DHSV (Down Hole Safety Valve) merupakan istilah umum dari sub-surface safety valve yg cara kerjanya ada dua macam : 1. Surface Controlled Sub-Surface Safety Valve (SCSSV), dikontrol dari surface (biasanya dengan hydraulic oil) dan terhubung ke ESD system di wellhead panel. Ada dua macam : tubing -retrievable (menjadi satu bagian dengan tubing dan kalau mengganti dengan workover) dan wireline-retrievable (terpasang di landing nipple tubing dan bisa diganti dengan wireline); 2. Sub-Surface Controlled Safety Valve (SSCSV), stand alone valve dan tidak terhubung dengan ESD system di wellhead panel. Bekerja berdasarkan perubahan velocity atau delta pressure.

Tanya – Johannes Julianto

Dear all,

Sehubungan dengan subjek di-atas, saya sedang mencari dasar hukum atau regulasi yang mengatur bahwa sumur2 di lepas pantai harus dipasang Sub-Surface Safety Valve.

Saya sudah mencoba mencari di website BP Migas tapi tidak behasil. Mungkin rekan2 ada yang bisa bantu, di website mana saya bisa dapat Undang2 atau peraturan pemerinda atau surat keputusan atau dasar lain-nya. Mohon bantuannya.

Satu lagi, kalau sumur2 darat apakah ada dasar hukum atau regulasi yg mengatur operator harus memasang Sub-Surface Safety Valve apabila sumur-nya ber-tekanan tinggi atau kadungan CO2 atau H2S tinggi?

Terima kasih sebelumnya,

Tanggapan 1 – Johanes Anton Witono

Selama ini yang saya tau cuma downhole safety valve (DHSV), surface safety valve (SSV) dan wing valve. dua valve yang terakhir lokasinya di surface. apa ada valve lain lagi di sub-surface??

Tanggapan 2 – rio.hendiga

Ada pak, SCSSV ( surface controled sub-surface savety valve ).

Tanggapan 3 – Rawindra

Kontras dgn disain SCSSSV, ada valve antik yang populer disebut storm-choke; yaitu downhole safety valve yang bekerja sendiri berdasar besarnya selisih tekanan antara up- dan downstream.

Tanggapan 4 – waluya_priatna

1.SCSSV. 2.WV. 3.MV

Tanggapan 5 – hasyim kurniawan

Mas Anton,

Setahu saya (cmiiw), DHSV (Down Hole Safety Valve) merupakan istilah umum dari sub-surface safety valve yg cara kerjanya ada dua macam :

1. Surface Controlled Sub-Surface Safety Valve (SCSSV), dikontrol dari surface (biasanya dengan hydraulic oil) dan terhubung ke ESD system di wellhead panel. Ada dua macam : tubing -retrievable (menjadi satu bagian dengan tubing dan kalau mengganti dengan workover) dan wireline-retrievable (terpasang di landing nipple tubing dan bisa diganti dengan wireline).

2. Sub-Surface Controlled Safety Valve (SSCSV), stand alone valve dan tidak terhubung dengan ESD system di wellhead panel. Bekerja berdasarkan perubahan velocity atau delta pressure.

Tanggapan 6 – Wawan Setiawan

Apa yg dikatakan Pak Hasyim benar adanya, di beberapa Oil Company ada yg menyebut SCSSV tetapi ada juga yg menyebut DHSV (Total menyebutnya seperti itu), prinsip nya seperti apa yg dikatakan oleh Pak Hasyim. Mungkin kalau mengenai aturan bisa merujuk ke API.

Tanggapan 7 – Ridwan Hardiawan

Tidak perlu merujuk sama aturan lagi sebenarnya.

Seorang completion engineer akan otomatis mencantumkan DHSV (apapun tipenya) sebagai peralatan ‘Wajib’ dalam semua program sumurnya, mau jenis apapun fluidanya mau dimanapun lokasinya.

DHSV akan menjadi peralatan keselamatan utama untuk menutup sumur seandainya terjadi sesuatu pada sumur. Cerita yang paling populer disampaikan para trainer tentang DHSV ini adalah sumur2 sumur di kuwait sebelum perang teluk banyak yg tidak memakai DHSV, ketika diserang oleh irak semuanya menyembur terbakar ke atas ketika fasilitas di darat di bom oleh irak, hal itu tidak akan terjadi seandainya di subsurface dipasang DHSV untuk menutup sumur/semburan hidrokarbon secara otomatis.

Secara logika, sumur-sumur di laut harus dilindungi oleh DHSV jika seandainya platform ditabrak oleh kapal laut yang lewat, maka sumur-sumur tidak akan blow out.

Begitu juga di darat, apalagi di Indonesia. Hari ini anda pasang wellhead, kalau area lokasi sumur tidak dijaga dengan baik bisa2 wellhead anda seminggu kemudian sudah ada di pasar loak… sebagaimana baut2 jembatan suramadu yang dilepas satu persatu. Jadi biar aman, pasanglah DHSVnya.

Tanggapan 8 – Rawindra Sutarto

Untuk catatan, DHSV tidak harus otomatis dipasang di setiap sumur produksi. Seorang well completion engineer selalu berkonsultasi dgn reservoir (dan/atau production) engineer yang mengenal baik reservoar dan operasional sumurnya.

Sebagai contoh terdekat, lebih sepuluh tahun yang lalu Kondur Petroleum dan Maxus SES melakukan studi bersama dan mengusulkan ke Direktorat Teknik Migas untuk melepas DHSV dan packer pada beberapa sumur produksi / lapangan di offshore Selat Malaka dan S.E. Sumatra. Ternyata disetujui dan aman-aman saja sampai sekarang.

Jangan dilupakan bahwa reservoar / sumur migas itu mirip mahluk hidup …., dapat dikelompokkan tapi bukan untuk diperlakukan samarata. Kalau iya begitu …., nggak perlu engineer untuk mengurusnya.

Tanggapan 9 – Akh. Munawir

Pak Rawindra,

1. Akan lebih baik jika diberikan engineering/study adjustmentnya, kenapa saat itu Kondur & Maxus mengusulkan untuk melepas DHSV tsb dan MIGAS menyetujuinya ?

2. Saya meraba-raba, mungkin usulan tsb ada ketika masih pada tahap engineering ya dgn tujuan utk reducing cost, karena jika sdh existing terpasang dan diusulkan untuk dilepas maka jadi pertanyaan kenapa harus dilepas ?

Terima kasih tanggapannya.

Tanggapan 10 – Rawindra Sutarto

Studi cukup mendalam dan sebagai dapat dimaklumi, disertai ‘perjuangan’ termasuk serangkaian presentasi ke Migas. Saya berikan pointer berikut.

1. Jelas driver-nya adalah keekonomian. Sumur2 offshore mature yang berproduksi hanya belasan atau beberpa puluh BOPD sulit mencapai kelayakan ekonomis. Kebetulan reservoar-nya yang batupasir sangat ‘forgiving’: GOR sangat rendah di bawah 100 scf/bbl, tekanan rendah dan stabil (static fluid level 1000-1500 ft), sementara PI / produktivitas sangat bagus dihisap ESP 2000-6000 BLPD dgn water-cut di atas 98%. Lautnya sendiri hanya berkedalaman 20-30m. Dapat dibayangkan bahwa sumur pompa akan mati sendiri terisi air laut bila wellhead platform roboh.

2. Mohon maaf kekeliruan istilah ‘melepas DHSV’. Maksudnya bukan voluntary job, tapi bila perlu dilakukan well service (cabut completion string), misal utk mengganti ESP (unit lifetime 1-3 thn), maka DHSV dan packer tidak lagi dipasang.

Oiya, salah satu manfaat operasi sumur pompa tanpa packer adalah performance monitoring yang murah dgn menggunakan echometer (acoustic annular fluid level detector), tidak berbeda dgn sumur2 onshore di Caltex.

Tanggapan 11 – Elwin Rachmat

Saya hanya ingin sedikit sharing tentang SSCSV yang terdiri atas dua jenis. Yang pertama adalah storm choke atau dinamakan juga velocity valve yang harus menutup bila ada perbedaan tekanan yang melalui choke yang berada didalam valve.Yang kedua adalah ambient safety valve yang menutup bila tekanan disumur lebih rendah dari pada tekanan setting yang ditentukan dengan mengisi dome dengan gas nitrogen dengan tekanan yang disesuaikan untuk setting closing pressur.

Dari pengalaman, strom choke tidak direkomendasikan untuk digunakan. Alasannya:

1. Tidak fail safe. Pada saat storm choke rusak atau tidak bekerja seperti designnya, storm choke malah terbuka (yang seharusnya menutup). Hal ini berarti sumur seperti tidak memiliki subsurface safety valve.

2. Walaupun sudah dilakukan perhitungan yang teliti, storm choke sangat sulit diuji disumur. Sering sekali storm choke harus dikeluarkan lagi dari sumur karena terlampau mudah tertutup atau tidak menutup sama sekali.

3. Diperlukan wireline (slickline) unit untuk membuka kembali strom choke yang tertutup.

Bila hydraulic control line tidak bekerja atau tidak dipasang, maka sebaiknya ambient safety valve digunakan.

Dibandingkan dengan storm choke, ambient valve memiliki keunggulan:

1. Fail safe.

2. Perhitungan setting pressure sangat mudah yaitu dengan melakukan koreksi temperatur pada kedalaman valve. pengujian didalam sumur lebih mudah denga cara menurunkan tekanan pada tubing.

3. untuk membuka valve yang tertutup, cukup dengan menaikkan tekanan tubing dari permukaan.