung yang sama, tetapi deteksi kick lebih sulit daripada ketika rig dan pit yang stasioner. Gerakan kapal karena menciptakan suatu kondisi dimana lumpur disimpan dalam slip-sendi sedangkan slip-sendi meluas dan pembuangan diflowline ketika kontrak. Karena variasi garis aliran, jenis dayung indikator imbalan bertopeng sebagai alat deteksi tendangan dini, danpemeriksaan aliran visual dengan pompa off dibuat lebih sulit. Sistem



PVT mungkin memiliki masalah membaca variasi tingkat lumpur di pit karena gerakan kapal. Karena mengangkat kapal selama menutup dalam prosedur, pipa bor akan ditangguhkan dari kapal pengeboran, sementara selalu bergerak dalam kaitannya dengan stack. Oleh karena itu, string biasanya dijamin dengan ram segera setelah menutup dalam sumur. tabel 3 menunjukkan menutup dasar dalam prosedur dengan setumpuk SSBOP.



MPD Untuk sistem bertekanan, respon utama untuk masuknya akan segera meningkatkan permukaan diterapkan kembali tekanan dengan sistem MPD untuk menghentikan atau meminimalkan masuknya fluida formasi dan mengambil baik kembali kehilangan keseimbangan, secara bersamaan sementara berhenti rotasi dan jarak drill string sesuai dengan prosedur. Tindakan sekunder akan ditentukan oleh ukuran, intensitas dan lokasi masuknya fluida formasi. Jika masuknya melebihi satu set khusus MPD ukuran ambang batas operasi atau intensitas ditentukan oleh desain MPD baik, pompa rig harus ditutup dan menutup hard dilakukan. Jika ukuran kick dibawah batas matrix tapi pilihan untuk sirkulasi secara dinamis melalui peralatan MPD tidak sepenuhnyadisepakati - antara operator, kontraktor pengeboran dan layanan perusahaan - sistem MPD dapat digunakan untuk melakukan dibantu ditutup, lebih meningkatkan diterapkan tekanan kembali untuk mengkompensasi hilangnya Equivalent Density Beredar (ECD), yang dapat memperkecil ukuran tendangan selama operasi pompa mati. Singkatnya, penggunaan MPD akan memungkinkan untuk masuknya fluida influx harus dihentikan secara signifikan lebih cepat daripada metode pengendalian baik konvensional, secara signifikan mengurangi ukuran masuknya fluida influx, karena reaksi hampir seketika dari MPD sebagai lawan waktu yang



dibutuhkan untuk ruang keluar dan menutup di dalam sumur saat mengambil masuknya tambahan sampai volume masuknya kompres cairan di anulus untuk tekanan yang menyeimbangkan formasi. Prosedur Penyambungan Kebijakan Drilling konvensional penyambungan konvensional adalah prosedur maju relatif lurus. Tingkat pompa dengan cepat dibawa ke berhenti penuh dalam pengeboran konvensional. Waktu diberikan kepada aliran kembali dari jebakan pasir, dan shaker dan pengeringan dari flowlines untuk menghentikan dan mencapai kondisi statis juga memungkinkan untuk intrinsik melakukan pemeriksaan aliran. Pengurangan BHP karena tidak adanya ECD meningkatkan kemungkinan mengamati influxes saat melakukan penyambungan. Lonjakan dan swab efek juga dapat berkontribusi untuk influxes insidental.



MPD Melakukan pemasangan dengan mandat sistem MPD yang muncul kembali tekanan ditambahkan ke sistem untuk mengkompensasi hilangnya di ECD sebagai suku pompa berkurang. Sebagian besar sistem yang ada dapat melakukan transisi tersebut secara otomatis. Namun, tingkat pompa harus dikurangi secara perlahan, sehingga choke untuk bereaksi cukup cepat sambil mempertahankan BHP konstan. Sering menyarankan komunikasi dengan driller atau pompa Operator bersama dengan operator MPD memastikan proses tersebut dilakukan dengan aman. Aspek lain dari penyambungan MPD adalah bahwa anulus dan riser akan berada di bawah tekanan, bahkan dengan pompa mati, sehingga rig tidakdapat melakukan cek aliran statis konvensional pada setiap koneksi. Dalam hal ini, cek aliran dapat dilakukan secara dinamis seperti yangdijelaskan sebelumnya mempertahankan tekanan kembali pompa atau sirkulasi pompa riser penguat ke dalam anulus, mengambil kembali kesistem MPD permukaan. The Coriolis pengukuran aliran masuk dan aliran keluar tidak dipengaruhi oleh aliran belakang garis permukaan terlihat selama operasi konvensional, sebuah fakta yang membuktikan manfaat lain dari MPD. Satu-satunya kesempatan untuk memverifikasi integritas NRVs tali bor terjadi saat sambungan MPD, sebagai drill string berhenti meneteskan dan segel



dari NRVs diverifikasi oleh tekanan diferensial yang disebabkan oleh efek u-tube dari anulus ke dalam pipa bor. Menyoroti manfaat utama dari MPD untuk koneksi adalah kenyataan bahwa BHP dijaga konstan selama sambungan mengurangi risiko influxes yang terjadi selama pengeboran konvensional karena penurunan tekanan balik gesekan dan kehilangan berikutnya ECD.



Penggunaan Shear Rams - Rigs Deepwater Kebijakan Drilling konvensional Untuk operasi konvensional shear ram hanya akan digunakan dalam keadaan darurat jika semua cara lain untuk mengamankan sumur gagal atau dianggap tidak aman. Shear rams dan casing shear ramsharus dioperasikan pada tekanan operasi maksimum. Ukuran casing maksimum dan ukuran tabung lainnya yang dapat dipotong selama pengeboran akan menjadi bagian dari kru juga mengontrol pelatihan dan pengetahuan baik yang spesifik. Hal ini juga harus menetapkan bahwa pipa apapun yang akan dipotong dapat dipotong dengan peralatan yang tersedia. Secara khusus, rig deepwater terbaru mengandung tiga shear ramspada tumpukan SSBOP mereka: dua buah blind shear rams dan satu buah super shear rams.



MPD Lingkungan laut memungkinkan riser pengeboran untuk digunakan sebagai pelumas sehingga dapat mengakomodasi panjang BHA. Dalam situasi tertentu, adalah mungkin untuk mengatur MPD ASBP atau pmcd tripping strategi untuk strip keluar dari sumur di bawah tekanan - melalui RCD - sampai bit di atas tumpukan SSBOP. Pada saat itu, shear/blind rams atas dapat ditutup untuk mengisolasi baik dan riser dapat tekanannya. Tekanan lubang sumur kemudian dikelola oleh beredar di seluruh choke MPD sehingga menciptakan tekanan balik kebawah choke line sementara selalu mengamati keselarasan katup yang tepat. Strategi ini memungkinkan kontrol penuh dari BHP dan pemantauan volume, bahkan ketika bor di atas Lower Marine Riser Package (LMRP) dan riser yang tekanannya.



Gas di Riser



Kebijakan Drilling konvensional Dalam operasi air dangkal, kedalaman titik gelembung di bawah BOP ini. Dalam operasi deepwater, kedalaman air dapat sebagian besar dari kedalaman lubang total dan gas apapun dalam sumur akan kemungkinan akan keluar dari solusi ketika berada di atas SSBOP dan di dalam riser. Karena itu, ketika beredar pantat setelah perjalanan, atau jika tendangan diambil saat pengeboran, ada kemungkinan bahwa gas bisa berada di atas tumpukan BOP sebelum terdeteksi. Hal ini kemungkinan besar akan terjadi ketika pengeboran dengan sintetis atau minyak dasar lumpur dimana gas dapat larut ke dalam larutan. Deteksi tendangan dini dan cepat menutup-in adalah kunci untuk meminimalkan atau menghilangkan gas di atas tumpukan SSBOP. Sejak insiden Deepwater Horizon, baik prosedur pengendalian menyatakan bahwa setiap gas di riser harus dibuang kesistem pengalir dan dilakukan melalui jalur laut karena ada risiko meniup segel lumpur MGS dan mendorong gas kembali ke shaker.



MPD Jika RCD diinstal, sistem pengalir rig tidak dapat digunakan karena terisolasi oleh RCD. Setiap gas di bawah RCD perlu memerah dan disirkulasikan keluar sebelum membuka pengait rantai pengamannya perakitan bantalan RCD. Meskipun tidak mungkin untuk mengarahkan gas di riser setiap kali RCD diinstal ke garis laut, sebagai perintah polisikonvensional, lingkungan bertekanan diciptakan oleh MPD memungkinkan gas di riser yang akan aman diedarkan di atas SSBOPs tertutup, menggunakan riser pompa booster, dan mengambil kembali ke manifold MPD choke dan MGS. loop tertutup bertekanan juga menambahkan keuntungan dari titik penurunan mendalam untuk kedalaman dangkal, karena gas yang keluar dari solusi hanya hilir tersedak, memfasilitasi kontrol dengan baik. Namun demikian, tergantung pada prosedur manajemen masuknya, dan secara khusus ukuran masuknya, masuknya dapatdiedarkan melalui sistem MPD sebagai bagian dari proses pengendalian masuknya dinamis. Selama proses ini aliran dialihkan olehRCD, dan rotasi dapat dipertahankan sebelum bottoms up selesai. Pada saat ini rotasi dapat dihentikan dan berdedikasi MPD annular BOP dapat ditutup untuk memberikan penghalang tambahan, sampai bawah sampai selesai.



Jika diketahui bahwa gas di riser, gas di riser dapat diobati dengan menggunakan sistem RGH sebelum mengendalikan sumur bor utama, untuk menghilangkan risiko hidrat formasi di komponen bawah laut. Jika tidak, operasi RGH akan selesai mengikuti beredar dari tendangan melalui peralatan kontrol sumur rig dan membunuh dengan baik.



Meningkatkan Berat Mud Kebijakan Drilling konvensional Dalam pengeboran konvensional, berat lumpur meningkat terjadi karena berbagai alasan sepanjang perjalanan pengeboran. Misalnya, direncanakan bobot lumpur dirancang dalam tahap perencanaan, berdasarkan prediksi dari tekanan pori. Dalam sumur pengembangan, meningkatkan berat lumpur biasanya tidak menghasilkan perubahan besar karena pengetahuan bidang yang diperoleh, namun ketidakpastian pori dan tekanan rekah pada sumur eksplorasi membuat kick atau kerugian peristiwa faktor penentu baik dalam meningkatkan atau menurunkan berat lumpur, untuk mendapatkan kembali kontrol dengan baik atau menghindari kerugian. Berat lumpur biasanya meningkat kebijakan perusahaan berikut yang menetapkan minimal lebihan mengenai tekanan pori. Ini adalahpraktek yang normal untuk meningkatkan berat lumpur dengan cepat, sementara pengeboran, tetapi praktik ini dapat membawa salah tafsir dari acara yang berkaitan dengan inhomogeneity dari lumpur selama proses ini.



MPD Ketika pengeboran dalam mode MPD, tingkat lebihan dapat diubah dengan menyesuaikan hanya dengan pengaturan variabel lainnya (ASBP, tingkat pompa) yang memungkinkan fleksibilitas yang lebih besar dalam operasi itu. Persyaratan untuk peningkatan berat lumpur di MPD adalah juga dikaitkan dengan peningkatan tekanan pori sebagai titik lebih dalam dibor. Meskipun batas tekanan balik annular terkait dengan spesifikasi komponen peralatan permukaan (RCD, MPD flowline, MPD choke dll) adalah kontributor utama untuk perubahan yang diperlukan dalam kepadatan lumpur. Dengan cara ini, perubahan berat badan lumpur akan terjadi kali lebih sedikit bila dibandingkan dengan praktik konvensional. Penting untuk dicatat bahwa batas tekanan dalam operasi MPD harus diidentifikasi secara sebelumnya dan didirikan pada operasi dan kontrol dengan



baik matriks. Matriks ini menetapkan apabila berat lumpur harus ditingkatkan karena peningkatan tekanan balik annular diperlukan untuk menyeimbangkan tekanan pori yang lebih tinggi. Dengan kata lain, dalam situasi yang memerlukan berat lumpur ditingkatkan untuk mendapatkan kembali kontrol sumur primer, dimungkinkan untukmenyesuaikan variabel lain tersedia jika masih dalam MPD Operasi Matrix. Semua batas ini dan prosedur operasional harus didokumentasikan dalam tahap perencanaan dan termasuk dalam dokumen bridging. Ketika itu dianggap perlu untuk meningkatkan berat lumpur sementara dalam mode MPD, hal itu harus dilakukan dengan menggusur lumpurringan untuk lumpur berat menyusul rencana pengendalian tekanan annular untuk memastikan manajemen yang tepat dari profil tekanan annular.



Dimodifikasi Prosedur Bunuh Kebijakan Drilling konvensional Konvensional kontrol baik dimulai dari premis bahwa baik dirancang dengan statis overbalance lumpur dan setiap masuknya diinduksi atau karena meningkatnya tekanan pori - akan dikontrol dengan menggunakan sebaiknya metode driller's. Metode driller menyatakan bahwa sekali baik adalah menutup, Shut in Drill Pipe Pressure (SIDPP) dan Shut in Casing Pressure (SICP) dicatat. juga harus kemudian diedarkan menjaga tekanan pipa berdiri konstan, menggunakan kecepatan pompa berkurang sirkulasi keluar masuknya. SIDPP awal merupakan indikator tingkat underbalance dan digunakan untuk menentukan lumpur membunuh berat baru. Jika kick disebabkan oleh tekanan pori yang lebih tinggi, sirkulasi kedua diikuti dengan membunuh lumpur berat yang sebelumnyadihitung dengan SIDPP. Sebuah pompa dan kontrol tekanan jadwal diikuti sampai kondisi kehilangan keseimbangan dicapai dengan lumpurbaru. MPD Dalam operasi MPD, penggunaan lumpur statis underbalance adalah salah satu pendekatan utama dalam sempit kasus jendela operasional. Tekanan pori secara terus menerus seimbang dengan variabel tambahan untuk berat lumpur, seperti permukaan belakang tekanan, dan gesekan. Sebuah



dirancang dengan baik akan dibor menggunakan MPD mungkin tidak menerima penggunaan berat lumpur yang akan mengatur dengan baik dalam kondisi lebihan tanpa bantuan permukaan tekanan balik. Dalam hal ini, metode konvensional untuk membunuh baik di sirkulasi kedua metode driller adalah tidak diinginkan atau mungkin.Solusinya adalah untuk mengevaluasi tingkat underbalance yang akan mengakomodasi keterbatasan penyegelan tekanan dan merancang berat lumpur baru -Masih statis underbalance - yang akan mengurangi tingkat bahwa ke tingkat yang nyaman dan margin keamanan. Dalam banyak kasus, jika intensitas tendangan cukup kecil, tidak ada lumpur perubahan berat badan diperlukan, sebagai permukaan diterapkan tekanan kembali dapat ditingkatkan untuk overbalance baik untuk tekanan formasi. Teknik ini melanggar prinsip metode driller dan membutuhkan metode membunuh konvensional untuk dimodifikasi. Set disetujui prosedur harus tersedia untuk setiap metode kontrol dengan baik ketika MPD dikerahkan. Pengujian BOPs Kebijakan Drilling konvensional Tekanan BOP dan tes fungsi adalah metode yang paling penting untuk memverifikasi integritas penghalang. Pengalaman menunjukkan bahwa sistem multiple hambatan, ketika terpasang dengan benar, dipelihara dan diuji, bisa mendapatkan tingkat kehandalan yang tinggi. Pemantauan terus menerus dari hambatan fisik dan memiliki hambatan operasional yang tepat yang tersedia dapat mempertahankan operasi rig aman. Tes tekanan pada peralatan kontrol juga harus dilakukan secara rutin pada semua rig: Persyaratan hukum negara berlaku di mana punmereka berada ketat daripada kebijakan perusahaan. Kebijakan ini mungkin termasuk; sebelum memulai pemboran atau setelah instalasi, setelah pemutusan atau perbaikan dari setiap segel tekanan penahanan di tumpukan BOP, garis tersedak, atau tersedak manifold, tetapi terbatas pada komponen yang terkena dampak, sebelum pembukaan awal alat uji bor batang dan sebelum pengeboran ke zona tekanan tinggi yang dicurigai. BOP dapat dianggap sebagai penghalang operasional karena mereka membutuhkan pengakuan dan respons manusia untuk campur tangan dan menghentikan aliran sekali cairan masuk ke dalam sumur. Hambatan kualifikasi di lapangan yang disebut sebagai verifikasi di API 96 dalam kasus operasi laut. Istilah diuji dicadangkan untuk tes di arah aliran potensial, yang merupakan level tertinggi verifikasi.



BOP dan peralatan kontrol sumur juga harus diperiksa dan diuji sesuai dengan Pasal 17 (BOPs Surface) dan Pasal 18 (Subsea BOPs) dari API RP 53 . Preferensi untuk menguji adalah ke arah potensi aliran dan tes tekanan tinggi awal akan tekanan kerja dinilai dari BOPs ram atau tekanan kerja yang dinilai dari kepala sumur, bahwa tumpukan BOP diinstal pada mana yang lebih rendah. Tes tekanan tinggi selanjutnya akan ke tekanan yang lebih besar (yaitu 500 psi) dari maksimum mengantisipasi tekanan permukaan untuk bagian lubang yang berlaku, tetapi tidak melebihi tekanan kerja. Untuk memverifikasi penghalang BOP seperti itu, Penyelenggara harus merencanakan program verifikasi yang memenuhi kebijakan dan peraturan, untuk menunjukkan bahwa prosedur dapat memenuhi syarat penghalang.



MPD Tes BOP dalam operasi MPD mengikuti kriteria yang sama seperti dalam pengeboran konvensional. Sebagai penghalang utama, semua peralatan permukaan MPD harus tekanan diuji, minimal, dengan tekanan operasional maksimum yang diijinkan. Selama commissioning, peralatan permukaan baru harus tekanan diuji dan fungsi diuji di wellsite kesesuaian denganprosedur yang disetujui oleh perusahaan yang beroperasi, kontraktor pengeboran dan Perusahaan Jasa. Keunikan untuk Deepwater operasi MPD, tes tekanan riser disertakan sebagai bagian dari tes GKG. Sebuah analisis riser di bawah kondisiMPD harus diselesaikan selama tahap perencanaan. Analisis beban riser harus mempertimbangkan tekanan annular permukaan maksimum yang diharapkan ketika pengeboran dalam mode MPD. Serupa dengan operasi konvensional, perencanaan yang memadai diperlukan untuk meminimalkan tes sementara pengeboran dalam mode MPD. Praktek normal adalah untuk menguji BOP sebelum pengeboran bagian MPD setelah MPD rig up selesai dan sebelum memulai operasi untuk menghindari tes sementara MPD sedang digunakan dan aktif. Jika tes BOP adalah wajib selama pengeboran dalam mode MPD, prosedur yang memadai harus ditulis dan dimasukkan dalam dokumen bridging. Selama pengujian perlu untuk mempertimbangkan permukaan tekanan annular, terutama ketika lumpur statis underbalance digunakan.



Frekuensi uji peralatan MPD harus sesuai dengan lokal standar peraturan dan atau perusahaan mana yang palingketat.



Tripping dengan Drilling Kerugian Fluid Kebijakan Drilling konvensional Kebanyakan prosedur konvensional tidak mengizinkan tripping kecuali ada kolom penuh cairan ke permukaan sehingga kontrol BHP dapat dipertahankan oleh tekanan hidrostatik. Ketika tripping dengan kehilangan, tingkat kehilangan harus diketahui dan tingkat cairan di dalam sumur dipantau. Tingkat kehilangan maksimum biasanya didefinisikan oleh pasokan lumpur serta kemampuan pencampuran dari rig. Ketika kehilangan berpengalaman, beberapa kebijakan menyatakan bahwa jika kolom cairan dapat dipertahankan dan dipantau, kemudian tersandung diperbolehkan. Dalam hal ini, tindakan pencegahan tambahan seperti bercak pil kental di bagian lubang terbuka untuk lebih meminimalkan kerugian dan mengisi anulus terus menerus selama perjalanan, sementara pemantauan flowline setiap saat dapat menunjuk sebagai alternatif. Namun praktik ini mungkin tidak cukup aman sebagai gas dapat bermigrasi melalui anulus.



MPD Ada beberapa manfaat yang MPD membawa ke suatu operasi pada saat kerugian mungkin dialami. Sedangkan memenuhi persyaratan untuk tersandung di bawah kerugian sebagai MPD tepatnya mengontrol aliran volumetrik, itu juga kemampuan untuk mengurangi BHP dekat tekanan pori dalam upaya untuk mengurangi tingkat kehilangan ketika cairan statis underbalance diimplementasikan. Lumpur statis underbalance ditambah dengan permukaan diterapkan kembali tekanan menciptakan indikasi tekanan positif di permukaan dengan cara yang memungkinkan baik yang akan dipantau oleh tekanan dan bukan oleh volume total skenario kerugian. Fitur tersebut memungkinkan pengendalian dan pemantauan anulus dan mengidentifikasi peristiwa seperti migrasi gas.



Kesimpulan



Pemanfaatan Dikelola Tekanan Pengeboran telah terbukti memberikan banyak manfaat, khususnya di lingkungan dengan margin tekanan sempit, Tekanan Tinggi-High Temperature (HPHT) dan, operasi laut. Untuk mendapatkan manfaat penuh dari MPD dan memungkinkan pelaksanaan yang aman dari teknologi, semua pihak harus memahami di mana operasi MPD dapat menyajikan sebuah tantangan Operator dan Pengeboran kontraktor kebijakan dan prosedur. Hal ini sangat penting dalam kasus di mana kebijakan dan prosedur konvensional tidak mungkin, selama operasi MPD. Pergeserandalam praktek dari pengeboran konvensional perlu ditangkap pada kebijakan dan tingkat prosedural. Di antara daerah potensi konflik itu bisa dimasukkan: kebijakan penghalang, penggunaan tangki perjalanan, prosedur laju sirkulasi lambat, penggunaan pompa riser booster, baik kebijakan pengendalian, koneksi, penggunaan domba jantan geser, penanganan gas di riser, meningkatkan berat lumpur, kebijakan pengujian BOP dan tersandung kebijakan. Untuk efisien menerapkan MPD, konflik ini harus disorot dalam dokumen bridging tingkat tinggi, menyikapi kebijakan mapandari kedua kontraktor operator dan pengeboran sambil memperkenalkan MPD praktik terbaik. Kemudian, ia akan berfungsi sebagai dasar untuk kedua prosedur rutin dan darurat untuk operasi masa depan. Mengatasi masalah ini dan operasi awal tahap perencanaan proyek MPD dapat meningkatkan keselamatan pengeboran dan menyadari manfaat teknik menawarkan.



Pengakuan Para penulis berterima kasih Blade Energy Partners atas izin untuk menyajikan makalah ini. Referensi API RP 96, Direkomendasikan Praktik untuk Deepwater Well Desain dan Konstruksi, Edisi Pertama. 2013. Washington: API. API RP 53, Direkomendasikan Praktek untuk Blowout Prevention Peralatan untuk Drilling Wells, Edisi ketiga. 1997.Washington: API.



Advanced Well Control Book, David Watson, Terry Brittenham, Preston L. Moore; kontrol IADC Deepwater Well pedoman 2015