BAB I

PENDAHULUAN

1.1  Latar Belakang

Dengan semakin berkurangnya energi fosil dan meningkatnya harga sumber bahan bakar dan sumber energi yang lain, maka orang mulai berusaha untuk mencari sumber energi pengganti, dan hal ini jatuh pada energi panas bumi yang saat ini mulai dikembangkan diberbagai negara di dunia.

Penerapan energi panas bumi dalam operasi pemboran dimaksudkan agar dapat memanfaatkan energi tersebut dan diproduksi atau dikembangkan dimana energi panas bumi tersebut dapat menggantikan energi minyak dan gas yang semakin lama semakin mengurang energinya. Dan juga energi panas bumi ini bertujuan untuk membantu kebutuhan manusia yakni sebagai pembangkit listrik.

Mengingat energi panas bumi ini baru dikembangkan maka, hanya beberapa rig pemboran saja yang baru melakukan proses ekspolorasi energi panas bumi ini, khususnya RIG N110 M1/18. Dan rig ini dibawa naungan perusahaan PT. PDSI (Pertamina Drilling Services Indonesia) dan perusahaan yang mempunyai lahan adalah PT. PGE (Pertamina Geothermal Energy).

Berdasarkan hal diatas maka ada baiknya kita mengenal dan mempelajari lebih lanjut mengenai proses pemboran Geothermal terutama mengenai evaluasi terhadap instalasi BOP di pemboran tersebut.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   

1.2  Batasan Masalah

            Pada penelitian tugas akhir ini penulis membatasi ruang lingkup permasalahan pada seputar evaluasi instalasi blow out preventer di pemboran geothermal, khususnya di lokasi sumur LMB X, Rig N110 M1/18 Pt PDSI Onshore Drilling Area Sumbagsel.

1.3  Tujuan

Tujuan dari kegiatan penelitian tugas akhir ini adalah agar mahasiswa dapat :

1.      Memahami dan mampu mengetahui evaluasi instalasi blow out preventer di sumur LMB X di pemboran geothermal.

2.      Untuk mengetahui kendala dan permasalahan pada proses instalasi dan pemasangan rangkaian BOP.

3.      Untuk mengetahui tahapan dalam kegiatan penguji BOP, setelah dilakukan proses instalasi.

4.      Untuk mengetahui beberapa bertimngan yang perlu dilakukan sebelum proses instalasi BOP.

1.4  Manfaat

Manfaat dari penulisan tugas akhir ini adalah sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan Gelar Diploma III pada program studi teknik ekspolarasi produksi migas politeknik akamigas Palembang dan supaya mahasiswa mampu menjelaskan instalasi blow put preventer di sumur LMB X.

1.5  Sistematika Penulisan

1.      BAB I Pendahuluan.

Merupakan bab pendahuluan yang berisikan mengenai latar belakang, batasan masalah, tujuan dan manfaat dan sistematika penulisan.

2.      BAB II Dasar Teori.

Merupakan bab yang berisikan mengenai teori-teori dasar tentang devinisi, rangkaian dan peralatan dari BOP.

3.      BAB III Metodologi Penelitian.

Merupakan bab yang berisikan waktu dan tempat penelitian, metode penelitian, tahap pengolahan data, tahap pembahasan dan identifikasi masalah.

4.      BAB IV Hasil dan Pembahasan

Merangkan penyebab terjadinya kick, tanda-tanda kick, blow out preventer dan rangkaian BOP stack serta kendala yang umum pada saat pemasangan BOP juga menerangkan penguji BOP.

5.      BAB V Penutup

Merupakan bab penutup yang berisikan kesimpulan dari dan saran yang diberikan penulis.

BAB II

DASAR TEORI

            Pengeboran migas dan panas bumi memerlukan perhatian yang besar untuk menjamin keberhasilan dalam pengeboran yang dilakukan, mulai dari biaya yang besar, sumber daya menusia yang handal, dan resiko yang besar. Adapun salah satu resiko yang harus siap dihadapi saat melakukan pengeboran yaitu kick.

Kick adalah masuknya cairan formasi ( gas, minyak atau air asin ) kedalam lobang bor yang ditandai dengan meningkatnya pit. Tanpa tindakan yang tepat kondisi ini dapat mengakibatkan blow out. Blow out adalah sebuah aliran yang tidak terkendali atau fluida dari sumur bora tau tekanan bawah permukaan yang lebih rendah (API RP 53 1997).

2.1 Penyebab terjadinya kick

            Ada beberapa perihal yang menyebabkan terjadinya kick diantaranya adalah :

1.      Berat jenis lumpur tidak memadai.

Berat jenis lumpur turun dikarenakan bercampurnya fluida formasi dengan lumpur bor, fluida formasi yang cepat menurunkan berat jenis lumpur adalah gas.

2.      Kehilangan sirkulasi.

Tinggi kolam dapat turn dikarenakan lumpur yang masuk kedalam formasi (lost circulation), sehingga hal ini menyebabkan terjadinya kehilangan sirkulasi, maka berakibat berkurangnya volume lumpur juga dan akhirnya nengurangi tekanan hodrostatik lumpur itu sendiri, maka cairan formasi akan mendesak lumpur dalam sumur.

3.      Kandungan gas dalam lumpur.

Formasi gas mengandung gas di dalam pori-pori batuanya, waktu menembus formasi gas. Cutting yang dihasilkan akan mengandung gas. Gas keluar dari cutting dan masuk ke dalam lumpur, semakin lama gas makin banyak sehingga akan menurunkan berat jenis lumpur.

2.2 Tanda – tanda kick :

            Sebelum terjadinya kick ada beberapa tanda yang bisa diketahui diantaranya sebagai berikut :

1.      Increase in pit volume.

2.      Cutting yang tersaring di shale berukuran besar.

3.      Hadirnya gelembung gas pada lumpur.

4.      Tekanan pompa turun.

5.      Stroke pompa naik.

6.      Berat jenis lumpur turun.

7.      Kadar garam naik.

8.      Laju penembusan tiba- tiba naik (drilling break).

Blow out merupakan suatu kejadian yang dapat diperkirakan dengan pasti sangat membahayakan jiwa para pekerja penboran. Karena bisa merusak lingkungan dan menghancurkan rig. Agar blow out bisa diatasi maka diperlukan peralatan yang menahan jika terjadi blow out. Alat tersebut adalah blow out preventer.

2.3 Blow Out Preventer

            Blow out preventer adalah peralatan yang diletakan tepat di atas permukaan sumur yang digunakan untuk menutup sumur apa bila terjadi kenaikan tekanan dasar sumur yang tiba-tiba dan berbahaya selama dalam operasi pemboran. Walaupun blow out didahului dengan kick, dan kick dideteksi (ada indikasinya) tetapi jika alat pengcegah smburan liar tidak lengkap dan tidak berfungsi dengan baik, maka proses mencegah (manutup BOP) kick atau semburan liar akan gagal.

            BOP sangat diperlukan dalam operasi pemboran, sebagai pengaman apabila sewaktu – waktu terjadi kick. Apabila terjadi kick maka toolpusher dengan cepat menutup BOP dengan menghidupkan control pada menghidupkan control pada accumulator yang terletak pada lantai bor.

            Pada perencanaan BOP stack, ada beberapa hal yang harus diperhatikan antara lain adalah sebagai berikut :

1.      Rated working pressure.

2.      Pemilihan dan pengaturan komponen.

3.      Variasi penempatan.

4.      Diverter system.

5.      Ketinggian BOP Stack.

Prosedur yang lazim digunakan dalam memperkirakan besarnya tekanan yang terjadi pada penboran sumur dangkal adalah dengan serta kedalam serta kedalam sumur penboran. Karena untuk yang dalam memerlukan perhitungan yang lebih kompleks.

   BOP sistem sangat berguna untuk mencegah terjadinya suatu aliran fluida formasi yang tidak terkendali sampai ke permukaan, yaitu dengan menutup lubang bor ketika terjadi kick. Faktor utama yng harus diperhatikan adalah tentang keadaan lumpur bor. Lumpur bor harus dikontrol sehingga kita dapat mengetahui kalau terjadi kick.

Sistem BOP ini tediri dari dua sub-komponen utama, yaitu BOP stack terdiri dari annular preventer, ram preventer, pipe ram, blind ram, shear ram drilling ram dan casing head.

2.4 Rangkain BOP Stack

            Rangkaian BOP stack ditempatkan pada kepala casing atau kepala sumur langsung dibawah rotary table pada lantai bor. Rangkaian BOP stack terdiri dari peralatan sebagai berikut :

1.      Annular Preventer.

Ditempat paling atas dari susunan BOP stack. Annular preventer berisi rubber packing element yang dapat menutup lubang annulus baik lubang dalam keadaan kosong ataupun ada rangkaian pipa bor.

GAMBAR 2.1 Annular preventer

2. Ram Preventer.

            Ram preventer hanya dapat menutup lubang annulus untuk ukuran pipa tertentu, atau pada keadaan tidak ada pipa bor dalam lubang.

            Jenis ram preventer yang biasanya digunakan antara lain adalah :

a.       Pipe ram.

Pipe ram digunakan untuk menutup lubang bor pada waktu rangkaian pipa bor berada pada lubang bor. Pipe ram mempunyai elemen penutup yang terbuat dari karet, yang dapat menutup ruang annulus disekeliling rangkaian yang terbentuk pipa, elemen penutupnya harus berukuran sama dengan outside diameter dari pipa yang ada didalam pipe ram tersebut.

GAMBAR 2.1 pipe ram

b.      Blind or Black Rams

Peralatan tersebut digunakan untuk menutup lubang bor pada waktu rangkaian pipa tidak berada pada lubang bor.

GAMBAR 2.3 blind ram

c.       Shear Rams

Shear rams adalah ram preventer yang mempunyai elemen penutup yang tajam, yang dapat digunakan utuk memotong drill pipe dan seal sehingga lubang bor kosong (open hole), digunakan terutama pada off shore floating rigs.

GAMBAR 2.4 sheare rum

3. Drilling Spools.

            Drilling spools adalah terletak diantara preventer. Drilling spools berfungsi sebagai tempat pemasangan choke line (yang mengsirkulasikan kick keluar dari lubang bor) dan kill line (yang memompakan lumpur berat).

GAMBAR 2.5 drilling spools

4. Casing Head ( Weel Head )

            Merupakan alat tambahan pada bagian atas casing yang berfungsi sebagai pondasi BOP stack.

GAMBAR 2.5 casing head

5. Over Flow.

            Adalah alat yang berguna untuk mengalirkan cairan tersebut akan di alirkan ke flow line.

6. Flow Line

            Adalah Line yang berguna untuk mengalirkan cairan yang akan ditampung ke Tangki dan selanjutnya akan di sirkulasikan lagi kedalam sumur.

7. Diverter.

            Adalah sebagai alat penutup yang digunakan pertama kali apabila terjadi semburan. Diverter dapat ditutup setelah ball valve dibuka untuk dialirkan ke separator atau ke flare pit.

8. Mud Croses.

            Adalah peralatan tempat untuk sambungan kill line, HCR 2” dan ball valve yang dihubungkan ke BPM.

9. Bottom Flange.

            Adalah tempat dudukan atau pondasi BOP diatas casing agar BOP bisa dirangkai dan agar tidak bergerak pemasangan bottom flange ini harus benar-benar diperhatikan saat pengelasan karena bisa mengalami kebocoran dan tidak kuat menopang bagian BOP yang lainnya, pengelasan harus dilakukan berulang-ulang kali agar kuat menempel pada casing.

10. Hydraulic Control Rated.

            Adalah sebagai sambungan untuk kill line. Ukuran yang digunakan pada HCR ini adalah ada dua yaitu 2” dan 4”

11. Rotating Head.

            Adalah peralatan yang digunakan supaya pipa bisa bergerak secara fleksibel pada tekanan yang rendah.

12. Banjo Box.

            Adalah peralatan tambahan sebagai alat untuk mengalirkan lumpur pemboran ke mud gas separator.

            Susunan BOP yang lebih populer disebut BOP stack adalah seperangkat peralatan yang dipasang diatas Casing Head yang berfungsi untuk menutup sumur untuk menahan aliran fluida dari sumur. Inside dianeter dari BOP harus sama atay lebih besar dari outside diameter casing, agar semua peralatan yang dimasukan dapat masuk.

2.5 rangkaian dan susunan BOP

BOP ini mempunyai lubang yang besar agar semua peralatan pemboran bisa masuk kedalam sumur. Rating tekanan yang tinggi tahan terhadap tekanan yang tinggi berguna untuk mengatasi tekanan dari bawah permukaan dan dapat di oprasikan secara cepat.

Rangkaian BOP di susun dalam berbagai bentuk. Menurut API RP. 53 mempunyai susunan BOP. BOP stack di susun berdasarkan trayek sumur dengan keterangan sebagai berikut:

A = annular type blow out preventer

G= rotating head

R= single ram preventer dengan satu set ram apakah blind ram atau pipe ram

Rd = double ram type preventer dengan dua set ram

Rt = triple ram type preventer dengan tiga set ram

S = spool yang di hubungkan dengan choke dan killing line

M = 1000 psi rate dari tekanan kerja (working pressure)

Komponen- komponen di susun dari bawah keatas dari well head yang permanen atau dari dasar susunan BOP. Contoh susunan BOP bisa secara lengkap di tunjukan sebagai berikut:

                                                5M- 71/16- RSRDA

Maksudnya adalah BOP ini mempunyai tekanan kerja 5000 Psi, ukuran lubang adalah 71/16” dan susunan dari bawah keatas adalah:

1.      Single ram preventer (R)

2.      Drilling spool (S)

3.      Double ram preventer (Rd)

4.      Annular type blow out preventer (A)

Tabel 2.1 rated working pressure

2K	2.000 psi
3K	3.000 psi
5K	5.000 psi
10K	10.000 psi
15K	15.000 psi
20K	20.000 psi

Beberapa hal yang harus perlu menjadi perhatian pada BOP adalah sebagai berikut:

1.      Susunan BOP harus di dasarkan oleh tingkat kick yang di perkirakan akan terjadi

2.      Ram yang semakin banyak akan membuat susunan BOP semakin berat dan semakin mahal. Ram yang semakin sedikit akan membuat susunan BOP atau tingkat keamanannya makin berkurang.

BOP mempunyai fungsi utama dan fungsi penunjang. Fungsi utama dari BOP adalah untuk menanggulangi kick, di antaranya sebagai berikut:

1.      Menutup bagian atas dari lubang sumur atau bagian yang terjadi kick.

2.      Mengontrol fluida yang keluar dari dalam lubang sumur dalam menanggulangi kick.

3.      Sebagai tempat untuk memasukan lumpur kedalam lubang untuk menanggulangi kick.

Di samping fungsi utama di atas, BOP juga berfungsi untuk:

1.      Reverse circulation

2.      Menutup annulus saat operasi squeeze comenting

3.      Menutup annulus saat operasi leak off test

4.      Menutup sumur saat operasi casing

5.      Menutup sumur saat operasi flow fert

Pertimbangan- pertimbangan dalam pemilihan BOP adalah:

1.      Ukuran

Ukuran BOP harus sesuai dengan diameter flange. Diameter dalam diri BOP harus sama atau lebih besar dari diameter dalam casing. Sehingga peralatan- peralatan yang akan di pakai dapat masuk melalui BOP.

2.      Tekanan kerja (working pressure)

Tekanan kerja dari BOP minimum harus sama dengan tekanan sumur yang akan di hadapi.

3.      Dimensi

Dimensi dari BOP terdiri dari panjang, lebar, tinggi. Dalam menentukan dimensi dari BOP harus mempertimbangkan:

a)      Tinggi substructure.

b)      Tinggi well head yang di pasang

c)      Lebar substructure rig yang akan di gunakan.

2.6       kendala yang umum pada saat pemasangan BOP

            Saat pemasangan semua peralatan yang ada di BOP itu harus benar- benar di perhatikan dan pada saat pemasangan BOP juga ada kendala- kendala yang sering terjadi di antaranya:

1.      Luas ruang kerja pemasangan BOP kurang mencukupi atau sempit.

2.      Posisi rangkaian BOP.

Posisi botton flange yang tidak sempurna atau miring pada casing, botton flange yang miring bisa di lihat dengan bantuan alat water pass. Posisi sangat penting karena jika posisi botton flange miring maka akan mempengaruhi bagian BOP yang lain. Jika posisi botton flange sudah tepat maka akan di lakukan pengelasan untuk melekatkan dasar casing.

3.      Pengelasan bagian BOP yang tidak sempurna.

Pengelasan yang tidak sempurna akan menyebabkan kebocoran pada BOP dan membuat kinerja dari BOP tidak bekerja dengan maksimal.

Agar peralatan- peralatan pencegahan semburan liar dapat dalam kondisi yang selalu baik dan siap pakai, maka harus di lakukan:

1.      BOP harus selalu di periksa atau di test

2.      Tekanan accumulator harus selalu di periksa

                     

2.7                          pengujian BOP

sebelum BOP siap untuk di gunakan ada beberapa proses yang harus di lakukan, salah satunya adalah dengan cara melakukan pengujian. Berikut ini adalah cara pengujiannya.

2.7.1                    pengujian annular

1.      siapkan DP 2 joint atau 1 stand

2.      sambungkan DP dengan top drive, posisikan DP di dalam BOP dengan posisi toll joint 1 meter di atas rotary table ( buka semua ) . pipe ram ( terbuka ), blind ram ( tertutup ), anullar ( tertutup ).

3.      Posisi DP di atas blind ram, posisi top drive terbuka, HCR 4” dan HCR 2” tertutup.

4.      Mulai di pompakan dengan tekanan rendah 500 Psi kurang lebih 5 menit ( tahan ), periksa bila ada kebocoran cairan akan keluar, bila ada kebocoran BOP akan di periksa dan cairan akan di buang terlebih dahulu.

5.      Bila BOP sudah dalam kondisi bagus atau tidak bocor lagi, BOP akan di lakukan pengujian lagi sampai tidak ada kebocoran lagi.

2.7.3 Pengujian Blind Ram

1. posisi annular terbuka, posisi pipe ram terbuka dan string diangkat di atas permukaan

2. posisi blind ram tertutup, HCR 4 “ tertutup valve top drive tertutup HCR 2” terbuka.

3. pompakan slow pump 400 – 500 psi tahan 5 sampai dengan 10 menit.

4. periksa di BOP apqabila ada kebocoran tekanan atau cairan dibuang dan segera di perbaiki di bagian bocor.

5. bila sudah dalam keadaan baikpengujian akan dilakukan kembali sampai tidak ada kebocoran.

2.8       Langkah-langkah penutupan sumur saat terjadi kick yang di sertai H2S, yang ditandai lampu alarm menyala (5 ppm) dan bunyi alarm (10 ppm) dari H2S unit.

2.8.1 Saat Sedang Bocor (Kondisi) aliran balik normal

1. Angkat string sampai posisi tool join di atas rotary table.

2. Stop string.

3. Stop pompa.

4. Tutup BOP.

5. Gunkaan (breating aparatus/skapak).

6. Hidupkan bug blower di rig foor, shale shaker dan cellar.

7. Periksa apakah ada kebocoran sumur.

8. Tunggu instruksi selanjutnya dari company man dan rig superitendent.

2.8.2 Saat Bor Formasi (Kondisi Loss)

1. pompa dan angin selalu dalam keadaan jalan.       

2. gunakan work unit (breating aparatus/skapak).

3. angkat string sampai posisi tool join diatas rotary table.

4. tutup BOP.

5. hidupkan bug blower di rig floor, shale shaker dan cellar.

6. periksa tekanan sumur dan periksa apakah ada kebocorann.

7. tunggu instruksi selanjutnya dari company man dan rig superintendent.

2.8.4 Saat kondisi cabut/masuk String (Lubang Tidak Loss)

1. stop kegiatan cabut/masuk rangkaian.

2. gunakan work unit (breating aparatus/skapak) untuk semua personil  yang    berada di rig floor dan derrick.

3. posisikan tool joint drill pipe diatas rotarytable.

4. tutip BOP, koneksi rangakaian ke top drive.

5. hidupkan bug blower di rig floor, shale shaker dan cellar.

6. periksa apakah ada kebocoran sumur.
7. Tunggu instruksi selanjutnya dari company man dan rig superintendent.

2.9 Accumulator

            Semua peralatan pencegah semburan liar digerakkan  untuk membuka dan menutup fluida hydraulic yang disimpan di dalam accumulator unit dalam kondisi bvertekanan. Accumulator mini berupa tabung-tabung baja yang berisi nitrogen, karena nitrogen merupakan gas yang bisa dimanfaatkan. Dari accumulator unit keperalatan-peralatan pencegah semburan liar fluida hydraulic disalurkan dalam satu saluran yang tahan tekanan tinggi. Fluida hydraulic akan bekerja menggerakakan preventer jika control valve dijalankan oleh toolpusher dan driller.

            Biasanya ditempatkan pada jarak sekitar 100 meter dari rig. Accumulator bekerja pada BOP stack dengan “high pressure hydraulic” (saluran hidrolik bertekan tinggi. Pada saat terjadi kick toolpusher dapat dengan cepat menutup BOP dengan m,engoperasikan kontrol pada accumulator atau pada remote panel yang terletak pada lantai bor.

            Unit accumulator dihidupkan poada keadaaan darurat yaitu untuk menutup BOP stack. Unit ini dapat dioperasikas dari remote panel yang terletak pada lantai bor atau dari accumulator panel.

GAMABAR 2.7 accumulator

2.10 Sistem Penunjang (Supporting System)

            Peralatan penunjang yang terpasang ranglkaian peralatan sistem pencegahan semburan liar (BOP system) meliputi choke manifold dan kill line. Selain p[eralatan-peralatan diatas terdapat juga back pressure manifold (BPM) yang berfungsi untuk mengatur aliran dari annulus menuju :

A.    Mud gas separator

B.     Ground pit atau mun pit.

C.     Flare.

D.    Test unit.

1. Choke Manifold

            Choke manifold merupajkan  suatu kumpulan fitting dengan beberapa outlet yang dikendalaikan secara manual dan atau otomatis. Bekerja pada BOP stack dengan high presure line disebut choke line.

            Bila dihidupkan choke manifold membantu menjaga back presure dalam lubang bor untuk mencegah terjadinya gangguan fluida formasi. Lumpur bor dapat dialirkan dari BOP stack kesejumlah valve (yang membatasi aliran dan langsung ke reserve pits), mud gas seperator atau mud conditioning area back pressure di jaga sampai lubang bor dapat dikontrol kembali.

2. Kill Line

            Kill line bekerja pada bop stack biasnya berlangsung dengan choke manifold dan choke line. Lumpur berat dipompakan melaui kill line kedalam lumpur bor sampai tekanan hidrolistik lumpur dapat mengimbangi tekanan formasi.74.     

GAMBAR 2.9 kill line

BAB III

METODO.LOGI PENELITIAN

3.1 Waktu Dan Tempat Penelitian

            Pelaksanaan penelitian tugas akhir ini dilaksanakan mulai pada tanggal 19 maret – 3 aplril 2014 belokasi di sumur LMB X lapangan PT. Pertamina goethermal energy (PGE) yang dilaksanakan oleh Rig n 110 M1/18 PT. Pertamina driling service indonesia (PDSI).

3.2 Metode  Penelitian

            Di dalam penelitiah tugas akhir ini poengumpulan data-data dan pemahan yang berhubungan dengan penulisan tugas akhir penulis menggunakasn beberapa metode di antaranya:

1.      Melakukan Studi Literatur

Tahap studi yang dilakukan dengan cara mengumpulkan sumber-sumber informasi yang berkaitan dengan kegiatan penelitian yang berasal dari referensi yang berhubungan dengan masalah yang akan dihdapai sehingga data yang ada dapat mempertegas data dan untuk keperli\uasn analisa yang diperlukan.

2.      Penelitian Lapangan

Penelitian lapangan ini merupakan untuk poengambilan data yang dilakuan secara langsung, yang dilakukan oleh penulis dengan mendatangi lokasi pengambilan data tersebut, adapun lokasi yang di datangi yaitu sumur LMB X pada Rig N110 M1/18 PT. Pertamina drling services indonesia dan lapangan kerja PT. Pertamina Geothermal Energy.

3.      Wawancara

Wawancara merupakan suatu teknik pengumpulan data dengan mengadakan komunikasi yang dilakukan secara langsung dengan pembimbing lapangan dan semua para pegawai PT. Pertamina Driling Services indonesia khususnya dengan driller, tool pusher, company man dan service company yang ada dan terlihat juga terlibat dalam proses pemboran di Rig N110 m1/18.

4.      Pengumpulan Data Tertulis   

Pengumpulan data tertulis dilakukan dengan cara meminta soft copy dan hard copy kepada pembimbing, administrastion, dan service company yang terlibat dalam proses pembotran atau yang berada dilokasi tersebut.

5.      Kertangka Pikir Penelitian

Kerangka pikir penelitian dilakukan dengan cara melakukan observasi lapangan selama durasi kegiatan lapangan yang berlangsung dengan cara melihat, mengamati, meneliti dan memahami sistem kerja pemboran gothermal, khusunya evalusi terhadap instalasi preventer di sumur LMB X di lokasi pemboran yang menyipulak hasil yang dapat digunakan sebagai data lapangan dalam penyusunan tugas akhir ini.

3.3 Tahap Pengelolahan Data

            Dari survey yang dlakukan secara langsumg dilapangan, data atau pengetahuan yang bisa didapat yaitu adanya beberapa maslaha di sumur yang sangat penting untuk dipahami, diketahui bagaimana cara-cara pengulangannya. Pada tahapan ini data-data  yang telah dikumpulkan dari lapangan sebagaimana telah dijelaskan dan dibahas meliputi  instalasi blow out preventer di sumur LMB X pemboran geothelmal terasebut.

3.4 Tahap Pembahasan

            Metodologi yang diguanakan dalam tahap pembahasan laporan tugas akhir ini adalah metode asnalisis pustaka terkait tentang instalasi blow out preventer pada RIG Pemboran Geothermal di Sumur LMB X. Analisis pustaka yang di sampaiakan adalah mengenai instalasi blow out preventer di Sumur LMB X, contohnya ; Susunan Blow Out Preventer di setiap treyek dan fungsi perlaatan dibagian blow out preventer.

3.5 Indentifikasi Masalah

             Berdasarkan hasil penelitian di Rig N110 M1/18 pada pemboran geothermal. Rangakaian blow out preventer  seringa mengalami permasalahan. Baik itu maslalah yang bisa  diatasi dengan cepat dan permasalahan yang cukup berat. Adapaun permasalahan yang tidak terlalau berat yaitu permasalahan BOP. Agar semua permasalahan  tersebut bisa diatasi  BOP akan dilakukan pengujian agar BOP bisa bekerja dengan sangat baik.

 

 

GAMBAR 3.1

BAB IV

HASIL DAN PEMBAHASAN

            Pemboran yang dilakukan pada sumur lmb x ini merupakan salah satu  sumur yang dikerjakan oleh PT. Pertamina Drililling Services Indonesia yang mengguanakan RIG N 110 M1/18 di daerah lumut balai yang merupakan salah satu lapangan untuk memproduksikan energi panas bumi. Pemboran pada sumur LMB X ini tersiri dikerjakan dengan mengguanakn metode directional drilling dengan alasan untuk memeperbanyak produksi panas bumi selain daripada alasan adanya kubah garam, geologi dan topografi, dimana target kedalaman yang akan dilakukan pada sumur LMB X ini adalah 2700 m.

            Dimana dalam pelaksanaan kegiatan pemboran terseut, sumur LBM X ini menggunakan BOP untuk mencegah terjadinya semburan liat dari dalam sumur tersebut. BOP yang digunakan pada sumur tersebut mempunyai rangkaian dan kapasitas yang berbeda. Pemboran ini ditargetkan berlangsung selama 40 hari, sebelum dan sesudah melakukan instalasi BOP. Berikut merupakan kedalaman, ukuran dan besarnya  tekanan dari masing-masing rangakaian BOP yang disusun dalam setiap treyek.

Tabel 4.1 kedalaman, ukuran dan tekanan BOP dfi setiap treyek

Kedalaman (Meter)	BOP	Ukuran (Inchi)	Tekanan (Psi)
33 -m 400	Divermeter	29’’	500 Psi
400- 1250	BOP	21’’	2000 Psi
1250 -2700	BOP	13 ’’	5000 Psi

4.1 Instalasi dan Rangakaian BOP

            Kegiatan instalasi Bop pada sumur pe,mboran lmb x ini, mengguanakn tiga treyek Atau susunan BOP yang berbeda antara lain:

4.1.1 Instalasi pada treyek pertama

            Blow out preventer di treyek perytama ini tidak terlalu banyak mengguanakan rangakaian dalam artian kegiatan pengeboran awal.

GAMBAR 4.1 diverter

1.      Over flow, sebagai pengalir lumpur ke flow line.

2.      Flow line, sebagai penghubung antara over flow dan shale shaker.

3.      Diverter, sebagai alat pertama kali digunakan untuk menutup sumur.

4.      Mud crose, sebagai sambungan kill line, HCR 2’’ dan ball valve yang dihubungkan ke BPM.

5.      Bottom flange, sebagai dudukan rangakaian BOP.

6.      Kill line, sebagai alat untuk mengalirkan lumpur kedalam sumur.

7.      HCR, sebagai sambungan kill line.

Pada operasi pemboran rangakaian dario posisi bagian-bagian dari ragkaian diverter ini hanya sesuai dengan kebutuhan dan sesuai permintaan dari company man. Hal ini disebabakan oleh keterbatasan alat yang ada dilokasi. Berdasaekan acuan yang diterapkan oleh dari API RP 53, susunan rangakaian BOP pada treyek pertama dengan menggunakan BOP 29’’ adalah sebagai berkurt:

500 - 29’’ – SA

            Tekanan pada BOP 500 psi ukuran BOP yang digunakan 29’’ dan rangkaaiannya  spool dan annular.

4.1.2        Instalasi BOP pada treyek kedua (21’’)

            Blow out preventer pada treyek kedua ini mempunyai rangkaian dan juga menggunakan banyak rangakaian karena pengeboran pada treyek ini bukan lagi merupakan pengeboran dangakal atau pengeboran awal. Tapi merupakan kedalam lebih dari 400 m.

GAMBAR 4.1 Bop

Keterangan:

1.      Rotating head, sebagai penahan aliran fluida sekaligus agar bisa bergerak secara fleksibel pada tekanan yang rendah.

2.      Annular, sebagai penutup sumur.

3.      Bonjo box, sebagai alat untuk mensirkulasikan air drilling.

4.      Pipe rum, digunakan untuk menutup luang bor pada waktu rangkaian pipa bor berada pada lubang bor.

5.      Blind ram, Dugunakan untuk menutup lubang bor pada waktu rangkaian pipa bor tidak berada pada lubang bor.

6.      HCR 4’’, untuik sdambungan ke BPM.

7.      Drilling spool, berfungsi sebagai tempat pemasangan choke line (yang mensirkulasikan kick keluar dari lubang bor) dan kill line (yang memompakan lumpur berat).

8.      Injector, tempat samungan peralatan.

9.      Battom flange, sebagai dudukan rangkaian BOP.

10.  Kill line, sebagai alat untuk mengalirkan lumpur berat kedalam sumur.

11.  HCR 2’’, sebagai sambungan kill line.

Posisi bagian-bagian dari rangakaian diverter ini hanya sesuai dengan kebutuhan dan sesuai permintaan dari company man. Rangkaian BOP pada treyek kedua menggunakan BOP 21’’ menurut API adalah sebagai berikut:

                                                                  2M - 21’’ – SRRSAG

Tekanan pada BOP 2000 psi dan ukuran BOP yang digunkaan 21’’ dan rangkaian spool, ram, tain spool dan annular serta rottating head.

4.1.3 Instalasi pada treyek ke tiga (13 ’’)

            Pada treyek pemboran ini, kedalamannya antara 1250 sampai dengan kedalam 1700, merupakan pengeboran dalam. Dimana susunan dari rangkaian BOPnya seperti pada gambar berikut:

GAMBAR 4.5 Bop

Keterangan:

1.      Rotating head, sebagai penahan aliran fluida sekaligus agar bisa bergerak secara fleksibel pada tekanan yang rendah.

2.      Annular, sebagai penutup sumur.

3.      Bonjo box, sebagai alat untuk mensirkulasikan air drilling.

4.      Pipe rum, digunakan untuk menutup luang bor pada waktu rangkaian pipa bor berada pada lubang bor.

5.      Blind ram, Dugunakan untuk menutup lubang bor pada waktu rangkaian pipa bor tidak berada pada lubang bor.

6.      Drilling spool, berfungsi sebagai tempat pemasangan choke line (yang mensirkulasikan kick keluar dari lubang bor) dan kill line (yang memompakan lumpur berat).

7.      Master valve, sebagai penutup sumur.

8.      Battom flange, sebagai dudukan rangkaian BOP.

4.2 Hasil Evaluasi Instalasi BOP

            Dari instalasi BOP yang digunakan pada setiap treyek yang telah di evaluasi berdasaekan standar yang digunakan maka hasil evaluasi yang didapatkan adalah sebagai berikut:

4.2.1 Evaluasi pertimbangan pada BOP yang digunakan

            BOP yang digunakan di sumur LMB X ini sudah dengan standar-standar umum yang ditentukan yang meliputi:

1.      Ukuran

Ukuran BOP yang digunakan sudah sesuai pada setiap treyek peboran :

a.       Diverter ukuran 29’’ treyek bit 26’’ casing 20’’

b.      BOP ukuran 21’’ treyek bit 17 ’’ casing 13 ’’

c.       BOP ukuran 13 ’’treyek bit 12 ‘’ casing 10 ’’

2.      Tekanan

Besarnya tekanan kerja BOP setiap kedalaman diperkirakan semakin dalam akan semakin besar tekanan yang berada di dalam sumur :

a.       Diverter ukuran 29’’ memiliki kemampuan menahan tekanan maksimum sebesar 500 Psi dan digunakan dari kesalah 33 m sampai kedalaman 400 m.

b.      BOP ukuran 21’’ memiliki kemampuan menahan tekanan maksimum sebesar 2000 Psi dan digunakan dari kedalaman 400 m samapai kedalaman 1250 m.

c.       BOP ukuran 13 ’’ memiliki kemampuan menahan tekanan maksimum sebesar 5000 Psi dan digunakan dari kedalaman 1250 m sampai kedalaman 2700 m.

3.      Dimensi

Dimensi yang ada pada BOP sudah sesuai. Karena panjang, lebar dan tinggi sudah sesuai dengan pertimbangan tinggi dan lebar subtructure, tinggi well head yang dipasang dan lebar substructure yang digunakan.

a.       Tinggi substruture 10,5 m, sedangkan tinggi BOP ukuran 21’’  adalah 4,63 m.dan tinggi casing adalah 1,75 m sehingga tinggi sebenarnya dari BOP ukuran 21’’ dengan casingnya adalah 6.38 m.  

b.      Tinggi substructure 10,5 m sedangkan tinggi BOP ukuran 13% adalah 6,65 m dan tinggi casing head adalah 1,14 m. Sehingga diperoleh tinggi sebenarnya dari BOP ukuran  21’’  dengan casingnya adalah 7,79 m.

4.2.2 Evaluasi kendala pada saat pemasangan BOP

            Kendala umum yang sering dihadapai pada pemasngan BOP sebagaimana  diuraikan pada bab sebelumnya tidak ditemukan pada rig ini. Karena telah terpenuhinya beberapa kondisi diantaranya :

1.      Tempat yang luas atau ruang yang cukup dibawah substructure.

Pada rig ini tempat untuk meletakkan BOP sangat luas atau sudah memadai sehingga memudahkan para pekerja untuk melakukam pemasangan BOP dan pengecekkan BOP debnngan baik dan benar.

2.      Posisi rangkaian BOP tegak lurus.

Posisi rangkaian BOP di atas treyek sudah baik karena tidak ada bagian BOP yang miring karena bisa mengganggu keseimbangan dan keamanan BOP yang dipasang.

3.      Pengelasan dan pengencangan bagian BOP.

Penggelasan dan pengencangan semua bagioan BOP di setiap treyek sudah baik karena tidak ada kebocoran yang terjadi pada BOP setelah dilkukam pengujian terhadap BOP yang dipasang.

4.3 Kalkulasi perhitungan volume oli untuk menutup rangkaian BOP

            Accumulator, yang di gunakan pada pemboran ini mempunyai  initial pressure 100 psi, system pressure 3000 psi dan final pressure 1100 psi. Pada accumulator ini mempunyai 20 botol dan setiap botol mempunyai kapasitas sebanyak 11 galon, jasi untuk menghitung beberapa galon yang di butuhkan untuk menutup rangkaian BOP bisda menggunakan rums sebagai berikut:

Vd =  – ) Vb

Keterangan :

Ppc      : tekanan pressure charge nitrogen (psi).

Pf        : tekanan final operasi botol accumulator (psi).

Ps        : tekanan sistem accumulator (psi).

Vb       : kapasitas aktual botol accumulator (galon).

            Dari data-data yang doperoleh dari perlatan acclumulator dimana :

Ppc      = 1000 psi

Pf        = 1100 psi

Ps        = 3000 psi

Vb       = 11

Maka dapat diketahui :

            Vd =  – ) 11

= 6.33 galon/botol

Karena jumlah tabung yang terdapat pada accumulator tersebut sebanyak 20 botol maka banyaknya jumlah total volume nitrogen yang bisa dikirimi untuk menggerakkan fungsi hidrolika pada rangkaian BOP sebesar ;

Vd       = 6.633 galon/botol c 20 otol

                                                                                    = 126.6 galon

BAB V

PENUTUP

5.1 Kesimpulan

            Dar perhitungan dan pembahasan pada bab sebelumnya, penulis dapat menyimpulkan sebagai berikut :

1.      Susunan BOP stack yang ada pada pemboran ini yaitu pada setiap treyek meliputi treyek pertama yang menggunakan susunan BOP 5M – 29’’ – SA, pada treyek kedua menggunakan susunan BOP 2M - 21’’ – SRRSAG dan pada treyek ketiga menggunakan susunan BOP 5M – 13 5/8’’ – (MV) SRRSAG sudah selesai dengan standar, kebutuhan dan API 53.

2.      Hasil evaluasi yang dilakukam selama pemboran yang sedang berlangsung tiodak terjadi dan ditemukan kendala pada BOP, baik itu kendala pada saat pemasangan dan penjelelasan dan penggelasan, pada saat disain BOP dan kebocoran pada BOP yang di gunkaan.

3.      Pengujian BOP dan semua bagian-bagian BOP sangat diperlukan guna untuk mengetahui apakan ada permasalahan  dan kebocoran yang terdapat pada BOP yang akan di gunakan. Agar BOP yang akan digunakan bisa selalu dalam kondisi yang baik dan siap pakai tanpa ada kendala pada BOP tersebut.

4.      Pada perencanaan BOP stack, ada beberapa hal yang harus diperhatikan sebelum menggunakan ataupun memasang BOP, agar BOP bekerja dengan baik yang perlu dpertimbangkan antara lain adalah kekauatan penahan tekanan, pemilihan dan pengaturan komponen, variasi penempatan, sistem pembelok dan ketinggian BOP stack.

5.2 Saran

1.        walaupun tidak ditemukan permaslahan yang terjadi pada BOP yang gdigunakan dan sudah sesuai dengan standar yang telah di tetapkan adabaiknya pengawasan pada BOP dilakukan secara terus menerus jangan sampai jika dtemukan baru dilakukan perbaikan lagi.

2.        Sebaiknya perawatan pada BOP harus sering dilakukan agar BOP selalu dalam keadaan baik. Perawatan bisa dilakukanm dengan cara pelumasan bagian-bagian BOP. Pelumasan dan perawatan BOP dilakukan setelah BOP tersebut mengalami kerusakan selama dengan begitu bisa dilihat apakah BOP terbut bisa digunakan lagi atau diganti.

3.        Pada saat pemasangan BOP sebaiknya harus diperksa terlebuh dahulu semua perlengkapan untuk melihat apakah BOP terpasang dengan baik. Pemeriksaan bertujuan untuk melihat apakah BOP dalam kondisi yang baik, jika BOP bermasalah maka akan mengganggu proses pemboran dan bisa mengganggu jem kerja.

DAFTAR PUSTAKA

Rubiandini. Rudi R.S 1987, Jurnal Teknologi minyak dan gas bumui jakarta No 2

Rabia, H, 1985, oil well drilling engineering : principles dan practice, univercity newcastleof nupon tyne, graham dan trotman, scotland

Pertamina-pdsi.com/onshoreRig.aspg

Petro-engine.blogsport.com

http://pertamina-pdsi.com/sejarah.aspa

.