Apakah fungsi wellhead yang sebenarnya?Pertanyaan : (Doddy Samperuru)

Bravo untuk Pak Johannes,
just a quick question. Di tulisan tsb dinyatakan " fungsi pertama dari
wellhead adalah sbg penyangga casing strings. Setiap casing dan tubing yang
dimasukkan ke dalam sumur secara fisik tergantung pada wellhead".

Setahu saya, secara umum casing akan "duduk" atau "dipegang"
oleh lapisan semen di sekelilingnya. Berat casing akan ditopang oleh lapisan
semen yg sudah mengeras, bukan ditanggung oleh wellhead. Wellhead hanya "mengikat"
ujung casing di atas.

Untuk tubing strings, kadang tubing memang digantung di wellhead. Tetapi seringnya
tubing akan "duduk" di atas packer yg diset ke dinding casing.
Ujung-ujungnya, beban tubing akan ditopang oleh casing.
Need your clarification, please.


Tanggapan 1 :
(Johannes Julianto)

Terima kasih Pak Doddy atas masukan yang sangat berharga untuk saya,
Memang benar seperti yang Pak Doddy ceritakan, tetapi tidak 100% berat casing
string akan dipegang oleh lapisan semen yang berada disekitarnya. Begitu pula
dengan tubing string, sebagian besar berat utamanya tetap akan
ditanggung oleh wellhead.

Terima kasih atas pertanyaannya,

Tanggapan 2 : (Ary Retmono)

Membaca paparan "kontroversi" dua pakar wellhead, saya yg orang awam
mempunyai analisis tersendiri.

Sebenarnya wellhead itu "duduk"nya di mana? Kalau kita di onshore,
maka WH akan berada di atas tanah. Sedang kalau di offshore, pasti nongol beberapa
meter di atas permukaan laut. Nah, dg posisi WH di dua tempat itu, apakah mungkin
WH menahan beban berat casing/tubing string, kalau dia sendiri tdk firm pada
suatu "landasan". Tampaknya, yg harus terjadi adalah WH justru yang
nangkring di ujung bagian atas suatu casing.
Casing ini tidak akan mlorot karena bebannya sendiri di telan bumi, karena adanya
bearing force dari proses cementing dan natural bearing (ini kudu dihitung)
sampai kemlorotan itu tdk terjadi. Setelah casingnya tdk mlorot, WH didudukkan
di ujung atasnya. Jadi WH sebenarnya kayak "pentolan" di tiang bendera
bagian atas saja, yang bisa naik/turun sampai 2-1/2inch mungkret-manjang, karena
beda temperatur.

Sedangkan untuk tubing sendiri, apakah cukup dg "packer" untuk menahan
kemlorotannya relatif terhadap casing? Saya meragukan hal itu, karena jepitannya
packer (radial force x friksinya) tdk cukup kuat untuk menahan beban aksial
tubing. Yg paling dominan untuk menjaga kemlorotan tubing adalah penggantungannya
di WH.

Jadi casing berpegangan pada tanah (bumi), WH berpegangan pada casing, tubing
berpegangan pada WH. Dg kata lain, tubing memegang bumi melalui WH, dimakcomblangi
lagi sama casing. Itulah logika awam yg saya pakai.
Kurangnya mohon ditambahi, lebihnya mohon disusuki.

Tanggapan 3 : (Oran Jacob)

Bapak-bapak Yth.
saya pernah lihat di majalah, kelihatannya yang namanya tubing hampir selalu
duduk dijepit oleh packer (gambarnya kotak disilang). Kalau betul, berarti berat
tubing diterima oleh packer.

Tanggapan 4 : (Andreas Ganefriyanto)

Dalam perhitungan kapasitas shoulder pada wellhead, asumsi yang digunakan adalah
seluruh beban tubing ditumpu pada shoulder tersebut. Jadi bila ternyata tubing
itu juga tertumpu pada semen dan/atau packer justru akan mengurangi beban yang
diterima oleh wellhead.

Dan total beban casing/tubing dan wellheadnya sendiri diteruskan ke bumi/ tanah
melalui conductor (casing terluar dari sistem wellhead) yang bisa dikatakan
sebagai pondasi dari wellhead.

Tanggapan 5 : (Bambang Sugiharta)

Dear All,
Apakah Wellhead System sudah bisa dibuat atau difabrikasi di Indonesia. Kalo
ada siapa saja pabriknya?


Tanggapan 6 :
(Andreas Ganefriyanto)

Mas Bambang,
Untuk manufaktur wellhead system, di Batam ada 2, Kvaerner Oilfield Products
dan ABB Vetcogrey (maaf kalo salah tulis) Di Jakarta dan sekitarnya rasanya
juga ada beberapa, FMC dan Woodgroup (itu yang saya tahu)

Tanggapan 7 : (Rifai)

Bapak bapak,
Setahu saya, tubing string ada yang di jepit (pakai packer) dan yang nggak dijepit
(tubing free) banyak dipakai terutama untuk sumur yang banyak gasnya.