Well Completion Equipment

 

 

Tujuan utama well complesi sumur adalah untuk membuat tempat yang akan menghubungkan antara bawah permukaan (Reservoir) dengan permukaan (surface) 

Kegiatan komplesi termasuk :

• Perforasi
• Perawatan sumur dan reservoir
• Aktifasi sumur

Peralatan Komplesi

Well Head

Tubing

Packer

Fungsi Packer

• Penghalang aliran disepanjang Annulus
• Mempertahankan fluida reservoir dan tekanan terisolasi dari casing
• Untuk memisahkan zone-zone pada lubang
• Tempat penempatan killing fluid
• Membungkus lubang perforasi selama squeeze cementing
• Tempat penambatan tubing
• Tempat pemasangan casing pump
• Mengisolasi casing/liner yang bocor 
• Sebagai fasilitas well service operation (stimulasi, squeeze)

Accesories

Circulation Device

• Peralatan yang digunakan untuk mengontrol jalan masuk ke annulus tubing-casing
• Ada dua tipe : Siliding Sleeve dan Ported Nipple 

Ported Nipple :

• Side door choke : Menutup ports, tetapi terdapat flowing ke tubing
• Separatioan Tool : Menutup aliran ke tubing, tetapi terdapat flowing dari/ke annulus casing tubing

Seating Nipple

• Pump Seating Nipple : berfungsi untuk menempatkan peralatan pompa
• Selective landing Nipple
• No-go landing nipple

Blast Joint dan Flow Coupling

• Blast Joint, mengatasi masalah abrasi tubing akibat benturan/jet action dari fluida formasi
• Flow Coupling, dipasang diatas selective atau no-go landing nipple sebagai tempat flow control device

Polished Nipple 

• Merupakan nipple yang khusus dengan bagian dalam yang diasah/polished
• Internal diameter polished nipple identik dengan selective landing nipple pada tubing string
• Polished nipple biasanya dipasang dibawah landing nipple dan pump joint, untuk menyediakan bagian yang di polished dengan magsud untuk memisahkannya
• Type-V biasanya digunakan untuk kondisi temperatur dan perbedaan tekanan yang tinggi

Telescopic swivel joint

• Dipasang pada dual string completion
• Joint ini akan memberikan jarak antara packer pada sumur berarah untuk meyakinkan bahwa packer dipasang pada tempat dan cara yang benar

Safety Joint

• Penyambungan khusus yang dipasang pada salah suatu dual string completion pada direksional well
• Safety Joint dipasang dibawah setiap packer, bagian atas dari string yang digunakan untuk memasang dan melepaskan packer dapat dimundurkan jika packer mengalami stucked pada saat pencabutan.

Safety Valve

• Bekerja secara otomatis menutup bila tekanan flowline >atau< tekanan yang telah diset
• Safety Valve melindungi flowline bila tekanan Wellhead terlalu besar dan melindungi sumur jika tekanan flowline terlalu kecil.

Type-type savety valve :

• The safomatic, melepaskan bola baja kedalam flowstream, Tekanan minyak mendorong dan menahan  bola pada suatu tempat, ter-reset secara manual.
• The Manumatic, digerakan secara pneumatic aktuator dikontrol dengan pilot yang kontinue memonitor tekanan flowlinw. Gate terbuka secara otomatis jika tekanan di flowline kembali normal.

• The Baker Submersibel, Berupa gate valve, dipasang di wellhead untuk flooding. Sistem kerja manumatic valve, kecuali aktuator digerakan dengan tekanan hidrolika
• The Cameron type FC, Digerakan secara hidrolik dengan piston. Gate terbuka secara otomatis jika tekanan flowline kembali normal. Auto/open switch berhubungan untuk operasi manual.

Strorm Choke

• Digunakan untuk tubing safety valve
• Fungsi : menutup secara otomatis bila terjadi aliran terlalu tinggi (wellhead atau pipe line dipermukaan meledak)

Cara Kerja Storm Choke

Gravel Pack

Completion : Field Example

• The Majority of the south lhoksukon D wells were drilled to horizontal and completed utilizing an 8-1/2" open hole completion. Past completion design incorporated 7" CRA tubing and a 9-5/8" x 7" packer assambly.

Tubing Material : Field Example

• A single production string using 7", 26 ppf, 13Cr-80 tubing with fullbore hydroset permanent packer type and open hole across pay zone were used for completing wells in SLS 'D'
• The recommended tubing material for SLS 'D' wells is 13Cr-80 CRA (Crossing Resistance Alloy) tubing based on the corrosion mitigation study conducted by corrosion Engineering considering the initial and final production environments. The main consideration to use 13Cr tubing material is the low CGR anticipated is SLS 'D' wells. The SLS 'D' CGR's is in the range of 0-8 bbl/MSCFD. The lower CGR results in less  corrosion protection due to condensate film protection on the tubing wall. SLS 'D' gas analyses indicate that C02 content (18.25%) is higher than Arun's.