Select Page

Apa resikonya bila kita terlambat bertindak pada saat kick (terutama gas) sudah terjadi? Semakin besar volume influx yang masuk ke sumur pada gas kick problem, semakin besar pula resikonya. Hal ini karena gas influx tsb. akan mengembang dengan cepat saat gas naik ke permukaan. Seiring dengan itu, kolom tekanan hydrostatic pun akan berkurang dengan cepat, yang mana hal ini akan mengakibatkan lebih banyak lagi gas influx yang akan masuk ke dalam lobang sumur.

Pembahasan – Harry Eddyarso

Dear all,

Mari kita teruskan lagi diskusi drilling ini. Ini berlaku untuk semua sumur migas yang mengalami gas kick problem:

Kalau gas kick terjadi di kedalaman 6114 ft (dan ‘asumsi’ casing shoe terakhir di set di kedalaman yang cukup, katakanlah > 3000ft), berarti sebetulnya hanya perlu normal well killing operation aja dengan menutup BOP terlebih dahulu (lagi, dengan ‘asumsi’ formation pressure dan fracture gradient nya normal2 aja). Kemudian sumur dijinakkan kembali dengan ‘kill mud weight’ yang disirkulasikan di sumur tsb – hal ini relatif jauh lebih simple di banding dengan killing a shallow gas kick.

Resiko pada gas kick problem semacam ini bisa diminimize dengan cara mendeteksi secara dini gejala kick yang terjadi pada saat drilling. Biasanya caranya dengan mengamati ‘drilling breaks’ yang artinya percepatan drilling rate pada saat pahat (bit) menembus lapisan formasi yang porous. Lapisan yang porous ini biasanya mengandung fluida (bisa gas, minyak atau formation water yang umumnya bertekanan). Bila drilling break ini terdeteksi, kita sebaiknya stop drilling dan matikan pompa, lalu lakukan ‘flow check’. Bila kita melihat adanya ‘mud returns’, MUNGKIN sedang terjadi awal proses well kick tsb. Namun mud returns bisa juga diakibatkan oleh unbalanced mud yang ada di dalam drill string vs mud/ lumpur yang di annulus (U-Tube effect) atau bisa juga karena ‘formation ballooning’ effect akibat adanya ECD (Equivalent Circulating Density) pada saat pompa sedang ‘ON’ (ketika pompa dimatikan, formation itu mengempis kembali seperti balon).

Lalu apa resikonya bila kita terlambat bertindak pada saat kick (terutama gas) sudah terjadi? Semakin besar volume influx yang masuk ke sumur pada gas kick problem, semakin besar pula resikonya. Hal ini karena gas influx tsb. akan mengembang dengan cepat saat gas naik ke permukaan. Seiring dengan itu, kolom tekanan hydrostatic pun akan berkurang dengan cepat, yang mana hal ini akan mengakibatkan lebih banyak lagi gas influx yang akan masuk ke dalam lobang sumur. Gas expansion ini bisa dihitung (kira2) dengan rumus Boyle sbb:

P1 x V1 = P2 x V2, dimana P1=tekanan gas @6114 ft, V1=volume gas @ 6114 ft, P2=tekanan di permukaan= 1 atm (14 psi). Bila ‘asumsi’ mud weight yang digunakan adalah 12 ppg (misalnya), maka:

P1 = 6114 ft x 0.052 x 12 ppg = 3815 psi.

V1 = 1 bbl (asumsi volume gas influx awal) di kedalaman 6114 ft.

P2 = 1 atm = 14 psi

Jadi V2 = 272 bbls @ permukaan

Bila kita terlambat mendeteksi gas kick dan volume influx nya menjadi = V1 = 30 bbls (asumsi lagi), maka V2 menjadi 8175 bbls (!!) di permukaan. Jadi bisa dibayangkan betapa dahsyatnya efek gak kick expansion itu di permukaan.

Apabila kita terlambat menutup BOP, lumpur yang ditendang gas itu bisa nyemprot sampai ke puncak menara dan gas yang keluar suaranya mendesing seperti pesawat jet, yang gampang menimbulkan percikan api, terus terbakar, maka terjadilah apa yang disebut blow-out atau semburan liar.

Dalam kasus sumur Sukowati (maaf, saya sebut lagi), BOP sudah berhasil ditutup dan gas yang disirkulasikan dialirkan (normalnya) ke choke manifold, terus ke poor boy gas separator dan akhirnya ke burner di flare pit dimana gas tsb bisa dibakar dengan aman. Pekerjaan killing well operation ini memang stressful, apalagi bila dikombinasi dengan lost circulation problem. Saya pernah di offshore 3 hari 3 malam begadang terus sampai problem killing well selesai diatasi (abis mau tidur di kamar gak berani sebelum semuanya aman). Oleh karena itu saya sangat memahami situasi teman2 di lapangan Sukowati yang under pressure, apalagi insiden ini sudah masuk koran pula, dan terimbas oleh kasus Lapindo Brantas yang juga belum selesai…

Tanggapan 1 – x.sulistiyono@exxonmobil

Bahasan yang cukup menarik, memang kedalaman 640′ atau kurang lebih 200an meter kalau dari seismik, mungkin sudah kepotong koreksi statik atau kalau masih ada sangat dangkal, kira2 hanya 0.1- 0.2 detik an apabila kecepatan rambat diasumsikan 2,000 m per detik. Dengan demikian rekans geophysicist JOB Pertamina-Petrochina kemungkinan menjadi overlook akan adanya tanda2 gas atau mungkin juga kurang jelas di seismic section.

Dari uraian dibawah mohon pencerahannya mengenai :

1. Berapa % semen/barit yang diperlukan untuk safety factor dalam drilling ?Untuk mempelajari karakter pemboran di cekungan Cepu ini , apakah peristiwa upaya mengatasi gas release sumur Sukowati sementara dapat dijadikan acuan.

2. Kalau BOP dalam kejadian ini apakah gasnya nggak keluar lewat lubang bor ? Apakah mungkin ada cara lain menutup sumur tanpa menggunakan BOP ?

Tanggapan 2 – ‘Nataniel Mangiwa’

Pak Harry,

Saya sedikit mau bertanya tentang Drilling Breaks (DB). Hal ini juga saya amati terjadi di daerah saya. Yang jadi pertanyaan saya, apa pernah ada STUDY khusus di bidang DB ini? Dan saya tertarik untuk mencocokan angka-angka yang bisa dibilang DB ini. Kalau dari pengalaman saya biasanya DB ini sangat jelas, yaitu mislnya dari 5m/hr lalu tiba-tiba menjadi 30m/hr, apa angka-angka yang Bapak amati sekitar range tersebut juga atau berbeda?

Dan yang sedikit menarik adalah bagaimana jika 500m sebelum TD planned, ternyata banyak DB? Apa SEMUA DB harus kita treat dgn Flow Check (FC)? Dan kalau boleh tau berapa waktu yang biasa Bapak pakai untuk FC? Apa kurang dari 5jam atau lebih? Jika ada 50x DB dan 1x FC misalnya 1 jam, maka kita akan spent 2 hari hanya untuk FC. Apakah ada trik lain yang lebih hemat waktu selain FC (tentu saja Safety is First)?

Tanggapan 3 – Harry Eddyarso

Dear Mas Natan,

Sorry for my late reply (saya lagi sibuk ngejar setoran soalnya, hehe :-)).

Setau saya tidak ada study khusus mengenai drilling breaks, lha wong itu cuman salah satu drilling indicator aja untuk decision making pelaku2 drilling. Kita juga tidak perlu terpaku pada drilling rate sekian m/hr, tapi yang lebih penting adalah memperhatikan ‘trend’ nya (tidak terpaku pada angka absolute drilling rate). Drilling break juga bisa diartikan ‘negatif’,
artinya dari drilling rate yang tinggi, tiba2 melambat walaupun sedang menggunakan drilling parameter (WOB, RPM, Pump Pressure) yang sama. Hal ini sering digunakan untuk menentukan casing setting depth di suatu ‘cap rock’ sebelum kita menembus lapisan reservoir. Untuk memastikan bahwa kita sudah menyentuh cap rock, biasanya dilakukan circulation bottoms up dengan menganalisa drill cuttings nya. Hal ini sangat penting dilakukan agar kita ‘by accident’ tidak menembus lapisan reservoir’ sebelum casing di set, apalagi bila lapisan cap rock nya relatif tidak tebal.

Flow Check:

Untuk sumur2 eksplorasi yang kita tidak punya data sama sekali, flow check following a drilling break mungkin perlu dilakukan (for safety reasons) dan perlu diketahui bahwa drilling break bukanlah satu2 nya drilling indicator yang kita miliki. Dalam operasi drilling, semua data di drilling panel memberikan ‘informasi’ kepada kita setiap saat, hanya kita2 lah yang harus pintar meng-interpretasikan signal2 itu untuk mengambil tindakan2 yang tepat. Signal2 yang lain itu misalnya trend perubahan dalam: drilling torque, background gas, connection gas, pump pressure, dsb. Bila ada data2 dari sumur2 di sekitarnya (offset well data), hal itu akan sangat membantu karena kita bisa mengkorelasikan antara satu formasi di sumur kita dengan formasi yang sama di sumur2 tsb – dan kita bisa mengetahui setidak2nya semua kemungkinan yang ada berdasarkan sumur2 sebelumnya. Flow Check dilakukan seperlunya saja, paling2 5 menit, kecuali bila ada hal2 yang mencurigakan (misalnya the well keeps flowing with the pump ‘off’).

Demikianlah penjelasan dari saya.

Tanggapan 4 – ‘Nataniel Mangiwa’

Thanks a lot Pak Harry..

Tanggapan 5 – ssking wie

Dear sir,

I am not a drilling people, but, is it the only things we must concern before we decided to continue to drill a well (drilling breaks, flow check, etc) ? What is the smallest percentage of differences (10%, 20% or even 50%) according to your experiences, that we must concern with ? Is there no other predictive ways or principles or other accurate assumptions we must know before to keep the speed of drilling high when there is not a very big differences in data ? What are the other people have done, didn’t they give any ideas for the drilling engineer to make him more comfortable or relax ?

thank you,

Tanggapan 6 – Harry Eddyarso

Dear SSKing Wie,

Please see my responses to your queries below.

Dear sir,

I am not a drilling people, but, is it the only things we must concern before we decided to continue to drill a well (drilling breaks, flow check, etc)?

RHE:

No. Drilling Break (DB) is just a drilling indicator that we can use during drilling operations as I said in my previous explanation. This DB clearly indicates that we are penetrating a softer (most likely porous) formation. In most cases, we do expect to see these DBs hoping that there is hydrocarbon contained in them. Decision on whether or not to continue drilling will mostly depend on the pre-determined casing design (with safety factors included) versus the actual hole condition we are encountering – or we have already reached the basement where we usually cannot drill any deeper.

What is the smallest percentage of differences (10%, 20% or even 50%) according to your experiences, that we must concern with?

RHE:

Again, don’t look at the absolute numbers, just look at the ‘trends’ instead. On the rig, the drilling supervisors usually work closely with the mud loggers who keep their eyes on these trends and put them in the mud logs / reports. We should notice all the ‘trends’ (not just DBs) of each drilling parameter (such as gas readings, pump pressures, drilling torque, mud properties, and sometimes changing in temperatures) and make interpretation from there to make further decision(s). Any data from the offset wells, if any, should give us a better picture of what’s going on down-hole.

Is there no other predictive ways or principles or other accurate assumptions we must know before to keep the speed of drilling high when there is not a very big differences in data?

RHE:

I don’t think I fully understand your question here. However, drilling fast is what most drilling people want to accomplish in their task – and it’s been one of their KPI (Key Performance Indicators) in making holes and get the job done as safe, effective and efficient as possible. This is due to high day rate of a drilling rig plus the other charges of the supporting services. Recently, the total daily drilling cost for an offshore jack up rig could be up to US$ 100,000 or more (on the other hand, this is the cost they could save per day by drilling faster). Unless we are looking for a lithological marker or due to other specific reasons, we will usually drill the well as fast as possible by selecting a proper drilling rig, pick the right drill bit(s) and optimizing the drilling hydraulics.

What are the other people have done, didn’t they give any ideas for the drilling engineer to make him more comfortable or relax?

RHE:

Who do you mean by the ‘other people’ here? I assume they are the geologists, geophysicists and or petroleum engineers. If these people have the drilling data (usually from the offset wells), then yes, it would help drilling engineers / supervisors to plan their work and work their plan.

However, the final decision whether to continue or stop drilling operations should still be in drilling people’s hands.

Hope it helps.

Share This