Memilih WHP dengan subsea completion atau subsea tia back banyak sekali pertimbangannya. Misalnya untuk shallow water katakana <350 ft kalau reserve nya baru ketemu melalui program explorasi. Biasanya kita ketemu yang namanya 'cross functional team', drilling expert, reservoir expert, geoscientis, contruction project, facilities expert, metocean expert, dan tentunya economic advisor. Mereka akan menetukan path mana yang meberikan kemudahan, dilihat dari sisi produksi, reservoir management, constructibility, drillability, the most NPV dan lain lain.

Tanya – Silalahi

Saya banyak membaca tulisan2 Pak Roeddy di milis dan tertarik untuk diskusi seputar oil and gas industries. Saya pilih jalur pribadi agar jalur di milis tidak terlalu terganggu dan saya bisa lebih nyaman untuk berdiskusi.

Sebagai gambaran, selama 3 tahun ini saya udah terlibat mengerjakan project yang lebih banyak di upstream, seperti WHP, CPP, dan onshore receving terminal. Ada yang Pre-FEED dan FEED untuk field2nya Unocal (sekarang Chevron), FEED untuk BP (West Java), sama detail engineering untuk Conoco (field mereka yang di sekitar Belanak FPSO). Job desc saya sama seperti process engineer yang lain, mulai dari line sizing, hydraulic, equipment sizing, blowdown & relief, radiaton & dispersion study, HYSYS simulation (yg steady state), makin ke sini makin dikasih tanggung jawab untuk mark up P&ID dan check yg udah dikerjain oleh draftman.

Yang pertama saya mau tanya apa pertimbangan pemilihan WHP dibanding yang sub sea tie back? Selama ini yang saya tau, sub sea tie back dipilih untuk deep water yang bisa sampai 1000an meter, karena sangat mahal untuk menginstall fixed platform.

Lalu sekarang ini saya sedang mengerjakan project FEED lagi untuk WHP. Saya agak terkejut ketika melihat tidak ada separasi antara liquid dengan associated gas (oil well type). Jadi pipelinenya multiphase mengirimkan fluida ke CPP. Kenapa WHP itu harus ada jadinya? Mestinya kalo tetap multiphase kenapa ga dipilih sub sea tie back biarpun bukan deep water (hanya 60an meter)? Kalau karna harus ada water injection dan gas lift, mestinya bisa jg diinject langsung dari CPP, tp kenapa harus dikirim ke WHP dulu baru diinject lewat injection wellhead?

Yang ketiga, ketika WHP diinstall, apakah wellheadnya sudah ada? Mksdnya mulai dari casing, SCSSV (di downhole), SSV master, SSV wing, sampai choke? Ketika pada tahap eksplorasi, orang2 drilling yang mengerjakan tahap completion menutup wellnya bagaimana? Apa hanya SCSSV?

Mungkin itu dulu Pak Roeddy. Sbnrnya masih sangat banyak yang mau saya tanyakan.

Makasih banyak atas waktunya.

Tanggapan – roeddy setiawan

Dear Pak Silalahi,

WHP, maksud bapak Well head platform ??.

pertimbangan nya memilih WHP dengan subsea completion atau kata bapak subsea tia back.
banyak sekali pertimbangannya. misalnya untuk shallow water say <350 ft kalau reserve nya baru ketemu melalaui program explorasi. biasanya kita ketemu yang namanya 'cross functional team', drilling expert, reservoir expert, geoscientis, contruction project, facilities expert( seperti bapak), metocean expert, dan tentunya economic advisor. mereka akan menetukan path mana yang meberikan kemudahan, dilihat dr sisi produksi, reservoir management, constructibility, drillability, the most NPV dan lain lain.

misalnya dari sisi reservoir, kalau reservoir nya tipis2, jadi umurnya pendek, selanjutnya konsekwensi nya, harus multiple entri selama umur sumur ini, logically akan milih platform, karean tender rig yang nongkrong di platform, harga harian nya cuman $35K/day, versus drill ship yang melakukan re entry ke subsea well head rate nya 350K -500K/day. obvious choice

misalnya ada lagi reservoir baru ketemu say 3 km jaraknya dr existing welhead platform, kalau driller nya hebat, dia akan propose pengeboran dengan teknik extended reach, agak lebih mahal tapi jelas lebih murah dibanding pake drill ship atau jackup. tapi seringkali extended reach teknik ini juga mungkin tidak bisa, misalnya pada saat horizontal displacement dia harus crossing fault yang sampai di surface. drilling nya pikir2 apa dr platform apa langsung dr lokasi yang 3 km, dia yang mebuat analisa resiko nya, jangan jangan seperti banjar panji lapindo
atau bisa juga slotnya di platform sudah penuh, nah kan ngak bisa di drill dr platform.

banyak sekali reason untuk membuat subsea wellhead, tapi ujung2 nya adalah, resiko, terus di translate ke project cost. kadang kadang alau kita melihat sekilas, kepikiran wah konyol sekali kompany ini, kenapa tidak begini saja misalnya, for most of the question sering tidak terjawab, karena, assumsi2 waktu project itu start tidak kelihatan lagi

Untuk yang depth saya >1000 meteran, memang pilihan nya bisa begitu, ini kalau kebetulan reserve nya cukup besar, dan reservoirnya tidak memerlukan re entry yang sering, misalnya ajusting gas lift, san bailer karena unconsolidated sand dan banyak problem downhole bisa diatasi dengan tecknik well completion nya.
tapi kadang2 lebih genuine memasang mini TLP misalnya, jadi meskipun di laut dalam, kita bisa pakai dry tree, seperti di platform, untung nya ongkos drilling lebih murah, say cuman $ 4mm/well instead $20mm/well dengan subsea. kalau diperlukan 30 sumur untuk developed the field, sudah kelihatankan dengan anda buat memo yang cuman cost 5 cent untuk tlp approach, ada $ 480 mm yang dikantongin providing subsea wellheadnya cuman sekali dimasukin, kalau berkali2 nah kan asyik.

dr whp, multiphase ke cpp,

ini okay juga, designer nya saya kira mendapat garansi di reservoir guy pada saat cross functional meeting diwaktu membuat conseptual development, mungkin garansinya berupa jo watir, reservoirnya apik, tekanan nya besar, kita bisa bikin minimum facility , dalam hal ini well head doang. nah dari sini, banyak sekali yang dihemat, misalnya ngak perlu ada flare stack, ngak perlu ada, gross separator, pump, deluge system, control room, standby genset, diesel fire pump,caisson, nah kalau anda add up semua umit operation plus ancillary equipment nya barangkali dekat dekat $ 4 -8 mm, tergantung anda belinya dimana, again dengan 5 cent genuine concept anda bisa berhemat banyak.

safe guard nya yah study sebelum sampai ke 5 cent memo, si konseptual designer sudah run iterative and endless run hysys, pipesim, olga, transient esd shutdown dan lain lain supaya engak kena resiko dan memasang safe guard nya. saya sendiri pernah design and install 12′,26 km multiphase flow tahun 92 sampai sekarang run very well, so don’t worry if you find opportunity go for it.

ketika whp di install apa well head sudah ada.

bisa ada bisa ngak, tapi kalau ini new field development, letak dr wellhead itu ngak mesti di tempat kita discovery, dr rapat dengan cross functional team tersebut, pak geoscientis, dan driller akan memberikan argument disini most optimized location untung menguras habis harta karun itu, dengan most least well, most cheapest well. dari number of well yang diminta, nanti anda bikin template,kalau minta 10 yah bikinkan 20. kalau kebetulan company nya agak pedit atau ini biasanya di drive dr team bpmigas yang minta ex sumur explorasi dipakai lagi, yah kalau anda ngak punya argumen yang strong kepaksa anda ajust tuh, belum tentu masang template di tambah satu well stick out gampang masang nya.
well explorasi itu setelah welltesting, kita plug and abandon, sudah de semen di beberapa tempat, jadi tidak ada sssv nya, barang kalai yang ketinggalan adalah ‘ A-Section plus tree’ .

mudah mudahan menjawab pertanyaan anda.