Select Page

WHCP Secara philosophy cara kerjanya per site menurut saya sama. WHCP sesuai dengan namanya ( Well Head Control   Panel) fungsinya adalah untuk mengontrol actuator valve yang ada di area well head. Actuator valve yang di kontrol adalah SCSSV ( Surface Controlled Sub Surface Safety Valve) atau downhole valve( DHSV), SMV ( Safety Master Valve)/MV, SWV (Safety Wing Valve)/WV.
Beberapa WHCP di desain hanya dengan 1 sequence atau Normal sequence. Sequence untuk membuka valve adalah dimulai dari DHSV-MV-WV.  Untuk menutup valve : WV-MV-DHSV.

Tetapi ada juga WHCP yang didesain dapat dioperasikan dalam 2 mode sequence:
1. Normal sequence ( Setiap valve dioperasikan harus mengikuti sequence normal)
2. Out off sequence ( Setiap valve dapat dioperasikan tanpa mengikuti sequence nya atau buka tutup dapat dilakukan secara random).

Tanya – Immanuel Lumban gaol
 

Dear milisers,

Saya Immanuel, baru menjadi IE di sebuah EPC, sedang mempelajari philosophy dari schematic whcp (wellhead control panel). Saya ada beberapa pertanyaan terkait whcp, jika berkenan dan memiliki waktu luang mohon bimbingannya ya pak/ bu.
1. apakah philosophy whcp berlaku sama di tiap site.? maksud saya, sequence, SCSSV, SSV dan MV actuatornya,dll. Jika tidak, apa-apa saja yang menjadi pertimbangan untuk mendesain logic whcp.?

2. apakah 1 whcp hanya mengontrol 1 well saja atau bisa sekaligus beberapa
well.? jika dapat mengontrol beberapa well sekaligus, bagaimana schematicnya.?

Sekian dulu pertanyaan saya, mohon maaf jika bahasanya berantakan dan kurang jelas.

Tanggapan 1 – Elwin Rachmat

Karena belum ada yang menjawab, saya coba jawab yang gampang dulu yaitu pertanyaan yang kedua.
Di Well platform  ruang sangat terbatas, jadi untuk semua sumur termasuk yang belum dibor, harus disediakan tempat pada WHCP yang sama. Tidak jarang juga pada satu platform hanya dua sumur, jadi satu WHCP dipasang untuk kedua sumur. Di darat jarang saja melihat WHCP dipasang seperti di offshore, namun bukan mustahil diperlukan WHCP pada sumur gas yang bertekanan tinggi. Cluster wells didarat yang membutuhkan WHCP dapat juga digabung menjadi satu.

Tanggapan  2 -Djohan djohan.bingito

Bang Immanuel,
1. Prinsip control wellhead sequence mestinya sama, pembukaan dimulai dari SCSSV lalu SSV & SDV di downstreamnya. Sedang sequence penutupan mulai dari SSV/SDV baru dilanjutkan dengan SCSSV. Maksud dari sequence adalah agar SCSSV selalu dioperasikan dalam keadaan statis, tak ada fluida yang mengalir. Sequencing dilakukan dengan aplikasi time delay baik secara pneumatic atau electronic dan logic solvernya dapat berada didalam WHCP atau dalam PLC based SIS, tergantung filosofi fasilitasnya.
2. Untuk lokasi wellhead yang berdekatan, misalnya offshore platform atau onshore well cluster, akan lebih ekonomis jika memakai satu panel untuk semua wellhead. Sedangkan yang berjauhan, onshore wellhead dapat memakai single WHCP atau juga yang menyebutnya self contained WHCP.

Mudahmudahan dapat membantu

Tanggapan 3 – Immanuel Lumban gaol

Makasih pak Elwin dan pak Johan untuk tanggapannya.

Saya bingungnya itu, bagaimana 1 whcp bisa mengontrol beberapa wellhead.? Apakah supply pneumatik dan hidraulik ke masing2 well di supply secara paralel atau bagaimana.? Karena data proses tiap well kan umumnya beda-beda. Ataukah yang bapak maksud itu whcp dalam artian 1 kabinet control panel yang dimana di dalamnya itu terdapat beberapa modul control well yang masing-masing module control hanya mengontrol 1 well. Jadi, di platform ada 1 kabinet control panel yang bisa berfungsi sebagai Multi Wellhead Control Panel.

Tolong dikoreksi jika saya salah.

Tambahan pak, disamping saya yang lebih fokus ke field instrumentnya saya juga ingin menanyakan tentang field instrument di whcp.
Pertanyaan saya adalah:
“Apa perbedaan antara Shutdown Valve, Control Valve, Pressure Safety Valve, Pressure Regulator Valve, dan Choke Valve.? Dan dimana biasanya berada.? SCSSV atau MSV atau WV atau dimana.?”

>> Saya butuh koreksi atas pemahaman saya berikut pak, agar tidak salah atau tertukar definisinya.
Menurut saya, fungsi utama valve ada , yaitu:
– Start/ Stop Valve (umumnya type Gate, Plug dan Ball valve)
– Pengontrol atau pengatur aliran atau Control Valve (umumnya Globe, Angle dan Needle valve)
– Pencegah aliran balik atau Check Valve (umumnya Lift, Swing dan Ball Check Valve)

Jadi:
1. Shutdown Valve: bertugas untuk Shut, saya definisikan untuk STOP atau tutup dan berlogic fail safe termasuk dalam Start/Stop Valve. Karena berperan sebagai safety valve maka kemungkinan ditempatkan di MSV dan WV. (Benarkah demikian.??)

2. Control Valve: pengatur besar (%) bukaan valve, saya membayangkannya akan ditempatkan pada keluaran dari hydraulic tank supply dan pneumatik supply, serta di primary hydraulic header (hydraulic close loop system), dan umumnya menggunakan needle valve agar high precision. (Benarkah demikian.?? atau bisa ditempatkan dimana lagi.??)

3. Pressure Safety Valve: Berkaitan dengan pressure dan safety. Saya langsung membayangkan sebagai relief valve dan berhubungan langsung dengan vent jika terjadi over pressure, dan umumnya menggunakan 3 way valve pilot. Nah, bagaimana jika kasusnya low pressure.? (Benarkah demikian atau ada penjelasan lain.??)

4. Pressure Regulator: Saya bingung untuk bagian ini. Jika ada yang bertanya tentang ini kepada saya, saya pasti menjawab Control Valve, karena tujuannya hampir mirip hehe.. yaitu mengontrol aliran (termasuk di dalamnya pressure).
Mohon penjelasan lebih detail tentang ini pak.

5. Choke Valve: Saya belum berkenalan dengan mahkluk yang satu ini.

Mohon koreksinya dari pemahaman saya diatas ya pak/ bu..

Tanggapan 4 – Djohan djohan.bingito

Betul, satu kabinet terdiri dari beberapa kompartemen (modul), setiap modul dipakai untuk kontrol satu flowline, satu wellhead boleh jadi punya dua flowline, bahkan ada yang tiga (tapi sangat jarang).

Untuk definisi SDV, SSV, PSV etc silahkan lihat API 14C.

Choke valve berada di wellhead, satu choke valve untuk setiap flowline, dipakai untuk mengatur produksi sumur, karakteristiknya pressure drop tinggi.
Regulator fungsinya memang mirip control valve, tetapi khusus untuk aplikasi pressure kontrol dan sifatnya self contained tak ada koneksi apa2 diluarnya, paling2 kalaupun ada berupa tubing yang tersambung ke pipa yang akan dikontrol pressurenya. Contoh yang mudah dilihat adalah regulator untuk control valve positioner yang mengontrol air supply pressure dari 125 psig di header menjadi 20 psig atau 40 psig.
Silahkan di browse websitenya Fisher / Emerson, dapat download banyak informasi tentang valve & regulator.

dahmudahan membantu.

Tanggapan 5 – Y ANTO agusyulianto

Hanya ingin menambahkan jawaban diatas :

1.  WHCP Secara philosophy cara kerjanya per site menurut saya sama. WHCP sesuai dengan namanya ( Well Head Control   Panel) fungsinya adalah untuk mengontrol actuator valve yang ada di area well head. Actuator valve yang di kontrol adalah SCSSV ( Surface Controlled Sub Surface Safety Valve) atau downhole valve( DHSV), SMV ( Safety Master Valve)/MV, SWV (Safety Wing Valve)/WV.
Beberapa WHCP di desain hanya dengan 1 sequence atau Normal sequence. Sequence untuk membuka valve adalah dimulai dari DHSV-MV-WV.  Untuk menutup valve : WV-MV-DHSV.

Tetapi ada juga WHCP yang didesain dapat dioperasikan dalam 2 mo
de sequence:
1. Normal sequence ( Setiap valve dioperasikan harus mengikuti sequence normal)
2. Out off sequence ( Setiap valve dapat dioperasikan tanpa mengikuti sequence nya atau buka tutup dapat dilakukan secara random).

WHCP di operasikan dengan 3 jenis pressure.
1. LP (Low Pressure) sekitar 5 bar digunakan sebagai controller atau logic didalam WHCP dan juga digunakan sebagai signal 5 Bar  field instrument.
2. MP (Medium Pressure) sekitar 311 bar digunakan untuk menggerakkan actuator MV,dan WV.
3. HP ( High Pressure) sekitar 590 bar digunakan untuk menggerakan actuator SCSSV / DHSV.
Kalau kita lihat dari cara kerjanya WHCP yang lama, sistem logicnya masih full pneumatic dan hydraulic. Untuk WHCP yang desain baru sistem logicnya  sudah menggunakan electronic atau PLC SS.

2. 1 WHCP dapat digunakan untuk mengendalikan beberapa well, tergantung desain WHCP itu sendiri.  1 unit WHCP bisa terdiri dari 1 sampai n modul control well didalamnya, tergantung desain dan kebutuhan dilapangan. 1 unit control modul well ini digunakan untuk mengendalikan 1 well yang terdiri dari DHSV, MV dan WV.Jadi kalau 1 WHCP ini terdapat 8 modul control well berarti dapat digunakan untuk mengedalikan 8 wells.

3. Shutdown valve : adalah actuactor valve yang digunakan untuk menghentikan atau menutup flow atau aliran hydrocarbon jika dalam kondisi berbahaya atau emergency. Shutdown valve biasanya akan menutup jika ditriger oleh signal ESD. DHSV, MV dan WV menurut saya dapat dikategorikan dalam shutdown valve, sedangkan choke valve tidak termasuk.

4. Control valve: digunakan untuk mengaturbesarnya  bukaan valve (%)  secara otomatis sesuai setpoint dan dikendalikan oleh signal feedback. Menurut saya di WHCP tidak menggunakan control valve. Untuk mengatur level di hydraulic supply da return tank cukup menggunan level switch low (LSL) dan level switch high (LSH).

5. Pressure Safety Valve: Untuk memprotect adanya high pressure di WHCP dipasang relief valve disetiap modul control well untuk pressure HP (DHSV) dan pressure MP(MW dan WV). Sedangkan untuk memprotect low pressure dipasang PSLL di setiap header pressure LP, MP dan HP.  Bila terkena atau active PSLL tersebut dapat memicu terjadi ESD.

6. Pressure regulator : digunakan untuk meregulat atau menurunkan pressure dengan kondisi tetap stabil. Dalam WHCP regulator digunakan untuk menurunkan pressure supply dari 8-10 Bar menjadi 5 Bar secara stabil.

7. Choke valve: Cara kerjanya mirip dengan control valve, untuk mengatur bukaan valve dari 0-100%. Perbedaannya adalah bukaan control valve dikendalikan oleh signal feedback sedangkan  bukaan choke valve ditentukan oleh signal command. Choke valve dapat di operasikan secara lokal dan remote dari control room dengan mengirimkan signal command mulai dari 0 -100%.Kalau dilihat dari lokasi/posisinya, choke valve terpasang setelah Wing valve (WV).

Mudah-mudahan bermanfaat dan mohon dikoreksi jika ada yang salah.

Tanggapan 6 – maryadi_ahmad

Nambahin sikit saja pd design WHCP,
selain kontrol & interlock sequence opening-closing SCSSV-MV-FW,
Juga dipertimbangkan Operasional well termasuk didalamnya Startup overide bypass & wireline service bypass (seperti disebutkan pak Elwin).
Selain itu yg jg penting: Fire Gas detection system -disekitar wellhead area- yg diintegrasikan ke ESD system-nya WHCP & ESD keseluruhan plant.
Khusus SCSSV, kebetulan designya kita install satu fusible plug pd supply header hydraulic tubing-nya-nya..
Jadi diharapkan SCSSV berada pd kondisi failsafe/close dgn respon yg cepat
ketika terdeteksi eskalasi panas (fire).

Kalo mau simple-nya sih, umumnya tiap2 oil company sdh memiliki typical design utk WHCP, jd tiap2 ada projek tie-in well baru design WHCP-nya akan sama (tdk jauh berbeda lah)..

Tanggapan 7 – Immanuel Lumban gaol

Makasih pak penjabarannya, sebenarnya masih ada beberapa pertanyaan mendasar.
Tapi masih butuh waktu menelaah jawaban-jawaban dari bapak-bapak sekalian..

#biar gak disangka saya-nya main kabur aja..hehe

Tanggapan 8 – Darmawan A Mukharror, CFSE, TUV FS Eng

Mas Immanuel

Prinsip independensi ada baiknya dipertimbangkan jika ada kelebihan beaya.

Artinya WHCP sebaiknya independen per well, atau lebih spesific lagi khusus menangani SCSSV (atau biasa didikenal dengan SSSV atau DHSV). Kenapa? karena sebaiknya dipisahkan antara pengaman paling akhir terhadap sumur blowout, SCSSV harus diperlakukan spesial sebagai main Safety Critical Element di wellhead platform.

Tapi kalau beaya pas pasan mau bagaimana lagi…

Tanggapan 9 – Djohan djohan.bingito

Mas DAM,
Memang pengaman blowoutnya terpisah dari WHCP, blowout preventer dikontrol dari panelnya drilling rig, sedang WHCP dipakai untuk sumur yang sudah beroperasi.

Atau barangkali perlu sampeyan perjelas kalau ternyta tidak sesuai dengan maksudnya.

Tanggapan 10 – Elwin Rachmat

Blow out pada saat Drilling memang tidak diamankan oleh WHCP dan valve sistem di xmas tree dan flow line. Tetapi blow out dapat juga terjadi sesudah sumur dikomplesi. Contohnya pada saat well Services through tubing (wireline, coil tubing, snubbing, perforasi, stimulasi dan squeeze cementing), bahkan pada saat produksi. Contoh blow out pada saat produksi adalah dibomnya sumur di Irak sesaat sebelum Saddam Husein jatuh, kemungkinan besar karena tidak ada SCSSV yang dipasang didalam sumur. Pada saat Well Services through tubing, biasanya WHCP di blok atau di bypass. Kecuali bila upper master valve berfungsi juga sebagai hydraulic wire(line) cutter.

Tanggapan 11 – Darmawan A Mukharror, CFSE, TUV FS Eng

Mas Djohan,

Saya sama sekali tidak menyinggung blowout karena drilling mas.

Sebagaimana dijelaskan oleh Bung Elwin, blowout bisa terjadi saat operasi normal. Selain contoh yang diberikan Bung Elwin saat pendudukan irak oleh George HW Bush dan anaknya George W Bush, kasus blowout lainnya saat operasi misalnya: Sumur di kutub utara kanada mengalami blowout tahun 1969 karena tertabrak Gunung Es, OGP juga menyatakan bahwa terdapat beberapa kejadian blowout karena gas lift injection dan water injection saat pengoperasian sumur.

Secara umum frekuensi blowout (karena drilling) per sumur per tahun = 7.0x10E-05 hingga 2.2x10E-02
Frekuensi blowout (karena well service) per sumur per tahun = 9.4x10E-06 hingga 4.9x10E-04
Sementara frekuensi blowout pada saat sumur beroperasi normal = 9.7x10E-06 (tanpa sebab sebab external)

Khusus ihwal terakhir (blow out saat pengoperasian normal) maka SCSSV (a.k.a DHSV, a.k.a SSSV) menjadi barrier terakhir pengaman blowout. Dengan ini maka peran WHCP menjadi krusial.

Tanggapan 12 – Immanuel Lumban gaol

Dear pak Darmawan,

Maksud bapak 1 whcp khusus menangani 1 scssv pada 1 well atau khusus scssv untuk 1 well/ scssv dari beberapa well.?
Bukankah sequence open-close scssv, msv dan wv itu berlaku pak.?

Tanggapan 13 – Darmawan A Mukharror, CFSE, TUV FS Eng

Diberlakukannya WHCP khusus 1 SCSSV atau beberapa SCSSV tergantung filosofi masing2 perusahaan dan skenarionya, tidak bisa disamaratakan

Diberlakukannya open-close SCSSV, MSV, WV juga sami mawon, tergantung filosofi masing2 perusahaan dan skenarionya

Seperti semula saya utarakan, alangkah baiknya kalau prinsip independensi dikedepankan jika sudah baik baik ditimang2 untung rugi pemasangannya (cost benefit analysis).

Tanggapan 14 – Yoga pepelepew_qc

Mas Gharonk yth,

Mohon bisa dijelaskan lagi kenapa perlu mempertimbangkan redundansi pada WHCP? Bukan kah SCSSV sudah didesain fail safe, di asumsikan WHCP berada di dekat well, jika
terjadi blowout (kemungkinan besar jet fire) maka WCHP akan fail dan SCSSV akan menutup.
berapapun jumlah WHCP nya, menurut saya yang awam ini, tidak menurunkan probability failure on demand nya SCSSV.

Tanggapan 15 – Darmawan A Mukharror, CFSE, TUV FS Eng

Dik Yoga

Prinsip independensi (self-contained WHCP – seperti diulas bung Djohan) erat kaitannya dengan “common cause failure” biasa dilambangkan dengan “beta factor” atau “C factor”, jangan sampai failure2 karena pencabangan “perintah” dari WHCP menyebabkan berkurangnya kemampuan WHCP untuk men-shutdownkan SCSSV (misalnya saja karena ada “coupling factor” dari si WHCP untuk menshutdownkan baik itu WV (wing valve), MV (master valve) atau bahkan ESDV di flowline, contoh konkretnya: membuat aliran hidraulic ke SCSSV berkurang (energinya = tekanannya) sehingga mandek ditengah jalan karena terengah engah kehabisan tenaga (hydraulic pressure) buat menutup SCSSV –> WHCP ga jadi nutup atau partially closed –> kejadian tidak diinginkan bukan?.

Patut diingat sama dik Yoga bahwa:

Failure rate of Independent Function = (1- beta factor) x Failure Rate (dari data reliability)

Tentu saja failure rate berkurang akan menyebabkan PFD berkurang bukan?

jadi, kata siapa SCSSV akan menutup.berapapun jumlah WHCP nya, tidak menurunkan probability failure on demand nya SCSSV ???

Mengenai beta factor ini secara khusus, IEC-61508 Part 6 Annex D memberikan panduan checklist  berupa 40 pertanyaan yang perlu dijawab (oleh manufacturer atau fabricator) demi menentukan besarnya beta factor. silahkan dibaca sendiri standarnya

Semoga menjadi jelas.

Tanggapan 16 – maryadi_ahmad

Cak Dam,
Pada dasarnya SCSSV -seperti jg WV,MV & SDV-
didesign utk fail closed , fail safe design.
Bukannya fail open seperti yg sy tangkap dlm penuturan anda.
Dgn kata lain adanya penurunan/hilangnya pressure pd supply hydraulicnya
-entah disebabkan leaking-nya tubing, closednya SOV sengaja atau tdk sengaja –
akan membuat SCSSV menutup.

Kalo melihat philosophy logicnya, sejauh yg sy liat di beberapa company,
SCSSV akan menutup kalo terjadi Fire Gas detection.
Sedangkan utk Process shutdown cukup menutup WV-nya saja.
Sebelum SCSSV menutup-as per sequence- akan didahului menutupnya WV kemudian MV.

Sejauh ini sih rasanya sy belum menemukan deh requirement utk redundansi
WHCP.Ataupun independen control utk SCSSV.
(mohon dishare bila pernah menemukan). API 14A keliatannya pun tdk membahas sampai jauh kesana.
Pada WHCP,bukankah SCSSV sendiri (begitupun masing2 MV,WV) memiliki dedicated control/opaerasi(Switch,Pushbutton,SOV,Hyd.pressure line,etc)
hanya saja memang mereka menggunakan common Hydraulic Power Pack/Unit yg sama utk mensupply hydraulic pressure-nya.
(seperti halnya electric power & instrument air yg disupply dr source yg sama )

Tanggapan 17 – Darmawan A Mukharror, CFSE, TUV FS Eng

Dear Cak Maryadi

1. Saya sama sekali tidak pernah mengatakan desain SCSSV itu fail open. Saya mengatakan bahwa SCSSV mungkin saja terbuka atau setengah terbuka meski diperintahkan menutup, bukan berarti saya mengatakan “fail open”. Secara kaidah, ini dua hal yang berbeda. Yang pertama merujuk pada Probability of Failure on Demand, yang belakangan emang secara filosofi, jika terjadi sesuatu (secara teori) akan membuka. Mohon dipahami secara utuh jawaban saya.
2. Didesain fail safe belumlah tentu 100% safe, mohon ditunjukkan third party dari penguji SCSSV atau macam macam ESDV yang pernah menyatakan 100% valve nya ngga akan fail… saya tentu akan menggunakan/menyarankan penggunaan valve tersebut jika memang eksis atau ada di dunia yang fana ini.
3. Betul, beda company tentu bisa saja beda filosofi,semua sah sepanjang ada aturan yang dirujuk atau dirancang berdasarkan RAGAGEP
4. Betul, tidak ada keharusan harus memasang satu atau dua atau tiga WHCP dalam standard macam API, namun sebaliknya juga tidak ada larangan bukan? dan saya sama sekali tidak pernah mengatakan diharuskan… ojok diplintar plintir lah kata kata saya, hehe

Semoga makin seru diskusinya

Tanggapan 18 – maryadi_ahmad

Trmksh Cak Dam,

Batas Scope design SCSSV utk orang Surface Facilies pan cuma sampe supply
pressure hydraulic berupa tubing dr WHcp yg diconnect ke Xmas Tree, smp disitu saja design yg bs kita garansi.
Selanjutnya utk design SCSSV & kalo terjadi failure pd SCSSV-nya sndiri itu sdh diluar kendali kita.
Kebetulan tempat sy bekerja ada satu disiplin yg namanya Well Integrity team (lebih deket2 ke Production & Petroleum engineer) yg salah satu tugas nya menganalisa kesehatan Wells & equipment2nya didlmnya termasuk SCSSV ini.

Mengenai redundansi WHCP & dedicated control utk SCSSV,dr sisi design sy kok belum melihat benefit-nya sm sekali deh (malahan menambah cost yg seharusnya tdk perlu )..Adakah ?

Tanggapan 19 – Darmawan A Mukharror, CFSE, TUV FS Eng

Hehehe

Ujung ujungnya duit kaan, nah Cost Benefit akan menjawabnya

Kalau sumurnya menghasilkan 100 MMSCFD dan ngga turun turun produksinya bisa saja dipertimbangkan bukan?

Tanggapan 20 – maryadi_ahmad

Cak Dam,
Sebenernya tdk jg sih,
Kalo punya justifikasi teknis yg kuat (entah alasan reliability,safety atau apapun lah) kenapa diperlukan redundansi WHCP ataupun dedicated control utk SCSSV tentunya akan dimplementasikan.
Sekarang apa justifikasi teknisnya klo itu diperlukan?
Besarnya flowrate sy rasa adalah permasalahan lain. Apa kalo produksi gasnya tdk besar terus design fasilitas surface -nya dibuat minimalis?

Sekedar contoh saja, saat ini rentang produksi dr satu well non associated gas saja di tempat sy nyangkul sekitaran 15-50 MMSCFD (tergantung reservoirnya).
Dengan total jumlah gas wells katakanlah hampir 200-an.(bisa dihitung lah kira2 produksi totalnya).
Barangkali bisa saja produksi satu well di genjot hampir 100 MMSCFD (konsekwensinya design size casing & flowline pipa nya jg membesar & up-sizing fasilitas lainnya).
Apakah sesederhana itu? Saya sndiri kurang faham kebijakan mengapa produksi katakanlah satu well dimaintain dgn flowrate sekian.
Tp saya rasa akan banyak pertimbangnnya, selain disisi surface facilities jg disisi reservoir management-nya.
Orang2 Reservoir Management/Optimization barangkali lebih faham.

terimakasih,

Tanggapan 21 – Elwin Rachmat

Tidak jarang tekanan hidrolik tidak sampai ke SCSSV (karena bocor, atau tersumbat). Dalam hal ini tidak ada yang dapat dilakukan di WHCP. Yang seharusnya dilakukan adalah work over untuk mengganti hydraulic contol line pada x mas tree sampai kedalaman SCSSV. Namun karena workover biayanya mencapai jutaan dollar, maka biasanya dilakukan penggantian SCSSV oleh SSSSV yang tidak lagi dikontrol dari surface tetapi dari sub surface.
SSSSV yang dipilih haruslah memilki mekanisme yang fail close.

SNI melarang menggunakan SSSSV jenis storm choke atau sering juga disebut
velocity valve. Storm choke terbuka dengan daya pegas, bila ada aliran yang meningkat dengan tiba tiba (pada saat blow out) maka terjadi perbedaan tekanan pada storm choke yang melawan daya pegas sehingga strom choke menutup. Namun pada kenyataannya sering ditemui Storm choke tidak menutup pada saat sumur dibuka ke tekanan atmosfir. Daya pegas terlampau kuat sehingga strom choke tetap terbuka. Hal ini berarti mekanisme strom choke tidak fail save, sehingga SNI melarang penggunaan storm choke. Sementara API dan atau ISO mungkin masih membolehkan penggunaan storm choke. SNI hanya membolehkan SSSSV jenis ambient valve yang menutup bila sumur kehilangan tekanan. Design ambient valve sedemikian rupa sehingga bila terjadi failure, ambient valve menutup. Fail safe.

Agak menyimpang dari WHCP, namun saya mer
asa perlu mengingatkan agar SSSSV yang dipilih (bila diperlukan), tidak boleh jenis storm choke sesuai dengan yang berlaku pada SNI (jangan menggunakan API atau ISO yang justru membolehkan storm choke).

Tanggapan 22 – m_asyri_n_h
Ikut urun rembug pak,

Apakah ambient valve ini merupakan long term solution atau temporary solution ?
Karena yang saya pahami (please correct me if I’m khilaf/kurang fahim), bahwa si ambient valve ini tidak akan menutup secara simultan ketika SSV menutup, dia hanya akan menutup ketika tubing pressure falls below preset pressure value dari savety valve itu sendiri.
Lagipula, dengan penggunaan ambient valve ini, beberapa hal harus dilakukan sebagai bagian dari risk mitigation action:
– beberapa company propose derogation untuk penggunaan valve ini
– perlunya leak tested periodically (6 bulan sekali)
– redress k-valve setiap kali dilakukan pekerjaan well intervention

Nah, kalo urusannya sudah derogasi, tentunya periodenya tidak akan lama, dengan kata lain kita harus extend derogasi itu ketika sudah mencapai periode expired, bahkan mungkin head quarter akan sarankan untuk mencari solusi di luar penggunaan ambient valve ini, jika derogasi sudah di-extend berkali-kali.

Mungkin ada sharing dari bapak-bapak semua, apakah ada option lain selain dari penggunaan ambient valve ini.

Terima kasih

Tanggapan 23 – Elwin Rachmat

Biasanya digunakan untuk sementara. Bisa digunakan sebagai solusi permanen bila kebijakannya adalah tidak memasang WHCP seperti yang banyak diterapkan didarat.

Bila produksi gas sumur sudah kurang dari 15 scfm, maka sub surface safety valve tidak diperlukan lagi (dikeluarkan saja dari sumur), karena kebocoran pada safety valve yang dibolehkan adalah 15 scfm.

Tanggapan 24 – Immanuel Lumban gaol

Maaf pak, boleh tanya..
whcp sebaiknya ditempatkan dilantai mana ya.?
main deck.? cellar.? mezanine.? atau apa.?
pertimbangan lokasi whcp itu berdasarkan apa ya.?
dan urutan lantai beserta fasilitas yang ada dilantai tersebut apa saja.?
maaf pertanyaannya dasar sekali..saya lagi belajar tentang whcp dan sedikit
belajar dunia offshore..

thanks buat responnya sejauh ini..

Tanggapan 25 – Darmawan A Mukharror, CFSE, TUV FS Eng

Pilihannya,

Makin dekat dengan wellhead makin pendek panjang pipa2 atau tubing2 hidraulicnya, makin kecil failure rate nya.
Namun makin dekat, makin bisa bablas terkena eskalasi jika terjadi sesuatu, belum lagi harus tunduk pada aturan hazardous area classification bla bla bla

Pilih mana hayoo

Mari tanya markodji

Tanggapan 26 – Immanuel Lumban gaol

Apakah ini berkaitan dengan pressure drop.? semakin jauh jaraknya, maka pressure
drop semakin besar..

boleh tau tunduk pada aturan standard hazard yang mana pak.? maksud saya
referensinya apa.?
🙂

belakangan ini saya googling urutan lantai platform beserta fasilitas yang
terinstal diatasnya, tapi belum ketemu penjelasan yang memuasakan..ada yang bisa membantu.?
🙁