Senin, 30 April 2012

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)

Tidak ada komentar:

Posting Komentar

Prok - prok - prok... "Apa Komentar Anda?"

Related Posts Plugin for WordPress, Blogger...