Dasar Teori Casing

Fungsi Casing

Setelah suatu pemboran minyak dan gas bumi mencapai kedalaman tertentu, maka kedalaman sumur tersebut perlu dipasang casing yang kemudian dilanjutkan dengan proses penyemanan. Casing merupakan suatu pipa baja yang berfungsi antara lain : Mencegah gugurnya dinding sumur, menutup zona bertekanan abnormal, zona lost dan sebagainya. Tujuan utama dari perencanaan casing adalah mendapatkan rangkaian casing yang cukup kuat untuk melindungi sumur baik selama pemboran maupun produksi dengan biaya yang murah. Beberapa fungsi casing adalah sebagai berikut :

Mencegah Gugurnya Dinding Sumur

Pada lapisan batuan yang tidak terkonsolidasi dengan baik, maka pada saat pemboran menembus lapisan tersebut dapat menyebabkan terjadinya pembesaran pada lubang bor. Pembesaran pada lubang bor ini adalah akibat runtuhnya dinding sumur, lebih jauh apabila lapisan lunak ini berselang-seling dengan lapisan keras maka akan memberikan efek pembelokan terhadap drill string.

Mencegah Terkontaminasinya Air Tanah Oleh Lumpur Pemboran

Dalam suatu pemboran, untuk mengimbangi tekanan formasi digunakan lumpur pemboran yang memiliki densitas tertentu. Lumpur pemboran ini akan memberikan/mengimbangi tekanan hidrostatik dari formasi. Pada dinding sumur akan terbentuk mud cake sedangkan filtrat lumpur akan masuk menembus formasi. MAsuknya filtrat lumpur ke dalam formasi dapat menyebabkan adanya air. Untuk mencegah terjadinya pencemaran air formasi maka dipasanglah casing.

Menutup Zona Bertekanan Abnormal dan Zona Loss

Zona bertekanan abnormal adalah zona yang dapat menyebabkan terjadinya well kick yaitu masuknya fluida formasi ke dalam lubang bor. Terlebih apabila fluida ini berupa gas dan tidak segera ditanggulangi maka akan terjadi semburan liar (blow out)yang sangat membahayakan. Sedangkan zona loss adalah zona dimana lumpur pemboran menghilang masuk ke formasi.

Membuat Diameter Sumur Tetap

Sebagaimana disebutkan diatas bahwa pada dinding sumur akan terbentuk mud cake. tetapi ketebalan mud cake ini merupakan fungsi dari waktu dan permeabilitas dari batuan yang ditembus.Bila permeabilitasnya besar maka mud cake semakin tebal. Dengan dipasangnya casing maka diameter sumur akan tetap, hal ini terutama akan bermanfaat apabila kita membutuhkan data volume annulus secara tepat.

Mencegah Hubungan Langsung Antar Formasi

Sebagai contoh apabila suatu sumur dapat menghasilkan minyak dan gas dari lapisan yang berbeda dan dikehendaki untuk diproduksi bersama-sama maka untuk memisahkan dua lapisan produktif tersebut dipasang casing dan packer.

Tempat Kedudukan BOP dan Peralatan Produksi

BOP (Blow Out Preventer) merupakan peralatan untuk menahan tekanan sumur yang berada dalam kondisi kick. BOP ini diletakkan pada surface casing. Peralatan produksi yang dipasang pada casing misalnya X-mas Tree dll.

http://drilltech.blogspot.com/2009/08/dasar-teori-casing.html

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : Hydril Ram Type BOP

Hydril type ram relatif baru di industri pemboran tetapi telah mulai banyak dipakai saat ini. PSL tipe ram dari hydril terdapat dua tipe yaitu PSL Hydril tipe V Ram untuk tekanan kerja 2000, 3000, 5000 psi dan PSL Hydril X ram untuk tekanan kerja 10.000 psi ke atas.
Prinsip operasi dan kelebihan/keuntungan-keuntungan dari PSL tipe ini mirip dengan PSL Shaffer tipe LWS & SL dengan perbedaan yang prinsip pada Hydril yaitu sistem penguncinya terdapat pada bagian upper seal set dan konstruksi dari ramnya.
Sistem penguncian ada dua jenis yaitu manual lock dan automatic multi position locking.

Manual Locking
Mempunyai cara operasi dan konstruksi relatif sama dengan PSL Shaffer. Ulir-ilir untuk mengunci berada dalam bagian yang terlindung dan rapat untuk mencegah karat.
Untuk mengunci dapat dilakukan setelah ram menutup dan diputar ke kanan sampai penuh atau dapat pula dipakai sekaligus untuk menutup ram dan menguncinya dengan cara serupa di atas. Untuk membuka ram kunci harus dibuka dahulu dengan memutar ke kiri sampai penuh kemudian ram dibuka dengan tekanan hidrolik.

Ram Assembly

Ram assembly terdiri dari front packer dan upper seal. Untuk membongkar dan memasang front packer dan upper seal adalah sama dengan prosedur reparasi ram assembly dari Cameron tipe U.

http://drilltech.blogspot.com/2009/02/pencegahan-semburan-dari-luar-pipa_7287.html

Materi BOP

Dalam pemboran Migas dan Geothermal pada kondisi normal diupayakan tekanan formasi senantiasa lebih kecil dari tekanan hydrostatis kolom lumpur di dalam lubang. Namun adakalanya kondisi yang terjadi adalah tekanan formasi lebih besar dari tekanan hydrostatis lumpur sehingga menyebabkan terjadinya alian fluida formasi masuk ke dalam lubang bor yang disebut “Kick”.
Apabila Kick terjadi, sumur harus segera ditutup menggunakan Blowout Preventer (BOP) sehingga aliran fluida formasi dapat dikontrol dan blowout (semburan liar) dapat dihindari. Selanjutnya sumur harus dilakukan sirkulasi untuk mematikan kick tersebut.
Sebelum membahas lebih dalam mengenai Blowout Preventer perlu diketahui terlebih dahulu gejala-gejala terjadinya kick adalah sebagai berikut :

1.Drilling Break yaitu terjadinya perubahan kecepatan pemboran atau kecepatan menembus lapisan bawah tanah (penetration rate) secara mencolok yang diikuti oleh perubahan parameter bor seperti SPM pompa, tekanan pompa, WOB dll.
2.Terjadi kenaikan rotary torque.
3.Perubahan ukuran cutting dari kecil menjadi besar.
4.Kenaikan temperature fluida pemboran secara mencolok di flow line.
5.Perubahan sifat-sifat fluida pemboran (mud properties) secara mencolok.
6.Gas cutting.

Sedangkan penyebab-penyebab terjadinya kick adalah sebagai berikut :
1.Naiknya tekanan formasi.
2.Tekanan hidrostatik kolom lumpur turun.
3.Pengisian lubang bor pada saat cabut rangkaian tidak dilakukan sesuai kebutuhan.
4.Swab effect.
5.Squeeze effect

Penyebab terjadinya Blow Out secara umum adalah :
1.Peralatan Blowout Preventer tidak dapat bekerja dengan baik pada saat dioperasikan menutup sumur.
2.Rig Crew tidak melakukan operasi mematikan sumur (killing procedure) secara benar.
3.Rig crew tidak melakukan penutupan sumur sesuai prosedur yang benar.

Alasan mendasar kesalahan manusia dalam menangani Well Control adalah :
1.Tidak adanya prosedur operasi di lapangan khususnya dalam menangani kondisi darurat seperti Blowout sehingga personil dilapangan sulit mengambil / melakukan tindakan pada kondisi darurat.
2.Prosedur kerja telah tersedia namun tidak ditunjang oleh crew team yang berpengalaman dan trampil dilapangan.

Upaya yang dilakukan untuk menghindari kesalahan manusia adalah :
1.Memberikan pengetahuan tentang Pencegahan Semburan Liar dan peralatannya kepada rig crew.
2.Melakukan latihan-latihan kondisi darurat (Kick Drill, BOP Drill) secara periodik dengan harapan rig crew memahami tugas dan tanggungjawabnya dalam menghadapi kondisi darurat seperti Blowout.
3.Adanya attitude dan kesadaran pada masing-masing rig crew untuk selalu melaksanakan operasi pengeboran sesuai SOP dan pentingnya upaya pencegahan Blowout.

Untuk keperluan Pencegahan Semburan Liar tersebut diperlukan suatu perlengkapan khusus yang disebut Peralatan Pencegah Semburan Liar (Blowout Preventer Equipments). Peralatan Pencegah Semburan Liar harus memenuhi persyaratan serta dapat melakukan beberapa tugas penting yaitu :
1.Dapat melakukan penutupan lubang sumur dibagian permukaan tanah pada keadaan lubang kosong atau ada pipa (drill pipe, drillcollar, casing dan tubing) serta dapat untuk melakukan stripping in maupun out rangkaian bor.
2.Dapat menahan tekanan sumur tertinggi yang akan timbul dan dapat dimasuki (dilalui) semua peralatan yang akan dimasukkan selama operasi pemboran.
3.Dapat dipergunakan untuk mengendalikan pembuangan gas, gas cut, lumpur dan lain-lain untuk mengendalikan tekanan sumur.
4.Dapat dipergunakan untuk pekerjaan sirkulasi mematikan kick.
5.Dapat melakukan penggantungan (hanging off) atau memotong drillpipe pada keadaan darurat.
6.Memiliki sistem peralatan cadangan apabila salah satu alat mengalami kerusakan, khusus untuk sumur bertekanan tinggi dan di pemboran lepas pantai dengan subsea BOP stack.

Peralatan-peralatan Blowout terdiri dari :
BOP dari luar pipa :
a.Annular type blowout preventer.
b.Ram type blowout preventer.
c.Diverter

BOP dari dalam pipa :
a.Upper Kelly Cock.
b.Lower Kelly Cock
c.Safety Valve
d.Inside BOP
e.Drop In Check Valve.
f.Drill Pipe Float Valve

Saluran pengendali :
a.Drilling Spool
b.Killing Line
c.Choke Flow Line
d.Choke Manifold / Back Pressure Manifold BPM)

e.Manual Adjustable Choke dan Super Choke

http://drilltech.blogspot.com/2009/02/materi-bop.html

Saluran Pengendali

Drilling spool, choke dan kill line diperlukan pada pemasangan unit pencegah semburan liar (blowout preventer stack) berfungsi untuk saluran pengendali saat proses menutup sumur dan sirkulasi mematikan kick.
Drill spool, choke dan kill line serta sistem penyambungnya harus mempunyai tekanan kerja sama atau lebih besar dari blowout preventer stack yang terpasang.
Selama operasi pemboran dan selama operasi menangani kick sambungan-sambungan pipa choke dan kill line akan mengalami tekanan dan getaran-getaran oleh karena itu harus diberi pendukung, dijangkarkan dan diikat kuat.

Drilling Spool
Pada mulanya drilling spool merupakan satu-satunya cara untuk menghubungkan choke dan kill line ke pencegahan semburan liar (blowout preventer). Tetapi sekarang choke dan kill line dapat langsung dipasang pada side out-let pada body BOP.
Tujuan pembuatan choke dan kill line pada body BOP adalah untuk meniadakan pemakaian drilling spool sehingga dapat menghemat ruangan dan memperpendek tinggi BOP stack dan juga mengurangi jumlah sambungan pada BOP stack. Salah satu kelemahan dari pemakaian kill dan choke line pada body BOP adalah bahaya terkikisnya choke line outlet oleh pasir yang keluar bersama semburan kick. Apabila luka akibat pengikisan terlalu besar, dapat menyebabkan BOP tidak dapat dipakai lagi. Sedangkan kalau yang terkikis adalah lubang choke line pada drilling spool maka mengganti drilling spool akan lebih murah dibanding dengan mengganti atau memperbaiki BOP.

Minimum persyaratan drilling spool adalah :
•Harus memiliki side outlet 2 buah dengan diameter minimum 2” dan 3”
•Diameter dalam (bore) drilling spool minimal harus sama dengan diameter dalam puncak casing head
•Tekanan kerja minimal harus sama dengan tekanan kerja dari puncak casing head yang dipasang dengan BOP

Kill Line
Kill line berfungsi untuk saluran injeksi ke sumur apabila diperlukan untuk mematikan sumur. Kill line minimum harus ada sebuah dan yang terbaik dua buah dengan letak yang dapat bervariasi tergantung susunan BOP stack.
Pada kill line harus dipasang satu atau dua valve pada drilling spool atau outlet BOP dan satu check valve untuk perlindungan apabila terjadinya kebocoran atau pecah pada saluran/pipa kill line. Dengan dipakainya check valve memungkinkan kill line valve tetap dibuka selama kick dan dapat memompakan ke sumur setiap saat tanpa membuka valve terlebih dahulu.
Kill line valve yng utama (primer) adalah yang terletak paling luar dapat berupa remote hydraulic operator sedang yang manual diletakkan dekat BOP disebut master valve. Master valve dalam operasi selalu dibuka. Semua sambungan, pipa memipa, valve-valve di kill line harus dilindungi dari terjadinya sumbatan dengan cara di flushing dan mengisi dengan cairan lumpur yang bersih.

Choke Flow Line
Choke flow line atau choke line berfungsi untuk mengalirkan fluida bertekanan dari sumur ke choke manifold. Ukuran choke line minimum 3” dan lebih besar dari kill line karena aliran di choke line lebih besar akibat adanya gas yang mengembang di annulus.
Ukuran choke line yang kecil menyebabkan timbulnya pressure drop yang besar dan pembacaan tekanan di choke manifold akan salah karena tidak sama dengan tekanan yang sebenarnya di kepala sumur.
Sebuah manual operated valve harus dipasang sedekat mungkin dengan BOP di choke line sebgai master valve dan sebuah hidraulic power operated valve dipakai sebagai valve primer (utama) dipasang di bagian luar dari master valve. Valve ini yang akan senantiasa dioperasikan untuk dibuka dan ditutup untuk keperluan pengendalian kick dari tempat agak jauh dengan melalui remote kontrol. Choke line disambung sampai ke choke manifold diusahakan dipasang selurus mungkin.
Pengelasan yang dilakukan pada choke dan kill line harus berkualitas baik dan untuk itu harus diperiksa dengan X-ray atau magnaflux sebelum dipasang dan setelah pemasangan harus ditest tekanan.
Untuk setiap PSL stack harus minimal memiliki satu choke line dan satu kill line. Tetapi ada kalanya boleh dipasang masing-masing 2 buah untuk tujuan :
•Fleksibilitas pemakaian dalam operasi untuk kemungkinan keadaan operasi stripping tekanan tinggi.
•Masing-masing satu saluran akan dapat berfungsi sebagai saluran cadangan untuk keamanan.

Choke Manifold dan Back Pressure Manifold
Choke line dari PSL stack dihubungkan ke manifold khusus yang berfungsi untuk mengatur pemberian tekanan balik (back pressure) di annulus dan mengatur serta mengendalikan aliran lumpur dari annulus sewaktu penutupan sumur karena kick ataupun sewaktu untuk mematikan kick.
Choke line pada manifold ini merupakan bagian yang akan mengalami keausan atau tersumbat oleh partikel besar yang keluar dari sumur. Oleh karena itu disediakan lebih dari satu choke di manifold meskipun manifold tersebut untuk bekerja ditekanan rendah. Pada manifold ini disusun sedemikian rupa agar dapat dengan mudah, cepat dan aman mengatur perubahan aliran pemakaian choke dan arah dari penampungan fluida yang keluar.Manifold header mengatur aliran dari sumur yang tekanannya tinggi menuju choke yang dikehendaki. Valve-valve umumnya dihubungkan dengan sistem flange pada header dan choke. Saluran setelah choke dihubungkan ke pipa berukuran lebih besar dan selanjutnya diatur ke arah flare, mud gas separator atau ke mud pit. Sebuah manometer harus dipasang pada choke line manifold, untuk mengetahui tekanan casing tekanan kerja manifold harus sama atau lebih besar dari tekanan kerja PSL stack.
Discharge line dari choke mempunyai diameter dalam lebih besar dari body choke. Full opening valve dipasang di depannya dan selanjutnya dihubungkan ke expansion chamber. Pada expansion chamber aliran fluida yang berkecepatan tinggi dengan membawa pasir dan cutting kecepatannya akan turun sebelum fluida dari formasi masuk ke mud gas separator. Pipa dan valve setelah choke dipasang pipa-pipa dan valve bertekanan kerja lebih rendah adalah salah dan berbahaya, karena problem erosi, dan bila gas yang keluar dan mengembang akan dingin dan dapat terjadi pembekuan atau penyumbatan.

Berikut ini bentuk susunan choke manifold yang disarankan dalam buletin API RP53 oleh IADC untuk operasi drilling rig di darat.

http://drilltech.blogspot.com/2009/02/saluran-pengendali.html

Proses pengeboran minyak bumi

Jika cadangan minyak bumi positif pada suatu lokasi maka proses pengeboran mulai di lakukan. Berikut ini bagian bagian peralatan Rig yang digunakan untuk mengebor di daratan.

1. Hoist attachment (1), Derrick (2), Traveling block (3), Hook (4), Injection head (5), Mud injection column (6), Turntable driving the drilling pipes (6), Winches (7), Motors (8), Mud pump (9), Mud pit (10), Drilling pipe (11), Cement retaining the casing (12), Casing (13), Drill string (14), Drilling tool (15).
   
2. Rig digunakan untuk mengebor dengan kedalaman 2000 sampai 4000 meter tapi ada juga yang sampai 6000 meter. Rig dilengkapi mata bor dengan diameter 20 sampai 50 sentimeter. Mata bor ini yang berputar menembus perut bumi.

Sumber: mssedu

http://berita-iptek.blogspot.com/2008/08/cara-mengebor-minyak-bumi.html