WELL CONTROL

A. WELL KICK

Well kick adalah suatu kejadian dimana cairan formasi masuk ke lobang bor. Jika well kick tidak segera ditangani secara benar akan mengakibatkan semburan liar ( blow out ).

SEBAB-SEBAB TERJADINYA WELL KICK

1. Lumpur pemboran terlalu ringan

Dalam hal ini tekanan hidrostatis lumpur lebih kecil dengan dari tekanan formasi.

2. Swabing effect 

Terjadi efek penyedotan ( piston effect )  pada waktu cabut pipa/pahat. Hal tersebut dikarenakan lumpur terlalu kental, gel streng terlalu tinggi atau pencabutan terlalu cepat.

3. Hilang Lumpur

Hilang  lumpur  adakalanya  terlalu  besar  ( bahkan  loss  total /  tak  ada  aliran  balik ). Sehingga permukaan lumpur dalam lobang bor turun yang selanjutnya mengakibatkan tekanan  hidrostatis lumpur turun menjadi lebih kecil dari tekanan formasi.  Hilang lumpur  yang  besar  kemugkinan diakibatkan oleh porositas formasi yang besar, formasi bergua (cavernous) atau retakan retakan yang lebar pada formasi.

4. Abnormal Pressure

Formasi bertekanan tinggi sehingga tekanan formasi melebihi tekanan hidrostatis lumpur.

GEJALA TERJADINYA WELL KICK 

Pada umumnya  well kick terjadi selalu diikuti dengan gejala-gejala kenampakan di permukaan atau tampak pada peralatan kontrol. Gejala tersebut dapat terjadi satu persatu atau beberapa gejala tampak bersamaan.

1. Kecepatan laju pemboran ( ROP )

Kecepatan laju pemboran dapat tiba-tiba naik/cepat ( drilling break ). Hal ini terjadi bila bor menembus formasi lunak. Tapi dapat juga karena formasi porous  bertekanan tinggi.  Sehingga tekanan  formasi lebih tinggi dari tekanan hidrostatis lumpur. Mengakibatkan cairan formasi masuk lubang bor. 

2. Hilang Lumpur ( loss circulation )

Hilang lumpur adakalanya terlalu besar ( bahkan loss total / tak ada aliran balik ). Sehingga permukaan lumpur dalam lobang bor turun yang selanjutnya mengakibatkan tekanan  hidrostatis lumpur turun menjadi lebih kecil dari tekanan formasi.  Sehingga hilang lumpur  yang  besar dapat dikategorikan sebagai salah satu gejala well kick. Walaupun tidak setiap hilang lumpur bisa menyebabkan well kick.

3. Gas Cut Mud

Adanya gas yang terjebak dalam lumpur yang dapat menyebabkan penurunan densitas lumpur. Hal ini menandakan adanya gas kick.

4. Water Cut Mud

Adanya influx fluida formasi berupa air asin ke dalam lubang bor. Hal ini dapat ditandai dengan kenaikan kandungan ion Chlor dalam lumpur.

5. Aliran balik

Terjadi aliran balik ( flowing ) walaupun pompa dalam keadaan berhenti. 

6. Volume lumpur pada saat Cabut Masuk pahat

Perhitungan volume lumpur pada waktu cabut masuk pahat, menunjukkan gejala gain. 

B. KILLING WELL 

Jika terjadi kick, maka akan segera tutup sumur ( shut In Well )  pengamatan SIDP dan SICP serta menyiapkan kill sheet untuk pencatatan data-data killing well .Pembacaan SIDP tidak dapat dilakukan bila pada pipa bor ada katup balik atau float sub. Maka pembacaan dapat dilakukan dengan cara :

1. Pompakan sedikit lumpur dalam pipa bor, dengan harapan tekanan lumpur dapat membuka float valve,Choke dibuka sedikit. Pada saaat float valve terbuka akan ada lonjakan tekanan pada standpipe manifold ( stand pipe press ) yang sama dengan SIDP.

2. Pemompaan singkat dengan kondisi tekanan pada casing constan ( SICP), dan kecepatan pompa sama pada saat dilakukan SPR ( Slow Pump Rate ), Maka   SPP = Press SPR +  SIDP 

                                                                    SIDP = SPP + Press SPR

KILL SHEET

WELL           :                                                                                                     TGL              :

LOC             : 

Measure depth -------------  ft                  Original Mud weight -------- ppg

TVD  ----------------------  ft 

Kill Rate press (SPR pump #1) ------------ psi  @ --------------- SPM

Kill Rate press (SPR pump #2) ------------ psi  @ --------------- SPM

Kill Rate press (SPR pump #3) ------------ psi  @ --------------- SPM

Kick Data

SIDPP --------------------   psi                Pit Gain ------------------    bbls

SICP ----------------------   psi

Drill String Volume

DP capacity  = ---------------bbls/ft x ---------------length DP ft     = ------------------  bbls

HWDO cap =                        bbls/ft x ---------------length HWDP = ------------------  bbls

DC cap        = ---------------bbls x -----------------length DC       = ------------------  bbls

Annulus Volume

DC --  OH capacity  ---------------------- bbls/ft  x  Length  = --------------------------Bbls

HHWDP -- OH capacity ------------------bbls/ft  x   Length = -------------------------- Bbls

DP -- OH capacity ------------------------bbls/ft  x   Length = ---------------------------Bbls

DP -- CSG capacity -----------------------bbls/ft  x   Length = ---------------------------Bbls

Total Annulus volume -------------------------------------Bbls

Total Annulus open hole volume --------------------------Bbls

Pump Data

Pump out put #1  ---------------------bbls/stroke @  ------------------% efficiency

Pump out put #2  ---------------------bbls/stroke @  ------------------% efficiency

Pump out put #3  ---------------------bbls/stroke @  ------------------% efficiency

Surface to bit Stroke

Drill string volume ------------bbls -:- pump out put -------------bbls/strk = -------------- Stroke

Bit to Surface Stroke

Annulus volume --------------bbls -:- pump out put --------------bbls/strk = ------------- Stroke

Bit to Casing shoe

Tot Ann open hole -----------bbls -:- pump out put --------------bbls/strk = --------------Stroke

Maximun Allowable Mud Weight From LOT

Leak Off Test  -------------psi, Mud Weight used -----------ppg

Casing point @ ------------ft (TVD)

Max allowable MW = ( LOT press ----psi  -:- 0.052 -:-  Csg shoe set ----ft TVD )  + MW used ---ppg

Maximun Allowable Shut In Casing pressure

Max allowable SICP (psi)  =  (Max allowable MW  -  MW used drill ) x 0.052 x csg shoe ft TVD

Kill Mud Weight ( KMW )

( SIDP -----------psi  -:-  0.052 -:-  Depth TVD --------ft  )  +  OMW ---------ppg  = ---------ppg

Inicial Circulating Pressure ( ICP )

SIDP ------------------psi + SPR ------------------psi  = ---------------------  psi

Final Circulating Pressure  ( FCP )

(KMW -----------ppg x KRP -----------psi )  -:-  OMW  --------ppg  =  ------------psi

Used to Calculate Press drop versus Stroke as KILL MUD is pumped to the BIT. There is 2 ways this can be done :

FIXED STROKE INTERVAL  OR  FIXED PRESSURE INTERVAL

Fixed Stroke Interval

Psi drop per stroke =  (  ICP -------psi - FCP --------psi  )  -:-  surface to bit stroke  =  -------psi/strk

Psi drop/100 stroke =  Psi drop /stroke  x  100 ------------------------psi/100strk

Fixed Pressure Interval

Stroke per psi drop = Surface to bit ------------stroke  -:-  ( ICP--------psi  -  FCP---------psi )

Strokes/50 psi drop = Stroke/psi drop x  50

Trip Margin

Approximate Mug weight value to be added after Killing a Kick.

Trip Margin :  Yp x 0.085 / ( Dh - Dp )

Yp : Yeld Point

Dh : Dia Hole ( inch)

Dp : Dia Pipe ( inch)

C. KICK ANALYSIS

- Formation Pressure (FP) pada kondisi Shut In Well dan Kick 

FP psi = SIDP --- psi  +  ( MW --- ppg x 0.052 x Depth --- ft TVD)

Contoh :   Shut In Drill Pipe  = 500 psi                       MW in drill pipe    = 9.6 ppg

               Hole Depth           = 10000 ft TVD

FP = 500 psi + ( 9.6 x 0.052 x 10000 ft )

     = 500 + 4992 psi  =  5492 psi

- Bottom Hole Pressure (BHP) pada kondisi Shut In Well dan Kick

FP psi = SIDP ----- psi  +  ( MW --- ppg x 0.052 x Depth --- ft TVD)

( sama dengan Formation pressure )

- Tinggi Influx ( Gain )

Tinggi Influx  ft =  Pit gain -- bbls  -:-  annular capacity --- bbls/ft

- Estimasi Tipe Influx

Influx weight  ( ppg )  =  MW  ppg  -  (  ( SICP psi -  SIDP  psi )  )

                                                            ( tinggi influx --ft x 0.052 )

Jika influx weight    1 -- 3  ppg = gas kick

                             4 -- 6  ppg = oil kick atau kombinasi dengan gas

                             7 -- 9  ppg = Salt water kick

Hydraostatic Press ( HP ) Decrease Cause by Gas Cut Mud

Metode #1

HP decrease = 100 x ( MW un cut mud  ppg -  MW gas cut mud  ppg )

                                              MW gas cut mud  ppg

Metode #2 :

HP decrease =  ( Mud press grad  psi/ft  -:-  Ann vol cap  bbls/ft ) x pit gain  bbls


(Roliamsyah)