Bop System.pptx

ALAT BOR DAN PRODUKSI TKP : 822 PERALATAN PENCEGAH SEMBURAN LIAR

OLEH : AMI ISMAHADI 073210045

DEPARTEMEN TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS ISLAM RIAU PEKANBARU 2010

BAB I PENDAHULUAN 1.1

Latar Belakang

1.2

Tujuan Penulisan

1.3

Batasan Masalah

1.4

Sistematika Penulisan

BAB II ISI 2.1

Pengertian

Salah satu komponen rig adalah blowout preventer system, yaitu

peralatan untuk mencegah meledaknya sumur dipermukaan akibat tekanan tinggi dari dalam sumur yang tersusun atas berbagai katup (valve) dan dipasang dikepala sumur (wellhead ).

Blowout preventer adalah suatu unit peralatan yang berfungsi untuk mencegah semburan liar dari suatu tekanan formasi selama operasi pemboran berlangsung. Peralatan ini terdiri dari beberapa komponen yaitu : 1. Susunan pencegah kebocoran 2. Akumulator 3. Saluran penjinak 4. Manifold pengatur

Perangkaian susunan BOP ini harus berdasarkan standar pemasangan dari API, dimana standar pemasangan susunan BOP dari API dibuat berdasarkan tekanan kerja (working pressure) yang bisa ditahan oleh susunan itu, adapun tekanan kerja tersebut adalah : 1. Pekerjaan surface hole (pemasangan conductor casing) 2. Pemboran interval surface casing 3. Pemboran intermediate casing 4. Pemboran pada formasi bertekanan tinggi

Selain berdasarkan tekanan kerjanya, pemasangan susunan PSL juga harus sesuai

dengan kondisi sumur bor itu sendiri yang terbagi atas empat kategori, yaitu : 1. Class I

Sumur yang tidak berproduksi dan tekanan formulasinya rendah. Dalam

keadaan normal BOP tidak diperlukan. Dipakai untuk mengganti Sucker Rod tanpa mencabut tubing.

2. Class II

Sumur baru yang tidak mempunyai kandungan gas (loss circulation zone) , dengan tekanan maksimum 2000 psi,dilengkapi dengan manifold class II akan tetapi mempunyai tekanan formasi yang merkemampuan untuk blowout.

3. Class III

Sumur baru atau lama yang mempunyai kemungkinan untuk terjadinya masalah pengendalian sumur (loss circulation. High pressure, permeable zone dll.), dengan tekanan 2000 – 5000 psi. Sumur yang akan dibor yang tidak mempunyai data formasi yang kengkap, untuk itu dipakai rangkaian BOP dengan kelas 2M, 3M dan 5M.

4. Class IV Sumur yang dibor dilepas pantai atau ditempat – tempat yang ramai. Bila pemboran memakai tapered string of drill pipe, digunakan PSL API kelas 3M, 5M, 10M, 15M.

Sistem pelaporan susunan BOP umumnya ditulis sbb : 5M - 13 5/8 – SRRA, artinya; 5M = Working pressure 5000 psi 13 5/8 = Dapat dilewati pipa yang berukuran maksimum 13 5/8” OD SRRA = Susunan PSL terdiri dari bawah keatas, yaitu : Drilling spool, dua single preventer dan annular preventer.

Tabel 1: BOP Rating API CLASS

WORKING PRESSURE

SERVICE CONDITION

2M

2000

Light Duty

3M

3000

Low Pressure

5M

5000

Medium Pressure

10M

10000

High Pressure

15M

15000

Extreme Pressure

ram

2.2 Rangkaian BOP Stack Rangkaian peralatan PSLVterdiri dari tiga sub komponen utama, yaitu : Rangkaian BOP stack, Accumulator dan sistem penunjang. 2.2.1 Rangkaian BOP Stack

Rangkaian BOP stack terdiri dari : 

Annular Preventer Ditempat paling atas dari susunan BOP Stack, berisi rubber packing element yang dapat menutup

lubang annulus baik lubang dalam keadaan kosong ataupun ada rangkaian pipa bor. Berfungsi sebagai penutup ruangan annulus jika diperlukan dengan cepat bila sumur berisi pipa dengan berbagai bentuk dan ukuran. 

Ram Preventer Ram preventer hanya dapat menutup lubang annulus untuk ukuran lubang tertentu atau pada

keadaan tidak ada pipa bor dalam lubang. Berfungsi untuk menutup ruangan annulus jika diperlukan

dengan memakai dua buah ram. Jenis ram preventer yang biasa digunakan yaitu : 1. Pipe ram 2. Blank ram 3. Shear ram

Ram Type Preventer 

Hanya untuk ukuran pipa yang cocok dengan ukuran ram  Pipe ram bisa rusak jika ditutup pada open hole (tidak ada pipa)  Blind ram dan shear ram dipakai untuk menutup openhole  Shear ram dipakai untuk memotong pipa didalam lobang  Buka-tutup bisa dengan hidrolik dan mekanik/manual  Bisa dikunci (lock) pada posisi tertutup  Karet seal “self feeding”  Pipe ram bisa menahan gantungan pipa  Pipe ram tidak bisa terbalik  Tekanan sumur membantu penutupan

 Drilling Spools

Terletak diantara diatas atau dibawah preventer yang dapat dipakai untuk menutup lubang berpipa. Berfungsi sebagai tempat pemasangan choke line dan kill line, selain itu juga untuk menyambungkan kill line dan choke line.

Syarat yang harus dimiliki oleh drilling spool menurut standar API adalah : o

Mempunyai outlet paling kecil berukuran 2” nominal diameter untuk API

kelas 2M, 3M dan 5M. o

Mempunyai outlet 2” dan 3” nominal diameter untuk API kelas 10M dan 15M.

o

Mempunyai working pressure yang sama dengan susunan PSL lainnya.

Selain itu, drilling spool juga harus bisa dilewati oleh alat – alat yang akan dimasukkan kedalam lubang sumur seperti packer dan drill string.

Spherical Preventer

Bell Nipple Flow Stack Annular Preventer Blind Ram

Pipe Ram Preventer Kill Line (from mud pump)

Kill Line

Valve

Valve

Drilling Spool

Drilling Spool Choke Line (to choke manifold)

Pipe Ram

Pipe Ram Blind Ram Casing Head

Tubing Head

Valve

Valve

Choke Line

Annular Preventer

Drilling Spool

Komponen Utama BOP

Casing Head

Ram Preventer

 Casing Head (wellhead)

Alat tambahan pada bagian atas casing yang berfungsi sebagai fondasi BOP Stack atau landasan dimana susunan PSL dipasang. Working pressurenya harus lebih besar dari tekanan maksimum yang diperkirakan akan terjadi. Antara casing head dan susunan BOP dan diantara tiap bagian dari susunan BOP dilengkapi dengan ring joint gasket. Ring gasket yang biasa digunakan yaitu : a. Type R b. Type RX c. Type BX

2.2.2 Accumulator Merupakan unit pembangkit tenaga hydraulic yang digunakan untuk mengoperasikan (membuka dan menutup) setiap bagian dari susunan PSL, dengan kata lain accumulator memberikan fasilitas tenaga serta mengatur dan mengontrol pengoperasian susunan PSL.

   

Bagian – bagian utama dari accumulator yaitu : Botol – botol accumulator Control manifold Fluid reservoir Hydraulic pump

Kapasitas Accumulor yaitu :  Actual Fluid capacity  Nominal Capacity  Usable Fluid Capacity Ukuran accumulator harus mempunyai kemampuan :  Sanggup menutup dan membuka BOP tanpa mengisi kembali accumulator  Mempunyai 50% reserve volume setelah digunakan  Mempunyai tekanan sisa 1200 psi setelah digunakan.

2.2.3 Sistem Penunjang Peralatan penunjang yang terpasang rangkaian peralatan sistem PSL meliputi Choke manifold dan Kill line. 

Choke Manifold Merupakan suatu kumpulan fitting dengan beberapa outlet yang dikendalikan secara manual dan otomatis. Bekerja pada BOP Stack dengan high pressure line disebut choke line.

     

Harus sama atau lebih besar dari class BOP Choke line harus lurus atau targetted Choke line harus di anchor Ujung Blooey (panic) line harus jauh dari rig Semua valve harus full-opening gate valve Hanya pakai RX atau BX ring gasket Pemasangan choke line harus :  Diusahakan lurus, jangan banyak memakai elbow.  Jangan memakai turunan pipa  Tahan terhadap tekanan, temperatur yang tinggi dan tidak korosi

 Dihubungkan dengan choke manifold

 Kill Line

Bekerja pada BOP Stack, berlawanan langsung dengan choke manifold dan choke line. Lumpur berat dipompakan melalui kill line kedalam lumpur bor sampai tekanan hidrostatik lumpur dapat mengimbangi tekanan formasi.

Kill line harus :  Mempunyai working pressure minimal sama dengan working pressure dari susunan

BOP  Mempunyai diameter nominal 2”

 Mempunyai double valve jika dipasang pada instalasi dengan tekanan diatas 3000 psi  Digunakan apabila pemompaan fluida melalui kelly dan drill pipe tidak

memungkinkan  Menggunakan sambungan tipe las, flange dan screw untuk working pressure 2000

psi.

BAB III PENUTUP 3.1 Kesimpulan Dari hasil pengamatan tentang penjelasdan di atas, praktikan dapat mengam-bil kesimpulan bahwa : 

Blow out preventer system sangat diperlukan dalam operasi pemboran untuk mencegah jika sewaktu-waktu terjadi kick.



Faktor utama yang penting adalah sangat diperhatikannya lumpur pemboran, pengamatan dan perhitungan terus menerus harus dilakukan pada saat operasi pemboran untuk mengetahui ada tidaknya tanda-tanda kick.



Kick merupakan hal yang sangat penting diperhatikan selama operasi pemboran berlangsung. Hal tersebut dilakukan karena kick merupakan indikasi untuk terjadinya blow out, maka dari itu bila kick terjadi maka kita sudah harus bersiap diri seperti menghitung

tekanan pada casing head, tekanan pada choke manifold, tekanan pompa lumpur, kelebihan volume lumpur di mud pit, dan yang terpenting pengendalian tekanan dengan menyiapkan BOP. Pada perencanaan BOP Stack, ada beberapa hal yang harus diperhatikan antara lain adalah sebagai berikut : 

Kekuatan penahanan tekanan



Pemilihan dan pengaturan komponen



Variasi penempatan, serta



Sistem pembelok