Skip to main content

Well Intervention

Potensi kegagalan saat subsea well intervention kalau di assest secara mendalam bisa banyak sekali, baik yang disebabkan direct cause maupun yg indirect cause. Namun kalau bisa saya sederhanakan, sebetulnya bisa diklasifikasikan menjadi 2 kategori, yaitu kegagalan karena hal2 yang berhubungan dengan well operation dan kegagalan karena hal2 yang terjadi pada peralatan subsea intervention itu sendiri.


Tanya - Pandhu Lakshana

Dear MIGAS-ers,

Terutama para pakar subsea dan well intervention system. Saya coba browsing ttg well intervention di web, tapi sepertinya belum nemu informasi / artikel tentang analisa dan potensi kegagalan ketika melakukan well intervention ini dan apa rencana mitigasi-nya jika menemukan kegagalan tsb serta rekomendasi untuk mencegah / meminimalisir terjadinya kegagalan tsb.

Apa ada yg bisa share ttg pengalaman, share link ttg issue ini atau mungkin ada buku yg bisa direkomedasikan untuk dibaca ?

Terima kasih atas share-nya.


Tanggapan 1 - RK ridwan.kurniawan


Pak Pandu,
Sepertinya pertanyaannya kurang spesifik.

Subsea Well Intervention System ini sangat mahal, sehingga mungkin kurang banyak orang tertarik untuk melakukannya. Karena untuk melakukan hal ini diperlukan rig atau vessel, yang bayaran per hari-nya cukup membuat orang berhenti berpikir untuk melakukannya. Kecuali untuk sumur-sumur yang produksinya cukup berlimpah dan sangat2 menguntungkan.

Kembali ke pertanyaan, kalau mau dilihat dimana ada potensi kegagalan, banyak sekali mulai dari yang berhubungan dengan vessel, Station keeping system, peralatan sumur itu sendiri (X-mas tree, completion string etc) atau malah peralatan intervensi-nya (Seperti IWOCS, Subsea BOP, Riser System, Hydraulic Workover, Wireline/Coiled Tubing etc). Mungkin perlu satu atau dua hari penuh untuk membahas hal ini.

Maaf, tidak banyak membantu.

Kalau ada yang salah atau tidak cocok, mohon maaf karena masih newbie dibidang ini. Masih perlu guidance dari para suhu di komunitas disini.


Tanggapan  2 - Eko Yudha eko (savner)

Mas Pandhu,

Potensi kegagalan saat subsea well intervention kalau di assest secara mendalam bisa banyak sekali, baik yg disebabkan direct cause maupun yg indirect cause. Namun kalau bisa saya sederhanakan, sebetulnya bisa diklasifikasikan menjadi 2 kategori, yaitu kegagalan karena hal2 yg berhubungan dengan well operation dan kegagalan karena hal2 yang terjadi pada peralatan subsea intervention itu sendiri. Oya, dan tentunya kombinasi kedua kategori tsb.

Kalau kita breakdown lagi, resiko2 karena well operation banyak lagi macamnya. Antara lain tergantung tipe dan kompleksitas komplesi sumur tsb (misal, slim hole, dual tubing, multilateral, DIACS, screen well, gravel pack well, ESP well, gas lift well, jewelries lainnya yg ada di sumur, dll), pressure dan temperature sumur tsb, jenis fluida produksi di sumur itu, potensi hydrate, potensi scale, hole cleanliness (misal hubungannya dengan jenis mud atau fluida komplesi yg digunakan), junk yg ada dalam sumur, dst. Semuanya itu bisa menyumbang secara langsung maupun tak langsung pada kompleksitas eksekusi dari sebuah well intervention yang menentukan suskes tidaknya subsea well intervention secara keseluruhan.
Contoh kasus misalnya, apabila karena kompleksitas operation yg berlarut-larut menyebabkan mud/fluida kompletion tidak terkontrol dengan baik kualitas dan densitasnya. Ini bisa menimbulkan resiko well control (gas kick). Untuk mencegahnya bisa dengan memasang deep set barrier di awal operation sehingga kita bisa lebih safe untuk melakukan berbagai aktifitas di atas barrier tsb. Untuk itu sebaiknya dari sejak field development, komplesi sumurnya sudah direncanakan bisa memfasilitasi kebutuhan tsb.

Sementara resiko dari subsea system itu sendiri juga bisa dari banyak faktor. Ini karena peralatannya sendiri yang sangat kompleks dan massive. Ada HXT dengan berbagai valves, sensor, dan control line-nya. Ada LRP connector (Lower riser package) connector, WCP (Well control package), EDP (Emergency disconnect package), UDF (umbilical disconnect frame), stress jts, tension jts, lubricator valve, riser joints, surface flow tree, umbilical, dan tentunya WOCS-nya yg berfungsi sbg surface controlled dari peralatan subsea tsb. Masalah bisa datang dari berbagai komponen dalam system di atas. Misalnya, hilangnya pneumatic control, hilangnya komunikasi hydraulic ke subsea valves karena adanya hydrate, gagal berfungsinya WCP yg berakibat pada well control problem, ataupun kesalahan prosedur ROV, dst. Penting juga diperhatikan kompatibilitas antara peralatan subsea intervention dengan peralatan drilling maupun fasilitas marine yang ada pada semisub rig-nya.


Oleh karena itu perencanaan yang sangat baik, mendetail, lengkap dengan berbagai 'if scenario' dan contingency mutlak diperlukan mengingat day rate dari semisub dan peralatan subsea yg digunakan sangat mahal.


Demikian mas Pandu, mohon maaf bila penjelasan saya kurang memenuhi apa yang anda harapkan. tapi setidaknya mudah2an bisa memperuncing pencarian anda.

Tanggapan 3 - Pandhu Lakshana

Kang RK,

Nuhun atas masukannya.

Kurang spesifik ya ?
Maklumlah, masih nyubi banget di bidang ini. Cuma curious aja kok jarang nemu artikel ttg analisa resiko untuk kegiatan well intervention ini. Apa karena memang biaya operasionalnya mahal lalu tidak terlalu menarik untuk analisa ? atau memang mahal karena memang sudah memasukkan cost untuk redundansi sehingga resiko kegagalan dapat ditekan dan bahkan tereliminasi ?

Atau kang RK mau share pengalamannya ttg metode yg pernah dilakukan di Terang Sirasun ? mangga atuh.. ^_^

Untuk vessel dan station keepingnya, saya sudah dapat gambarannya Untuk peralatan sumur mungkin ngga jauh dari mechanical/ hydraulic/ electrical failure dan mungkin juga seputar mobilisasi equipment tsb dari atas ke bawah dan sebaliknya. Saya justru tertarik dengan potensi kegagalan pada metode intervensinya. Apa ini lebih berkaitan dg cocok/ tidaknya metode yg dilakukan dg jenis perlakuan pada sumur ?

Saya belum sampai sejauh itu memahami teknik2 apa saja yg bisa dipakai untuk well intervention (terutama pada offshore operation) spt wireline, coiled-tubing, hydraulic w/o atau sampe menggunakan rig dan pipa yg lebih besar seperti snubbing (CMIIW) dan apakah semua intervensi bisa dilakukan dengan salah satu teknik di atas, misalnya untuk membunuh sumur, menggunakan teknik tertentu dan untuk melaksanakan maintenance pada sumur digunakan teknik tertentu, tapi yang saya tahu, terlepas pada efektif tidaknya metoda yg digunakan, teknik wireline-lah yg paling cost-efficient.

Saya sering denger trend-nya yg sekarang adalah rigless well intervention system sebagai jawaban dari cost yg sangat tinggi tadi. Instead of pake rig, mereks menggunakan semacam superlight vessel untuk perform well intervention-nya. Jadi makin penasaran sama potensi kegagalannya, apakah "reduce cost" dan "reduce the risk of failure" juga  ?

Ma'af kalo malah jadi ngga' fokus.
Sharing dan masukan dari rekan2 sangat ditunggu.


Tanggapan  4 - RK ridwan.kurniawan

Pak Pandhu,
Punten kalau bahasanya rada bikin nggak enak.

Kalau memang tertarik dengan well intervention atau drilling mungkin bisa ikutan kursus-kursus mengenai drilling/work over yang diadakan oleh IADC. Kalau nggak salah, W**t*****o punya kursus semacam ini.

Well intervention menggunakan wire line adalah hanya berlaku jika kita ingin memperlakukan sumur menggunakan wireline (baik itu solid, braided atau e-line). Jadi kalau dibilang paling cost efficient... kayaknya kurang tepat. Contohnya, kita nggak bisa menggunakan wireline untuk well cleaning seperti scale removal, memperbaiki kebocoran tubing, menginjeksi resin etc.Mungkin keuntungan yang paling besar dengan menggunakan wireline adalah membiarkan sumur dalam keadaan hidup.

Betul sekali, untuk menyiasati harga rig/drilship yang lumayan, di luar sana berkembang teknik well intervention menggunakan suport vessel. Tetapi tetap saja pekerjaan yang bisa dilakukan hanya pekerjaan yang ringan saja. Perlu diingat juga, tidak semua support/construction vessel bisa melakukan well intervention. Teman2 HSE sangat concern dengan ini mengingat support vessel tidak dilengkapi dengan peralatan untuk pengelolaan hydrocarbon. Support vessel yang bisa mendukung pekerjaan ini selain "hydrocarbon rated" juga memiliki heave compensation system atau A-frame yang bisa naik turun sebagai kompensasi dari naik turunnya permukaan laut.

Mohon maaf jika banyak yang ngaco...


Tanggapan 5 - Pandhu Lakshana


Kang RK, Mas Eko,

Terima kasih banyak atas sharingnya.

Benar sekali mas Eko, potensi kegagalannya sangat banyak, makanya saya pengen tahu apa-apa saja yg bisa menyebabkan kegagalan. Dan uraian mas Eko telah banyak membuka wawasan saya. Apalagi ada contoh kasus serta mitigasi plan-nya.

Karena keterbatasan saya, mungkin saya fokuskan pada light well-intervention aja kali ya, mungkin dalam hal ini dg metode wireline (atau juga coiled tubing ?). kalo yg saya pahami, intervensi ini dipakai untuk workover melalui x-mas tree tanpa melakukan pengangkatan (mungkin pada teknologi yg akan datang, prosedur removal x-mas tree ini bisa jadi masuk kategori light well-intervention ? )

Kalo heave compensation sptnya tergantung sea environment juga ya ? tapi mungkin untuk heavy well-intervention perlu pake vessel yg punya kemampuan heave compensation walaupun sea environmentnya cukup bersahabat, kecuali mau ngambil resiko down-time tinggi. Tapi, kalo sependek pengetahuan saya, A-frame structure dg moonpool opening (spt drilling rig) itu bukannya jadi kewajiban setiap vessel yg mau melakukan well-intervention operation ya ? Apa ada support vessel yg melakukan aktifitas wireline yg tidak menggunakana A-frame structure ini ?

Kalo saya boleh simpulkan dari keratangan kang RK, wireline ngga' bisa dipake untuk heavy-well intervention spt removal x-mas tree, atau pembunuhan sumur. Mungkin yg ringan2 spt Paling bisa untuk buka / tutup downhole safety valve, inject gas/ chemical ke dalam sumur, cari equipment yg hilang, logging/ measurement atau well perforation. Intinya aktifitas selagi sumur masih hidup. Btw, boleh juga tuh informasi training well-controlnya yg dari IADC/ IWCF. Mangga atuh dishare via japri kontak personnya. Siapa tahu ada di sekitar batam/ s'pore.

Dari breakdown mas Eko ttg potensi kegagalan pada saat well-intervention, mungkin bisa saya ambil kesimpulan secara umum bahwa yg perlu diperhatikan adalah:

- failure pada komponen2/ equipment peralatan untuk subsea well-intervention
- kemungkinan vessel drifted-off  ketika sedang maintain position baik yg menggunakan Dynamic Position maupun mooring
- analisa potensial dropped object ketika proses naik-turun equipment ke dalam sumur
- kemungkinan equipment stuck / hilang di sumur ketika perform workover.
- kemungkinan resiko well-control/ gas kick dari sumur

Tentu saja, spt yg mas Eko bilang, tipe fluida, data dan variabel2 yg ada pada sumur dan kompleksitasnya juga mesti dipertimbangkan.
Begitu ya ?

Jadi makin lumayan jelas nih.
Sepertinya analisa resiko bakalan jadi sesuatu yg tidak bisa tidak harus dilakukan sebelum acara well-intervention ini dieksekusi.

Terus, dengan mengacu pada tipe-tipe workover yg biasa dilakukan pada subsea light well-intervention ini, kira-kira teknik/ pendekatan risk analisis yang mana yg bisa dilakukan (best practice-nya) ? HAZOP/ HAZID, what-if analysis, atau mungkin FMEA/ FMECA ? Atau semuanya ?

Terima kasih sebelumnya atas masukannya.

Comments

Popular posts from this blog

DOWNLOAD BUKU: THE TRUTH IS OUT THERE KARYA CAHYO HARDO

  Buku ini adalah kumpulan kisah pengalaman seorang pekerja lapangan di bidang Migas Ditujukan untuk kawan-kawan para pekerja lapangan dan para sarjana teknik yang baru bertugas sebagai Insinyur Proses di lapangan. Pengantar Penulis Saya masih teringat ketika lulus dari jurusan Teknik Kimia dan langsung berhadapan dengan dunia nyata (pabrik minyak dan gas) dan tergagap-gagap dalam menghadapi problem di lapangan yang menuntut persyaratan dari seorang insinyur proses dalam memahami suatu permasalahan dengan cepat, dan terkadang butuh kecerdikan – yang sanggup menjembatani antara teori pendidikan tinggi dan dunia nyata (=dunia kerja). Semakin lama bekerja di front line operation – dalam hal troubleshooting – semakin memperkaya kita dalam memahami permasalahan-permasalahan proses berikutnya. Menurut hemat saya, masalah-masalah troubleshooting proses di lapangan seringkali adalah masalah yang sederhana, namun terkadang menjadi ruwet karena tidak tahu harus dari mana memulainya. Hal tersebut

[Lowongan Kerja] QA System Coordinator, Pipe Yard Coordinator, Customer Assistant Coordinator

With over 30 years' experience, Air Energi are the premier supplier of trusted expertise to the oil and gas industry. Headquartered in Manchester UK, Air Energi has regional hubs in Houston, Doha, Singapore and Brisbane. We have offices in 35 locations worldwide, experience of supply for 50 countries worldwide, and through our company values: Safe, knowledgeable, innovative, passionate, inclusive, and pragmatism, WE DELIVER, each and every time. At the moment we are supporting a multinational OCTG processing operation in seeking of below positions: 1.       QA System Coordinator Coordinates Quality System development in plant, directing the implementation of specifications and quality norms. Administers complaints regarding non-conformities and provides quality process information in support of decision making. Develops the necessary procedures, instructions and specifications to ensure Quality System conformity. Coordinates and organizes the execution of interna

Efek korosi dari pembakaran NH3 + H2S di Furnace

Complete combustion H2S membutuhkan temperatur antara 625 s/d 1650 degC tergantung komposisi acid gas.  Namun, temperatur minimum untuk efektivitas operasi adalah 925 degC.  Dibawah temperatur ini biasanya  stabilitas flame tidak bagus dan sering muncul free O2 di flue gas.  Untuk kasus Pak Novriandi, free O2 di flue gas harusnya gak masalah karena akan langsung terbuang melalui stack (berbeda jika kondisi ini terjadi di unit pengolah acid gas yang akan menyebabkan korosi di waste heat boiler); namun, dengan temperatur furnace yang Pak Novriandi punya sebesar 843 degC, kemungkinan akan menyebabkan flame menjadi tidak stabil. Tanya - Novriandi   Ysh, Bpk & Rekan Migas Indonesia Kami memiliki equipment furnace dengan servicenya adalah pemanas process, Furnace tersebuttipe vertical tube multi coil dengan material tube inlet A335 P9 dan tube oult A312 TP316. dengan fuel sesuai design adalah kombinasi fuel oil dan fuel gas. Pada kasus tertentu di salah satu unit untuk mengolah dan