SATUAN KERJA KHUSUS PELAKSANA KEGIATAN USAHA HULU MINYAK DAN GAS BUMI (SKK MIGAS)

SATUAN KERJA KHUSUS PELAKSANA KEGIATAN USAHA HULU MINYAK DAN GAS BUMI (SKK MIGAS)

PANDUAN UMUM

TENTANG

PELAKSANAAN OPERASI PEMBORAN DAN KERJA ULANG MINYAK DAN GAS BUMI (PUPOPKU- MIGAS)

DAFTAR ISI PANDUANUMUM UMUMPELAKSANAAN PELAKSANAAN PANDUAN OPERASI PEMBORAN OPERASI PEMBORAN DANKERJA KERJAULANG ULANG DAN (PUPOPKU) (PUPOPKU) SKKMIGAS MIGAS SKK

Halaman : 1 dari 81 Revisi Ke:

Tgl. Revisi:

dddari81181811darida9999

DAFTAR ISI

98199819819999999 Hal

K A T A P E N G A N T A R .......................................................................................... 4 DASAR HUKUM ............................................................................................................. 5 BAB I UMUM .................................................................................................................. 6 1 Maksud dan Tujuan ............................................................................................. 6 2 Definisi ................................................................................................................. 6 3 Ruang Lingkup PUPOPKU sebagai acuan untuk: ............................................. 14 BAB II PERSIAPAN PEMBORAN DAN KERJA ULANG .............................................. 15 1 Kualifikasi Personil ............................................................................................ 15 2 Administrasi Persiapan Pemboran dan Kerja Ulang .......................................... 16 3 Perizinan ........................................................................................................... 16 4 Sosialisasi.......................................................................................................... 18 5 Inspeksi ............................................................................................................. 18 6 Lokasi Pemboran dan Kerja Ulang .................................................................... 19 7 Geological Hazards ........................................................................................... 21 8 Program Pemboran Dan Kerja Ulang ................................................................ 21 BAB III PINDAH, PASANG UNIT PEMBORAN DAN UNIT KERJA ULANG ................ 24 1 Tujuan ............................................................................................................... 24 2 Hal-Hal Yang Perlu Dilakukan ........................................................................... 24 BAB IV OPERASI PEMBORAN ................................................................................... 26 1 Persiapan Tajak Pemboran ............................................................................... 26 2 Pelaksanaan Pemboran .................................................................................... 27 3 Hal-hal Khusus yang perlu Diperhatikan untuk Pemboran Laut Dalam ............. 31 BAB V PIPA SELUBUNG / CASING DAN PENYEMENAN .......................................... 33 1 Persiapan Pipa Selubung/ Casing ..................................................................... 33 2 Memasukkan Pipa Selubung/ Casing ................................................................ 34 3 Penyemenan ..................................................................................................... 35 BAB VI PERFORASI DAN UJI KANDUNGAN LAPISAN ............................................. 39 1 Perforasi ............................................................................................................ 39 2 Uji Kandungan Lapisan Dengan Menggunakan Alat Drill Stem Test (DST) ...... 40 BAB VII PENYELESAIAN SUMUR (KOMPLESI) ......................................................... 42 1 Penentuan Tipe dan Jenis Peralatan Komplesi ditentukan berdasarkan: .......... 42 2 Hal-hal yang perlu dilakukan pada Cased Hole Completion .............................. 42 3 Hal-hal yang perlu dilakukan pada Open Hole Completion ............................... 42 4 Swabbing ........................................................................................................... 43 5 Pencatatan Data Sumur Produksi ..................................................................... 43



Tgl. Revisi:

dddari81281811darida9999 BAB VIII OPERASI KHUSUS ....................................................................................... 98199819819999999 44 1 Pengasaman (Acidizing) .................................................................................... 44 2 Perekahan (Fracturing) ...................................................................................... 44 3 Gravel Packing .................................................................................................. 44 4 Sidetracking ....................................................................................................... 45 BAB IX KEPALA SUMUR (WELL HEAD DAN X-MAS TREE) ..................................... 46 1 Perencanaan / Desain Kepala Sumur ............................................................... 46 2 Persiapan Pemasangan Kepala sumur ............................................................. 46 3 Operasi Pemasangan dan Pengetesan ............................................................. 46 4 Subsea Wellhead dan Xmas Tree ..................................................................... 47 5 Mudline Suspension System ............................................................................. 47 BAB X PERALATAN PENGENDALI SUMUR (BOP) ................................................... 48 1 Perencanaan dan Persiapan : ........................................................................... 48 2 Pemasangan dan Penggunaan ......................................................................... 49 3 Diverter .............................................................................................................. 49 4 Konfigurasi rangkaian BOP [Blow Out Preventer] untuk Drilling, Completion dan Workover ........................................................................................................... 50 5 Peralatan Lain dalam Sistem Pencegah Semburan Liar. .................................. 52 6 Uji Tekan Sistem Pencegah Semburan Liar ...................................................... 52 7 Pengendalian Sumur (Well Control Practices)................................................... 53 BAB XI FLUIDA PEMBORAN ATAU KERJA ULANG .................................................. 54 1 Ruang Lingkup Program Fluida Pemboran atau Kerja Ulang ............................ 54 2 Hal-hal Umum yang Harus Diperhatikan: .......................................................... 55 BAB XII OPERASI KERJA ULANG .............................................................................. 57 1 Persiapan Pelaksanaan Kerja Ulang ................................................................. 57 2 Jenis-jenis Operasi Kerja Ulang ........................................................................ 58 3 Hal-hal yang harus diperhatikan dalam Operasi Kerja Ulang ............................ 58 BAB XIII PROBLEMA OPERASI PEMBORAN ATAU KERJA ULANG ........................ 61 1 Bit Balling .......................................................................................................... 61 2 Hilang Lumpur (Mud Loss / Lost Circulation) ..................................................... 61 3 Key Seat ............................................................................................................ 62 4 Differential Sticking ............................................................................................ 63 5 Lapisan Runtuh/ Dinding Lubang Bor Gugur (Sloughing Shale) ....................... 64 6 Tight Hole .......................................................................................................... 65 7 Kick.................................................................................................................... 65 8 Back Off Pipe..................................................................................................... 67 9 Pemancingan / Fishing Job ............................................................................... 68 10 Loss in Hole untuk Sumber Radio-Aktif (LWD (Logging While Drilling)/ EWL(Eelectric Wireline Logging)) ...................................................................... 69



Tgl. Revisi:

dddari81381811darida9999 BAB XIV SAFETY DRILLS ........................................................................................... 98199819819999999 70 1 Diverter / Shallow Gas Kick Drill: ....................................................................... 70 2 BOP / Kick / Pit Drill: .......................................................................................... 71 3 Fire Drill ............................................................................................................. 71 4 Abandonship Drill ............................................................................................. 71 5 Man Overboard Drill: ......................................................................................... 72 6 H2S Drill: ........................................................................................................... 72 7 Oil Spill Drill: ...................................................................................................... 72 BAB XV SISTEM PELAPORAN DAN PASCA PEMBORAN DAN KERJA ULANG ...... 74 1 Sistem Pelaporan Operasi Pemboran dan Kerja Ulang ..................................... 74 2 Penanganan Limbah Pemboran dan Kerja Ulang ............................................. 74 3 Penutupan Sumur.............................................................................................. 75 BAB XVI LAMPIRAN .................................................................................................... 76 1 Flow Chart AFE Pemboran / Work Over ............................................................ 77 2 Flow Chart Daily Report .................................................................................... 76 3 Flow Chart Inspeksi Peralatan Rig & Komisioning........................................... 769 4 Flow Chart Permanent Abandonment / Temporary Suspension........................ 76 5 Flow Chart AFE Close Out ................................................................................ 81

PANDUAN PANDUANUMUM UMUMPELAKSANAAN PELAKSANAAN OPERASI OPERASI PEMBORAN PEMBORAN DAN DANKERJA KERJAULANG ULANG (PUPOPKU) (PUPOPKU) SKK SKKMIGAS MIGAS


Tgl. Revisi:


KATA PENGANTAR

98199819819999999

Kegiatan Pemboran dan Kerja Ulang adalah suatu pekerjaan yang menuntut kemampuan perencanaan yang berkualitas, keterampilan pelaksanaan teknis operasional secara professional, kejelian dalam menyelia dan kecepatan mengambil keputusan yang tepat dalam situasi kritis. Semua faktor itu harus dipadukan agar dapat mencapai hasil Pemboran dan Kerja Ulang yang maksimal. Di samping hal tersebut di atas, kegiatan Pemboran dan Kerja Ulang dapat dikatakan sebagai suatu pekerjaan yang mempunyai kompleksitas berderajat tinggi, hal itu tersebut didalam makna suatu motto yang mengatakan “DRILLING IS MORE AN ART THAN A SCIENCE” Berdasarkan pengalaman, permasalahan Pemboran dan Kerja Ulang di setiap lapangan terdapat beberapa perbedaan antara satu dengan yang lainnya, walaupun demikian kegiatan Pemboran dan Kerja Ulang secara konsepsional dapat dituangkan kedalam satu pola dasar kerja yang seragam, seperti yang dituliskan didalam “ BUKU PANDUAN UMUM PELAKSANAAN OPERASI PEMBORAN DAN KERJA ULANG MINYAK DAN GAS BUMI” (PUPOPKU) ini Walaupun telah memiliki pembakuan Panduan Umum Pelaksanaan Operasi Pemboran dan Kerja Ulang, namun harus diingat bahwa hal tersebut di atas merupakan hal yang dinamis serta menuntut adanya pengkajian ulang untuk diadakan penyesuaian secara terus menerus, sehubungan dengan kemajuan teknologi Pemboran dan Kerja Ulang, maupun kemajuan teknologi peralatan ditambah dengan pengalaman-pengalaman yang telah didapat di setiap lapangan. Buku PUPOPKU ini merupakan panduan dasar “sebagai standar minimum untuk pelaksanaan pemboran yang baik / good drilling practice” khususnya bagi setiap pekerja Pemboran dan Kerja Ulang minyak dan gas bumi. PUPOPKU ini ditujukan agar memudahkan dalam menangani dan mengendalikan kegiatan Pemboran dan Kerja Ulang dengan memadukan segenap kemampuan yang dimiliki, serta semua barang-barang habis pakai (consumable) yang dipergunakan dalam kegiatan pemboran/kerja ulang dan benar-benar mempunyai kualitas yang dapat dipertanggung jawabkan baik secara teknis operasional maupun secara tertib administrasi. Sedangkan Operasi Pemboran maupun kerja ulang bagi KKKS yang telah memiliki Standar Baku Operasi (Standard Operating Procedure (SOP)) dapat tetap mengacu pada Standar Baku Operasi (SOP) yang telah dimilikinya. PUPOPKU merupakan panduan dalam pelaksanaan operasi yang diharapkan dapat menjembatani antara standar baku operasi (SOP) KKKS dengan instansi pemerintah terkait lainnya.



Tgl. Revisi:


DASAR HUKUM

98199819819999999

PANDUAN UMUM PELAKSANAAN OPERASI PEMBORAN DAN KERJA ULANG

(PUPOPKU) 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12.

13. 14. 15. 16. 17.

18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25. 26.

UU No. 23 Tahun 1997 Tentang Pengelolaan Lingkungan Hidup UU No. 22 Tahun 2001 Tentang Minyak & Gas Bumi UU No. 32 Tahun 2009 Tentang Perlindungan & Pengelolaan Lingkungan Hidup MPR (Mijn Politie Regliment) tahun 1930 PP No. 42 Tahun 2002 Tentang Badan Pelaksana PP No. 35 Tahun 2004 Tentang Kegiatan Usaha Hulu Migas PP No. 27 Tahun 2012 tentang Ijin Lingkungan PerMen LH No. 13 Tahun 2009 Tentang Baku Mutu Emisi Sumber Tidak Bergerak Bagi Usaha dan/atau Kegiatan Minyak dan Gas Bumi Kep-48/MenLH/11/1996 Tentang Baku Tingkat Kebisingan Kep-49/MenLH/11/1996 Tentang Baku Tingkat Getaran KepMenLH No. 129 / 2003 mengenai Bagian ujung flare dilengkapi dengan burner dan memenuhi baku mutu opasitas (kepekatan asap) < 40% pada kondisi normal. KepMenakertrans No. 241/MEN/V/2007 tentang Penetapan Stándar Kompetensi Kerja Nasional Indonesia Sektor Industri Minyak dan Gas Bumi serta Panas Bumi Sub Sektor Industri Minyak dan Gas Hulu Bidang Pemboran Sub Bidang Pemboran Darat PerMen ESDM No. 045 Tahun 2006 Tentang Pengelolaan Lumpur Bor dan Serbuk Bor Pada Kegiatan pemboran Minyak dan Gas Bumi PerMen ESDM No. 31 Tahun 2012 Tentang Pelaksanaan Pembakaran Gas Suar Bakar (Flaring) pada Kegiatan Usaha Minyak dan Gas Bumi PerMen LH No. 05 Tahun 2012 tentang Jenis Rencana dan/ atau Kegiatan yang Wajib Dilengkapi dengan AMDAL Perizinan dari PEMDA (Lokasi, Gangguan dll) SK DirJen Migas No. 84.K/38/DJM/1998 tentang Panduan dan Tatacara Pemeriksaan Keselamatan Kerja atas Instalasi, Peralatan dan Teknik yang Dipergunakan dalam Usaha Pertambangan Minyak dan Gas Bumi dan Penguasaan Sumber daya Panas Bumi Surat Edaran Deputi Operasi No.250/BP0000/2006-S1 Tanggal 10 Agustus 2006 Tentang Persyaratan Sebelum Pemboran SNI No.13-6910-2002 Tentang Pelaksanaan Operasi Pemboran Darat Dan Lepas Pantai Yang Aman Di Indonesia PTK Tahun 2006 tentang Pengelolaan Keselamatan, Kesehatan Kerja dan Lindungan Lingkungan Kontraktor PTK Tahun 2007 tentang Sistem Manajemen Keselamatan dan Kesehatan Kerja KKKS PTK-007 Revisi 02 / 2011 tentang Tatacara Pengadaan Barang dan Jasa PTK-005 / 2011 tentang Tatacara Penanggulangan Tumpahan Minyak Rev. 1 PTK-048 / 2012 tentang Managemen Krisis Manual of Drilling and Workover Expenditure and Control – Pertamina BKKA API Recommended Practices



Tgl. Revisi:


BAB I

98199819819999999

UMUM

1

Maksud dan Tujuan

1.1

Penyamaan persepsi dalam pelaksanaan operasi Pemboran dan Kerja Ulang sumur minyak dan gas bumi, yang diwujudkan dalam suatu Panduan Umum Pelaksanaan Operasi Pemboran dan Kerja Ulang Minyak dan Gas Bumi di lingkungan KKKS yang bersifat dinamis dan menuntut dilakukan pengkajian ulang untuk diadakan penyesuaian dari waktu ke waktu, berdasarkan kemajuan teknologi pemboran, peralatan serta pengalaman–pengalaman yang telah didapat di setiap lapangan.

1.2

Penyeragaman aspek teknis dan administrasi dalam Pemboran dan Kerja Ulang sumur minyak dan gas bumi, agar memudahkan didalam menangani dan mengendalikan kegiatan Pemboran dan Kerja Ulang dengan memadukan segenap kemampuan yang dimiliki serta mempunyai kualitas yang dapat dipertanggung jawabkan.

1.3

Memudahkan pengelompokan biaya sesuai resiko/kondisi reservoir maupun operasional, penyusunan anggaran biaya Pemboran dan Kerja Ulang, dan proses closed out report.

1.4

Sebagai dasar pelaksanaan operasi Pemboran dan Kerja Ulang bagi pekerja di lapangan yang mengacu pada ketentuan baku dan kaidah keteknikan yang baik.

1.5

Sebagai petunjuk umum operasi Pemboran dan Kerja Ulang. Sedangkan hal-hal yang tidak diatur didalam Panduan Teknis Kegiatan Pemboran dan Kerja Ulang ini tetap mengacu kepada Standard Operating Procedure (SOP) masing-masing KKKS dan tetap terkait dengan Panduan Tata Kerja (PTK) lain yang telah dikeluarkan oleh SKK Migas.

2

Definisi

2.1

Analisa Mengenai Dampak Lingkungan (AMDAL) adalah kajian mengenai dampak besar dan penting suatu usaha dan/atau kegiatan yang direncanakan pada lingkungan hidup yang diperlukan bagi proses pengambilan keputusan tentang penyelenggaraan usaha dan/atau kegiatan.

2.2

Annulus adalah celah antara dua pipa atau antara pipa dengan lubang bor.

PANDUAN PANDUANUMUM UMUMPELAKSANAAN PELAKSANAAN OPERASI OPERASI PEMBORAN PEMBORAN DAN DANKERJA KERJAULANG ULANG (PUPOPKU) (PUPOPKU) SKK SKKMIGAS MIGAS 2.3


Tgl. Revisi:

dddari81781811darida9999 Appraisal Well adalah sumur yang dibor untuk mengetahui volume reserve atau 98199819819999999 cadangan hydrocarbon (dan laju produksi) di reservoir dari closure atau struktur jebakan minyak yang sedang dibor dengan maksud untuk menghitung keekonomian dari lapangan migas temuan baru yang akan dikembangkan.

2.4

API atau American Petroleum Institute adalah Badan atau Institusi yang berpusat di Amerika Serikat yang mengeluarkan standar / sertifikasi yang diakui serta digunakan sebagai acuan secara luas oleh industri minyak dan gas bumi.

2.5

Blow Out (semburan liar) adalah kejadian darurat keluarnya fluida reservoir kepermukaan yang tidak terkendali oleh peralatan pengendali tekanan yang terpasang pada kepala sumur pemboran.

2.6

Blow Out Preventer (BOP) adalah alat pengendali tekanan yang berasal dari dalam sumur untuk mencegah, mengendalikan dan menghentikan potensi terjadinya semburan liar.

2.7

Cementing atau Penyemenan adalah kegiatan pengolahan semen dan bahan aditif menjadi bubur semen dan memompakannya kedalam lubang sumur untuk menunjang selubung, mengisolasi dan melindungi formasi, dan menutup lubang perforasi.

2.8

Completion atau Komplesi adalah pekerjaan yang dilakukan mulai dari pemasangan pipa selubung produksi dan atau liner untuk sumur baru dan kerja ulang sampai dengan pemasangan rangkaian pipa produksi/ tubing berikut peralatan komplesi kedalam sumur setelah pemboran selesai, termasuk kepala sumur hingga memasang X-mas Tree.

2.9

Development Well atau sumur pengembangan adalah sumur dibor dengan maksud untuk memproduksikan minyak dan atau gas dari suatu lapangan migas yang telah dihitung nilai keekonomiannya berdasarkan hasil-hasil uji produksi dan production life time nya sebagai bagian dari POD (Plan of Development) dari lapangan migas tsb.

2.10

Delineation Well atau sumur delineasi adalah sumur yang dibor untuk mengetahui / menentukan batas-batas reservoir dari lapangan migas yang baru ditemukan (new discovery).

2.11

Demobilisasi perangkat Pemboran atau Kerja Ulang adalah memindahkan perangkat Pemboran atau Kerja Ulang ke luar dari lokasi pemboran terakhir.

2.12

Drilling Rig adalah satu kesatuan peralatan pemboran sumur yang terdiri atas peralatan pengangkat, peralatan pemutar, peralatan sirkulasi, peralatan pengolah lumpur, peralatan pengendali tekanan, peralatan handling, rangkaian pemboran, pembangkit listrik, dan distribusinya serta peralatan pendukung lainnya (termasuk peralatan apung untuk pemboran lepas pantai).

2.13

Dynamic Positioning (DP) System adalah sistem untuk menjaga rig atau kapal untuk tetap pada posisinya dengan menggerakkan propeller dan thruster yang



Tgl. Revisi:

dddari81881811darida9999 dikendalikan oleh komputer berdasarkan informasi yang masuk dari peralatan 98199819819999999 sensor yang terhubung dengan satelit, stasiun di darat, transmitter dan receiver. 2.14

Exploratory Well atau sumur eksplorasi atau sumur taruhan (wild cat well) adalah dengan asumsi ada risiko gagal / dryhole utk menguji satu play concept menyangkut beberapa aspect antara lain presence of structure, reservoir source timing migration dan kematangan source.

2.15

Flaring merupakan kegiatan membakar gas influx dari reservoir yang berupa fluida mudah terbakar / flammable untuk melepas CO2 agar tidak membahayakan kesehatan bagi manusia dan lingkungan.

2.16

Formation Integrity Test (FIT) adalah pengujian kekuatan batuan formasi terhadap tekanan fluida sampai tekanan yang dikehendaki.

2.17

Geological hazard adalah potensi bahaya yang berasal dari geology in situ meliputi geo teknik dan shallow gas.

2.18

Hazard adalah sumber bahaya yang memiliki potensi resiko yang dapat merusak dan merugikan baik terhadap peralatan, manusia maupun lingkungan hidup.

2.19

Hydrates adalah peristiwa mengkristalnya gas alam (natural gas) – biasanya gas methane – yang terperangkap dan memadat (solidified) di pori-pori batuan sedimen akibat “terperangkapnya” molekul gas oleh molekul air yang terjadi karena kombinasi tekanan tinggi dan suhu rendah di titik tsb.

2.20

Infill Well atau sumur sisipan adalah sumur-sumur tambahan yang dibor di lapangan atau platform berproduksi yang sudah ada sesuai dengan pola trayektori sumur dan rencana semula dengan maksud untuk mempercepat pengurasan dan menambah laju produksi dari lapangan tsb.

2.21

Peralatan pengangkat (hoisting) adalah peralatan yang terdiri dari: menara, crown block, travelling block-hook, drilling line, drawworks, transmissi, dan mesin.

2.22

Kepala sumur (well head) adalah tempat dudukan BOP, tempat bergantungnya rangkaian pipa selubung maupun pipa produksi dan juga berfungsi sebagai tempat dudukan Xmas-tree.

2.23

Kick / tendangan adalah peristiwa masuknya fluida reservoir kedalam lubang sumur (influx) yang tidak dikehendaki sebagai akibat dari tekanan hidrostatik lumpur pemboran lebih kecil dari tekanan reservoir.

2.24

Kill Sheet adalah formulir isian yang dipakai sebagai panduan perhitungan dan pelaksanaan pengendalian sumur.

2.25

Leak off Test (LOT) adalah pengujian kekuatan batuan formasi terhadap tekanan fluida sampai batuan tersebut retak / rekah.

2.26

Limbah lumpur adalah sisa-sisa pemakaian lumpur bor yang telah dipergunakan pada pemboran dan tidak diperlukan lagi.



Tgl. Revisi:

dddari81981811darida9999 Loss Circulation Materials disingkat LCM adalah bahan yang berfungsi untuk 98199819819999999 menyumbat atau menyekat zona porous atau rekah / fractured yang menyebabkan masalah hilang lumpur / loss circulation.

2.28

Logging adalah kegiatan pengukuran dan perekaman parameter pemboran dengan media lumpur dan karakteristik batuan dengan sinyal listrik, akustik maupun pancaran sinar radioaktif.

2.29

Lumpur bor adalah fluida yang dipakai dalam pemboran yang terdiri dari bahan dasar air (Water Based Mud disingkat WBM) atau minyak sintetis (Synthetic Oil Based Mud disingkat SOBM) dengan bahan kimia lumpur maupun aditif atau hasil campurannya.

2.30

Material Safety Data Sheet (MSDS) adalah petunjuk atau Panduan sifat-sifat dan komposisi bahan kimia serta cara perlakuan dan penanganannya yang diterbitkan oleh pabrik pembuat.

2.31

Mobilisasi perangkat Pemboran atau Kerja Ulang adalah memindahkan perangkat pemboran atau kerja ulang dari tempat asal (yard) ke lokasi Pemboran atau Kerja ulang pertama.

2.32

Mooring System adalah sistem penambat kapal atau drilling rig untuk menjaga / mempertahankan kapal atau rig pada posisi dan arah tertentu. Mooring system biasanya terdiri tali penambat (mooring lines) yang diikatkan pada bagian haluan dan buritan kapal atau rig, dan jangkar (anchors) yang ditempatkan / dikaitkan mencengkeram di dasar laut dan dilengkapi dengan pelampung (buoys).

2.33

Mud Cake adalah lapisan tipis yang terbentuk pada dinding sumur oleh partikel padatan lumpur pemboran sebagai penahan guguran dari lubang sumur

2.34

Pemasangan pipa selubung / casing adalah kegiatan memasukan pipa kedalam sumur untuk mempertahankan dimensi lubang/ dinding sumur.

2.35

Pembangkit listrik dan distribusinya adalah peralatan yang terdiri dari mesin, generator, SCR / VFD System, transmisi, dll

2.36

Pemboran adalah kegiatan membor sumur di darat atau lepas pantai hingga mencapai kedalaman tertentu dengan tujuan untuk menemukan reservoir minyak dan atau gas bumi dengan menggunakan Instalasi pemboran / drilling rig dan memproduksikannya melalui tahapan perencanaan, pelaksanaan dan penyelesaian.

2.37

Pemboran Laut Dalam adalah kegiatan membor sumur di lepas pantai dengan kedalaman laut melebihi 500 meter hingga mencapai kedalaman tertentu untuk menemukan reservoir minyak dan gas bumi dan memproduksikannya dengan menggunakan instalasi Pemboran / drilling rig yang didesain khusus mulai dari tahapan perencanaan hingga pelaksanaan dan penyelesaian. Sedangkan Pemboran Laut Ultra Dalam didefinisikan apabila kedalaman lautnya melebihi 1500 meter.



Tgl. Revisi:

dddari811081811darida999 Penyemenan sumbat atau cement plug adalah kegiatan menutup dan/atau 998199819819999999 mengisolasi suatu lapisan dalam rangka pindah ke lapisan lain, menyediakan suatu bantalan sumbat untuk tujuan side track, menutup sumur untuk ditinggalkan, baik permanen maupun sementara dan untuk mengatasi kondisi hilang lumpur.

2.39

Peralatan handling adalah peralatan yang terdiri dari: elevator, slip, link, lifting Sub, tong, Pipe spinner, Clamp / penjepit , Bit breaker, Iron Roughneck.

2.40

Peralatan komplesi adalah peralatan yang digunakan sebagai sarana untuk memproduksikan sumur yang terdiri dari: production casing, tubing, blast joint, packer, gas lift, sliding sleeve, marker, screen, grapple pack, selective dan no go nipple, cross over pipe connection, pump, subsurface savety valve, dll.

2.41

Peralatan pancing adalah peralatan yang digunakan dalam usaha untuk / memancing peralatan yang tertinggal didalam sumur. Peralatan pancing tersebut antara lain: overshot, taper tap, die collar, spear, junk sub, junk catcher/basket, magnet, impression block.

2.42

Peralatan pemutar adalah peralatan yang terdiri dari: rotary table, kelly bushing, kelly atau top drive system, down hole motor, power swivel.

2.43

Peralatan pendukung lainnya antara lain water tank, diesel tank, compressor, tool house, pipe rack, tool box, centrifugal pump, ballast tank, ballast pump, water treatment, sewage treatment,hydraulic power unit dll.

2.44

Peralatan pengendali tekanan adalah peralatan yang terdiri dari: Diverter, Annular type BOP, RAM type BOP [pipe ram; blind ram, shear ram], Inside BOP, Hydraulic Controll Remote Valve (HCR), back pressure manifold (choke manifold) dan accumulator unit.

2.45

Peralatan pengolah/pemisah lumpur dari serbuk bor adalah peralatan yang terdiri dari: shale shaker, desander, desilter, degasser, mud cleaner, centrifuge, mud hopper, mud agitator, dan transfer pump. Mud gun

2.46

Peralatan sirkulasi adalah peralatan yang terdiri dari: pompa lumpur, vibrator hose, high pressure line, stand pipe, rotary hose, swivel, rangkaian pipa pemboran, pahat, bell nipple, flow line, tangki lumpur, suction line/pipa penghisap.

2.47

Perforasi adalah kegiatan pelubangan pada pipa selubung, semen dan batuan formasi dengan cara menembak menggunakan bantuan bahan peledak/ explosive atau dengan operasi jetting fluida khusus.

2.48

Permanent abandonment adalah proses menutup dan meninggalkan sumur secara permanen dengan cara memasang bridge plug dan atau sumbat semen pada kedalaman tertentu serta melepas kepala sumur.



Tgl. Revisi:

2.49

dddari811181811darida999 Prasarana adalah dukungan awal terhadap dimulainya998199819819999999 sebuah proyek meliputi data rona awal lingkungan dan perizinan terkait.

2.50

Propeller adalah baling-baling pada mesin penggerak kapal.

2.51

Rangkaian pemboran adalah kesatuan peralatan atau sebagaian yang terangkai menjadi satu : drill pipe dan Bottom Hole Assembly/ BHA (HWDP,Drilling jar, Drill collar, X-over sub, Stabilizer, Mud motor, under reamer, bit, shock absorber dll).

2.52

Remotely Operated Vehicle (ROV) adalah peralatan penunjang yang bersifat robotik yang dikendalikan dari jarak jauh untuk melakukan pekerjaan-pekerjaan khusus di bawah laut.

2.53

Rig move adalah memindahkan perangkat Pemboran atau Kerja Ulang dari suatu lokasi Pemboran atau Kerja Ulang ke lokasi Pemboran atau Kerja Ulang berikutnya.

2.54

Rotasi adalah pemutaran pahat beserta rangkaian pemboran dengan meja putar (Rotary Table) atau motor baik motor listrik maupun motor hidraulik (Top Drive/ Down Hole Motor).

2.55

Serbuk bor atau cutting adalah serpihan dan potongan-potongan dari batuan formasi yang diakibatkan dari proses pemboran.

2.56

Safety Drills adalah latihan keselamatan untuk menguji kesigapan, kecakapan dan kesiagaan seluruh crew Pemboran dan atau Kerja Ulang dalam menghadapi dan mengatasi permasalahan yang bersifat darurat, seperti misalnya kebakaran (Fire Drill), well kick (BOP atau Kick atau Pit Drill), keluarnya gas H2S (H2S Drill). Untuk operasi lepas pantai, latihan kesiagaan untuk mengatasi keadaan darurat tsb dikembangkan lagi dengan melakukan Abandonship Drill (latihan meninggalkan rig atau kapal bila dalam keadaan darurat), Man Overboard Drill (latihan menolong orang yang tercebur ke laut) dan Oil Spill Drill (latihan mengatasi tumpahan minyak di laut).

2.57

Shallow gas adalah gas yang berasal dari lapisan dangkal yang umumnya disebut sebagai gas rawa, sering muncul saat operasi pemboran yang dapat berpotensi membahayakan operasi pemboran terutama dikarenakan integritas formasi yang masih lemah pada lapisan dangkal.

2.58

Sirkulasi adalah penyaluran fluida pemboran dari tangki lumpur oleh pompa lumpur melalui saluran tekanan, stand pipe, Rotary/flexible hose, swivel, rangkaian pipa pemboran, pahat, nozzle, annulus, BOP, flow line, peralatan /pemisah lumpur dari serbuk bor dan kembali ke tangki lumpur (close loop/aliran tertutup).



Tgl. Revisi:

dddari811281811darida999 Squeeze cementing adalah penyemenan bertekanan 998199819819999999 dengan tujuan menutup lubang perforasi pada lapisan tidak produktif, pengisolasian kebocoran pipa selubung baik karena kerusakan pipa selubung maupun liner lap, dan memperbaiki bonding cement.

2.60

Temporary abandonment adalah proses menutup dan meninggalkan sumur secara sementara dengan cara memasang bridge plug dan atau sumbat semen pada kedalaman tertentu serta memasang Temporary Abandonment Cap (TA Cap) di kepala sumur.

2.61

Termoklin (Thermocline) adalah lapisan yang membagi 2 massa air di perairan diman lapisan ini merupakan lapisan pembatas antara air yang berada di permukaan dan yang berada di bawahnya. Pada umumnya lapisan ini memiliki fluktuasi suhu yang sangat tajam dibandingkan dengan lapisan air lainnya.

2.62

Thruster adalah mesin pendorong pada kapal yang berfungsi untuk menjaga / mempertahankan dan atau mengarahkan kapal pada posisi dan atau arah tertentu.

2.63

Top job cementing adalah kegiatan mengisi kekurangan isi semen dalam annulus teratas.

2.64

Trayek pemboran adalah tahapan proses pembuatan lubang sumur pada selang kedalaman dengan diameter tertentu.

2.65

Trip Sheet adalah formulir isian yang dipakai sebagai panduan perhitungan volume lumpur dalam pelaksanaan cabut dan masuk rangkaian pemboran/kerja ulang (trip) ke dalam sumur .

2.66

Uji kandungan lapisan adalah pekerjaan yang dilakukan dengan peralatan uji khusus yang dimasukkan ke dalam lubang sumur untuk melakukan pengukuran karakteristik reservoir (seperti, tekanan, temperatur), total volume produksi, dan waktu pencapaian tekanan tertinggi dan terendah saat fluida dialirkan.

2.67

Uji LC50 – 96 jam (Lethal Concentration 50% selama 96 jam) adalah pengujian terhadap bahan kimia cair dengan perhitungan konsentrasi tertentu yang dapat menyebabkan kematian 50% hewan uji yang dijadikan percobaan dalam waktu selama 96 jam

2.68

Uji Toxicity Characteristic Leaching Prosedure (TCLP) adalah pengujian terhadap limbah lumpur untuk mengukur kadar atau konsentrasi parameter pencemar dalam lindi (leaching).

2.69

Umbilical adalah kabel komposit yang dipergunakan di operasi dan industri minyak dan gas bumi di lepas pantai untuk menghubungkan berbagai elemen di subsea wellhead dan Xmas Tree dengan fasilitas produksi, dan dipergunakan juga untuk kegiatan well inintervention serta kegiatan konstruksi lainnya.



Tgl. Revisi:

dddari811381811darida999 Upaya Pengelolaan Lingkungan Hidup (UKL) dan Upaya Pemantauan 998199819819999999 Lingkungan Hidup (UPL) adalah upaya yang dilakukan dalam pengelolaan dan pemantauan lingkungan hidup oleh penanggung jawab usaha/KKKS dan/atau kegiatan yang tidak wajib melakukan Analisis Mengenai Dampak Lingkungan Hidup (AMDAL).

2.71

Weight On Bit (WOB) adalah pembebanan pada pahat.

2.72

Well Barrier adalah sistem pencegahan – baik secara mekanikal (packer, cement plug, bridge plug, lubricator, dsb) maupun menggunakan fluida (lumpur, completion fluid, dsb) atau kombinasi dari keduanya – untuk menghalangi aliran fluida dari sistem sumur ke lingkungan di luarnya atau aliran fluida antar lapisan di struktur bawah tanah yang tak terkontrol.

2.73

Well control adalah proses pengendalian sumur yang mengalami kick dengan metoda tertentu (driller, weight and wait, concurrent ataupun volumetric).

2.74

Well Integrity adalah penerapan solusi baik secara teknikal maupun operasional untuk mencegah atau setidaknya mengurangi resiko bocornya fluida formasi yang tak terkontrol dari sistem sumur selama berlangsungnya masa produksi dari sumur tsb.

2.75

Well Intervention adalah semua kegiatan operasi atau pekerjaan yang dilakukan pada sumur minyak dan atau gas dengan maksud untuk mempertahankan atau meningkatkan produksi minyak dan atau gas, dengan menggunakan workover rig, snubbing unit, pompa, slickline dan atau coil tubing, yang dapat dibedakan dalam 2 jenis kegiatan, yaitu Workover dan Well Service.

2.76

Well Service atau Kegiatan Perawatan Sumur adalah kegiatan perawatan atau perbaikan ringan pada sumur minyak dan atau gas yang sudah ada untuk mempertahankan atau meningkatkan produksi dari lapisan yang sama dengan tujuan untuk meningkatkan produksi minyak dan atau gas, yang biasanya melibatkan pembersihan lobang sumur dari endapan, pasir atau kotoran lainnya, pergantian pompa, gas lift valves, packers, tubing dan atau stimulasi (pengasaman / acidizing), dsb.

2.77

Workover atau Kegiatan Kerja Ulang adalah kegiatan pindah, perbaikan dan atau tambah lapisan pada sumur yang sudah ada baik menggunakan menara/rig ataupun peralatan lain dengan tujuan untuk meningkatkan produksi minyak dan atau gas atau mengaktifkan kembali sumur yang mengalami masalah-masalah yang terkait dengan produksi.



Tgl. Revisi:

dddari811481811darida999 998199819819999999

3

Ruang Lingkup PUPOPKU sebagai acuan untuk:

3.1

Menyelenggarakan pengawasan dan pengendalian manajemen operasi KKKS pada kegiatan Pemboran dan Kerja Ulang migas secara efektif dan efisien.

3.2

Melakukan pengkajian untuk merekomendasikan kepada fungsi terkait atas usulan Plan of Development (POD), Work Program and Budget (WP&B), Authorization for Expenditure (AFE) serta laporan akhir (close out report) AFE kegiatan pemboran dankerja ulang KKKS.

3.3

Memberikan rekomendasi kepada fungsi terkait mengenai standarisasi dan spesifikasi pelaksanaan operasi Pemboran dan Kerja Ulang.

3.4

Memberikan rekomendasi atas penggunaan Tenaga Kerja Asing (TKA) dan pendayagunaan Tenaga Kerja Indonesia (TKI) yang berkaitan dengan kegiatan dan operasi pemboran dankerja ulang.

3.5

Melakukan penelitian, koordinasi, investigasi dan rekomendasi teknis dalam penyelesaian masalah operasi Pemboran dan Kerja Ulang KKKS serta memeriksa dan mengevaluasi penggunaan peralatan Pemboran dan Kerja Ulang untuk pencapaian target Work Program and Budget.

3.6

Melakukan pemeriksaan teknis peralatan pemboran, sertifikasi peralatan, dan tenaga teknik khusus pemboran bersama fungsi dan instansi terkait dalam perizinan dan kesiapan operasi Pemboran dan Kerja Ulang.

3.7

Berkoordinasi dengan fungsi terkait dalam penanganan kecelakaan kerja pada operasi pemboran dankerja ulang.

3.8

Memfasilitasi/menjembatani semua Panduan operasi Pemboran dan Kerja Ulang yang ada pada setiap KKKS dengan peraturan diatasnya yang dikeluarkan oleh instansi terkait.

Halaman : 15 dari 81


Revisi Ke:

Tgl. Revisi:


BAB II

998199819819999999

PERSIAPAN PEMBORAN DAN KERJA ULANG

1

Kualifikasi Personil

1.1

Semua pekerja teknik khusus Rig Pemboran dan Kerja Ulang wajib memiliki sertifikat khusus Pemboran sesuai Keputusan Menteri Tenaga Kerja No. 241/MEN/V/2007, Peraturan Menteri Pertambangan dan Energi N0.07P/075/MPE/1991 dan Peraturan Direktorat Jendral Migas No.017P/123/D.DJM/1989 berikut perubahan-perubahannya. Kualifikasi Pada Jenis Instalasi Pemboran Pekerjaan Darat

Lepas Pantai Tipe Duduk

Lepas Pantai Tipe Apung

Operator Lantai Bor

OLB II

OLB I

OLB I

Operator Menara Bor

OMB II

OMB I

OMB I

JB III

JB II

JB I

APB III

APB II

APB I

DS III

DS II

DS I

Jur Bor Ahli Pengendali Bor Rig Superintendent / Drilling Supervisor

1.2

Semua pekerja lepas pantai wajib memiliki sertifikat Sea Survival sesuai dengan peraturan International Maritime Organization (IMO) dan juga memiliki sertifikat HUET bila menggunakan transportasi helikopter.

1.3

Memiliki pengetahuan kebakaran.

1.4

Memiliki kemampuan dan terlatih dalam menanggulangi tumpahan dan pencemaran minyak di lokasi Pemboran dan Kerja Ulang, merujuk pada Panduan Tata Kerja (PTK) No. 005 / 2011 tentang Tatacara Penanggulangan Tumpahan Minyak Rev. 1

1.5

Pada lokasi yang memilik potensi gas berbahaya, agar mengetahui cara menggunakan alat bantu pernapasan.

dan

keterampilan

dasar

mengenai

pemadaman



Revisi Ke:

Tgl. Revisi:

dddari811681811darida999 2

Administrasi Persiapan Pemboran dan Kerja Ulang 998199819819999999

2.1

Laporan harian Pemboran dan Kerja Ulang sesuai dengan format IADC atau yang setara.

2.2

Pencatatan jam kerja mesin dan peralatan Pemboran dan Kerja Ulang yang nyata.

2.3

Pencatatan penerimaan dan pemakaian bahan bakar serta pelumas mesin.

2.4

Laporan hasil pemeriksaan berkala terhadap peralatan Pemboran dan Kerja Ulang.

2.5

Pencatatan penerimaan dan pemakaian terhadap material Pemboran dan Kerja Ulang habis pakai maupun peralatan.

2.6

Laporan barang sisa pakai, baik dari sumur maupun gudang. termasuk pengelolaan sampah maupun limbah B3/ oli bekas

2.7

Pencatatan perhitungan tonmile drilling line untuk rig Pemboran dan Kerja Ulang.

2.8

Pencatatan sketsa dan ukuran dari BHA dan pipa selubung yang akan masuk kedalam lubang bor.

2.9

Mempersiapkan formulir-formulir yang diperlukan untuk kebutuhan uji tekanan BOP dan peralatan pengendali sumur lainnya.

2.10

Adanya sistem Izin Kerja (Permit To Work) dan Analisa Keselamatan Kerja (Job Safety Analysis)

3

Perizinan Perizinan yang harus diperoleh sebelum operasi Pemboran dan Kerja Ulang dilaksanakan, termasuk antara lain adalah: Pemboran No

Jenis Izin Darat

1

Ijin Lokasi dari Pemerintah berdasarkan koordinat lokasi berasal dari kajian bawah tanah dan permukaan tanah sebagai dasar untuk pembebasan lahan.

√

Lepas Pantai

Kerja Ulang Darat

√

Lepas Pantai



Revisi Ke:

Tgl. Revisi:

dddari811781811darida999 998199819819999999 Pemboran Kerja Ulang No

Jenis Izin Darat

2

Izin penggunaan jalan umum kepada Pemerintah setempat.

3

Izin lokasi untuk kegiatan lepas pantai berupa marine clearance yang dikeluarkan oleh Instansi yang berwenang.

Lepas Pantai

√

Darat

Lepas Pantai

√

√

√

4

Hinder Ordionantie (HO) atau Izin Gangguan dari Pemda setempat untuk kegiatan pemboran

√

5

Izin Lingkungan (Environmental Permit) termasuk Izin Pembuangan Limbah Bor (Dumping Permit) sesuai dengan ketentuan peraturan perundangan dari Kementerian Lingkungan Hidup yang terkait.

√

√

√

√

UKL & UPL yang dikeluarkan dan telah disetujui oleh Dinas Lingkungan Hidup atau instansi terkait sesuai dengan tingkat kewenangangannya untuk pemboran sumur Eksplorasi, sesuai ketentuan peraturan perundangan yang berlaku.

√

√

√

√

AMDAL yang telah disetujui oleh Kementerian Lingkungan Hidup untuk kegiatan suatu lapangan migas tahap pengembangan, sesuai ketentuan peraturan perundangan yang berlaku.

√

√

√

√

SKPI (Surat Kelayakan Penggunaan Instalasi dan/ atau SKPP (Surat Kelayakan Penggunaan Peralatan) dari Direktorat Jenderal Migas harus dimiliki oleh setiap rig

√

√

√

√

6

7

8

√



Revisi Ke:

Tgl. Revisi:

dddari811881811darida999 998199819819999999 Pemboran Kerja Ulang No

9

Jenis Izin

Izin yang berkaitan dengan bahan peledak (HanDak) dalam kegiatan Pemboran dan Kerja Ulang mengacu pada ketentuan yang berlaku.

Darat

Lepas Pantai

Darat

Lepas Pantai

√

√

√

√

10

MAPEL (Maklumat Pelayaran), Hubla Kementrian Perhubungan

√

√

11

BPI (Berita Pelaut DISHIDROS, TNI AL

√

√

12

IPPKH (Izin Peminjaman Penggunaan Kawasan Hutan), Kementrian Kehutanan

13

SIMOM (Surat Izin Memasuki Wilayah Operasi Migas), DJMGB

√

√

14

IPKA (Izin Penggunaan Kapal Asing) Hubla, Kementrian Perhubungan.

√

√

15

Izin Penggunaan Sumber Daya Air (SDA) *)

Indonesia)

√

√

√

√

*) – Tergantung kondisi dan situasi di lokasi Pemboran atau Kerja Ulang.

4

Sosialisasi Sosialisasi kepada masyarakat setempat wajib dilakukan oleh KKKS sebelum kegiatan eksplorasi pemboran, namun untuk kegiatan pemboran sumur pengembangan dan kerja ulang bersifat opsional tergantung dari situasi setempat.

5

Inspeksi

5.1

Berdasarkan SK DirJen Migas No. 84.K/38/DJM/1998, Kepala/ Waka Teknik Tambang akan memastikan kelengkapan dan kelaikan peralatan serta persyaratan keselamatan kerja rig sebelum pemboran atau kerja ulang dilakukan pertama kali sejak kontrak disetujui.



Tgl. Revisi:

dddari811981811darida999 5.2

Sebelum Instalasi Pemboran/rig dan unit kerja 998199819819999999 ulang beserta semua kelengkapannya mulai bekerja, harus dilakukan pemeriksaan oleh KKKS untuk meyakinkan kesesuaian dan kelaikan peralatan yang tersedia, termasuk peralatan keselamatan kerja serta dokumen pendukung sesuai dengan kontrak yang telah disetujui. Pastikan kapasitas drilling / workover rig dan BOP working pressure rating memadai untuk mengatasi kondisi terburuk yang mungkin terjadi pada saat operasi Pemboran dan Kerja Ulang, dengan cara melakukan function test, loading test dan endurance test dengan beban dan atau tekanan kerja maksimum pada peralatan dan komponen terkait sesuai dengan standard teknis peralatan dan kebutuhan operasi masing-masinig KKKS. Endurance test dilakukan untuk menguji performa rig secara keseluruhan, terutama ketahanan pompa (mud pump), sistem sirkulasi (termasuk peralatan soild control) dan prime movers (genset) secara kombinasi (compounded) selama minimum 8 (delapan) jam. Hasil Endurance Test ini dituangkan dalam Berita Acara dengan lampiran Pressure Charts terkait.

5.3

Pada saat KKKS menyampaikan surat pemberitahuan tajak sumur, jika dipandang perlu SKK MIGAS akan melakukan fungsi pengawasan pengendalian meliputi antara lain pemeriksaan terhadap kesiapan operasi dan kesesuaian peralatan. Hasil temuan harus ditindaklanjuti oleh KKKS.

5.4

Berita acara hasil pemeriksaan pada butir 5.3 wajib ditindaklanjuti oleh KKKS dan dilaporkan kepada SKK MIGAS.

5.5

Terkait resiko operasi dan keadaan bahaya, dalam keadaan memaksa untuk penyelesaiannya akan mengacu pada UU No. 22 tahun 2001 pasal 40 ayat 1 – 3 dan PTK No. 048 / 2012 tentang Managemen Krisis.

6

Lokasi Pemboran dan Kerja Ulang

6.1

Akses masuk ke lokasi Pemboran dan Kerja Ulang harus mempertimbangkan aspek keselamatan, teknis dan ekonomis dalam rangka transportasi perangkat Pemboran dan Kerja Ulang beserta peralatan dan material penunjangnya baik melalui daratan maupun menyebrang sungai, laut, dan udara.

6.2

Lahan yang diperlukan oleh sebuah Drilling Rig harus dapat menampung kelengkapan alat yang diperlukan (sesuai lay out rig / foot print) termasuk area penampungan bahan bakar, bahan peledak serta penampungan sementara untuk pengolahan limbah cair dan padat sesuai peraturan yang berlaku tapi tidak harus termasuk camp untuk rig crew.

6.3

Pada saat operasi pemboran darat, radius minimum 100 meter diukur dari kepala sumur harus bebas dari kegiatan umum dimana sumber nyala, gas beracun atau sumber-sumber bahaya lain dapat timbul mengacu kepada SNI No. 13-6910-2002.

PANDUAN PANDUANUMUM UMUMPELAKSANAAN PELAKSANAAN OPERASI OPERASI PEMBORAN PEMBORAN DAN DANKERJA KERJAULANG ULANG (PUPOPKU) (PUPOPKU) SKK SKKMIGAS MIGAS 6.4 6.5


Tgl. Revisi:

dddari812081811darida999 Untuk operasi pemboran lepas pantai, daerah terbatas 998199819819999999 terlarang 500 meter dari titik kepala sumur. Lahan untuk flaring harus disediakan sesuai kebutuhan dan termasuk didalam lay out sebuah Rig sesuai dengan SNI No. 13-6910-2002. Sistem pengendalian seperti ini diperlukan untuk mematikan sumur jika terjadi over balance tekanan reservoir yang menyebabkan mengalirnya influx kedalam lubang sumur. a. Sumur darat, lokasi flare pit dan ujung flare harus sesuai dengan SIN Nomor:13-6910-2002. b. Lepas pantai, ujung flare harus dibatasi oleh daerah bahaya berjarak 250 meter dan 500 meter untuk daerah aman pelayaran. c. Penempatan titik bakar (flare) harus mempertimbangkan arah angin rata-rata sepanjang tahun dan arah radiasi panas flare menjauhi instalasi Rig. pada operasi Pemboran dan Kerja Ulang darat jarak minimum lokasi titik bakar dari kepala sumur adalah sebanding dengan 1.5 kali dari tinggi menara.

6.6

Penempatan flare harus berlawanan dengan jalan masuk, agar personnel dan instalasi dapat diselamatkan saat terjadi blow out.

6.7

Apabila dekat dengan kawasan pemukiman penduduk / pabrik / fasilitas umum agar mengikuti peraturan tentang pengelolaan lingkungan hidup yang berlaku, antara lain: a.

Tingkat kebisingan, sesuai Kep-48/MenLH/11/1996

b.

Getaran, sesuai Kep-49/MenLH/11/1996

c.

Gas beracun/tingkat kebauan, sesuai PerMen LH No. 13 Tahun 2009

d.

Mud pit harus dirancang sesuai PerMen ESDM No.45 Tahun 2006.

e.

Bagian ujung flare dilengkapi dengan burner dan memenuhi baku mutu opasitas (kepekatan asap) < 40% pada kondisi normal sesuai peraturan KepMenLH No. 129 Tahun 2003

6.8

Harus diperhatikan bahwa kebutuhan air dapat terpenuhi baik untuk operasi Pemboran dan Kerja Ulang maupun kebutuhan air bersih.

6.9

Untuk Lokasi darat, harus dipastikan bahwa tanah yang sudah dipadatkan atau dipasang tiang pancang harus dapat menahan beban-beban yang ada diatasnya.

6.10

Untuk lokasi lepas pantai harus dilengkapi dengan data meteorology, bathymetry, soil investigation (untuk tapak Jack Up) dan oceanografi tentang lokasi Pemboran dan Kerja Ulang. Unit lepas pantai harus memiliki stabilitas yang memadai untuk operasi Pemboran dan Kerja Ulang.



Tgl. Revisi:

dddari812181811darida999 998199819819999999

7

Geological Hazards

7.1

Shallow Gas, over pressure dan potensi gas berbahaya diperkirakan antara lain berdasarkan : Data seismic dan geologi High resolution survey, termasuk dari hasil analisa Shallow Hazard survey. Dari data sumur terdekat (offset wells data) Dari data lapangan berproduksi dimana shallow gas hazard yang awalnya tidak ada, namun bisa muncul di lapisan atas karena “charging up” dari lapisan di bawahnya (umumnya lapisan gas) akibat cement bond yang kurang baik pada penyemenan di sumur-sumur sebelumnya di lapangan tsb. Dari hasil geohazard survey dan kajian bawah tanah, termasuk dari hasil analisa “pilot well” pada Pemboran Laut Dalam.

7.2

Untuk operasi lepas pantai, pelaksanaan survai geologi dilakukan pada saat instalasi belum dipasang, sehingga data yang diperoleh dapat dipergunakan untuk kepentingan beban instalasi platform secara keseluruhan, maupun keperluan pengembangan lapangan saat pemboran.

7.3

Jika data geological hazard menunjukkan adanya shallow gas, maka untuk operasi rig darat dan lepas pantai perlu prosedur khusus seperti tertuang pada Bab IV.2.2 “Pelaksanaan Pemboran” di Buku Panduan ini.

7.4

Khusus untuk Pemboran Laut Dalam, pemboran “pilot well” perlu dipertimbangkan untuk bisa mengetahui secara lebih detail ada atau tidaknya potensi shallow gas dan atau geo hazard lainnya sebelum membor sumur yang direncanakan.

8

Program Pemboran Dan Kerja Ulang Materi program Pemboran dan Kerja Ulang harus memuat : Koordinat sumur baik di permukaan maupun target bawah tanah Kedalaman sumur Jenis sumur Waktu Biaya Nama dan elevasi Rig Trajectory sumur miring dan horizontal Spider Map dan Collision Avoidance Plan untuk multiple well slots atau well cluster



Tgl. Revisi:

dddari812281811darida999 Drilling hazard dan antisipasi masalah pemboran yang diprediksi 998199819819999999 Well Schematic Drilling Prognosis Target reservoir yang menjadi sasaran utama dan tambahan. Urutan kerja. Skematik BOP stack dan Choke Manifold Mud program beserta sertifikat API dan MSDS untuk setiap chemical yang akan dipakai, termasuk program dan mud chemical khusus untuk sumursumur yang bersifat HT-HP (High Temperature > 150 deg C dan High Pressure > 10,000 psi) Bit & Hydraulic Program BHA program Mud Logging/Logging/coring program Casing program Cementing program Untuk Pemboran lepas pantai yang menggunakan mooring system study perlu menyertakan skematik pola penempatan pola jangkar (anchors patern) dan mooring yang menyatakan posisi dan rig heading relative teradap arah arus dan angin. Emergency Response Plan (ERP); khusus untuk Pemboran Laut Dalam, ERP wajib menyertakan Relief Well Design sebagai bagian dari Program Pemboran. Prosedur Well control Completion program untuk program pengembangan Mengingat biaya dan resiko tinggi untuk Pemboran Laut Dalam, perlu dipertimbangkan penggunaan drilling rig dengan spesifikasi teknis khusus, misalnya Dynamic Position System (DPS), Remotely Operated Vehicle (ROV), Dual Activity Features, dsb. Daftar pekerja yang berwenang di Rig / Struktur Organisasi Sistem, format dan alur pelaporan. Baik program pemboran maupun kerja ulang harus disiapkan, dikaji dan disetujui pihak terkait yang bertanggung jawab sebelum pelaksanaan. Program-program tersebut harus disosialisasikan dan dipahami oleh semua pihak pelaksana.



Tgl. Revisi:


Rincian Biaya Sumur Pemboran dan Kerja Ulang

998199819819999999

Rincian biaya sumur Pemboran dan Kerja Ulang sudah mengikuti standard akuntansi MIGAS Indonesia yang tertuang dalam budget schedule AFE-19 dan 20. 8.2

Perubahan Program Pemboran dan Kerja Ulang Perubahan yang berdampak pada desain sumur, keselamatan lingkungan dan penambahan biaya, wajib mendapatkan persetujuan dari pihak berwenang sebelum dilaksanakan.



Tgl. Revisi:


BAB III

998199819819999999

PINDAH, PASANG UNIT PEMBORAN DAN UNIT KERJA ULANG

1

Tujuan Adalah memindahkan unit Pemboran dan Kerja Ulang dari satu lokasi ke lokasi yang lain dan memasang unit Pemboran dan Kerja Ulang sampai siap kerja.

2

Hal-Hal Yang Perlu Dilakukan

2.1

Untuk pemindahan unit Pemboran dan Kerja Ulang (rig move) a. Periksa jalur transportasi dan siapkan journey management plan berdasarkan hazard identification dan rencana mitigasi resiko (risk mitigation plan) nya b. Hazards bisa berupa tikungan, tanjakan, turunan, kondisi jalan, kapasitas dan ukuran jembatan, kabel listrik / telepon, dahan/ ranting pohon diatas jalan, “pasar tumpah” di jalan-jalan desa pada jam-jam tertentu, dsb. c. Untuk rig move di lepas pantai, hazards bisa diketahui berdasarkan seabed / bottom walk dan atau shallow hazard survey. Hazards tsb bisa berupa pipa dan atau kabel bawah laut, kawah / crater, spud can holes dari jack up rig sebelumnya, metal debris, dsb. d. Untuk jack up rig, lakukan leg penetration anaylisis e. Periksa jumlah dan kondisi peralatan pengangkut yang sesuai f.

Periksa volume dan beban peralatan yang akan diangkut

g. Periksa kondisi lokasi Pemboran dan Kerja Ulang h. Lakukan pre-job safety meeting. i.

Persiapkan alat komunikasi

j.

Perhatikan keadaan cuaca

k. Untuk memindahkan peralatan dengan helikopter, batasan pembebanan yang diizinkan sesuai kemampuan daya angkutnya. 2.2

Untuk Pemboran dan Kerja Ulang lepas pantai: a. Diperlukan kapal (boat) dengan bollard pull dan thruster yang sesuai dengan kebutuhan rig, kondisi cuaca dan atau platform. Untuk perairan dengan kondisi arus dan gelombang yang besar, perlu dipertimbangkan untuk melengkapi kapal dengan Dynamic Position System untuk mencegah tabrakan kapal dengan rig atau platform pada saat melakukan manuver. b. Program pemindahan dan rencana kontingensi yang disetujui pihak penjamin



Tgl. Revisi:

dddari812581811darida999 c. Ramalan Cuaca dari BMKG

998199819819999999

d. Pola pemasangan jangkar e. Data Metocean (arus, angin, pasang surut, gelombang, dsb). f.

Untuk cluster/platform yang sedang berproduksi, lakukan SIMOP (simultaneous operations) yang mempertimbangkan penilaian resiko dan rencana mitigasinya.



Tgl. Revisi:


BAB IV

998199819819999999

OPERASI PEMBORAN

1

Persiapan Tajak Pemboran

1.1

Rapat sebelum tajak sumur di lokasi pemboran: Harus dilakukan oleh pekerja KKKS yang berwenang dengan melibatkan seluruh pekerja rig dan service company yang terkait dengan pelaksanaan program pemboran agar personil dapat mengoptimalkan pelaksanaan tugas dan tanggungjawabnya, serta pengendalian atas drilling hazard, ketersediaan material program sumur, struktur organisasi operasi pemboran, perizinan bahan peledak, pemilihan perangkat penunjang, dan rencana emergency response dan peralatan penanggulangan jika terjadi keadaan darurat.

1.2

Pastikan material pemboran telah memadai, pastikan juga ketersediaan suku cadang yang kritikal terhadap peralatan utama memadai sesuai dengan program pemboran.

1.3

Set jarak aman pada posisi traveling block minimum 2 meter dibawah crown block dan pastikan weight indicator dan auxillary brake bekerja dengan baik.

1.4

Lakukan uji fungsi dan endurance test terhadap power, circulating, hoisting dan rotating system serta peralatan pihak ketiga diluar paket rig.

1.5

Setiap personil telah mengerti pekerjaan yang sedang dan akan dilakukan sesuai dengan program kerja sumur, terutama menyangkut bahaya dan resiko dari pekerjaan tersebut.

1.6

Personil harus dalam keadaan sehat jasmani dan rohani. Khusus untuk kesehatan jasmani agar merujuk pada hasil pemeriksaan dokter.

1.7

Pastikan tersedianya peralatan keselamatan / safety yang memadai dan siap pakai untuk mengantisipasi kondisi terburuk yang mungkin terjadi selama operasi pemboran (APD, APAR, dan sebagainya)

1.8

Lakukan verifikasi dan pencatatan agar dilakukan terhadap koordinat dan kemiringan dari sumur yang akan di bor.

1.9

Lakukan verifikasi material pemboran harus tersedia di lokasi sesuai tata waktu yang direncanakan dan dalam jumlah yang memadai.

1.10

Formulir Direktorat Jenderal Migas (DMGB) Safety Check List sudah diisi sesuai dengan kondisi lapangan, dan drilling rig diinspeksi bersama oleh kontraktor pemboran dan KKKS dan selanjutnya disetujui oleh Kepala Teknik Tambang/ Kepala Penyelidik atau wakilnya.



Tgl. Revisi:


Lakukan verifikasi dan sosialisasi emergency response 998199819819999999 plan (evakuasi drill, BOP drill, H2S, fire drill, abandon ship drill dan lain-lain)

1.12

Pastikan adanya program penanganan limbah pemboran dan material buangan lainnya sesuai dengan PerMen ESDM No.45 Tahun 2006 dan semua material dilengkapi dengan Material Safety Data Sheet (MSDS).

1.13

Untuk sumur yang diperkirakan adanya kemungkinan keberadaan gas / hydrocarbon dekat permukaan (Shallow Gas / Hydrocarbon existence) apabila Diverter digunakan sebagai alat penanggulangan semburan liar, pastikan lumpur berat (Kill Mud) dengan berat dan jumlah yang cukup telah tersedia dan selalu siap dipompakan apabila diperlukan.

2

Pelaksanaan Pemboran Hal-hal yang dilakukan pada saat pemboran konvensional:

2.1

Lakukan uji coba sirkulasi dan surface test pada down hole equipment (mud motor, LWD / MWD, dll) apabila dipergunakan.

2.2

Bagi sumur yang hampir dipastikan keberadaan gas / hydrocarbon dekat permukaan (Shallow Gas / Hydrocarbon Existence), hal-hal berikut ini perlu untuk diperhatikan: a. Menggunakan diverter mengacu pada API RP-64 b. Menyiapkan kill mud weight di reserve pits yang siap digunakan sewaktuwaktu di saat keadaan darurat. c. Menyediakan jumlah bulk materials (barite, bentonite, semen) dan sumber air yang cukup di lokasi Pemboran. d. Penajakan agar dilakukan dengan “Pilot Hole” dengan diameter kecil yang disarankan tidak melebihi ukuran 12-1/4”. e. Menggunakan Bit Nozzle yang cukup besar atau Open Nozzle agar dapat mengoptimalkan debit pemompaan lumpur pada saat proses killing well. f.

Untuk operasi Pemboran lepas pantai yang menggunakan floaters (drillship atau semi submersible) bisa dipertimbangkan untuk menggunakan cara riserless drilling selama memenuhi standard keselamatan kerja (evakuasi dalam kondisi darurat) dan lingkungan hidup.

g. Untuk operasi Pemboran lepas pantai yang jack-up rig bisa dipertimbangkan untuk menggunakan cara “soft pin leg penetration” selama memenuhi standard keselamatan kerja (untuk segera menaikkan kaki rig dan melakukan evakuasi dalam kondisi darurat) dan lingkungan hidup h. Lakukan shallow gas kick drill untuk semua crew.



Tgl. Revisi:

dddari812881811darida999 Lakukan Slow Pump Rate (SPR) untuk setiap pompa lumpur dan catat pada kill 998199819819999999 sheet : a. Setelah BOP dipasang dan sebelum melakukan pemboran trayek baru (intermediate hole section dan seterusnya). b. Setiap perubahan berat lumpur sebesar 1 ppg, c. Setiap perubahan bottom hole assembly maupun pahat. d. Setiap penambahan kedalaman, minimum setiap 500ft pada lubang besar dipermukaan dan 300ft untuk lubang yang lebih kecil (≤12 ¼ Inch).

2.4

Lakukan uji ketahanan lapisan (leak off test (LOT)/formation integrity test (FIT)) setelah pemboran casing shoe dan menembus formasi baru. Pastikan pressure gauge pada cementing unit sebagai acuan.

2.5

Hitung kick tolerance setelah dilaksanakan FIT/LOT dan setiap perubahan berat lumpur untuk menentukan maksimum kedalaman pemasangan pipa selubung berikutnya.

2.6

Monitor kondisi pore pressure dan fracture gradient dari formasi yang ditembus dengan analisa serbuk bor dan parameter pemboran dari mud logging.

2.7

Lakukan optimasi hidrolika dan fluida pemboran untuk memberikan pengaruh positif selama pemboran berlangsung. (Rate of Penetration/ ROP, Hole Cleaning, Hole stability dll)

2.8

Lakukan flow check pada saat pemboran, bila: a. Terjadi drilling break b. Ketika terjadi kenaikan aliran balik di Flow Line. c. Kenaikan volume lumpur di Mud Pit d. Terjadi perubahan pada pompa dengan penurunan dari tekanan pompa dan kenaikan pada kecepatan pompa, dalam kondisi pemompaan yang sama.

2.9

Jaga mud properties sesuai dengan drilling program dan atau kondisi aktual sumur, periksa serta laporkan secara berkala.

2.10

Lakukan latihan pengendalian sumur (BOP Drill) minimal : a. Setiap memulai pemboran lubang baru. b. Setiap pergantian kru pada saat pemboran zona produktif c. Sebelum menembus zona tekanan abnormal

2.11

Lakukan Abandon Ship Drill secara berkala untuk operasi lepas pantai.

2.12

Lakukan H2S drill untuk sumur-sumur yang diperkirakan mengandung H2S minimal setiap memulai pemboran lubang baru dan sebelum penetrasi kedalam lapisan yang diperkirakan mengandung H2S (limestone / carbonate).



Tgl. Revisi:

dddari812981811darida999 Untuk pemboran lubang lurus, lakukan survai kemiringan lubang sesuai dengan 998199819819999999 program pemboran.

2.14

Geser dan Potong Kabel Pemboran (Drilling Line) sesuai dengan perhitungan ton mile.

2.15

Cabut Masuk Rangkaian Pipa Bor a. Cabut Rangkaian Pipa Bor Tujuannya adalah untuk memeriksa kondisi pahat, atau karena alasan lain : Lakukan sirkulasi sebelum cabut rangkaian pipa bor dan yakinkan lubang bor bersih, perbaiki karakteristik lumpur sesuai Drilling Program atau kondisi lubang. Selama sirkulasi, rangkaian selalu digerakkan naik/turun dengan RPM rendah.

dan diputar

Kecepatan cabut rangkaian pipa bor diusahakan menghindari terjadinya swab effect. Jika terjadi drag/swab pada lubang yang besar [17-1/2” ke atas], lakukan pump out pada saat pencabutan rangkaian. Untuk trayek lubang yang diperkirakan mengandung lapisan permeable yang bertekanan, disarankan untuk mencabut beberapa stand pertama dilakukan dengan pump out. Pada sumur tipe High Angle / Extended Reach / Horizontal, lakukan pump and rotate (back reaming) selama pencabutan di bagian lubang terbuka (open hole section) dengan kecepatan pemompaan dan rotasi tidak melebihi parameter yang digunakan sewaktu pemboran open hole section tersebut. Amati selalu parameter pemboran : Hook Load dan Torsi. Lakukan flow check pada saat tripping, yaitu pada saat : Ketika pahat akan dicabut dari dasar lubang Saat pencabutan dengan menggunakan Trip Tank, bila pengisian tidak sesuai dengan perhitungan pada saat cabut. Ketika Drill Collar paling atas mulai berada di casing shoe. Isi lubang bor dan bandingkan volume lumpur yang masuk dengan volume displacement pipa bor yang dicabut (Data Unit atau Trip Tank). Pastikan trip sheet diisi dengan benar, lakukan flow check jika terjadi perbedaan. Apabila terlihat indikasi nyata dan menerus bahwa pengisian lubang lebih sedikit dari perhitungan yang seharusnya, segera masukan rangkaian kembali ke dasar sumur dengan mempertimbangkan adanya surge effect dan lakukan sirkulasi penuh (full circulation) untuk memastikan sumur bersih dari influx.



Tgl. Revisi:

dddari813081811darida999 Pengawasan dan pengisian Trip Sheet agar dilakukan untuk seluruh 998199819819999999 proses pencabutan rangkaian pipa sampai pahat mencapai permukaan Apabila terjadi aliran dari formasi, upayakan masuk rangkaian kembali ke dasar sumur (Lakukan dengan Strip In bila diperlukan) dan lakukan sirkulasi kondisi lumpur untuk menghentikan aliran. b. Masuk Rangkaian Pipa Bor Kecepatan masuk maksimum diusahakan menghindari terjadinya surge effect. Catat dan bandingkan jumlah lumpur yang keluar dengan rangkaian pipa yang masuk. Bila terjadi perbedaan, amati permukaan annulus. Jika terjadi loss, jaga ketinggian fluida agar tetap di permukaan annulus. Lakukan pengisian rangkaian pipa bor setiap menyambung minimal 3 stand saat menggunakan DP Float. Hindari kemungkinan duduknya rangkaian secara berlebihan. Jika perlu, lakukan sirkulasi /dan reaming. Amati selalu parameter pemboran (Hook Load dan Torsi). Lakukan break circulation ± 10 m di atas casing shoe. Hindari break circulation pada lubang terbuka, kecuali pada saat rangkaian mengalami hambatan. c. Pengintian / Coring Perlu kehati-hatian ketika pahat inti mulai menembus lapisan yang mengandung gas Perencanaan panjang rangkaian core barrel disesuaikan dengan panjang interval formasi yang akan di ambil sebagai sample Kondisi dasar lubang bor harus bersih Masuk rangkaian coring dan setelah sampai di dasar lakukan sirkulasi minimal 1 x bottom up Dropped ball / bola coring dan yakinkan bola telah duduk pada ball seat Lakukan coring dengan parameter yang sesuai dengan manual instruction dari manufacture. Selama cabut rangkaian coring secara perlahan sampai permukaan, tidak boleh memutar rangkaian. Pengambilan hasil coring / core sample dipermukaan dilakukan dengan cara hati-hati sesuai dengan manual instruction dari manufacture. Setelah coring selesai dan pemboran akan dilanjutkan kembali, pada saat memasukan rangkaian pahat pemboran lakukan reaming saat rangkaian melewati coring section. Gunakan high rotation dengan minimum WOB dan amati torsi untuk mencegah kerusakan pahat.



Tgl. Revisi:

dddari813181811darida999 d. Wireline Electric Logging

998199819819999999

Persiapan i.

Lakukan Short Trip dari dasar ke Casing Shoe dan kembali ke dasar. Lakukan sirkulasi sampai lubang bersih. Kecuali lubang sumur sudah dalam kondisi bersih.

ii. Pastikan tidak ada indikasi swab sedikitpun saat pencabutan rangkaian pahat kepermukaan (amati trip sheet dengan cermat). Apabila ada indikasi swab, turunkan rangkaian pahat kembali ke dasar sumur, ulangi sirkulasi sampai sumur dipastikan bersih dari kemungkinan influx (minimal 1 x bottoms up) sebelum rangkaian pahat dicabut kembali. iii. Selama kegiatan wire line logging harus ada pemantauan yang terus menerus terhadap penambahan atau kehilangan cairan pemboran dalam sumur. Pastikan prosedur keselamatan terkait dengan penanganan radioaktif dibuat, disosialisasi dan ditaati. Pelaksanaan Electric Logging i.

Lakukan Pre Job Safety Meeting sebelum melakukan pekerjaan logging.

ii. Pasang lubricator dan wireline BOP jika diperlukan sesuai dengan kondisi sumur. iii. Masukkan rangkaian logging tools. iv. Selama pekerjaan logging berlangsung, kondisi permukaan lumpur di dalam lubang bor harus selalu diamati dan dipastikan dalam keadaan penuh. 2.16

Untuk operasi pemboran dengan menggunakan teknologi tahap lanjut [seperti: underbalance, casing drilling, mud cap] mengacu kepada masing-masing program yang telah disiapkan.

2.17

Untuk menjaga keselamatan diatas lantai bor, kebersihan lantai agar selalu dilakukan sebelum kegiatan dimulai (house keeping).

3

Hal-hal Khusus yang perlu Diperhatikan untuk Pemboran Laut Dalam

3.1

Untuk pemboran laut dalam agar lebih diberikan perhatian sebagai berikut : Teknologi baru dan khusus Produksi gas beracun Memantau tekanan pada casing annulus



Tgl. Revisi:

dddari813281811darida999 998199819819999999 Perhatian khusus agar diberikan pada kondisi selisih berat lumpur dengan ekuivalen berat lumpur dari Leak Off Test. Kemungkinan untuk ketersediaan alternatif rig dengan kapasitas yang sama untuk mengantisipasi perlunya relief wells dalam rangka ERP Penanganan gas pada riser Maximum Anticipated Allowable Surface Pressure pada kondisi laut dalam Cara-cara mengatasi bila terjadi masalah hydrates, misalnya dengan injeksi glycol atau methanol, dsb. Cara-cara mengatasi bila terjadi Shallow Water Flow (SWF) dan Shallow Gas Flow (SGF) Efek perubahan temperatur terutama terhadap pembekuan lumpur dan juga pada berat jenis dan rheology lumpur Riser Margin Untuk setiap perencanaan kegiatan pemboran harus dilengkapi dengan blow out scenario description lengkap dengan relief well design nya, informasi mengenai tumpahan minyak termasuk perhitungan untuk mengatasi kemungkinan situasi terburuk (mengacu pada Notice To Lease No. 2008-G04) dan memastikan tersedianya peralatan penanggulangan tumpahan minyak akibat proses pekerjaan pemboran sesuai dengan Oil Spill Contingency Plan tentang Penanggulangan Tumpahan Minyak dengan mengacu pada PTK No. 005 / 2011. Kemungkinan situasi terburuk dapat diakibatkan oleh cuaca, kondisi arus, bathymetry, rig positioning, perbedaan tekanan hidrostatik antara kondisi laut dan lumpur dalam riser. Hal-hal teknis detail tetap mengacu pada PTK No.005 / 2012 tentang Manajemen Krisis dan Rencana Tanggap Darurat (ERP)



Tgl. Revisi:


BAB V

998199819819999999

PIPA SELUBUNG / CASING DAN PENYEMENAN

1

Persiapan Pipa Selubung/ Casing

1.1

Pastikan casing harus sudah berada di lokasi dalam keadaan masih terpasang pelindung ulir (casing thread protector) sebelum pemboran mencapai kedalaman akhir dari trayek (hole section) yang sedang dibor (casing setting depth). Pastikan juga bahwa casing yang ada di lokasi sesuai dengan grade dan berat yang direncanakan dalam Casing Program.

1.2

Susun casing pada rak pipa sesuai urutan rencana masuk kedalam sumur, dibersihkan, diperiksa kondisi thread dan body, pasang kembali thread protector yang mudah di buka, periksa serta diberi nomor urut.

1.3

Ukur panjang casing pada setiap susun / baris yang ada pada rak pipa dan atur urutan pipa sesuai dengan Casing Program dan catat pada casing tally.

1.4

Lakukan sablon atau drift yang diameternya sesuai dengan standar API-5CT pada casing.

1.5

Pastikan casing accessories (shoe, float collar, centralizer, stop rings, dsb) tersedia lengkap sesuai Casing Program dan dalam kondisi siap pakai.

1.6

Pasang float shoe dan float collar dengan menggunakan thread-lock sesuai dengan Casing Program.

1.7

Jika penyemenan casing nantinya akan menggunakan stinger, pastikan ukuran dan jenis stinger sesuai dengan float shoe yang akan dipasang.

1.8

Jika penyemenan casing nantinya akan menggunakan circulating swedge dan/ atau circulating head pastikan thread sesuai dengan casing yang akan dipakai.

1.9

Pastikan Top Pipe Ram diganti dengan casing ram yang sesuai dengan ukuran casing yang akan dipasang.

1.10

Jika Liner akan digunakan: Siapkan semua peralatan liner yang akan masuk kedalam lubang sumur Pastikan liner hanger setting tool beserta peralatan pendukung lainnya sesuai dengan spesifikasi teknis dan gambar yang telah disetujui. Pastikan pula bahwa liner hanger supplier telah melakukan penyusunan/stack-up dan uji tekan atau pressure test rangkaian liner hanger dengan benar di workshop mereka sebelum mengirimnya ke lokasi.



Tgl. Revisi:

dddari813481811darida999 Konfirmasikan dengan Liner Hanger Engineer dan998199819819999999 komunikasikan dengan pihak terkait (cementer, mud logger, mud engineer, driller, dsb.) serta kaji ulang prosedur pemasangan liner.

2

Memasukkan Pipa Selubung/ Casing

2.1

Lakukan Pre Job Safety Meeting.

2.2

Amankan sumur dari barang yang mungkin jatuh kedalam lubang sumur.

2.3

Naikkan casing pertama yang telah dipasangi float shoe dengan hati–hati serta hindarkan dari benturan. Lakukan uji fungsi pada float shoe dan float collar.

2.4

Masukkan casing secara perlahan dan hati-hati serta jangan lupa pasang centralizer sesuai Casing Program.

2.5

Pastikan besaran torsi ikatan / make up torque di setiap sambungan casing sesuai dengan rekomendasi jenis casing yang digunakan.

2.6

Isi casing dengan lumpur secara periodik kecuali jika menggunakan auto fill shoe.

2.7

Awasi selalu aliran balik lumpur melalui annulus agar dapat mengetahui lebih dini jika terjadi perubahan aliran, mud gain atau mud loss.

2.8

Lakukan break circulation sebelum keluar dari casing shoe trayek sebelumnya.

2.9

Kecepatan masuk casing harus dijaga agar tidak terjadi surge effect.

2.10

Saat memasukkan rangkaian liner hanger agar diperhatikan hal-hal sebagai berikut : Persiapkan dan pastikan liner accesories sudah siap pakai sesuai dengan tipe liner hanger yang akan digunakan (dart, wiper plug, setting ball sesuai dengan spesifikasi teknis, dll). Pastikan pup joint drill pipe dengan ukuran panjang yang bervariasi, siap di lokasi guna dapat memposisikan liner hanger pada posisi yang diinginkan. Pastikan besaran make up torque di setiap sambungan liner sesuai dengan spesifikasi liner yang digunakan. Waktu masuk harus hati-hati agar jangan sampai terduduk (premature set) di tengah jalan. Pastikan kembali panjang liner yang masuk, setelah hanger disambung dengan drill pipe, sudah sesuai dengan rencana dalam perhitungan dan lakukan uji sirkulasi / establish circulation.



Revisi Ke:

Tgl. Revisi:

dddari813581811darida999 998199819819999999 Catat berat rangkaian (pick-up weight, slack-off weight dan rotating torque untuk rotating liner) liner sesuai dengan spesifikasi teknis. Lakukan break sirkulasi sebelum keluar dari casing shoe trayek sebelumnya. Isi penuh DP + liner dengan lumpur, pasang cementing head. 2.11

Lakukan sirkulasi penyemenan.

untuk

mengkondisikan

lumpur

sebelum

melakukan

2.12

Pada Pemboran Laut Dalam perlu diperhatikan hal-hal khusus sebagai berikut: a. Untuk mengantisipasi terjadinya kenaikan tekanan (trapped pressure) di annulus pada fase produksi akibat meningkatnya suhu, perlu dipertimbangkan untuk memasang burst disc di titik tertentu atau gunakan casing dengan kekuatan (grade & thickness) yang lebih tinggi. b. Karena tingginya factor uncertainty di Pemboran Laut Dalam, konsep multi casing strings pada well design perlu dipertimbangkan untuk mengantisipasi protective casing string sebagai contingency plan pada saat diperlukan. c. Pada kondisi Pemboran tanpa riser (riserless drilling), design factor untuk conductor casing (dimension and strength dari casing tsb seperti bending, fatigue, collapse and burst rating nya) dan running procedure-nya beserta riser harus memperhitungkan beban ekstra berdasarkan kuat arus, berat riser, BOP dan subsea wellhead untuk tetap mendapatkan well integrity yang diperlukan.

3

Penyemenan

3.1

Persiapan a. Lakukan Pre Job Safety penyemenan casing/ liner.

Meeting

sebelum

melakukan

pekerjaan

b. Pastikan uji bubur semen atau cement slurry di laboratorium termasuk waktu pengerasan sudah dilakukan sebelumnya dengan menggunakan contoh air dan cement additive yang akan digunakan pada sumur pemboran. c. Lakukan simulasi penyemenan untuk memaksimalkan hasil penyemenan dengan mempertimbangkan segala kemungkinan termasuk hilang semen saat pemompaan. d. Pastikan semua pipa saluran tekan penyemenan harus di ikat / dijangkar untuk menahan getaran dan tekanan tinggi saat pelaksanaan penyemenan e. Bila akan melakukan penyemenan pada surface casing berukuran besar dan dangkal, pastikan casing diikat pada rig floor / lantai bor agar tidak terangkat.



Tgl. Revisi:

dddari813681811darida999 f. Lakukan uji tekan saluran penyemenan dengan air998199819819999999 / fresh water sampai di atas tekanan maksimum operasi penyemenan yang diperlukan. g. Laporan penyemenan termasuk grafik pemompaan wajib dibuat setiap kali selesai pelaksanaan penyemenan. 3.2

Pelaksanaan Penyemenan a. Primary Cementing : Single Stage Cementing Pastikan urutan plug pada cementing head tidak terbalik. Pompakan sejumlah cairan pendahulu / mud wash / spacer / water ahead. Jatuhkan bottom plug, kecuali untuk hal khusus dimana bottom plug tidak digunakan. Aduk dan pompakan sejumlah bubur semen sesuai perhitungan serta catat berat jenis bubur semen sesuai progam penyemenan. Ambil beberapa contoh pengerasan semen.

bubur

semen

untuk

mengetahui

waktu

Amati aliran balik lumpur bor ke permukaan untuk mencatat kemungkinan terjadinya mud loss atau mud gain. Pastikan agar persediaan air maupun lumpur pendorong dalam keadaan cukup dan lancar selama proses penyemenan, . Setelah pemompaan bubur semen selesai, jatuhkan top plug. Pompakan lumpur pendorong dengan kecepatan program penyemenan.

sesuai dengan

Perlambat pemompaan setelah top plug mendekati landing collar / float collar. Setelah top plug sampai pada bottom plug / float collar, naikkan tekanan sesuai dengan program penyemenan. Apabila tekanan bentur belum juga didapat / tercapai, maka lakukan penambahan pemompaan sampai maksimum setengah volume shoe track Saat melakukan bleed off tekanan bentur dan terjadi aliran balik berlebihan, pompakan kembali secara perlahan sampai dengan jumlah lumpur yang keluar, tutup valve pada cementing head sampai waktu semen keras dan posisikan pipa selubung tetap berada di tengah-tengah lubang rotary table. Untuk surface casing, apabila bubur semen tidak mencapai permukaan dianjurkan untuk melakukan top job. Pastikan Cement Bond Log (CBL) dilakukan untuk uji kualitas penyemenan



Tgl. Revisi:

dddari813781811darida999 b. Primary Cementing: Dual Stage Cementing

998199819819999999

Pastikan spesifikasi Dual Stage Cementing Collar ( DSCC ) sesuai dengan program. Pasang float shoe & float collar seperti tahapan pada Single Stage Cementing. Pastikan pemasangan DSCC tidak menggunakan casing tong pada tempat yang diberi tanda larangan untuk memperkuat ikatan dan gunakan thread lock. Apabila menggunakan External Casing Packer (ECP) pastikan proses setting ECP sudah sesuai dengan manual instruction. Pastikan Cement Bond Log (CBL) dilakukan untuk uji kualitas penyemenan c. Penyemenan Liner Pastikan surface facilities (Cementing head, Dart / Drill Pipe Plug, cementing line) untuk penyemenan liner sudah tersedia dan terpasang dengan baik. Lakukan uji tekan saluran penyemenan dengan air / fresh water sampai di atas tekanan maksimum operasi penyemenan yang diperlukan. Lakukan sirkulasi bersih sebelum pelaksanaan penyemenan Catat berat rangkaian (pick-up weight dan slack-off weight) sebelum melepaskan running tool. Pasang/Set hanger sesuai petunjuk pemasangan liner dan spesifikasi teknisnya. Penyemenan dilakukan sesuai dengan petunjuk atau prosedur dari liner yang digunakan dan program penyemenan. Pastikan Cement Bond Log (CBL) dilakukan untuk uji kualitas penyemenan d. Secondary Cementing: Squeeze cementing Hal-hal yang perlu diperhatikan untuk pelaksanaan squeeze cementing. i.

Data kedalaman perforasi

ii. Spesifikasi teknis casing dan skematik sumur iii. Fracture gradient batuan / lapisan. iv. Tekanan squeeze tidak boleh melebihi burst pressure rating dari Casing v. Lakukan dan catat injection rate sebelum dilakukan squeezing. vi. Setelah semen dinyatakan kering, lakukan pressure test untuk menguji hasil squeeze vii. Hasil squeeze cementing wajib dibuatkan laporan.



Tgl. Revisi:

dddari813881811darida999 e. Penyemenan Sumbat/Cement Plug

998199819819999999

Hal-hal yang perlu diperhatikan dalam penyemenan sumbat harus sesuai dengan SNI No.13-6910-2002. 3.3

Penyemenan pada Pemboran Laut Dalam: Program Penyemenan pada Pemboran Laut Dalam harus memperhitungkan formation integrity untuk mencegah terjadinya formation breakdown dan loss circulation Pastikan batas puncak semen diatas lapisan zona hidrokarbon yang paling atas cukup kuat untuk memberikan zone isolation untuk mencegah gas channelling dan aliran gas ke permukaan. Untuk mendapatkan zone isolation yang cukup di annulus, pastikan cement overlap diatas shoe terakhir cukup tinggi. Pastikan tidak ada kontaminasi semen di sekitar area subsea wellhead.



Tgl. Revisi:


BAB VI

998199819819999999

PERFORASI DAN UJI KANDUNGAN LAPISAN

1

Perforasi

1.1

Persiapan a. Periksa tanggal pembuatan bahan peledak, pastikan tidak kadaluarsa. b. Periksa spesifikasi teknis dan jumlah bahan peledak yang dipasang, apakah sesuai kondisi formasi (temperatur), ukuran dan jumlahnya dalam Program Perforasi. Pemeriksaan dilakukan sebelum Detonator dipasang. c. Periksa Detonator dan primacord yang akan dipasang, apakah sesuai dengan tekanan dan temperatur sumur. d. Korelasi kedalaman, sesuaikan dengan data hasil log Casing Collar Locator (CCL) dan Gamma Ray (GR). e. Untuk perforasi dengan menggunakan wireline atau “Through Tubing Perforating Gun (Enerjet)”, pasang dan uji tekan lubricator berikut pressure containment (Pack-off)nya. f.

Untuk perforasi dengan menggunakan TCP (Tubing Conveyed Perforating) :

g. Pastikan ukuran Pipe Ram sesuai dengan ukuran diameter rangkaian penghantar TCP Gun. h. Pastikan semua urutan peralatan dan ukuran dimensi untuk setiap peralatan tersebut sesuai dengan desain rangkaian dan peralatan terkait (drop bar, EMR/Electric Memory Recorder gauges, dsb) yang akan digunakan/dimasukkan. i.

Lakukan uji tekan casing dan liner lap (jika ada) dengan tekanan minimum sebesar tekanan annulus yang akan digunakan selama pelaksanaan pengoperasian UKL / TCP-DST

j.

Selama memasang detonator hingga masuk ke kedalaman minimum 300ft, komunikasi radio, telepon dan pengelasan listrik harus dimatikan.

k. Untuk perforasi dengan wireline, pastikan lubang sumur penuh dengan fluida komplesi sebelum melakukan penembakan / perforasi agar lubang sumur selalu dalam kondisi overbalance. l.

Untuk perforasi under balance dengan menggunakan TCP gun, lakukan kaji ulang sebelumnya terhadap prosedur yang mengacu pada spesifikasi teknisnya (mekanikal drop bar, annulus presure activated dan/atau time delayed firing system).

m. Pelaksanaan perforasi pertama untuk setiap UKL (Uji Kandungan Lapisan) harus dilakukan setelah matahari terbit (Ref. SNI No. 13-6910-2002)



Tgl. Revisi:


Pelaksanaan.

998199819819999999 a. Lakukan Pre Job Safety Meeting (PJSM) sebelum melakukan perforasi. b. Lakukan korelasi dengan menggunakan CCL/GR Logs untuk memastikan posisi gun tepat pada kedalaman interval yang akan diperforasi yang disaksikan oleh wakil perusahaan yang berwenang. Bila perforasi dilakukan dengan Wireline Gun atau dengan Through Tubing Perforating Gun, korelasi dilakukan dengan menyamakan Gamma Ray Cased Hole dengan Gamma Ray Open Hole. CCL dapat ditambahkan sebagai alat bantu untuk penegasan. Untuk perforasi (underbalance) dengan menggunakan TCP Gun, lakukan korelasi CCL/GR logs untuk menyamakan kedalaman dari perforating gun yang tepat dengan interval yang akan diperforasi berdasarkan posisi marker yang dipasang dengan jarak tertentu di atas gun tersebut. c. Korelasikan kedalaman perforasi minimal 2 kali untuk meyakinkan posisi perforasi. d. Pelaksanaan perforasi dapat dilakukan setelah mendapatkan persetujuan dari wakil perusahaan yang ditunjuk. e. Amati instrument pendeteksi untuk memastikan bahwa bahan peledak sudah meledak dan Pengawas Rig harus selalu mengamati kondisi lubang sumur. f.

Untuk perforasi dengan mengunakan Wireline Gun, setelah penembakan, lakukan rekam ulang untuk meyakinkan posisi perforasi.

g. Setelah perforasi overbalance dengan Wireline Gun dilaksanakan, pastikan lubang sumur selalu penuh dengan fluida komplesi. Jika terjadi loss, isi lubang jika terjadi aliran, lakukan: Tutup lubricator stuffing box Angkat rangkaian gun sampai semua keluar dari selang perforasi (± sampai 200 m di atasnya). Matikan aliran dengan cara Bull heading h. Cabut rangkaian gun sampai 100 meter di bawah permukaan lalu pastikan semua sistem komunikasi dimatikan dan semua kegiatan pengelasan dihentikan / ditunda kemudian cabut rangkaian hingga permukaan. i.

Setelah rangkaian perforating gun dilepas, periksa, hitung dan laporkan jumlah bahan peledak yang telah meledak.

2

Uji Kandungan Lapisan Dengan Menggunakan Alat Drill Stem Test (DST)

2.1

Perencanaan a. Pastikan lubang sumur dalam kondisi mati (tidak ada aliran).



Tgl. Revisi:

dddari814181811darida999 b. Siapkan peralatan DST di permukaan dan pastikan minimum tersedia 2 998199819819999999 mechanical barrier sebagai pengaman (tester valve/ master valve/ sub surface safety valve/ dll). Pada saat tes produksi dilakukan fluida tidak bisa dijadikan sebagai barrier. c. Jika prediksi tekanan reservoir cukup besar, berikan air bantalan sesuai dengan program dari reservoir engineering. 2.2

Pelaksanaan a. Pasang flow head, lubricator dan semua peralatan uji alir permukaan (surface well test equipment). b. Uji semua peralatan permukaan sampai dengan choke manifold dengan tekanan sebesar minimum sama dengan besarnya tekanan formasi, sedangkan peralatan uji alir permukaan setelah choke manifold diuji tekan (separator, surge tank, heater, test tank, burner, dll) sesuai dengan spesifikasi masing-masing c. Lakukan uji alir sesuai dengan program DST. d. Matikan sumur sesuai program. e. Untuk initial flow dilakukan pada hari terang sesuai dengan SNI No.13-69102002

2.3

Keselamatan kerja a. Keselamatan kerja pada saat DST mengacu pada SNI No.13-6910-2002 b. Seluruh saluran pipa di permukaan dari test manifold sampai dengan test unit harus diikat pada sambungan coupling dengan rantai, jangkar dan dipatok (tidak boleh di las). c. Petugas keselamatan kerja selalu siap di lokasi saat DST dilakukan lengkap dengan peralatan pendukungnya seperti Gas Detector dan alat pemadam kebakaran yang memadai. d. Lakukan sosialisasi dan latihan tanggap darurat e. Saat menyalakan api pada flare, harus memperhatikan arah angin (windsock) sehingga terhindar dari kebakaran. f. Harus tersedia alat komunikasi yang gas proof type g. Pastikan pemadam api untuk class ABC atau dry powder tersedia



Tgl. Revisi:


BAB VII

998199819819999999

PENYELESAIAN SUMUR (KOMPLESI)

1

Penentuan Tipe dan Jenis Peralatan Komplesi ditentukan berdasarkan: a. Tekanan, temperatur dan sifat fluida reservoir. b. Jenis batuan reservoir. c. Laju produksi. d. Jenis fluida atau gas (satu Fasa atau lebih) e. Jumlah layer reservoir yang diproduksikan (Single, Dual, Comingle, Multi). f. Rencana Kerja Ulang (dengan / tanpa Rig) g. Sumber daya (reservoir drive)

2

Hal-hal yang perlu dilakukan pada Cased Hole Completion a. Lakukan evaluasi hasil penyemenan. b. Lakukan tes tekanan pipa selubung. c. Lakukan dry test (negative test) pada puncak liner untuk pipa selubung produksi yang menggunakan liner pada sumur gas tekanan tinggi d. Lakukan scrapping pada pipa selubung produksi, dilanjutkan dengan mengganti lumpur dengan fluida komplesi sebelum masuk rangkaian komplesi. Untuk sumur bertekanan dan bertemperatur tinggi diatas 300 oF atau 150o C (HTHP) pastikan tipe fluida komplesi (KCl, NaCl, CaCl2, NaBr, Polyphosphate, Nitrate based) disesuaikan dengan kondisi formasi dan perhitungkan adanya pengaruh temperatur termasuk ada tidaknya kandungan sour gas atau H2S. Siapkan unit filtrasi dan lakukan penyaringan sesuai program e.

3

Catat spesifikasi semua peralatan yang akan masuk kedalam sumur.

Hal-hal yang perlu dilakukan pada Open Hole Completion a. Lakukan evaluasi hasil logging terhadap stabilitas lubang dan kepadatan formasi. b. Apabila diperlukan lakukan pembersihan dinding lubang sumur dari mud cake dengan surfactant atau bahan kimia lain yang sesuai. c. Ganti lumpur dengan fluida komplesi sebelum memasukkan rangkaian komplesi.



Tgl. Revisi:

dddari814381811darida999 d. Catat spesifikasi semua peralatan yang akan masuk998199819819999999 kedalam sumur. e. Apabila packer akan ditempatkan dibagian open hole, pastikan posisi packer berada dibagian formasi yang memiliki integritas memadai berdasarkan hasil evaluasi logging 4

Swabbing a. Lakukan Pre-Job Safety Meeting (PJSM) b. Tujuannya adalah untuk mengeluarkan fluida komplesi dan menarik fluida formasi masuk kedalam rangkaian komplesi c. Siapkan peralatan swab antara lain : swab rubber, jar, sinker bar, swivel joint, rope socket, swab line, oil saver, swab head test, dan lubricator d. Lakukan uji tekan terhadap rangkaian swab head test dan lubricator, dengan tekanan minimum sebesar antisipasi tekanan yang mungkin timbul dipermukaan e. Swabbing sumur dilakukan secara bertahap dengan maksimum penambahan kedalaman 500 ft (150 m) di bawah fluid level. Pelaksanaan swab sesuai dengan SNI No.13-6910-2002 f.

Para pekerja dilarang berada di lantai bor untuk menghindari terjadi kecelakaan

g. Selama pekerjaan swab, petugas Keselamatan Kerja harus siap di lokasi untuk mendeteksi konsentrasi gas.

5

Pencatatan Data Sumur Produksi Setelah sumur berproduksi KKKS wajib untuk melakukan mendata dan mendokumentasikan semua kegiatan dan parameter sumur termasuk masalah yang mungkin terdapat didalam setiap sumur (kepasiran, water cut, fish, dan sebagainya) sebagai acuan untuk perawatan sumur/kerja ulang.



Tgl. Revisi:


BAB VIII

998199819819999999

OPERASI KHUSUS

1

Pengasaman (Acidizing) Teknik stimulasi dengan metoda pengasaman biasanya dilakukan pada formasi yang mengandung batuan kapur (limestone) atau karbonat. Tujuannya adalah untuk melarutkan batuan kapur atau karbonat secara kimiawi sehingga aliran fluida hydrocarbon terbuka kembali. Hal-hal yang perlu diperhatikan adalah sebagai berikut: a. Lakukan Pre-Job Safety Meeting (PJSM) b. Siapkan peralatan acidizing seperti pompa, batch mixer dan lain-lain c. Lakukan uji laboratorium untuk menentukan campuran material yang paling efektif untuk digunakan dalam proses pengasaman berdasarkan data dan contoh batuan reservoir. d. Untuk pelaksanaan operasi pengasaman mengacu pada SNI 13-69-10-2002 dan acuan teknis lain yang terkait.

2

Perekahan (Fracturing) Teknik stimulasi dengan metoda perekahan biasanya dilakukan pada formasi yang memiliki permeabilitas rendah sehingga meningkatkan kemampuan alir fluida reservoir ke sumur. Hal-hal yang perlu diperhatikan adalah sebagai berikut: a. Lakukan Pre-Job Safety Meeting (PJSM) b. Siapkan peralatan fracturing seperti pompa bertekanan tinggi dan lain-lain c. Lakukan uji laboratorium dan permodelan untuk menentukan teknik perekahan dan penempatan proppant didalam rekahan. d. Untuk pelaksanaan operasi perekahan mengacu pada SNI 13-69-10-2002 dan acuan teknis lain yang terkait.

3

Gravel Packing Teknik stimulasi dengan metoda gravel packing biasanya dilakukan pada formasi batuan pasir yang unconsolidated (mudah runtuh). Tujuannya adalah agar butiran pasir yang mudah runtuh tetap tertahan dan tetap ditempatnya sehingga aliran fluida dari reservoir tidak tersumbat oleh runtuhan pasir ke dalam sumur.



Tgl. Revisi:

dddari814581811darida999 Hal-hal yang perlu diperhatikan adalah sebagai berikut: 998199819819999999 a. Lakukan Pre-Job Safety Meeting (PJSM) b. Siapkan peralatan gravel packing seperti pompa, batch mixer dan lain-lain c. Lakukan uji laboratorium dan permodelan untuk menentukan teknik gravel packing yang tepat. d. Untuk pelaksanaan operasi pemasangan gravel packing mengacu pada acuan teknis yang terkait.

4

Sidetracking Dalam kondisi tertentu operasi pemboran sidetracking (pembelokan sumur) diperlukan dengan beberapa alasan yang antara lain : Pemancingan yang gagal Mengubah bottom hole target Untuk tujuan lain seperti pemboran multi lateral well Metoda yang umumnya dilakukan antara lain : a. Kondisi Open Hole : Lakukan Spotting Kick-Off Plug dan dapat dibantu dengan Open Hole Whipstock Lanjutkan dengan rangkaian pemboran berarah (directional drilling assembly) b. Kondisi Cased Hole : Pasang whipstock yang dilengkapi dengan packer dan dapat dibantu dengan cement plug sebagai dudukan whipstock Lanjutkan dengan rangkaian window mills (kombinasi tapered mill dan watermelon mill) Lanjutkan dengan rangkaian pemboran berarah (directional drilling assembly)



Tgl. Revisi:


BAB IX

998199819819999999

KEPALA SUMUR (WELL HEAD DAN X-MAS TREE)

1

Perencanaan / Desain Kepala Sumur a. Pastikan ukuran dan spesifikasi teknis kepala sumur sesuai dengan rencana susunan casing program dalam program pemboran dengan kapasitas tekanan dari kepala sumur minimum harus dapat menahan tekanan permukaan maksimum yang diperkirakan (Maximum anticipated surface pressure), temperatur maksimum di permukaan dan jenis kandungan fluida dari reservoir yang mungkin akan bersentuhan langsung dengan kepala sumur terutama kandungan H2S dan CO2. b. Pastikan desain kepala sumur sesuai dengan BOP configuration yang akan dipakai, gunakan adapter bila diperlukan c. Siapkan gambar susunan kepala sumur dan BOP stack beserta detail dimensi dan elevasinya untuk memastikan posisi peralatan (valves, lines, dsb) yang tepat di cellar. d. Kepala sumur harus mengikuti standard API 6A edisi terakhir, sedangkan pabrik pembuatnya harus memiliki API monogram.

2

Persiapan Pemasangan Kepala Sumur a. Pastikan bahwa kepala sumur yang akan digunakan telah melalui stack up test yang benar di fabrikasi, lengkap dengan dokumen dan sertifikasi pendukungnya. b. Pastikan seluruh aksesoris berikut suku cadangnya (casing hanger, ring gasket, pack-off atau seal, baut dan mur, dsb) tersedia di lokasi. c. Pastikan prosedur pemasangan tersedia dan dikaji ulang oleh pihak-pihak terkait yang bertanggung jawab untuk pekerjaan pemasangan. d. Pastikan alat-alat pendukung (welding machine and tools, pre-heat dan service, hand pump untuk cavity test) tersedia di lokasi. e. Pengawas pemboran / wakil harus mulai melakukan pengecekan / pemeriksaan secara fisik sejak persiapan di gudang logistik / warehouse dan juga setelah tiba di lokasi pemboran.

3

Operasi Pemasangan dan Pengetesan a. Yakinkan bahwa annulus terisolasi dengan benar (adanya ECP/External Casing Packer atau yang menggunakan pack-off) atau semen telah mengeras sebelum melepas BOP dan memasang kepala sumur.



Tgl. Revisi:

dddari814781811darida999 b. Jika perlu melakukan pemotongan pipa selubung 998199819819999999 lakukan sesuai dengan standar teknis kepala sumur dan lakukan pengelasan sesuai dengan standard yang berlaku. c. Untuk kepala sumur tipe subsea atau compact head pastikan tally pipa yang akurat agar hanger duduk dengan sempurna pada tempatnya. d. Lakukan cavity test mengacu pada spesifikasi dari pabrikan dan tidak lebih dari 70% collapse rating casing yang bersangkutan. Uji tekan pada kepala sumur dilakukan bersamaan dengan uji tekan BOP sesuai dengan rekomendasi dari pabrikan kepala sumur.

4

Subsea Wellhead dan Xmas Tree a. Hal-hal khusus yang menyangkut semua ketentuan teknis design untuk subsea wellhead dan subsea Xmas Tree dalam operasi lepas pantai (termasuk Pemboran Laut Dalam) mengacu pada API Standard 53, API RP 96, API RP 90, dan standard pemboran lainnya b. Design subsea wellhead dan Xmas Tree dibuat terintegrasi dengan perencanaan penggunaan subsea BOP, marine riser, connector, flowlines, umbilical, sistem tie-back untuk kegiatan Kerja Ulang jika diperlukan, dsb.

5

Mudline Suspension System a. Untuk pemboran lepas pantai yang menggunakan sistem mudline suspension, well design-nya mengacu pada API Standard 65, API Spec 17D, API RP 90, dan standard pemboran lainnya b. Well Design yang mempergunakan mudline suspension system dibuat terintegrasi dengan rencana penggunaan Temporary Abandonment Cap dan perencanaan sistem tie-back untuk kegiatan komplesi atau Kerja Ulang jika ada. c. Semua well design yang dibuat harus tetap mempertimbangkan adanya prinsip ”minimum double barrier” untuk alasan-alasan keselamatan dan lingkungan sesuai dengan standard yang berlaku.



Tgl. Revisi:


BAB X

998199819819999999

PERALATAN PENGENDALI SUMUR (BOP)

1

Perencanaan dan Persiapan :

1.1

Pastikan kepala sumur sudah terpasang dengan benar.

1.2

Pastikan koneksi yang sesuai antara well head dan rangkaian BOP, siapkan adaptor apabila diperlukan

1.3

Pastikan posisi BOP pengoperasiannya

1.4

Pastikan BOP dalam kondisi siap pakai, dirawat dan periksa secara rutin (setiap ada kerusakan harus segera diganti)

1.5

Pastikan bahwa BOP rating memenuhi maksimum antisipasi tekanan permukaan (anticipated surface pressure) dan susunan rangkaian BOP memenuhi minimum API RP 53

1.6

Prakiraan tekanan maksimum agar didasarkan pada antisipasi dengan asumsi terburuk (worst case assumption) khususnya untuk sumur eksplorasi dimana kelengkapan dan akurasi data yang ada terbatas.

1.7

Pastikan bahwa spesifikasi rangkaian BOP beserta komponennya termasuk rotating head bila digunakan sesuai dengan kondisi sumur (H2S service, SBM, temperatur, dll)

1.8

Untuk penggunaan pada kondisi Sour Gas (H2S service) agar mengacu pada ketentuan dalam API RP 53 section 20 (Blow out preventer for hydrogen sulfide service).

1.9

BOP body termasuk valves dan semua bagian rangkaian well control lainnya yang mungkin ter-expose H2S agar memenuhi standar NACE 0175.

1.10

Untuk rubber element agar digunakan dari jenis Nitrile yang harus segera diganti setelah ter-expose dengan H2S.

1.11

Pastikan ketersediaan suku cadang yang memadai (Ring Gasket dengan jenis yang sesuai, Bolt dan Nut, Seal, Ram Block, Rubber Ram, Packing Element, dll) dan sesuai dengan API RP 53

1.12

Pastikan penggunaan Diverter sesuai dengan syarat minimum API RP 53 dan API RP 64

pada

arah

yang

tepat

agar

memudahkan



Tgl. Revisi:


998199819819999999 Pastikan kapasitas accumulator sesuai dengan rangkaian BOP mengikuti persyaratan minimum API RP 53

1.14

Jarak minimum penempatan accumulator unit adalah 15 meter dari kepala sumur

1.15

Semua modifikasi atau reparasi terhadap peralatan pengendalian sumur harus memenuhi spesifikasi API RP53 atau SNI No.13-6910-2002

1.16

Kontrol panel dari Diverter dan BOP harus ditempatkan dekat dengan juru bor. Dan kontrol panel kedua ditempatkan pada lokasi aman yang telah ditentukan

2

Pemasangan dan Penggunaan

2.1

Lakukan uji tekan dan uji fungsi sesuai dengan API RP 53

2.2

Apabila test stump tersedia dan digunakan, BOP agar di test sesuai dengan rated working pressure mengacu pada API RP 53

2.3

Rekam hasil pengujian dan bubuhkan paraf tanggal pengujian serta simpan hasil uji tersebut dalam dokumen data sumur.

2.4

Pastikan semua pemasangan sudah sesuai dengan standar rekomendasi pabrikan dan API RP 53

2.5

Untuk Diverter sistem kontrol harus dipasang secara berurutan : Valve diverter line harus terbuka secara otomatis sesaat sebelum diverter element tertutup

3

Diverter

3.1

Diverter line dirancang dan diperiksa sesuai dengan API RP-64. Untuk anjungan lepas pantai mempunyai ID minimum 12 inch dan untuk pemboran di darat mempunyai ID minimum 8 inch. Semua valve pada diverter line merupakan jenis yang terbuka penuh dan line-nya sebaiknya terpasang lurus.

3.2

Uji fungsional diverter harus dilakukan setiap 7 hari sekali.

3.3

Pada anjungan lepas pantai, diverter harus mempunyai dua line.

3.4

Pada pemboran di darat dimana ada kemungkinan aliran gas dari sumur, diverter line harus diarahkan pada daerah yang aman.



Tgl. Revisi:


998199819819999999 Konfigurasi rangkaian BOP [Blow Out Preventer] untuk Drilling, Completion dan Workover

4.1

BOP Stack ( Blow Out Preventer ) & Accumulator Unit

4.1.1 Pengertian Sistem Pencegah Semburan Liar (BOP System) dan fungsi Adalah merupakan gabungan beberapa komponen yang terdiri dari Accumulator Unit, Valves dan Chokes sistem termasuk Choke Manifold dan remote control panel serta Blow Out Preventer (BOP Stack). Ketiga sub sistem tersebut harus dapat dioperasikan secara terpadu dan mempunyai standar capasitas dan tekanan kerja yang telah ditentukan oleh pabrik serta berfungsi untuk mengatasi terjadinya semburan liar pada pemboran sumur Migas. 4.1.2 Persiapan dan pemasangan BOP harus dalam kondisi siap pakai, dirawat dan periksa secara rutin (setiap ada kerusakan harus segera diganti). Siapkan dan teliti ring joint, bolt & nut sesuai working pressure dan bersihkan berikut ring groove pada flange masing-masing dan yakinkan tidak salah serta setiap pemasangan agar ring joint dan ring groove selalu dalam keadaan kering. Untuk bolt & nut setiap akan dipasangkan harus diberi grease untuk memudahkan pemasangan dan tidak mudah berkarat Konfigurasi BOP stack sesuai dengan program dan memenuhi minimum standar API RP 53. Pasang HCR Valve dengan urutan posisi Gate Valve Manual dekat dengan BOP dan HCR Valve antara Gate Valve Manual dengan Choke Manifold Sambung Bleed Off Line. Hindari penggunaan elbow / knuckle joint , upayakan lurus terhadap Choke Manifold Untuk pemboran di darat Pasang saluran bakar (Flare) kearah tempat yang aman sesuai dengan SNI No.13-6910-2002. Accumulator Remote Control i.

Volume Hydraulic fluid yang bisa dipergunakan pada tangki penampung accumulator harus cukup untuk membuka dan menutup semua sistem BOP.

ii.

Tekanan dan kapasitas tabung accumulator harus cukup untuk mensuplai tekanan yang dibutuhkan untuk buka dan tutup sistem BOP sesuai API RP.53

iii.

Jarak minimum penempatan accumulator unit adalah 15 meter dari kepala sumur.

iv.

Pemasangan saluran pipa tekanan tinggi dari accumulator tidak boleh terbalik antara saluran buka dan tutup.



Tgl. Revisi:

dddari815181811darida999 v.

998199819819999999 Pastikan automatic switch pada accumulator unit harus bekerja dengan baik sesuai seri tekanannya. Hydraulic Remote Choke Console harus tersedia pada lantai bor Choke Manifold untuk tekanan sampai dengan 3000 psi minimal harus mempunyai 2 (dua) Manual adjustable choke, sedangkan untuk 5000 psi atau lebih tinggi minimal harus mempunyai 1 (satu) Hydraulic operated adjustable choke sebagai choke utama pengatur aliran dan 1 (satu) Manual adjustable choke sebagai cadangan. Upayakan pemasangan saluran outlet BOP lurus dengan Choke manifold.

4.2

Konfigurasi rangkaian BOP untuk Surface Drilling, Completion dan Workover 4.2.1 Rangkaian untuk tekanan kepala sumur (wellhead) sampai 3000 psi minimum terdiri dari: a. Satu annular preventer b. Dua rams preventer yang terdiri dari satu blind/shear rams dan satu pipe rams. 4.2.2 Rangkaian untuk tekanan kepala sumur 5000 psi dan lebih tinggi minimum terdiri dari: a. Satu annular preventer b. Dua rams preventer yang terdiri dari satu blind/shear rams dan satu pipe rams. 4.2.3 Rangkaian untuk sumur yang termasuk kategori HT-HP (High PressureHigh Temperature) untuk tekanan kepala sumur 10000 psi atau lebih tinggi disarankan agar memiliki: a. Satu annular preventer b. Minimum tiga rams preventer yang terdiri dari satu blind/shear rams, satu pipe rams dan satu variable rams. c. Untuk sumur-sumur yang mengandung H2S wajib menggunakan shear rams.

4.3

Konfigurasi rangkaian BOP untuk Subsea Drilling, Completion dan Workover antara lain: 4.3.1 Rangkaian dari atas ke bawah, sebagai konfigurasi rangkaian minimum untuk tekanan kepala sumur sampai 5000 psi : a. Satu annular preventer yang dapat diambil kembali pada lower marine package b. Tiga rams type preventers. c. Satu choke line dan kill line yang terpasang pada BOP stack. Sistem BOP dilengkapi dengan dua hydraulic control line.



Tgl. Revisi:

dddari815281811darida999 4.3.2 Rangkaian dari atas ke bawah, sebagai konfigurasi rangkaian minimum 998199819819999999 untuk tekanan kepala sumur diatas 5000 psi : a. Dua annular preventer, salah satu merupakan annular preventer yang dapat diambil kembali pada lower marine package. b. Empat rams type preventer. c. Jumlah minimum inlets/outlets adalah tiga. Bila terdapat empat inlets/outlets, maka masing-masing inlets/outlets dapat dipasang pada setiap rams. Sistem BOP dilengkapi dengan dua hydraulic control line. 4.3.3 Diperlukan pemasangan blind/shear rams. 4.3.4 BOP stack harus mempunyai pipe rams (variable ram) yang dapat menutup pada semua ukuran drillpipe dan tubing.. 4.3.5 Setiap ram type preventer harus mempunyai locking ram device yang dioperasikan secara remote. 4.3.6 Kedua standpipe manifold harus masing-masing mempunyai double valve isolasion. 4.3.7 Untuk pemboran laut dalam, perlu dipastikan ketersediaan peralatan subsea BOP lainnya (lengkap) berikut konfigurasi pemasangannya, seperti: a. Sistem BOP Control, seperti panel peralatan pengendali jarak jauh, sistem akustik b. Fungsi tanggap darurat, seperti sistem pemutusan dalam keadaan darurat, deadman, auto shear, dsb. c. Pertimbangan lain untuk keselamatan termasuk pemboran top hole section tanpa riser (riserless drilling). 4.3.8 Hal-hal yang menyangkut teknis detail lainnya tentang peralatan pengendalian sumur (surface maupun subsea BOP) tetap merujuk pada API Standard 53. 5

Peralatan Lain dalam Sistem Pencegah Semburan Liar. Minimal satu full-open safety valve dan inside BOP berikut Cross-overs-nya harus tersedia dan siap untuk dipasang dan ditempatkan di lantai bor.

6

Uji Tekan Sistem Pencegah Semburan Liar

6.1

Ketentuan proses uji tekan mengacu pada API RP53 section 17 untuk Surface BOP dan well control equipment nya dan section 18 untuk Subsea BOP dan well control equipment nya.

6.2

Lakukan test saluran buka / tutup antara Accumulator Unit dengan susunan BOP agar yakin bahwa sistem saluran sudah benar dan tidak bocor serta bekerja dengan baik



Tgl. Revisi:

dddari815381811darida999 Lakukan test saluran buka / tutup pada HCR Valve 998199819819999999 dan Hydraulic Operated Adjustable Choke, yakinkan dapat bekerja dengan baik

6.4

Untuk test tekanan pada BOP Stack termasuk rangkaian Choke manifold hendaknya menggunakan air dengan besaran tekanan dan jangka waktunya sesuai ketentuan dalam API RP53. Test tekanan dilakukan sampai pada pressure ratingnya, setidak-tidaknya untuk test pertama sebelum rig acceptance; untuk test selanjutnya disesuaikan dengan anticipated bottom hole pressure di sumur tsb.

6.5

Pada trayek pemboran yang sama, pengujian periodik BOP dilakukan pada operasi normal tidak melebihi 21 hari atau merujuk pada API RP-53.

7

Pengendalian Sumur (Well Control Practices)

7.1

Rangkaian BOP harus terpasang terpasangnya surface casing

7.2

Rangkaian BOP dan kepala sumur (Wellhead) yang terpasang harus mempunyai working pressure dan rating temperature yang mencukupi untuk menangani prakiraan tekanan maksimum yang akan timbul dipermukaan akibat dari tekanan dan temperatur formasi dari dalam lubang yang terdalam pada trayek atau hole section yang sedang dibor.

7.3

Untuk sumur explorasi dan appraisal, maksimum antisipasi tekanan di wellhead harus diperhitungkan bila kolom gas sampai ke permukaan. Sementara untuk sumur development, tekanan fluida reservoir yang harus dipakai.

7.4

Perwakilan perusahaan harus berada di lantai bor, sebelum dilakukan pencabutan rangkaian bor untuk melaksanakan flowcheck dan observasi pencabutan pipa sampai yakin bahwa pencabutan bisa berlangsung dengan aman.

7.5

Setelah killing well dan operasi testing (UKL) selesai, pastikan langkah selanjutnya akan bisa berlangsung dengan aman sebelum dilakukan pencabutan rangkaian pipa.

7.6

Latihan penanggulangan kick, sirkulasi, stripping dan penutupan sumur (shut-in) harus dilakukan secara periodik untuk memastikan kesiapan personil bila well control terjadi.

7.7

Teknik penutupan sumur (Shut-in) harus sudah ditentukan, dikomunikasikan dan dilatih.

7.8

Lembaran kill sheet harus diperbaharui setiap hari dan pada setiap adanya perubahan pada : berat lumpur, rangkaian pipa pemboran atau integritas formasi (LOT/FIT)

untuk

operasi

pengeboran

setelah



Tgl. Revisi:


BAB XI

998199819819999999

FLUIDA PEMBORAN ATAU KERJA ULANG

1

Ruang Lingkup Program Fluida Pemboran atau Kerja Ulang Setiap sumur harus mempunyai Program Fluida Pemboran atau Kerja Ulang yang mencakup minimum informasi sebagai berikut: a. Tipe fluida Pemboran atau Kerja Ulang untuk setiap ukuran lubang yang akan dibor atau operasi Kerja Ulang. b. Batasan maksimum dan minimum sifat (properties) fluida Pemboran atau Kerja Ulang yang diperlukan. c. Batasan kandungan padatan yang diizinkan d. Panduan pembersihan lubang (hole cleaning). e. Pengendalian korosi yang diperlukan. f.

Hal yang berkaitan dengan kerusakan formasi.

g. Metoda pencegahan pipa terjepit. h. Jenis dan prosedur pill untuk pipa terjepit. i.

Jenis dan prosedure pemakaian LCM (Lost Circulation Materials), khususnya untuk zona produktif.

j.

Jumlah minimum stok LCM untuk WBM dan/atau SOBM.

k. Jumlah minimum stok free pipe agent. l.

Jumlah minimum stok material pemberat, pengental, pengencer lumpur dan additif lain yang diperlukan antara lain fluid loss, defoamer, bacterisida, oxygen scavenger.

m. Pastikan bahan additif lumpur memiliki sertifikat API n. Semua material yang digunakan harus memiliki Material Safety Data Sheet (MSDS) dan harus sesuai dengan program HSE. Salinan MSDS tersebut harus tersedia di lokasi. Catatan: Penggunaan chrome hexavalent sebagai mud additives, atapulgite, bromida dan asbes tidak diperbolehkan. Program Fluida Pemboran atau Kerja Ulang harus memiliki panduan yang jelas mengenai sifat-sifat / properties minimum untuk semua ukuran lubang yang akan dibor / operasi Kerja Ulang dan properties spesifik yang direkomendasikan untuk: Well Control



Tgl. Revisi:

dddari815581811darida999 H2S dan atau CO2 998199819819999999 kontaminasi semen kestabilan lubang dan mencegah pipa terjepit penanggulangan hilang lumpur (lost circulation) yang komprehensif.

2

Hal-hal Umum yang Harus Diperhatikan:

2.1

Water Based Mud (WBM) Merupakan jenis lumpur pemboran atau kerja ulang yang paling sering dipakai karena murah dan ramah lingkungan. Untuk formasi yang sensitif terhadap air (contoh: reactive shale), dibutuhkan tambahan campuran khusus (contoh: KCl, Glycol). Sebagai upaya menghindari reaksi formasi yang tidak diinginkan harus diperhatikan sifat-sifat/ properties antara lain sebagai berikut ini: a. Mud Weight/ Density (berat lumpur) b. PV (Plastic Viscosity), YP (Yield Point), GS(Gel Strength) : dengan densitas agar cutting mudah terangkat ke permukaan

disesuaikan

c. API Filtrate d. pH (derajat keasaman) e. HPHT (High Pressure High Temperature) Filtrate f. Solid Content g. Chloride Content h. Swelling Potential 2.2

Synthetic Oil Base Mud (SOBM) Dipakai untuk bor atau kerja ulang daerah batuan yang peka terhadap air (swelling) dan memiliki keistimewaan tidak menyebabkan formation damage. Sebagai upaya menghindari reaksi formasi yang tidak diinginkan harus diperhatikan sifat-sifat/ properties antara lain sebagai berikut ini: a. Mud Weight/ Density (berat lumpur) b. PV (Plastic Viscosity), YP (Yield Point), GS(Gel Strength) : dengan densitas agar cutting mudah terangkat ke permukaan c. API Filtrate d. HPHT (High Pressure High Temperature) Filtrate e. Solid Content f. OWR (Oil Water Ratio) g. ES (Electrical Stability) h. Base Oil harus ramah lingkungan

disesuaikan



Tgl. Revisi:


Aerated / Foamed Mud

998199819819999999 Dipergunakan untuk mengatasi pemboran atau kerja ulang pada formasi dengan tekanan subnormal dan dapat dipergunakan pada pemboran under balanced Hal-hal yang perlu diperhatikan antara lain: a. Kebutuhan laju pemompaan dan laju pemompaan udara atau nitrogen dengan cermat (liquid air/ gas ratio). b. Kecepatan fluida yang memadai khususnya bila menggunakan down hole mud motor. c. Penggunaan foamer yang sesuai.

2.4

Fluida Komplesi (Completion Fluid/ Brine) a. Pastikan penggunaan Corrosion inhibitor dan oxygen Scavenger dengan jenis dan jumlah yang sesuai b. Pastikan penggunaan pemberat dengan jenis dan jumlah yang tepat sesuai dengan kondisi formasi serta kompatibiltas terhadap elastomer dan mempertimbangkan efek terhadap lingkungan, antara lain NaCl, KCl, CaCl2, Sodium Bromide, Polyphosphate, Nitrat Based. c. Dalam hal chemicals yang ada tidak mampu mencapai berat minimum yang diperlukan, baik karena alasan keselamatan maupun biaya, bisa dipertimbangkan untuk menggunakan lumpur yang dikombinasikan dengan program komplesi (dengan memasang circulating valve di atas packer), dan teknik perforating (misalnya perforating underbalance) untuk meminimalisir formation damage, dengan catatan bahwa well integrity dan filosofi minimum double barriers tetap terpenuhi. d. Perhatikan solubility (kelarutan) dan adanya dampak karena pengaruh perubahan tekanan serta temperatur bawah tanah (down hole condition).



Tgl. Revisi:


BAB XII

998199819819999999

OPERASI KERJA ULANG

1

Persiapan Pelaksanaan Kerja Ulang

1.1

Rapat sebelum pelaksanaan di lokasi kerja ulang:

1.2

Harus dilakukan oleh pekerja KKKS yang berwenang dengan melibatkan seluruh pekerja dan service company yang terkait dengan pelaksanaan program kerja ulang agar personil dapat mengoptimalkan pelaksanaan tugas dan tanggungjawabnya, serta pengendalian atas hazard, ketersediaan material, struktur organisasi operasi kerja ulang, perizinan bahan peledak, pemilihan perangkat penunjang, dan rencana emergency response dan peralatan penanggulangan jika terjadi keadaan darurat.

1.3

Pastikan tersedianya status, kondisi, diagram sumur dan data terakhir yang lengkap dan valid (pore pressure, fracture pressure, permeabilitas, data tekanan kepala sumur di permukaan, tubing hanger, ada tidaknya ikan atau fish didalam completion string serta kondisi peralatan bawah tanah antara lain packer, tubing) mengenai sumur yang akan dilakukan kerja ulang.

1.4

Pastikan peralatan dan penunjangnya untuk kerja ulang telah tersedia dan memadai dengan melakukan uji fungsi terhadap semua peralatan terkait.

1.5

Setiap personil telah mengerti pekerjaan yang akan dilakukan sesuai dengan program kerja ulang, terutama menyangkut bahaya dan resiko dari pekerjaan tersebut.

1.6

Pastikan bahwa prinsip “minimum double barriers” diterapkan dalam setiap langkah pelaksanaan operasi. Barrier tsb bisa bersifat “mechanical” (packer, completion string, cement bond, tubing hanger, X-Mas Tree, plugs, lubricator, dsb) maupun “fluid barrier” (completion fluid / brine, lumpur pemboran, air) atau gabungan dari keduanya.

1.7

Pastikan bahwa setiap barrier mampu mencegah aliran yang tidak diinginkan, yang berasal dari sumur ke lingkungan external nya dan atau aliran antar zona di lubang sumur yang sama (underground flow / blow out).

1.8

Pastikan tersedianya peralatan keselamatan/safety yang memadai dan siap pakai untuk mengantisipasi kondisi terburuk yang mungkin terjadi selama operasi kerja ulang (APD, APAR, dan sebagainya)

1.9

Personil harus dalam keadaan sehat jasmani dan rohani. Khusus untuk kesehatan jasmani agar merujuk pada hasil pemeriksaan dokter.



Tgl. Revisi:

dddari815881811darida999 Formulir Direktorat Jenderal Migas (DMGB) Rig Safety Check List sudah diisi 998199819819999999 sesuai dengan kondisi lapangan, dan workover rig diinspeksi untuk selanjutnya disetujui oleh Kepala Teknik Tambang atau wakilnya.

1.11

Lakukan verifikasi dan sosialisasi emergency response plan (evakuasi drill, BOP drill, H2S, fire drill, abandon ship drill dan lain-lain)

1.12

Pastikan adanya program penanganan limbah sumur kerja ulang sesuai dengan PerMen ESDM No.45 Tahun 2006 dan semua material kimia yang dipergunakan dilengkapi dengan Material Safety Data Sheet (MSDS).

1.13

Pastikan tersedianya Loss Circulation Material (LCM) yang sesuai terutama untuk melindungi zona – zona produksi

2

Jenis-jenis Operasi Kerja Ulang Operasi Kerja Ulang adalah hal yang secara umum dipakai untuk mempertahankan atau meningkatkan produksi sumur setelah proses komplesi awal antara lain water shut off, sand control/gravel packing, re-perforate, pindah lapisan, mechanical problems, operasi khusus (acidizing dan hydraulic fracturing), mengganti lifting system. Beberapa kategori dibawah ini adalah cara yang biasa dipakai untuk melakukan kerja ulang : a. dengan menggunakan Drilling/ Workover Rig b. dengan Wireline Unit c. dengan Coil Tubing Unit d. dengan Hydraulic Workover Unit (Snubbing Unit)

3

Hal-hal yang harus diperhatikan dalam Operasi Kerja Ulang

3.1

Pekerjaan dengan menggunakan Drilling/ Workover Rig a. Pastikan peralatan dan penunjangnya untuk kerja ulang telah tersedia dan memadai untuk mengantisipasi kondisi terburuk yang mungkin terjadi (pulling capacity, pump capacity, BOP rating) dengan melakukan uji fungsi terhadap semua peralatan terkait. b. Jika melakukan kerja ulang pada sumur-sumur tua, dengan konfigurasi kepala sumur yang tidak biasa, maka sebaiknya dilakukan perbaikan dan atau penggantian kepala sumur untuk dudukan BOP sebagai bagian dari prasyarat minimum double barriers.



Tgl. Revisi:

dddari815981811darida999 c.

998199819819999999 Pastikan tersedianya alat pancing dengan jenis dan ukuran yang sesuai dengan peralatan yang ada didalam sumur produksi (antara lain: tubing/casing cutter, milling tools, spears/overshots, impression block, magnet)

d. Jika diperlukan pastikan tersedianya alat electric logging yang diperlukan antara lain : casing integrity log, cement integrity log, formation log. e. Jika diperlukan pastikan tersedianya peralatan slickline dan kelengkapannya yang diperlukan antara lain : plugs and prongs, gauges, shifting tools. f.

Jika diperlukan pastikan tersedianya alat bantu yang diperlukan antara lain : retrievable bridge plug, casing patch, packer, tractor, sand bailer.

g. Jika diperlukan pastikan tersedianya peralatan cementing untuk pekerjaan water shut off dan atau zone isolation terhadap lapisan-lapisan yang sudah tidak produktif (misalnya high water cut zone). h. Pastikan tersedianya peralatan re-komplesi antara lain : tubing, packer, sliding sleeves, sub surface safety valve, nipples, gas lift mandrels, perforating guns. 3.2

Pekerjaan dengan menggunakan Wireline Unit a. Pastikan peralatan untuk wireline telah sesuai dengan peralatan produksi di dalam sumur (misalnya tipe, ukuran dan kapasitasnya). b. Pastikan wireline BOP dan penunjangnya (lubricator dan stuffing box) tersedia dengan kapasitas yang sesuai untuk mengantisipasi kondisi terburuk yang mungkin terjadi. c. Pastikan tersedianya peralatan slickline dan kelengkapannya diperlukan antara lain : plugs and prongs, gauges, shifting tools.

3.3

yang

Pekerjaan dengan menggunakan Coiled Tubing Unit (CTU) a. Pastikan peralatan dan penunjangnya untuk CTU telah tersedia dan memadai untuk mengantisipasi kondisi terburuk yang mungkin terjadi (collapse dan burst rating, pulling capacity, injector nominal pulling capacity, pump capacity, stuffing box dan BOP rating) dengan melakukan uji fungsi terhadap semua peralatan terkait antara lain. b. Pastikan tersedianya alat pancing dengan jenis dan ukuran yang sesuai dengan CTU yang dipergunakan. c. Jika diperlukan pastikan tersedianya alat pancing untuk peralatan yang ada di dalam sumur produksi (antara lain: tubing cutter, milling tools, spears/overshots, impression block, magnet) d. Jika diperlukan pastikan tersedianya alat electric logging yang diperlukan antara lain : casing integrity log, cement integrity log, formation log. e. Jika diperlukan pastikan tersedianya peralatan slickline dan kelengkapannya yang diperlukan antara lain : plugs and prongs, gauges, shifting tools.



Tgl. Revisi:

dddari816081811darida999 f.

998199819819999999 Jika diperlukan pastikan tersedianya alat bantu yang diperlukan antara lain : retrievable bridge plug, casing patch, packer, tractor, sand bailer.

g. Jika diperlukan pastikan tersedianya peralatan cementing untuk pekerjaan water shut off dan atau zone isolation terhadap lapisan-lapisan yang sudah tidak produktif (misalnya high water cut zone). h. Jika diperlukan pastikan tersedianya alat bantu yang diperlukan antara lain : tractor, sand bailer. i.

3.4

Jika diperlukan pastikan tersedianya peralatan cementing untuk pekerjaan water shut off dan atau zone isolation terhadap lapisan-lapisan yang sudah tidak produktif (misalnya high water cut zone).

Pekerjaan dengan Hydraulic Workover Unit (Snubbing Unit) a. Pastikan peralatan dan penunjangnya untuk kerja ulang telah tersedia dan memadai untuk mengantisipasi kondisi terburuk yang mungkin terjadi (hydraulic jack pulling and pushing capacity, pump capacity, BOP rating) dengan melakukan uji fungsi terhadap semua peralatan terkait. b. Pastikan tersedianya alat pancing dengan jenis dan ukuran yang sesuai dengan peralatan yang ada didalam sumur produksi (antara lain: tubing cutter, milling tools, spears/overshots, impression block, magnet) c. Jika diperlukan pastikan tersedianya alat electric logging yang diperlukan antara lain : casing integrity log, cement integrity log, formation log. d. Jika diperlukan pastikan tersedianya peralatan slickline dan kelengkapannya yang diperlukan antara lain : plugs and prongs, gauges, shifting tools. e. Jika diperlukan pastikan tersedianya alat bantu yang diperlukan antara lain : retrievable bridge plug, casing patch, packer, tractor, sand bailer. f.

Jika diperlukan pastikan tersedianya peralatan cementing untuk pekerjaan water shut off dan atau zone isolation terhadap lapisan-lapisan yang sudah tidak produktif (misalnya high water cut zone).

g. Pastikan tersedianya peralatan re-komplesi antara lain: tubing, packer, sliding sleeves, sub surface safety valve, nipples, gas lift mandrels, perforating guns. h. Setelah operasi kerja ulang selesai KKKS wajib mendokumentasikan well history meliputi well schematic terbaru, data pekerjaan dan status sumur terakhir (data produksi).



Tgl. Revisi:


BAB XIII

998199819819999999

PROBLEMA OPERASI PEMBORAN ATAU KERJA ULANG

1

Bit Balling Adalah keadaan dimana pahat terbungkus oleh gumpalan serbuk bor yang berasal dari batuan lempung (clay) sebagai akibat dari debit pemompaan yang kurang memadai, serta sifat (properties) dan tipe lumpur yang kurang mendukung sehingga serbuk bor tidak terangkat semua dan akhirnya lengket pada pahat bor.

1.1

Tanda – tanda yang harus diperhatikan antara lain : a. Kemajuan bor menurun/ ROP turun b. Torsi cenderung naik pada pemakaian tricone bit, sedangkan torsi cenderung turun pada pemakaian fixed cutter c. Tekanan pompa sirkulasi naik d. Hambatan (Drag) naik saat naik turun rangkaian untuk sambung rangkaian.

1.2

Metoda yang umumnya digunakan untuk mengatasi antara lain : a. Putar rangkaian bor dengan putaran maksimum yang diizinkan sambil angkat dan turunkan rangkaian drilling string dan hentikan mendadak berulang kali. b. Pompakan fluida pembersih misalnya larutan deterjen. c. Naikkan debit pemompaan sampai batas maksimum yang diizinkan. d. Kondisikan lumpur pemboran sesuai yang diinginkan, turunkan Viscositas lumpur sampai batas yang diperkenankan sambil tambahkan lumpur deterjen hingga bit balling hilang yaitu ditandai dengan ROP dan tekanan pompa kembali normal e. Jika bit balling tidak teratasi, cabut pahat sambil sirkulasi.

2

Hilang Lumpur (Lost Circulation)

2.1

Pada kondisi masih ada sirkulasi balik (sebagian lumpur masih kembali ke permukaan) / Partial Loss. Metoda yang umumnya digunakan untuk mengatasi antara lain : a. Pompakan material penyumbat (Lost Circulation Material / LCM) b. Turunkan atau kurangi berat jenis lumpur sampai batas yang diizinkan untuk menahan estimasi tekanan formasi.



Tgl. Revisi:

dddari816281811darida999 998199819819999999 c. Bila mud loss terus terjadi maka dapat dilakukan pencabutan pahat sampai diatas daerah loss yang diperkirakan, lalu kondisikan lumpur bor dengan menambahkan LCM dengan konsentrasi sesuia perhitungan. Penambahan dimulai dari material yang paling halus hingga yang kasar. Untuk operasi kerja ulang pastikan LCM yang digunakan tidak merusak formasi antara lain : CaCO3. d. Tindakan tahap lanjut antara lain : Bentonite Diesel Oil (BDO), Bentonite Diesel Oil and Cement (BDOC), penyemenan. Tindakan ini dilakukan berdasarkan kajian teknis dan biaya serta adanya dampak lingkungan. 2.2

Pada kondisi total lost circulation ditandai dengan tidak adanya aliran balik ke permukaan Metoda yang umumnya digunakan untuk mengatasi antara lain : a. Pompakan dan catat jumlah air kedalam sumur melalui annulus untuk menjaga tekanan hidrostatik stabil. b. Amati lubang bor. Bila diikuti oleh kick maka lakukan tindakan Well Controll. c. Bila tidak diikuti kick maka cabut rangkaian sampai diatas zona loss atau casing shoe, siapkan dan kondisikan lumpur bor dengan menambahkan LCM dengan konsentrasi sesuai perhitungan. Untuk operasi kerja ulang pastikan LCM yang digunakan tidak merusak formasi antara lain : CaCO3. d. Bila lost circulation belum teratasi, tindakan tahap lanjut dapat dilakukan antara lain dengan Sumbat semen/ cement plug. Bentonite Diesel Oil (BDO), Bentonite Diesel Oil and Cement (BDOC). Tindakan ini dilakukan berdasarkan kajian teknis dan biaya serta adanya dampak lingkungan. e. Bila kondisi geologi formasi yang dituju dan lubang terbuka memungkinkan, dapat dilakukan metoda blind drilling.

2.3

Untuk trayek atau hole section yang mengalami problema Loss Circulation yang parah, opsi untuk menggunakan teknik Casing Drilling dapat dipertimbangkan.

2.4

Dalam kondisi yang lain dimana perbedaan antara Pore Pressure vs Facture Pressure sangat tipis, sehingga terjadi kemungkinan problema Kick & Loss di trayek tsb, opsi untuk menggunakan teknik Under Balance Drilling (UBD) / Managed Pressure Drilling (MPD) dapat dipertimbangkan.

3

Key Seat Terjadi karena adanya perubahan arah dan kemiringan lubang bor yang drastis (high dog leg severity). Tanda-tanda terjadinya key seat antara lain : a. Saat cabut rangkaian terjadi jepitan di daerah tool joint atau pada titik tertentu dengan diameter lebih besar dari pipa pemboran. b. Pada umumnya rangkaian masih dapat digerakkan ke bawah dan diputar. c. Sirkulasi masih normal.



Tgl. Revisi:

dddari816381811darida999 998199819819999999 Metoda yang umumnya digunakan untuk mengatasi antara lain : a. Begitu terlihat indikasi keyseat (overpull), stop pencabutan rangkaian, turunkan kembali rangkaian, coba cabut rangkaian perlahan sambil memutar dengan batas overpull yang ringan, dapat dibantu dengan sirkulasi. Kemudian lanjutkan pencabutan. b. Bersihkan lubang sebelum memulai pemboran selanjutnya misalnya gunakan string reamer untuk mengikis daerah dimana terjadi key seat. c. Bila pipa terjepit dan gagal dicabut. Lakukan pemotongan pipa diatas titik jepit dan lakukan prosedur pemancingan. 4

Differential Sticking Terjadi karena menempelnya sebagian rangkaian ke dinding lubang bor saat pipa dalam kondisi diam karena mud cake yang terbentuk terlalu tebal yang disebabkan oleh perbedaan yang terlalu tinggi antara berat lumpur dengan tekanan formasi pada batuan porous. Gejala ini ditandai dengan rangkaian tidak dapat diputar dan digerakkan tetapi sirkulasi tetap ada. Upaya menghindari antara lain : a. Usahakan agar rangkaian tidak terlalu lama diam pada lubang terbuka. Lakukan Work On Pipe (WOP) sambil sirkulasi b. Usahakan pemakaian drill collar seminimal mungkin, dianjurkan tipe Spiral atau Heavy Weight Drill Pipe (HWDP) untuk menambah Weight on Bit (WOB) yang diperlukan. c. Perhatikan properties lumpur agar terbentuk mud cake yang tipis, liat dan impermeable. d. Pastikan berat jenis lumpur yang tidak memberikan overbalance terlampau besar. e. Gunakan string stabilizer pada BHA. Metoda yang umumnya digunakan untuk mengatasi jepitan saat terjadi differential sticking antara lain : a. Tentukan daerah dimana diperkirakan rangkaian terjepit antara lain : dengan menggunakan stretch calculation, free point indicator. b. Kondisikan lumpur dan turunkan berat lumpur sampai pada batas aman yang diizinkan. c. Coba spot lubricant agent, rendam dan sirkulasi sambil diberikan torsi dan tension pada rangkaian (working string) d. Setelah rangkaian dapat dibebaskan, usahakan rangkaian tetap berputar. Lakukan sirkulasi untuk membuang sisa free pipe agent yang terdapat di dalam lubang. Lakukan reaming dan backreaming sepanjang daerah yang permeable.



Tgl. Revisi:

dddari816481811darida999 998199819819999999 e. Bila tidak berhasil, hitung economic limit (dengan decision tree analysis) dan bicarakan ketingkat yang lebih tinggi untuk memutuskan langkah selanjutnya. 5

Lapisan Runtuh/ Dinding Lubang Bor Gugur (Sloughing Shale) Terjadi karena keadaan dinding lubang yang tidak stabil, kerusakan oleh hidrasi atau diakibatkan oleh tekanan tinggi (over pressure) dari formasi sehingga berpotensi mengakibatkan rangkaian terjepit. Masalah ini umumnya terjadi pada daerah lapisan shale, batu bara (coal) atau batuan pasir lepas (unconsolidated sand). Tanda-tanda terjadinya sloughing shale antara lain : a. Serbuk bor/ cuttings shale yang keluar dengan ukuran besar dan runcing (splintery) b. Terjadi hambatan/ drag saat akan melakukan sambung rangkaian pipa bor c. Tekanan pompa naik saat sirkulasi, saat pompa dimatikan tekanan pompa tidak kembali ke nol (packed-off) d. Torsi meningkat e. Jumlah serbuk bor/ cuttings yang keluar melebihi hitungan volume lubang di daerah guguran Metoda yang umumnya digunakan untuk mengatasi terjadinya sloughing shale antara lain : a. Hentikan pemboran b. Sirkulasi perlahan sambil menaikkan debit pompa dan bila memungkinkan naikkan berat lumpur, sambil turun-naikan rangkaian pemboran. Pompakan Hi-vis pill. c. Untuk water based mud, naikkan salinitas dan kandungan K+ (Kalium/ potassium) serta turunkan filtrate loss. d. Bila menggunakan synthetic oil based mud berat jenis lumpur.

utamakan untuk menaikkan

e. Lakukan wash down sambil putar rangkaian dengan terus menjaga properties lumpur. f. Lakukan pemboran dengan ROP diperlambat dibanding sebelumnya. Bila indikasi runtuh sudah tidak terjadi, lanjut bor dengan ROP optimum. g. Jika tidak mungkin dilakukan sirkulasi (packed-off), gerakkan rangkaian naik turun secara perlahan. h. Usahakan cabut rangkaian sampai casing shoe (bila memungkinkan) Metoda yang umumnya digunakan untuk mengatasi jepitan akibat sloughing shale antara lain : a. Upayakan untuk mendapatkan sirkulasi kembali dan lakukan hentakan/ jarring



Tgl. Revisi:

dddari816581811darida999 b. Bila berhasil sirkulasi, pompakan lubricant di sekitar998199819819999999 jepitan. c. Bila tidak berhasil, hitung economic limit dan bicarakan ketingkat yang lebih tinggi untuk memutuskan langkah selanjutnya. Untuk trayek atau hole section yang mengalami Dinding Lubang Bor Gugur (Sloughing Shale)yang parah, opsi untuk menggunakan teknik Casing Drilling dapat dipertimbangkan 6

Tight Hole Adalah penyempitan lubang terbuka di beberapa tempat, biasanya terjadi pada batuan clay atau gumpalan batu yang diselubungi oleh clay, dimana sifat clay yang mudah mengembang setelah menyerap air dari lumpur (swelling). Tight hole ini diketahui pada saat cabut / turun rangkaian pipa pemboran saat pahat melewati interval tertentu pada lubang bor, dengan indikasi adanya drag dan torsi yang berlebihan. Metoda yang umumnya digunakan untuk mengatasi antara lain : a. Turunkan / angkat rangkaian, lakukan backreaming / reaming. b. Sirkulasi dengan menurunkan water loss seoptimal mungkin.

7

Kick Tanda–tanda kick antara lain: a. Pada saat pemboran : 1. Meningkatnya laju pemboran secara mendadak (drilling break). 2. Volume lumpur yang keluar dari saluran over flow melebihi debit pemompaan yang seharusnya. 3. Tinggi permukaan volume lumpur dalam tangki lumpur bor bertambah (pit gain). 4. Chloride, gas cut mud, suhu lumpur bertambah. 5. Berat Lumpur yang keluar dari over flow lebih ringan dibanding lumpur yang masuk ke dalam sumur. 6. Tetap ada aliran saat pompa dimatikan. 7. Tekanan stand pipe turun saat terjadi drilling break, stroke pump (SPM) naik. 8. Torsi meningkat secara mendadak. b. Pada saat trip : 1. Trip sheet menunjukkan adanya gain/penambahan. 2. Tinggi permukaan volume lumpur dalam tangki lumpur bor bertambah (pit gain). 3. Saat menghentikan trip, terjadi aliran dari annulus.



Tgl. Revisi:

dddari816681811darida999 998199819819999999 Metoda yang umumnya digunakan untuk menutup sumur saat terjadi kick antara lain : a. Pada saat pemboran: 1. Matikan pompa. 2. Angkat rangkaian pipa bor dan pastikan tool joint DP di atas meja putar dan pastikan tool joint tidak berada di posisi ram BOP yang akan ditutup. 3. Amati aliran dari lubang sumur. Jika terjadi aliran, lakukan penutupan BOP/ sumur. 4. Catat tekanan DP (SIDP) dan tekanan pipa selubung (SICP). 5. Laporkan tekanan tersebut kepada pejabat yang berwenang (Company Man - Drilling Supervisor) b. Pada saat trip: 1. Hentikan trip. 2. Amati aliran dari lubang sumur. 3. Jika terjadi aliran, lakukan penutupan sumur. 4. Catat tekanan DP (SIDP) dan tekanan pipa selubung (SICP). 5. Laporkan tekanan tersebut kepada pejabat yang berwenang (Company Man - Drilling Supervisor) c. Pada saat menunggu semen keras: 1. Tutup sumur sambil menunggu semen keras. 2. Amati tekanan serta perkembangannya setiap saat. 3. Laporkan tekanan tersebut kepada pejabat yang berwenang (Company Man - Drilling Supervisor) Persiapan yang umumnya dilakukan untuk mengendalikan sumur (killing well) saat terjadi kick antara lain: a. Perhitungan: Gunakan kill sheet yang telah disiapkan saat operasi pemboran sesuai trayek lubang bor. b. Lakukan verifikasi hasil perhitungan untuk mematikan sumur dengan melibatkan paling sedikit 3 orang. Catatan: 1. Pastikan jalur aliran tersambung dari choke valve BOP ke manifold, separator, tangki lumpur, pompa (Closed Loop system). 2. Atur jalur aliran dari separator ke flare dan atau langsung dari manifold ke flare. Tindakan yang umumnya dilakukan untuk menghentikan aliran saat terjadinya kick antara lain :



Tgl. Revisi:

dddari816781811darida999 A. Metoda Driller.

998199819819999999

Prinsip: Memompakan/mensirkulasikan influx keluar dari lubang sumur dengan berat jenis lumpur yang ada dengan saat melakukan Pemboran dan Kerja Ulang dengan mempertahankan tekanan dasar sumur konstan. Lanjutkan dengan memompakan lumpur dengan berat jenis yang lebih berat (kill mud weight) sesuai dengan perhitungan. B. Metoda Wait & Weight. Prinsip: Menjaga tekanan dasar sumur konstan. Menyiapkan lumpur lebih berat (kill mud weight) sesuai dengan perhitungan. Mematikan sumur sesuai dengan langkah perhitungan pada kill sheet. C. Metoda Concurrent Prinsip dasar dari metoda ini adalah memompakan lumpur dengan menaikkan berat jenis lumpur secara bertahap sambil menjaga tekanan dasar sumur konstan. D. Metoda Volumetrik Metode ini umumnya dilakukan apabila tidak bisa melakukan sirkulasi didalam sumur. Prinsip dasar dari metoda ini adalah mengganti influx dengan lumpur berat melalui konversi tekanan hidrostatis. Catatan : Dalam pelaksanaannya disesuaikan dengan well control manual dari masingmasing KKKS.

8

Back Off Pipe Adalah usaha melepas sebagian dari rangkaian yang berada diatas tiitik jepit. Langkah – langkah yang umumnya dilakukan antara lain : 1. Kuatkan ikatan DP diatas back off point secara bertahap dengan memberi torsi kekanan sebanyak 80% dari torsi maksimum yang diizinkan



Tgl. Revisi:

dddari816881811darida999 2. Hitung tarikan maksimum yang diizinkan.

998199819819999999 3. Hitung berat rangkaian pipa pemboran di dalam lumpur Metoda: 1. Mechanical back off 2. String shot 3. Chemical / Mechanical cutter

9

Pemancingan / Fishing Job Tujuan : menangkap dan mengangkat peralatan yang tertinggal didalam lubang bor, seperti: 1. Kerusakan alat : putus drill pipe, patah drill collar, cone pahat lepas, 2. Kurang hati-hati : barang jatuh kedalam lubang bor (gigi rotary tong, gigi drill collar / pipe slip, bolt / nut dsb) 3. Hal-hal lain : akibat blow out, terjepitnya rangkaian bor, terjepitnya peralatan logging, hilang lumpur, dsb 4. Untuk mencabut completion string pada operasi kerja ulang Persiapan yang umumnya dilakukan antara lain : 5. Pastikan dimensi, bentuk, berat dan kedalaman barang yang tertinggal atau yang akan dipancing (fish) di dalam lubang bor/sumur. 6. Pembuatan pipe tally, catat semua peralatan pancing yang akan masuk kedalam sumur (panjang, type connection, OD dan ID body pipa, tool joint, ukuran BHA). 7. Siapkan, gambar dan susun alat–alat untuk pemancingan dengan pemilihan alat pancing yang tepat. 8. Pekerjaan pemancingan (fishing job) adalah pekerjaan yang sangat spesifik sehingga pilihan putusan bergantung dari nilai peralatan yang tertinggal, tingkat kompleksitas dan biaya operasi yang dibutuhkan untuk melakukan pekerjaaan tersebut. Hitung economic limit dan bicarakan ke tingkat yang lebih tinggi untuk memutuskan langkah selanjutnya, misalnya melalui proses decision tree analysis. Keputusan untuk melakukan pemancingan diserahkan pada KKKS dengan sepengetahuan SKK Migas.



Tgl. Revisi:


998199819819999999 Loss in Hole untuk Sumber Radio-Aktif (LWD (Logging While Drilling) / EWL (Eelectric Wireline Logging)) 1. Apabila terjadi loss in hole, KKKS & Service Company yang memiliki peralatan tersebut segera melaporkan kepada Badan Pengawasan Tenaga Nuklir (BAPETEN) dilengkapi dengan tempat kedudukan alat yang tertinggal didalam tanah (koordinat permukaan & bawah tanah) dalam waktu 2 X 24 jam. 2. Tata cara meninggalkan peralatan, harus aman dari intervensi peralatan lain yang memungkinkan menyentuh peralatan sumber radio aktif yang ditinggalkan (disemen). 3. Jika diperlukan Pemboran lubang baru, jarak minimum yang diIzinkan untuk pembuatan lubang baru tersebut berada pada radius 10 feet dari sumber radio aktif tersebut ditinggalkan (menghindari tergerusnya capsule radio aktif oleh pahat Pemboran, sehingga bahan radio aktif akan tersebar dan mencemari lingkungan)



Tgl. Revisi:


BAB XIV

998199819819999999

SAFETY DRILLS

Operasi Pemboran dan Kerja Ulang adalah kegiatan yang beresiko tinggi. Oleh karena itu Safety Drills atau latihan keselamatan perlu dan wajib dilakukan oleh seluruh crew secara berkala dengan tujuan untuk: 1.

Memastikan kesiagaan dan kecakapan seluruh crew untuk menghadapi dan mengatasi berbagai situasi darurat

2.

Memastikan semua peralatan dan sistem terkait bekerja dengan baik dan lengkap sesuai dengan spesifikasi dan peruntukannya

3.

Memastikan semua peralatan telah diinspeksi, di cek ulang dan di kalibrasi sesuai dengan manual dan standar yang berlaku

4.

Memastikan ”personnel on duty” terkait memiliki sertifikat dengan keahlian tertentu yang dibutuhkan untuk mengatasi permasalahan-permasalahan yang terjadi dan non-essential personnel berkumpul di assembly point.

5.

Memastikan bahwa semua crew memahami arti dari bunyi sirene atau alarm (putus-putus, menerus, dsb) sesuai dengan kondisi darurat yang sedang terjadi.

6.

Memastikan semua proses dilakukan oleh semua crew dan didokumentasikan sesuai dengan standard dan prosedur yang berlaku.

Latihan keselamatan (safety drill) tsb dapat berupa: 1

Diverter / Shallow Gas Kick Drill: a.

Dilakukan sebelum tajak.

b.

Pastikan petugas on-duty terkait bersertifikat, cakap dan memahami tugas dan fungsi masing-masing, dan non-essential personnel berkumpul di assembly point.

c.

Pastikan peralatan diverter system (bag preventer, ball valves, lines, flare, dsb) bekerja baik sesuai dengan standar API RP-64

d.

Pastikan kill mud weight tersedia di reserve pit.

e.

Untuk operasi lepas pantai, pastikan stand by boats siap siaga di lokasi.

f.

Ukur dan catat response time oleh masing-masing crew.

g.

Dokumentasikan sesuai dengan HSE Plan.



Tgl. Revisi:


3

4

BOP / Kick / Pit Drill:

998199819819999999

a.

Dilakukan secara berkala setelah pasang surface casing dan BOP.

b.

Pastikan BOP (Rams, Choke, Kill lines, Valves, dsb), peralatan terkait dan semua sensor berfungsi dan teruji baik sesuai dengan API RP-53.

c.


d.


e.


f.


Fire Drill a.

Dilakukan secara berkala.

b.


c.

Pastikan semua alat pemadam api, pompa air, nozzle dan kompresor bekerja dengan baik.

d.

Pastikan semua sumber api (kompor di dapur dan atau pekerjaan las) dimatikan sebelum evakuasi / berkumpul di assembly point.

e.


f.


g.


Abandonship Drill : a.

Dilakukan secara berkala di operasi lepas pantai.

b.


c.

Pastikan hanya petugas on-duty yang terlatih dan bersertifikat yang boleh mengoperasikan system perahu sekoci (life boat / life raft) pada saat menurunkannya ke air dan mengoperasikannya.

d.

Pastikan stand by boats siap siaga di lokasi.

e.


f.




Tgl. Revisi:


6

7

Man Overboard Drill:

998199819819999999

a.

Dilakukan secara berkala / sesuai kebutuhan di operasi lepas pantai.

b.

Menggunakan dummy atau orang-orangan

c.

Pastikan stand by boats siap siaga di lokasi.

d.

Ukur dan catat response time oleh stand by boats dan petugas on-duty.

e.


H2S Drill: a.

Wajib dilakukan untuk sumur- sumur eksplorasi dan delineasi. Untuk sumur pengembangan dan infill well juga wajib dilakukan bila terdapat formasi yang berpotensi mengandung H2S (limestone / carbonate).

b.

Dilakukan sebelum tajak dan sebelum menembus formasi yang diperkirakan mengandung H2S.

c.

Pastikan petugas on-duty terkait bersertifikat, cakap dan memahami tugas dan fungsi masing-masing,

d.

Pastikan non-essential personnel dievakuasi dan berkumpul di assembly point.

e.

Pastikan peralatan, masker gas, tabung oksigen, sensor, dsb lengkap, telah diinspeksi dan dalam kondisi / berfungsi baik

f.


g.


h.


Oil Spill Drill: a.

Bila kondisi memungkinkan, dilakukan sesuai skenario dan kebutuhan di operasi lepas pantai dengan mengacu pada PTK-005 / 2011 tentang Tatacara Penanggulangan Tumpahan Minyak Rev.1.

b.

Pastikan petugas on-duty terkait terlatih, cakap dan memahami tugas dan fungsi masing-masing,

c.

Pastikan semua peralatan penanggulangan tumpahan minyak (oil boom, spray gun, oil dispersant, absorbent, dsb) lengkap, telah diinspeksi dan dalam kondisi / berfungsi baik

d.

Pastikan stand by boats beserta crew nya siap siaga dan terlatih di lokasi.

e.


f.




Tgl. Revisi:

dddari817381811darida999 Semua kegiatan latihan keselamatan kerja dan perlindungan998199819819999999 lingkungan hidup harus didokumentasikan berikut daftar hadir / peserta nya sesuai dengan Panduan Tata Kerja (PTK) Tahun 2007 tentang Sistem Manajemen Keselamatan dan Kesehatan Kerja KKKS dan prosedur yang berlaku.



Tgl. Revisi:


BAB XV

998199819819999999

SISTEM PELAPORAN DAN PASCA PEMBORAN DAN KERJA ULANG

1

Sistem Pelaporan Operasi Pemboran dan Kerja Ulang Adalah laporan yang memuat semua aktifitas sejak dilakukan operasi Pemboran atau Kerja Ulang, mulai dari persiapan lokasi termasuk semua fasilitas pendukung sampai dengan penyelesaian sumur dan rig meninggalkan lokasi Pemboran atau Kerja Ulang, termasuk jumlah biaya yang timbul. Laporan operasi Pemboran dan Kerja Ulang memuat antara lain : a. Harian

: sesuai dengan IADC Drilling Report atau setara

b. Final Report : meliputi data kegiatan pemboran atau kerja ulang sumur mulai dari tajak atau re-entry hingga sumur diselesaikan, termasuk data peralatan yang tertinggal didalam sumur (bila ada) Penyampaian laporan: a. Laporan harian dan final report pemboran eksplorasi, pemboran penilaian dan pemboran pengembangan serta kerja ulang harus dikirim kepada Direktorat Jenderal Migas sesuai PerMen Pertambangan dan Energi No. 02.P/075/MPE/1992. b. Laporan harian dan final report pemboran eksplorasi, pemboran penilaian dan pemboran pengembangan serta kerja ulang harus dikirim kepada Kepala Divisi Survei dan Pemboran SKK Migas. c. Untuk keadaan darurat seperti terjadinya Blow Out (semburan liar), harus dilaporkan dalam waktu 1 X 24 jam kepada Direktorat Jenderal Migas, Kepala Divisi Survei dan Pemboran SKK Migas dan Kepala Perwakilan SKK Migas setempat.

2

Penanganan Limbah Pemboran dan Kerja Ulang Adalah untuk memberikan arahan / acuan dalam penanganan limbah Pemboran dan Kerja Ulang agar dalam penyelenggaraan kegiatan Pemboran dan Kerja Ulang tidak terjadi dampak negative sebagai akibat penggunaan lumpur bor atau completion fluid, bahan pengasaman sumur, bahan bakar / pelumas mesin dan bahan beracun / logam berat yang muncul. Dalam penerapan di lapangan, Panduan ini dapat dijabarkan lebih spesifik, disesuaikan dengan kondisi, situasi serta karakteristik masing-masing KKKS sejauh dapat diterima / diterapkan di Indonesia mengacu pada PerMen ESDM 045 tahun 2006.



Tgl. Revisi:


Penutupan Sumur

998199819819999999

a. Penutupan sumur sementara dan permanen mengacu SNI No. 13-6910-2002 b. Untuk sumur-sumur yang selesai dan diproduksikan maka harus dilakukan pengamanan sesuai dengan SNI No. 13-6910-2002. c. Reklamasi lokasi pasca pemboran baik eksplorasi maupun eksploitasi atau kerja ulang mengacu kepada UKL/UPL dan/atau AMDAL yang sudah disetujui. d. Laporan penutupan sumur dikirimkan kepada Kepala Divisi Survei dan Pemboran SKK Migas dengan melampirkan : Formulir IX Direktorat Jenderal Migas yang sudah ditandatangani oleh Kepala Teknik Tambang atau pimpinan tertinggi Peta lokasi sumur Diagram penutupan sumur



Tgl. Revisi:


BAB XVI

998199819819999999

LAMPIRAN

1

Flow Chart AFE Pemboran / Work Over

: Lampiran 1

2

Flow Chart Daily Report

: Lampiran 2

3

Flow Chart Inspeksi Peralatan Rig & Komisioning

: Lampiran 3

4

Flow Chart Permanent Abandonment / Temporary Suspension

: Lampiran 4

5

Flow Chart AFE Close Out

: Lampiran 5

PANDUAN UMUM PELAKSANAAN PANDUAN UMUM PELAKSANAAN OPERASI PEMBORAN OPERASI PEMBORAN DAN KERJA ULANG DAN KERJA ULANG (PUPOPKU) (PUPOPKU) SKK MIGAS SKK MIGAS


Tgl. Revisi:

dddari817781811darida999 998199819819999999



Tgl. Revisi:

dddari817881811darida999 998199819819999999



Tgl. Revisi:

dddari817981811darida999 998199819819999999



Tgl. Revisi:

dddari818081811darida999 998199819819999999



Tgl. Revisi:

dddari818181811darida999 998199819819999999

SATUAN KERJA KHUSUS PELAKSANA KEGIATAN USAHA HULU MINYAK DAN GAS BUMI (SKK MIGAS)

Recommend Documents