Recommended Practices for Blowout Prevention (BOP)Equipment Systems for Drilling Wells

Berikut adalah makalah setelah saya mengikuti khursus check list RIG  tentang BOP apa saja yang musti di check dan di perhatikan : 

 

Recommended Practices for Blowout Prevention Equipment Systems for Drilling Wells 

 

API RECOMMENDED PRACTICE 53 THIRD EDITION, MARCH 1997

 4 Diverter Systems—Surface BOP Installations

4.1 TUJUAN
Sebuah sistem diverter sering digunakan selama top hole drilling. Diverter  tidak dirancang untuk menutup atau menghentikan aliran, melainkan mengalirkan aliran jauh dari rig. Diverter digunakan untuk melindungi personil dan peralatan dengan mengalirkan cairan wellbore  dan shallow gas yang berasal dari sumur ke saluran ventilasi terpencil. Sistem dibuat sesuai dengan pengalaman akan potensial hazzard aliran yang bisa dialami sebelum pengaturan string casing dimana BOP stack dan choke manifold  yang akan diinstal. Sistem ini dirancang untuk paket-off sekitar kelly, drill string atau casing untuk mengalihkan aliran kea rah yang aman. Diverters memiliki unit annular packing yang juga dapat menutup pada lubang terbuka. Katup dalam sistem mengarahkan aliran sumur ketika diverter digerakkan. Fungsi dari katup bisa integral dengan unit diverter.

4.2 EQUIPMENT AND INSTALLATION GUIDELINES

4.2.1 Lihat to API Recommended Practice 64 untuk informasi   sistem diverter.

4.2.2 Sistem diverter terdiri dari diverter tekanan rendah atau annular preventer dari kecukupan  internal  bore untuk dilewati bit yang diperlukan pada rangkaian pengeboran. Vent line dari kecukupan ukuran (6 inci atau lebih besar) yang terpasang pada outlet bawah diverter dan diperpanjang ke lokasi dengan jarak yang cukup dari sumur untuk memungkinkan ventilasi yang aman.

4.2.3 Conventional annular BOPs, diverters tipe insert atau rotating heads dapat digunakan sebagai diverters. Rated working pressure dari diverter dan vent line dirancang dan diukur untuk memungkinkan pengalihan fluida sumur  dengan meminimalkan tekanan balik wellbore. Vent lines biasanya 10 inci atau lebih untuk lepas pantai dan 6 inci atau lebih untuk operasi darat.
 
4.2.4 Jika sistem diverter menggabungkan katup pada vent line (lihat  API RP 64), vaJve ini harus membuka penuh dan full bore (memiliki setidaknya opening dengan line yang dipasang). System harus dikontrol secara hidrolik setidaknya satu katup vent line dalam posisi terbuka sebelum diverter packer menutup.

4.2.5 Diverter dan semua katup harus diuji fungsi ketika diinstal dan pada saat yang tepat selama operasi untuk menentukan bahwa sistem akan berfungsi dengan baik. Lihat 17,4 dan Tabel 1 dan 2 untuk panduan lebih lanjut mengenai pengujian diverter.
PERHATIAN: cairan harus dipompa melalui diverter dan tiap diverter line pada waktu yang tepat selama operasi untuk memastikan line tidak tersumbat (lihat API RP 64). Inspeksi dan cleanout port harus disediakan di semua titik terendah dari sistem.

4.2.6 Kapasitas Accumulator untuk sistem diverter harus berukuran sesuai dengan API RP 64.

6 Surface BOP Stack Arrangements

6.1 EXAMPLE BOP STACK ARRANGEMENTS

6.1.1 Contoh arrangements untuk peralatan BOP didasarkan pada rate tekanan kerja. contoh stack arrangements yang ditunjukkan dalam Gambar 1 sampai 3 seharusnya cukup  memadai dalam lingkungan yang normal, untuk rate tekanan kerja 2K, 3K, 5K, 10K, 15K dan 20K. arrangements selain yang diilustrasikan mungkin sama memadai nya dalam memenuhi persyaratan sumur dan meningkatkan keselamatan dan efisiensi.

Rated Working Pressure
2K                2.000 psi (3,8 MPa l)
3K                3.000 psi (20,7 MPa)
5K                5.000 psi (34,5 MPa)
10K              10.000 psi (69,0 MPa)
15K              15.000 psi (103,5 MPa)
20K              20.000 psi (138,0 MPa)

Catatan: 1 psi = 0,006894757 MPa.

6.2 . STACK COMPONENT CODES
Setiap pemasangan ram BOP harus memiliki, minimum, tekanan kerja  yang sama dengan maksimum tekanan antisipasi permukaan yang dihitung. Komponen kode yang  direkomendasikan untuk mendesaian pengaturan BOP stack adalah sebagai berikut:
   
6.3 RAM LOCKS

Preventers jenis ram harus dilengkapi dengan extension hand wheel atau kunci dioperasikan secara hidrolik.

6.4 SPARE PARTS
Berikut minimum spare parts BOP yang harus disimpan baik - baik, dipelihara dan tersedia:
a. Complete set dari ram rubbers untuk setiap ukuran dan jenis ram BOP yang digunakan.
B. Complete set dari bonnet untuk ukuran masing-masing dan jenis ram BOP yang digunakan.
C. Plastic packing untuk secondary seals BOP.
D. Ring gaskets sesuai end connections.
E. Spare annular BOP packing element dan satu set lengkap seal.
F. Flexible choke or kill line jika menggunakan.

6.5 PARTS STORAGE
Ketika menyimpan metal part  BOP dan peralatan terkait, mereka harus dilapisi dengan lapisan pelindung untuk mencegah karat. Penyimpanan bagian elastomer harus sesuai dengan rekomendasi pabrikan.
 
6.6 DRILLING SPOOLS
Choke and kill lines dapat dihubungkan baik pada outlet sisi BOP atau pada drilling spool yang terpasang dibawah pada setidaknya satu BOP mampu menutup pada pipa. Penggunaan outlet sisi BOP mengurangi jumlah koneksi stack dan tinggi BOP stack keseluruhan. Bilamana, drilling spool digunakan untuk menyediakan outlet stack (untuk melokalisasi kemungkinan erosi di spool yang mahal) dan untuk memungkinkan menambahkan ruang antara preventers udengan fasilitas stripping, hang off, atau shear operations.

 
6.6.1  Drilling spools untuk stack BOP harus memenuhi kualifikasi minimum:
a. Arrangements 3K dan 5K harus memiliki dua outlet samping diameter minimal 2-inci nominal dan diflens, studded atau hubbed. Arrangements 10K, 15K, 20K harus memiliki dua sisi outlet, diameter nominal  minimum  satu 3-inci  dan satu 2-inci dan flens, studded atau hubbed.
b. Memiliki diameter bore vertikal internal yang sama dengan BOP dan setidaknya sama dengan maksimum lubang kepala casing / tubing paling atas.
c. Memiliki rate tekanan kerja sama dengan rate tekanan kerja  ram BOP yang terpasang.

6.6.2 Untuk operasi drilling, outlet kepala sumur tidak boleh digunakan untuk choke atau kill lines.

8 CHOKE MANIFOLDS AND CHOKE LINES— SURFACE BOP INSTALLATIONS
8.1 UMUM
Choke manifold terdiri dari pipa tekanan tinggi, fitting, flensa, katup, dan dioperasikan manual dan / atau hidrolik menyesuaikan choke. Manifold ini bisa membuang tekanan wellbore pada tingkat yang terkendali atau mungkin menghentikan aliran fluida dari lubang sumur bila diperlukan.

8.2 INSTALLATION GUIDELINES—CHOKE MANIFOLD

Recommended practices yang direkomendasikan untuk instalasi choke mani­folds untuk surface instalasi meliputi:
a. Peralatan manifold harus memiliki tekanan kerja minimal sama dengan tekanan kerja BOP ram yang digunakan. Peralatan ini harus diuji ketika dipasang sesuai dengan ketentuan Section 17.

b. Untuk tekanan kerja 3.000 psi  keatas, flens, welded, clamped atau end connections lain harus sesuai  API Spec. 6A.

c. Manifold choke harus ditempatkan dalam lokasi mudah diacces, sebaiknya di luar substruktur rig.

d. Meskipun tidak ditampilkan dalam contoh ilustrasi peralatan, buffer tanks kadang-kadang dipasang pada hilir rangkaian choke untuk tujuan bleeding manifold. Ketika buffer tanks digunakan, ketentuan harus dibuat untuk mengisolasi kegagalan atau kerusakan.

e. Semua katup choke manifold harus bore penuh. Dua katup dianjurkan antara stack BOP dan choke manifold untuk instalasi dengan tekanan kerja  5.000 psi atau lebih. Salah satu dari dua katup harus dikendalikan dari jauh. Selama operasi, semua katup harus sepenuhnya dibuka atau tertutup sepenuhnya.

f. Minimal satu  choke dioperasikan dari jarak jauh (remote/HCR) harus diinstal pada 10.000 psi, 15.000 psi, dan 20.000 psi tekanan kerja manifold.

g. konfigurasi Choke manifold harus memungkinkan untuk re-routing aliran (bila terkikis, tersumbat atau tidak berfungsi) tanpa mengganggu kontrol aliran.

h. Pertimbangan harus diberikan untuk sifat suhu rendah.

 i. Alat pengukur tekanan yang sesuai untuk tekanan operasi dan drill­ing fluid service harus dipasang sehingga tekanan pipa bor dan anulus terpantau akurat dan mudah diamati dari stasiun dimana operasi pengendalian sumur harus dilakukan.

J. Stasiun kontrol choke, apakah di manifold choke atau remote dari lantai rig, harus selonggar / senyaman mungkin dan harus mencakup semua monitor yang diperlukan untuk memberikan gambaran situasi  pengendalian sumur. Kemampuan untuk memonitor dan kontrol dari lokasi yang sama seperti tekanan stand pipe, tekanan casing, stroke pompa, dll, sangat meningkatkan efisiensi pengendalian sumur.

k. Rig air sistem harus diperiksa untuk memastikan kecukupan untuk memberikan tekanan dan volume yang diperlukan untuk kontrol dan choke. Choke dioperasikan dari jarak jauh harus dilengkapi dengan sistem cadangan darurat seperti pompa manual atau nitrogen untuk digunakan saat rig air tidak tersedia.

8.3 INSTALLATION GUIDELINES—CHOKE LINES

8.3.1 choke line and manifold menyediakan sarana untuk mencegah tekanan balik pada formasi sementara sedang sirkulasi influx  dari lubang sumur berikut influx (masuk) atau kick. Lihat Spesifikasi API 16C untuk persyaratan choke manifolds, fleksibel choke line danline downstream. Choke line dan lines downstream dari choke harus:

a. Harus selurus mungkin.
1. Karena kemungkinan erosi di belokkan selama operasi. Sudut dimana belokan pipa rentan terhadap erosi tergantung pada radius tikungan, laju aliran, media aliran, ketebalan dinding pipa dan material pipa. Namun, secara umum, short radius lengkungan pipa (R/d <10) harus ditargetkan dalam arah aliran yang diharapkan. Untuk radius besar lengkungan pipa  (R/d> 10), target pada umumnya tidak perlu.  Belokkan biasanya mempunyai ketebalan lebih daripada pipa lurus dalam sistem choke untuk kompensasi  efek erosi. 90° block ells dan tee harus ditargets dalam arah aliran.

Dimana:
R = Radius belokan pipa diukur pada sumbu.

d = diameter nominal pipa.

2. Untuk fleksibel lines, konsultasikan panduan pabrik pembuat  minimum radius tikungan untuk menjamin konfigurasi kerja yang aman.

3. Untuk articulated line assemblies, konsultasikan dengan spesifikasi tertulis pabrik pembuat  untuk derajat pergerakkan relative yang diijinkan antara titik akhir.

b. Dianchor kuat untuk mencegah melonjat atau getaran yang berlebihan.

c. Memiliki ukuran bore yang cukup untuk mencegah erosi yang berlebihan
atau gesekan cairan:

1. Ukuran minimum nominal diameter yang disarankan untuk  choke lines 2-inci  untuk arrangements 3K dan 5K dan nominal diameter 3-inci untuk arrangements 10K, 15K, dan 20K.

2. Minimum inside diameter yang disarankan  untuk  line downstream (hilir) dari choke harus sama dengan atau lebih besar dari ukuran nominal choke connections.
 
3. Lines downstream dari choke manifold  umumnya tidak diperlukan untuk menahan tekanan (lihat Tabel 1 dan 2 untuk pertimbangan pengujian).

4. Untuk operasi pengeboran udara atau gas, minimal diameter nominal line 4-inci.

5. Bleed line (line untuk bypass choke) harus setidaknya diameter sama dengan ke choke line. Hal ini  line memungkinkan sirkulasi sumur dengan preventers  ditutup sambil mempertahankan tekanan balik minimum. Ini  juga memungkinkan volume tinggi  bleed off fluida sumur untuk meringankan tekanan casing dengan preventers tertutup.

8.3.2 Gambar 6 sampai 8 menggambarkan contoh choke manifolds untuk berbagai service tekanan kerja. Penyempitan atau modifikasi seperti katup hidrolik tambahan dan choke run, wear nipples downstream chokes, pengukur tekanan berlebihan, dan / atau vent lines manifold dapat ditentukan oleh kondisi antisipasi sumur tertentu dan tingkat perlindungan yang diinginkan. Guidelines dibahas dan diilustrasikan mewakili contoh industry practice.

 
8.4 PEMELIHARAAN
Preventive maintenance of the choke assembly dan kontrol harus dilakukan secara teratur, terutama untuk memeriksa keausan dan tersumbat atau kerusakan line. Frekuensi maintenance tergantung pada penggunaan. Lihat section 17 rekomendasi untuk pengujian, inspeksi, dan pemeliharaan umum dari sistem choke manifold.
 
8.5 SPARE PARTS
Pasokan yang cukup suku cadang penting bagi komponen akibat keausan atau kerusakan atau kegagalan serius yang mengurangi efektivitas manifold atau choke line. Standardization komponen dianjurkan untuk meminimalkan persediaan yang diperlukan. Meskipun persediaan akan bervariasi dari rig ke rig, rekomendasi umum minimal daftar suku cadang meliputi:
a. Satu katup komplit untuk masing – masing ukuran yang dipasang.
b. dua Kit repair untuk masing masing ukuran katup  yang digunakan.
c. Parts untuk chokeyang  adjustable manual, flow tips, inserts, packing, gaskets, O-rings, disc assemblies dan wear sleeves.

d. Parts untuk remote control choke.
e. Bermacam macam item seperti selang, tubing fleksibel, kabel listrik, alat pengukur tekanan, kontrol line valve kecil, fitting, dan komponen listrik.

10 Kill Lines—Surface BOP Installations
10.1 TUJUAN
10.1.1 Kill lines merupakan bagian integral dari equipment permukaan yang dibutuhkan untuk kontrol pengeboran sumur. Kill line system menyediakan sarana pemompa ke lubang sumur ketika  metode sirkulasi normal melalui pipa kelly atau bor tidak bisa digunakan. Kill lines menghubungkan pompa fluida pemboran ke outlet samping pada stack BOP. Lokasi koneksi Kill lines ke stack tergantung pada masing masing konfigurasi  BOP dan spool yang digunakan; koneksi harus di bawah BOP ram yang kemungkinan besar akan ditutup.  Figure  10, 11, dan 12 menggambarkan contoh instalasi kill line untuk  berbagai jenis tekanan kerja.
 
10.1.2 Pada pemilihan tekanan tinggi, kritikal well remote kill line umumnya  digerakkan oleh  pompa tekanan tinggi tambahan jika pompa rig tidak berfungsi atau tidak dapat diakses. Line ini biasanya  terikat pada kill line dekat BOP stack dan diperpanjang ketempat yang cocok untuk lokasi pompa. Tempat ini harus dipilih untuk keamanan maksimum dan aksesibilitas.

10.2 PEDOMAN INSTALASI
10.2.1 Pedoman yang sama yang mengatur instalasi choke manifold dan choke line berlaku untuk pemasangan kill line.Lihat Spesifikasi API 16C untuk spesifikasi peralatan untuk kill line.

Rekomendasi lebih penting termasuk:

a. Semua line, valves, check valves dan flow fittings harus memiliki tekanan kerja setidaknya sama dengan tekanan kerja BOP ram yang digunakan. Peralatan ini harus diuji ketika dipasang sesuai dengan ketentuan Section 17.
b. Untuk tekanan kerja 3.000 psi keatas, flanged, welded, hubbed atau end connections lainnya harus  sesuai dengan Spesifikasi API 6A.
c. Komponen harus berdiameter memadai  untuk memungkinkan  rate pemompaan yang  wajar tanpa gesekan yang berlebihan. Ukuran nominal diameter minimum yang disarankan adalah 2-inch.

d. Dua full bore manual valve ditambah check valve atau dua full bore valve (salah satunya adalah dioperasikan dari jarak jauh) antara stack outlet dan kill line direkomendasikan untuk pemasangan  dengan rate tekanan kerja  5.000 psi atau lebih besar. Lihat Gambar 11 dan 12.

e. Periodik operasi, inspeksi, pengujian, dan pemeliharaan harus dilakukan dengan jadwal yang sama seperti  pada BOP stack di gunakan (lihat 17.10).

f. Semua komponen sistem kill line harus dilindungi  dari pembekuan dengan pemanasan, pengeringan, mengisi dengan cairan yang tepat,  atau sesuai cara lain.

g. Pertimbangan harus diberikan untuk property  bahan yang digunakan pada suhu rendah dalam instalasi, dan harus dilindungi dari pembekuan dengan pemanasan, pengeringan, mengisi dengan cairan yang sesuai, atau lainnya yang sesuai berarti.

h. Line harus selurus mungkin. Bila bends diperlukan untuk mengakomodasi baik variasi dimensi pada rangkaian rig up atau untuk memfasilitasi hookup BOP  tersebut, radius tikungan paling besar yang diijinkan saat menahan hookup harus disediakan. Berikut ini adalah panduan bends  untuk berbagai jenis line.

1. Untuk pipa kaku (rigid pipe), bend radius harus dimaksimalkan. Karena erosi dibend yang mungkin selama operasi, pertimbangan harus diberikan untuk menggunakan target aliran di tikungan dan pada ells blok dan tee. Derajat belokan pipa terhadap kerentanan  erosi tergantung pada radius bends,  laju aliran, media aliran, ketebalan dinding pipa, dan bahan pipa. Namun, secara umum, radius bend pipa pendek (R/d <10) harus ditarget pada arah tumbukan aliran. Untuk radius bend besar (R/d> 10), target umumnya tidak diperlukan. Bendingan biasanya memiliki ketebalan dinding pipa lebih besar daripada pipa lurus pada kill system (schedule lebih tinggi) untuk kompensasi lebih lanjut  karena  efek erosi. Blok ells dan tee 90° harus ditargetkan pada arah aliran.

Dimana:
R = Radius belokan pipa diukur dari centerline.

d = diameter nominal pipa.

2. Untuk jalur yang fleksibel, konsultasikan manufacturer  untuk minimum radius tikungan untuk menjamin kerja yang aman.

3. Untuk artikulasi line assembly, konsultasikan  dengan manufacturer  untuk menentukan derajat  yang diijinkan antara titik akhir gerakan relatif.

i. Semua line harus dianchor untuk mencegah loncatan atau getaran yang berlebihan.

10.2.2 Kill line tidak boleh digunakan sebagai fill up line selama operasi pengeboran normal.

10.3 PEMELIHARAAN
Pemeliharaan preventif dari kill line assembley harus dilakukan secara teratur, terutama untuk memeriksa keausan dan sumbatan atau rusak. Frekuensi perawatan tergantung pada penggunaan. Lihat Para. 17 untuk rekomendasi pada pengujian, inspeksi, dan pemeliharaan umum kill manifold system.

10,4 SPARE PARTS
Pasokan yang cukup untuk  suku cadang penting bagi komponen mungkin  mengalami keausan  tergantung pada pemakaian atau kerusakan untuk mengurangi kegagalan yang serius dan efektivitas dari kill line. Standardisasi komponen dianjurkan disediakan,  minimal:
a. Satu katup lengkap untuk masing – masing yang dipasang.
b. Dua kit repair untuk masing – masing yang digunakan.
c. Item lain – lain seperti hose, tubing fleksibel, kabel listrik, pressure gauge, kontrol  line valve kecil , fitting dan komponen listrik.
 
12  CONTROL SYSTEM FOR SURFACE BOP STACK SYSTEM

(PENGENDALIAN UNTUK STACK BOP PERMUKAAN)

12.1 UMUM
BOP kontrol sistem untuk surface instalasi permukaan (land rigs, offshore jackups, and platforms) biasanya pasokan tenaga hidrolik fluida pada closed loop circuit sebagai media penggerak. Unsur-unsur sistem kontrol BOP biasanya terdiri:
a. Peralatan penyimpanan (reservoir)  yang cukup untuk memasok  fluida ke sistem pompa.
b. Sistem Pemompaan untuk memberi tekanan fluida kontrol.

c. Botol akumulator untuk menyimpan fluida kontrol bertekanan.
d. Hydraulic control manifold untuk mengatur fluida kontrol bertekanan dan mengarahkan kekuatan aliran fluida untuk mengoperasikan system system  fungsi (BOP dan choke dan kill valves).
e. Remote control untuk mengoperasikan panel kontrol hidrolik dari lokasi yang jauh..
f. Kontrol fluida hidrolik.

12.2 ACCUMULATOR SYSTEMS

Botol akumulator adalah botol tempat menyimpan fluida hidrolik bertekanan yang digunakan untuk penutupan BOP. Dengan menggunaan gas nitrogen yang dikompresi, botol ini menyimpan energi yang dapat digunakan untuk lebih meningkatkan fungsi respon time BOP dan berguna sebagai hydrau­lic power apabila ada kasus kegagalan pompa. Ada dua jenis tipe botol akumulator yang umum diggunakan, separator dan float types. Jenis separator  menggunakan diafragma fleksibel untuk memberi efek pemisahan positif gas nitrogen dari fluida hidrolik. Jenis float menggunakan floating piston sebagai efek separasi gas nitrogen dari fluida hidrolik.

12,3 ACCUMULATOR VOLUMETRIC CAPACITY

12.3.1

12.3.1
Untuk tujuan section ini, berikut definisi yang berlaku:
a. Stored Hydraulic Fluid (Fluida Hidrolik tersimpan). Volume cairan yang recoverable dari sistem akumulator antara maksimum designed accumulator operating pressure dan precharge pressure.
b. Usable Hydraulic Fluid (Fluida hidrolik yang boleh digunakan). Cairan hidrolik yang recoverable  dari sistem akumulator antara maximum accumu­lator operating pressure and 200 psi (1.38 MPa) di atas pre­charge pressure.

c. Minimum Calculated Operating Pressure . Tekanan Minimum Perhitungan untuk secara efektif menutup dan men-seal ram-type BOP terhadap tekanan wellbore sama dengan maximum rated
working pressure BOP dibagi dengan rasio penutupan yang  ditentapkan untuk BOP itu.
d. Komponen Minimum    Operating    Pressure    direcom­mendasikan oleh Manufacturer. minimum operating pres­sure untuk secara efektif menutup dan seal ram-type or annular-type preventers saat kondisi operasi normal, seperti yang ditentukan oleh produsen.

12.3.2 BOP sistem harus memiliki kecukupan volume  hydrau­lic fluid yan bisa digunakan (dengan pompa tidak berfungsi) untuk menutup satu annu­lar-type preventer, semua ram-type preventers dari posisi terbuka penuh, dan membuka satu katup HCR terhadap zero wellbore pres­sure. Setelah menutup annular preventer, semua ram-type pre­venters, dan membuka satu HCR valve, tekanan sisanya harus 200 psi (1,38 MPa) atau lebih di atas rec­ommended precharge pressure minimum.

Catatan: Kemampuan shear ram preventer dan operator ram harus diverifikasi dengan manufacturer  untuk merencanakan drill string. Desain  dari shear ram BOP dan / atau perbedaan metalurgi antar drill pipe man­ufacturers mungkin memerlukan tekanan penutupan yang tinggi untuk shear operations.

12.3.3 Accumulator   Response   Time.

Waktu respon antara aktivasi dan komplit operasi  dari suatu fungsi adalah didasarkan pada BOP atau penutupan valve dan seal off  (menutup). Untuk surface instalasi, sistem kontrol BOP harus mampu menutup setiap BOP ram dalam waktu 30 detik. Waktu penutupan tidak boleh melebihi 30 detik untuk BOP annular lebih kecil dari 18 3/4 inchi (47,63 cm) nominal bore dan 45 detik untuk annular preventers dari 18 3/4 inchi (47,63 cm) nominal bore dan lebih besar. Waktu respon untuk choke and kill valves (baik membuka atau menutup) tidak boleh melebihi minimum waktu respon ram menutup yang diamati.

Pengukuran waktu respon penutupan dimulai pada saat menekan tombol atau memutar handle valve kontrol  untuk mengoperasikan fungsi dan berakhir ketika BOP atau katup tertutup effective. BOP  dianggap tertutup ketika regulated operat­ing pressure telah pulih (recovered ) pada its nominal settingnya. Jika konfirmasi dari penutupan diperlukan, pengujian tekanan dibawah BOP atau melintasi valve diperlukan.

12.3.4 Tekanan operasi. Botol akumulator tidak boleh dioperasikan pada tekanan lebih besar dari rated working pressurenya.

12.3.5 Akumulator Precharge. Tekanan precharge di setiap botol akumulator harus diukur sebelum masing-masing BOP stack instalasi pada masing-masing well dan disesuaikan jika diperlukan.
Minimum Tekanan precharge untuk akumulator tekanan kerja 3000 psi (20,7 MPa)  harus 1000 psi (6,9 MPa). Tekanan minimum precharge untuk akumulator tekanan kerja 5000 psi (34,5 MPa) harus 1500 psi (10,3 MPa). Hanya gas nitrogen seharusnya digunakan untuk pre­charge akumulator .

Tekanan precharge harus diperiksa dan  disesuaikan ke dalam 100 psi (0,69 MPa) dari pre­charge pressure  yang dipilih pada awal setiap pengeboran.

12.3.6 Accumulator Valves, Fittings, and Pressure Gauges.  Multi-botol akumulator bank harus memiliki valve isolasi. Katup isolasi harus memiliki tekanan kerja setidaknya setara dengan rated working pressure sistem yang terpasang dan harus diposisikan terbuka kecuali bila akumulator terisolasi terhadap service, pengujian, atau transportasi.
Sebuah alat pengukur tekanan untuk mengukur tekanan precharge akumulator harus tersedia pada  instalasi setiap saat. Pengukur tekanan harus dikalibrasi untuk 1 persen dari skala penuh setidaknya setiap tiga (3) tahun.

12,4 PUMP SYSTEMS
12.4.1 Suatu sistem pompa terdiri dari satu atau lebih pompa. Setiap sistem pompa (primer dan sekunder) harus memiliki sumber daya yang independen, seperti listrik atau udara. Setiap sistem pompa harus memiliki jumlah dan ukuran yang cukup untuk melakukan berikut ini: Dengan akumulator terisolasi dari service, sistem pompa harus mampu menutup BOP annular (termasuk diverter) pada minimum ukuran drill pipe yang digunakan, membuka choke valve yang dioperasikan secara hydraulic dan menyediakan tingkat tekanan operasi yang direkomendasikan oleh manufacturer BOP annular untuk menutup anulus dalam waktu dua menit.

12.4.2 Sistem pompa yang sama boleh digunakan untuk menyediakan daya fluida untuk mengontrol kedua stack BOP dan diverter sistem.

12.4.3 Masing – masing sistem pompa harus menyediakan tekanan discharge setidaknya setara dengan tekanan kerja sistem kontrol BOP. Air pumps harus mampu pengisian / charge accumulator terhadap sistem tekanan kerja dengan 75 psi (0,52 MPa) minimum pasokan tekanan udara.

12.4.4 Masing – masing sistem pompa harus dilindungi dari overpressurization dengan minimal dua perangkat untuk membatasi pump discharge pressure. Satu perangkat, biasanya pressure limit switch, harus membatasi tekanan discharge pompa sehingga tidak akan melebihi tekanan kerja sistem kontrol BOP. Perangkat kedua, biasanya relief valve, harus dapat melepas pada laju aliran setidaknya sama dengan design flow rate sistem pompa dan harus diset untuk relieve tidak lebih 10% melebihi  tekanan unit kontrol. Perangkat yang digunakan untuk mencegah sistem pompa selama bertekanan harus dipasang pada line secara langsung pada kontrol sistem  ke accumulators dan tidak boleh memiliki katup isolasi atau lainnya  yang dapat mencegah tujuan dimaksud. Rupture disc atau relief valve yang tidak secara reset otomatis tidak direkomendasikan.

12.4.5 Electrical dan/atau pneumatic supply yang mentenagai pompa harus tersedia setiap saat misalnya  pompa akan stsrt secara otomatis bila tekanan sistem turun menjadi sekitar 90 persen dari system work­ing pressure dan secara otomatis berhenti dalam plus nol atau kurang 100 psi (0,69 MPa) dari BOP control system work­ing pressure.

12.5 BOP CONTROL SYSTEM VALVES, FITTINGS, LINES, AND MANIFOLD
12.5.1 PRESSURE RATING
Semua valves, fittings dan komponen lainnya, seperti pressure switches, transduser, pemancar, dll  harus memiliki work­ing pressure setidaknya sama dengan tekanan kerja dari sistem kontrol. Tekanan kerja sistem kontrol BOP biasanya 3.000 psi (20,7 MPa).

12.5.2 CONFORMITY OF PIPING SYSTEMS
Semua komponen perpipaan dan semua koneksi threaded pipe yang dipasang pada sistem kontrol BOP harus sesuai dengan desain spesifikasi dan toleransi American National Standards Taper Pipe Threads as specified in ANSI B 1.20.1.

Pipe and pipe fittings harus sesuai dengan spesifikasi  ANSI B31.3. Jika lasan fitting yang digunakan, welder harus cer­tified untuk prosedur yang berlaku. Pengelasan harus dilakukan sesuai dengan spesifikasi prosedur pengelasan tertulis (WPS), yang ditulis dan qualified sesuai dengan Article II of ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section IX.

Semua rigid or flexible lines antara sistem kontrol dan stack BOP harus tahan api, termasuk end connec­tions dan harus memiliki working pressure sama dengan tekanan kerja sistem kontrol BOP.
Semua sistem kontrol pipa interkoneksi, tubing, hose, link­ages dll, harus dilindungi dari kerusakan selama operasi pengeboran atau hari-hari moving peralatan.

12.5.3 VALVES, FITTINGS, AND OTHER COMPONENTS
Instalasi harus dilengkapi dengan:
a. Manifold harus dilengkapi dengan full-bore valve untuk pompa operasi fluida terpisah dapat dengan mudah terhubung.
b. Sistem kontrol harus dilengkapi untuk memungkinkan isolasi dari kedua pompa dan akumulator dari manifold  dan sirkuit kontrol annular, sehingga memungkinkan pemeliharaan dan repair.

c. Sistem kontrol harus dilengkapi dengan pres­sure gauges yang akurat yang menunjukkan:

(1) tekanan akumulator,

(2) regu­lated manifold pressure,

(3) tekanan annular, dan

(4) airsupply pressure.

d. Sistem kontrol harus dilengkapi dengan katup pengatur tekanan untuk memungkinkan kontrol manual dari tekanan operasi annulus pre­venter.

e. Sistem kontrol harus dilengkapi dengan katup pengatur tekanan untuk mengontrol tekanan operasi  BOP ram. Kontrol unit harus dilengkapi dengan bypass line dan katup untuk memungkinkan full accumulator pressure untuk diterapkan pada mani­fold, jika diinginkan.

f. Control valves harus ditandai dengan jelas yang menunjukkan

(1)  yang mana  preventer atau choke line valve  pada masing – masing control valve  yang digunakan. dan (2) posisi katup (yaitu, terbuka, tertutup, netral). Setiap BOP control valve harus dalam posisi terbuka (Bukan posisi netral) selama operasi pengeboran. choke line hydraulic valve harus dalam posisi tertutup  selama operasi normal. Control valve handle yang menggerakkan  blind rams harus dilindungi untuk menghindari operasi yang tidak disengaja, tetapi memungkinkan operasi penuh dari panel jarak jauh
tanpa gangguan.

g. Semua pressure gauges pada sistem kontrol BOP harus  dikalibrasi dengan akurasi 1 persen dari skala penuh setidaknya  setiap 3 tahun.

12.6 CONTROL SYSTEM FLUIDS AND CAPACITY

12.6.1            CONTROL SYSTEM FLUID

 Cairan hidrolik yang sesuai (hydraulic oil atau fresh water yang mengandung lubricant) harus digunakan sebagai fluida penutup unit kontrol operasi. Volume glikol yang cukup harus ditambahkan ke cairan yang mengandung air jika ambien temperatur membangun struktur di bawah 32 ° F (0 ° C). Penggunaan minyak solar, minyak tanah, motor oil, chain oil atau cairan lain yang serupa tidak dianjurkan karena kemungkinan ledakan atau kerusakan seal.

12.6.2 FLUID CAPACITY
Setiap unit penutupan harus memiliki fluida reservoir dengan kapasitas tidak kurang dua kali kapasitas fluida yang dapat digunakan (usable) dari sistem akumulator. Air breather outlets, ukuran yang cukup, harus dipasang untuk menghindari tangki bertekanan selama transfer hidrolik atau transfer nitrogen jika sistem cadangan nitrogen terpasang.

12,7 HYDRAULIC CONTROL UNIT LOCATION
Unit kontrol hidrolik harus ditempatkan di tempat yang aman yang mudah diakses oleh personel rig dalam keadaan darurat. Hal ini juga harus ditempatkan untuk mencegah drainase yang berlebihan atau aliran balik dari operation line ke reservoir. Seharusnya bank akumulator berada pada jarak yang substansial dari atau dibawah BOP stack, volume reservoir tambahan atau alternatif harus disediakan untuk mengkompensasi arus balik di jalur penutupan.

12,8 REMOTE CONTROL STATIONS
Instalasi harus dilengkapi dengan driller remote control panel seperti pengoperasian setiap BOP dan kontrol valve dapat dikendalikan dari posisi mudah diakses driller. Pertimbangan harus diberikan untuk  stasiun kontrol tambahan jarak jauh pada jarak yang aman dari lantai rig.

 
15.  Auxiliary Equipment—Surface BOP Installations

15.1 KELLY VALVES
Sebuah upper kelly valve yang dipasang diantara swivel dan kelly. Sebuah lower kelly valve yang dipasang langsung di bawah kelly.

15.2 DRILL PIPE SAFETY VALVE
Sebuah drill pipe safety valve cadang harus tersedia (misalnya, disimpan dalam posisi terbuka dengan kunci pas yang mudah diakses) di lantai rig setiap saat. Valve ini  harus dilengkapi screw  untuk pemasangan ke drill string yang digunakan. Diameter luar drill pipe safety valve harus cocok untuk masuk ke dalam lubang.

15,3 INSIDE BLOWOUT PREVENTER
Sebuah inside blowout preventer, drill pipe float valve atau drop-in check valve harus tersedia saat  stripping drill string kedalam atau keluar dari lubang. Katup, sub atau pro­file nipple harus dilengkapi screw untuk pemasangan ke  drill string.

15.4 FIELD TESTING
Kelly valves, drill pipe safety valve, and inside blowout preventer harus diuji sesuai dengan Section 17.

15.5 DRILL STRING FLOAT VALVE
Sebuah A float valve ditempatkan dalam drill string untuk mencegah aliran ke atas dari cairan atau gas yang di dalam drill string. float valve adalah tipe khusus dari back pressure atau check valve. Sebuah float valve bila bekerja dengan baik akan mencegah aliran balik dan potensi blowout  melalui drill string.
drill string float valve ini biasanya ditempatkan di bagian bawah dari drill string, antara dua drill collars  atau antara drill bit and drill collar. Sejak float valve  mencegah  drill string dari diisi oleh cairan melalui bit seperti yang mengalir ke dalam lubang, drill string harus diisi dari atas, di lantai bor, untuk mencegah runtuhnya drill pipe.

Ada dua jenis float valves:
a. flapper-type float valve menawarkan keuntungan memiliki pembukaan melalui katup yang kurang lebih sama diameter dalam seperti tool joint. Katup ini akan memungkinkan lolosnya bagian dari bola, atau go-devils, yang mungkin diperlukan untuk pengoperasian tools di dalam drill string float valve.

b. spring-loaded ball, atau dart dan seat float valve menawarkan keuntungan seketika dan positif menutup arus balik melalui drill string.
Katup ini tidak full-bore dan dengan demikian tidak dapat mempertahankan waktu yang lama atau volume pemompaan fluida pengeboran yang tinggi atau kill fluid.

15.6 TRIP TANK
Trip tank adalah volume rendah, [100 barel (15.9m3) atau kurang], tangki dikalibrasi yang dapat diisolasi dari sisa sistem surface drilling fluid system dan digunakan untuk secara akurat memonitor jumlah cairan masuk atau keluar dari sumur. Trip tank boleh dalam bentuk apapun yang mampu untuk membaca volume yang ada dalam tangki pada setiap level cairan. Pembacaan bisa langsung atau remote, sebaiknya keduanya.

Ukuran dan konfigurasi tangki seharusnya  seperti perubahan volume setiap  urutan setengah barel sehingga dapat dengan mudah termonitor.

Tangki berisi dua compart ments dengan monitor  disetiap kompartemen lebih disukai karena hal ini memfasilitasi menbuang atau menambahkan fluida pengeboran tanpa mengganggu operasi rig.

Kegunaan lain dari trip tank meliputi pengukuran fluida pengeboran atau volume air ke dalam anulus ketika return / kembalian hilang, pemantauan hole saat logging atau setelah pekerjaan semen, kalibrasi pompa fluida pengeboran, dll.  trip tank juga digunakan untuk mengukur volume fluida pengeboran bocor dari atau dipompa ke dalam sumur seperti pipa stripped masuk atau keluar dari sumur.
  
 
 15,7 PIT VOLUME MEASURING AND RECORDING DEVICES

Perangkat mengukur volume pit otomatis yang tersedia yang mengirimkan sinyal pneumatik atau listrik dari sensor pada drilling fluid pits untuk perekam dan perangkat sinyal di lantai rig. Ini berharga dalam mendeteksi cairan bertambah atau hilang.

15,8 FLOW RATE SENSOR
sensor laju aliran dipasang di flow line direkomendasikan untuk deteksi dini fluida formasi yang memasuki wellbore atau kehilangan return.

15,9 MUD/GAS SEPARATOR
mud/gas separator digunakan untuk memisahkan gas dari fluida pengeboran bila cutting mengandung gas. Gas dipisahkan kemudian dibuang ke jarak yang aman dari rig. Secara umum, dua tipe dasar dari mud/ gas separators  yang  digunakan. Jenis yang paling umum adalah atmo­spheric mud/gas separator , kadang-kadang disebut gas buster or poor-boy separator.

Jenis lain dari mud/gas sepa­rator  dirancang sedemikian rupa sehingga dapat dioperasikan pada moderate back pressure, biasanya kurang dari 100 psi (0,69 MPa), meskipun kadang desain untuk dioperasikan pada tekanan gas vent line yang atmo­spheric  ditambah line friction drop. Semua separators dengan kontrol level cairan yang dapat disebut sebagai pressurized mud/gas sepa­rators.

.

Baik atmosfer dan pressurized mud/gas separa­tors memiliki kelebihan dan kekurangan. Beberapa pedoman umum untuk kedua jenis mud/gas separators. bypass line  ke  flare stack harus disediakan dalam kasus kerusakan atau dalam hal kelebihan kapasitas mud/gas separator. Tindakan pencegahan juga harus diambil untuk mencegah erosi pada titik drilling fluid dan gas flow  terhadap dinding vessel.

Ketentuan harus dibuat akses pembersihan dari vessel dan line bila ada penyumbatan. Kecuali secara spesifik dirancang untuk aplikasi lain seperti, penggunaan rig mud/ gas separator tidak recommended untuk operasi well production testing.

Dimensi separator sangat penting dalam menentukan volume gas dan cairan yang dapat diseparasi. Suatu contoh dari beberapa mud/gas separator sizing guidelines dapat ditemukan dalam SPE Paper No. 20430: Mud Gas Separator Sizing and Evaluation, G.R. MacDougall, December 1991.

15,10 degasser
Degasser  dapat digunakan untuk menghilangkan gelembung gas yang terperangkap dalam cairan pengeboran yang terlalu kecil untuk dihilangkan oleh mud/ gas separator. Degassers Kebanyakan menggunakan beberapa derajat vakum untuk membantu menghilangkan gas yang terperangkap ini . Inlet line cairan pengeboran ke degasser harus ditempatkan dekat dengan drilling fluid discharge line dari mud/gas separator untuk mengurangi kemungkinan gas terpecah keluar dari cairan pengeboran di pit.

15,11 FLARE LINES
Semua flare lines harus sepanjang mungkin sesuai ketentuan untuk pembakaran selama arah angin bervariasi. Flare lines harus selurus mungkin dan harus dianchor.

15,12 STAND PIPE Choke
Pemasangan choke yang bisa diadjust pada rig stand pipe dapat digunakan untuk membuang tekanan  pipa bor pada kondisi-kondisi tertentu, mengurangi guncangan saat breaking sirkulasi di sumur dimana hilangnya sirkulasi adalah suatu masalah, dan pembuangan tekanan antara BOP selama operasi stripping. 
  

15,13 TOP DRIVE EQUIPMENT
Ada dua katup bola (kadang-kadang disebut sebagai kelly valves or kelly cocks) yang terletak pada peralatan top drive. Katup bagian atas adalah dioperasikan secara pneumatic atau hidrolik dan dikendalikan pada driller's console. Katup bawah adalah standard ball kelly valve  (kadang-kadang disebut sebagai katup pengaman) dan dioperasikan manual, biasanya dengan menggunakan kunci pas heksagonal.

Secara umum, jika diperlukan untuk mencegah atau menghentikan flow up drill pipe selama operasi tripping, separate drill pipe valve harus digunakan salah satu dari top drive valves. Namun, flow up the drill pipe mungkin mencegah stab­bing valve ini. Dalam hal ini, top drive dengan katup yang dapat digunakan, mengingat peringatan berikut:

a.    Saat top drive's manual valve terinstal, tertutup dan top drive terputus, crossover mungkin diperlukan untuk menginstal inside BOP di manual valve.

b. Kebanyakan top drive manual valves tidak dapat di stripped i ke 7-5/8 inci (19,37 cm) atau casing yang lebih kecil.

b.  Most top drive manual valves cannot be stripped kedalam casing into 75/8inch (19.37 cm) atau lebih kecil.

c.     Setelah top drive's manual valve terputus dari top drive, valve lain atau spacer harus diinstal pada tempatnya.

17 Testing and Maintenance—Surface BOP Stacks and Well Control Equipment

17.1 TUJUAN
Tujuan program uji lapangan peralatan well control pengeboran adalah untuk memverifikasi:
a. Bahwa fungsi tertentu secara operasional siap.
b. Integritas tekanan peralatan yang dipasang.
c. Sistem kontrol dan kompatibilitas BOP.

17,2 TYPES OF TESTS
Program uji menggabungkan inspeksi visual, operasi fungsional, tes tekanan, praktek pemeliharaan, dan latihan. Tujuan dokumen ini, definisi - definisi berikut digunakan untuk tipe dasar tes:

17.2.1 INSPECTION TEST

Istilah kolektif yang umum digunakan untuk menyebut pemeriksaan berbagai pro­cedural examinasi dari cacat  yang dapat mempengaruhi kinerja peralatan. Test inspeksi meliputi, tetapi tidak terbatas pada visual, dimensi, audible, hardness, functional, and pressure tests. Praktek Inspeksi / variasi prosedur  berada di luar lingkup dokumen ini. Contoh dari beberapa pedoman pemeriksaan dapat ditemukan di IADC / SPE, Paper 23900, A Field Guide for Surface BOP Equipment Inspec­tions, W. J. Kandel and D. J. Streu, February 1992.

17.2.2 FUNCTION TEST
Operasi dari sebuah peralatan atau sistem untuk memverifikasi operasi yang dimaksudkan. Pengujian fungsi biasanya tidak mencakup pengujian tekanan. Uji aktuasi, uji operasi dan uji kesiapan adalah istilah lain yang umum digunakan untuk menguji fungsi.

17.2.3 PRESSURE TEST
Penerapan periodik dari tekanan untuk suatu peralatan atau sistem untuk memverifikasi kemampuan penahanan tekanan terhadap peralatan atau sistem. " Wellbore test " adalah istilah lain yang sering digunakan untuk uji tekan.

17.2.4 HYDRAULIC OPERATOR TEST
Penerapan tes tekanan untuk setiap komponen yang digerakkan secara hidrolik. Hidrolik Operator  tes biasanya ditentukan oleh manufacturer untuk item – item seperti:  BOP operator cylinders and bonnet assemblies, hydraulic valve actuators, hydraulic connectors, dll. Pengujian operat­ing chamber sering digunakan untuk istilah uji Operator hidrolik.

Catatan: Definisi  tes tekanan, tekanan desain, karakter operasional , dll, seperti yang digunakan dalam dokumen API lainnya, mungkin memiliki makna / maksud lebih tepat untuk proses manufaktur dan deskripsi dimaksudkan mungkin berbeda dengan penggunaan lapangan.

Penerapan secara khusus di lapangan dari berbagai jenis tes pada peralatan well control harus digabungkan  selama field acceptance tests, initial rig-up tests, drills, periodic operating tests, maintenance practices, and drilling operations.

Catatan: Teknik dan langkah - langkah atau bagaimana prosedur  test harus dikembangkan untuk masing-masing rig karena berbagai variasi peralatan, pemasangan arrangements yang berbeda  dan well-specific drilling programs. Prosedur untuk pengujian stack BOP, drill string safety valves, choke/kill lines, and mani­fold upstream dari buffer chamber biasanya serupa untuk sebagian besar rig. Pres­sure test programs untuk wellhead dan casing harus dijelaskan oleh operator secara individual well basis. Manufacturer operating dan dokumen pemeliharaan, contractor maintenance programs, dan pengalaman operasi  harus dimasukkan ke dalam prosedur tes khusus.

17.2.5 CREW Drills
Kemahiran drilling crews mengoperasikan peralatan well control adalah hal yang penting seperti  kondisi  operasional peralatan. Crew drills dan well con­trol rig practices berada di luar lingkup dokumen ini dan dibahas dalam API Recommended Practice 59.

17.3 TEST CRITERIA

17.3.1 FUNCTION TESTS
Semua komponen operasional dari peralatan BOP sistem harus diuji fungsi setidaknya sekali seminggu untuk memverifikasi operasi komponen yang dimaksudkan. Tes fungsi boleh termasuk pressure tests .
• Function tests harus bergantian dari driller's panel dan dari mini-remote panel, jika di lokasi.

(Lihat lembar kerja dalam Appendix A.).

• Waktu aktuasi harus dicatat sebagai data base untuk mengevaluasi tren.

 (Lihat lembar kerja dalam Appendix A.)

17.3.2 PRESSURE TESTS
17.3.2.1 Semua komponen blowout prevention yang mungkin terkena tekanan sumur harus diuji pertama dengan low pres­sure of 200 to 300 psi (1.38 to 2.1 MPa) dan kemudian ke tekanan tinggi.
• Ketika melakukan tes tekanan rendah, jangan menerapkan tekanan yang lebih tinggi dan bleed down  ke  tes tekanan rendah.  Tekanan yang lebih tinggi dapat menimbulkan seal / penutupan yang mungkin bisa berlanjut untuk menutup / seal setelah tekanan diturunkan dan mengakibatkan kesalahan evaluasi kondisi tekanan rendah.
• low test pressure yang stabil harus dipertahankan selama minimal 5 menit.

17.3.2.2 Tes tekanan tinggi awal ( initial high pressure test ) pada komponen yang bisa terkena tekanan sumur (BOP stack, choke mani­fold, and choke/kill lines) harus pada  rated working pressure BOP ram atau rated working pressure sumur dimana stack diinstal, mana yang lebih rendah.
Initial pressure tests didefinisikan sebagai tes yang harus dilakukan pada lokasi sebelum sumur  spud in atau sebelum peralatan digunakan.

• Diverter sistem biasanya diuji  tekanan diuji  low pressure saja (refer to API Recommended Practice 64).
• BOP annular, dengan pipa bor terpasang, boleh diuji dengan tes tekanan seperti yang diterapkan pada BOP ram atau minimal 70 persen dari annular preventer working pressure, mana yang lebih rendah.

• lower kelly valves, kelly, kelly cock, drill pipesafety valves, inside BOPs dan top drive safety valves, harus diuji dengan menggunakan water pressure dari bawah sampa low pressure of 200-300 psi (1.38 to 2.1MPa) kemudian ke rated working pressure.

• Boleh secara instance ketika BOP stack yang tersedia  dan / atau wellhead  yang memiliki tekanan kerja  lebih tinggi dibandingkan yang disyaratkan untuk kondisi wellbore tertentu karena ketersediaan peralatan. Khusus kondisi seperti ini harus dicakup dalam spesifik program uji lapangan well control .

17.3.2.3 Tes tekanan tinggi berikutnya pada komponen well control harus ke tekanan yang lebih besar dari maxi­mum antisipasi tekanan permukaan, tetapi tidak melebihi the work­ing pressure of the ram BOP. Maksimum antisipasi tekanan permukaan harus ditentukan oleh operator berdasarkan kondisi yang diantisipasi pada sumur tertentu.

BOP annular, dengan sambungan drill pipe terpasang, harus diuji  minimal 70 persen dari working pres­surenya atau ke test pressure BOP ram, mana yang kurang. Tes tekanan selanjutnya adalah tes yang harus dilakukan pada periode yang diidentifikasi selama kegiatan pengeboran dan penyelesaian pada sebuah sumur.

• Tes tekanan tinggi  yang stabil harus dipertahankan selama minimal 5 menit. Dengan ukuran yang lebih  besar annular BOP beberapa gerakan kecil biasanya berlanjut dalam rubber mass besar dalam waktu yang lama setelah dilakukan tekanan. Gerakan packer creep harus dipertimbangkan saat pemantauan uji tekanan annular.

• Pressure test harus bergantian dikontrol dari berbagai stasiun kontrol.

17.3.2.4 Uji tekanan dilakukan pada hidrolik chambers BOP annular harus minimal 1.500 psi
(10,3 MPa). Initial pressure tests pada ruang hidrolik BOP ram dan hydraulically operated valves harus maximum operating pressure yang direkomendasikan oleh manufacturer.

 
• Tes harus dijalankan di kedua opening dan closing chambers.
• Tekanan harus stabil selama minimal 5 menit.
Tes tekanan selanjutnya biasanya dilakukan pada hydraulic chambers hanya antara sumur atau saat peralatan tersebut dipasang kembali.

17.3.2.5 initial pressure test pada closing unit valves, manifolds, gauges, and BOP hydraulic control lines harus pada rated working pressure dari unit kontrol. Tes tekanan selanjutnya dari sistem closing unit biasanya dilakukan setelah pelepasan atau repair dari setiap seal penahan tekanan dalam sistem closing unit, tetapi terbatas pada komponen yang terkena dampak.

17.3.3 PRESSURE TEST FREQUENCY
Pressure tes pada peralatan well control harus dilakukan sekurang-kurangnya:
a. Sebelum spud atau setelah instalasi.
b. Setelah pelepasan atau repair seal penahan tekanan di stack BOP stack, choke line, or choke manifold tetapi terbatas pada komponen yang terkena dampak.
c. Tidak melebihi 21 hari.

17.3.4 SUMMARY
Tabel 1 dan 2 termasuk ringkasan dari recommended test practices untuk surface stack BOP dan peralatan well control yang terkait.

17.3.5 TEST FLUIDS  ( CAIRAN PENGUJI)
Peralatan well control harus diuji tekanan dengan air. Udara harus dibuang  dari sistem sebelum tes tekanan dilakukan. Control systems and hydraulic chambers harus diuji menggunakan cairan kontrol sistem yang bersih dengan lubric­ity dan additive korosi untuk penggunaan yang dimaksudkan dan temperature operasi.

17.3.6 PRESSURE GAUGES
Pressure gauges and chart recorders harus digunakan dan semua hasil pengujian dicatat. Pengukuran tekanan harus dibuat tidak kurang dari 25 persen atau tidak lebih dari 75 persen dari rentang full pressure gauge.

17.3.7 TEST DOCUMENTATION
Hasil dari semua test tekanan dan function peralatan BOP harus didokumentasikan dan mencakup, minimal, urutan pengujian, uji tekanan low and high test , durasi setiap tes dan hasil dari tes komponen masing-masing.
• Tes Tekanan harus dilakukan dengan pressure chart recorder  atau equivalent  sistem data akuisisi dan
ditandatangani oleh operator pompa, contractor's tool pusher  dan operating company representative.
• Masalah yang diamati selama pengujian dan setiap tindakan yang diambil untuk memperbaiki masalah harus didokumentasikan.
• Manufacturers harus diberitahu well  control equipment yang gagal untuk digunakan  di lapangan. (Lihat
Spesifikasi API 16A.)

17.3.8 PERTIMBANGAN PENGUJIAN UMUM
Kru rig harus waspada ketika operasi pressure test dilakukan dan ketika testing operations  berjalan. Hanya personel yang diperlukan harus tetap di daerah uji.

• Hanya personil yang berwenang oleh well site supervisor yang berada di daerah uji untuk memeriksa kebocoran saat peralatan sedang diuji tekan.

• Mengencangkan, perbaikan  atau pekerjaan lain hanya boleh dilakukan setelah tekanan telah dirilis dan semua pihak telah sepakat bahwa tidak ada kemungkinan tekanan yang
terjebak.

• Tekanan harus dirilis hanya melalui rilis line.

• Semua lines dan sambungan yang digunakan dalam prosedur uji harus disecure memadai .

• Semua peralatan, sambungan  dan pipa yang digunakan dalam operasi pengujian tekanan harus memiliki ratings tekanan lebih besar dari tekanan tes maksimum yang diantisipasi.

Verifikasi type, pressure rating, ukuran  dan end connections untuk setiap peralatan yang akan diuji, seperti yang didokumentasikan oleh marking permanen pada peralatan atau dengan catatan yang dapat dilacak pada peralatan.

Ketika stack BOP diuji pada kepala sumur, prosedur harus tersedia untuk memonitor tekanan pada casing harus test plug leak.

Jika sistem kontrol sirkuit regulator yang dilengkapi dengan hydro-pneumatik regulator, pasokan cadangan direkomendasikan untuk pilot regulator apabila pasokan udara dari rig hilang. Tes fungsional dari sistem kontrol harus termasuk simulasi kehilangan  power /daya ke unit kontrol dan panel  kontrol.
Vertical stack alignment harus diperiksa dan baut flange make-up harus ditorque ke  rating yang ditentukan  pada API Spesifikasi 6A.

Jika formasi bearing hidrogen sulfida diantisipasi, manufacturer's certification untuk memenuhi NACE Stan­dard MR0175 harus tersedia dan reviewed  terhadap  well con­trol equipment, seperti yang dijelaskan dalam Section 20 .

Tabel 1-Rekomendasi Praktek Uji Tekanan, dan Bottom-Tanah Didukung Rigs

Initial Test (prior to spud or upon installation): Component to be Tested

1 . Rotating Head	200-300(1.38-2.1 MPa)	Optional
2. Diverter Element	Minimum of 200 ( 1 .38 MPa).	Optional
3. Annular Preventer •  Operating Chambers	200-300(1.38-2.1 MPa) N/A	Minimum of 70% of annular BOP working pressure. Minimum of 1500 (10.3 MPa).
4. Ram Preventers •   Fixed Pipe •   Variable Bore •   Blind/Blind Shear •   Operating Chamber	200-300(1.38-2.1 MPa) 200-300(1.38-2.1 MPa) 200-300(1.38-2.1 MPa) N/A	Working pressure of ram BOPs. Working pressure of ram BOPs. Working pressure of ram BOPs. Maximum operating pressure recommended by ram BOP manufacturer.
5. Diverter Flowlines	Flow Test	N/A
6. Choke Line & Valves	200-300(1.38-2.1 MPa)	Working pressure of ram BOPs.
7. Kill Line & Valves	200-300(1.38-2.1 MPa)	Working pressure of ram BOPs.
8. Choke Manifold •   Upstream of Last High Pressure Valve •   Downstream of Last High Pressure Valve	200-300(1.38-2.1 MPa) 200-300(1.38-2.1 MPa)	Working pressure of ram BOPs. Optional
9. BOP Control System •   Manifold and BOP Lines •   Accumulator Pressure •   Close Time •   Pump Capability •   Control Stations	N/A Verify Precharge Function Test Function Test Function Test	Minimum of 3000 (20.7 MPa). N/A N/A N/A N/A
10. Safety Valves •    Kelly, Kelly Valves, and Floor Safety Valves	200-300(1.38-2.1 MPa)	Working pressure of component.
1 1 . Auxiliary Equipment •   Mud/Gas Separator •   Trip Tank, Flo-Show, etc.	Flow Test Flow Test	N/A N/A

^aThe low pressure test should be stable for at least 5 minutes.

"The high pressure test should be stable for at least 5 minutes. Flow-type tests should be of sufficient duration to observe for significant leaks.

•The rig available well control equipment may have a higher rated working pressure than site required The site-specific test requirement should be considered

for these situations.

 Table 2—Recommended Pressure Test Practices, Land and Bottom-Supported Rigs Subsequent Tests (not to exceed 21 days):

Recommended Pressure Test— High Pressure, psih

Recommended Pressure Test— Low Pressure, psia

Component to be Tested

1 . Rotating Head	N/A	Optional
2. Diverter Element	Optional	Optional
3. Annular Preventer • Operating Chambers	200-300(1.38-2.1 MPa) N/A	Minimum of 70% of annular BOP working pressure. N/A
4. Ram Preventers • Fixed Pipe • Variable Bore • Blind/Blind Shear • Casing (prior to running csg) • Operating Chamber	200-300 (1.38 -2.1 MPa) 200-300(1.38-2.1 MPa) 200-300(1.38-2.1 MPa) Optional N/A	Greater than the maximum anticipated surface shut-in pressure. Greater than the maximum anticipated surface shut-in pressure. Greater than the maximum anticipated surface shut-in pressure. Optional N/A
5. Diverter Flowlines	Flow Test	N/A
6. Choke Line & Valves	200-300(1.38-2.1 MPa)	Greater than the maximum anticipated surface shut-in pressure.
7. Kill Line & Valves	200-300(1.38-2.1 MPa)	Greater than the maximum anticipated surface shut-in pressure.
8. Choke Manifold • Upstream of Last High Pressure Valve • Downstream of Last High Pressure Valve	200-300(1.38-2.1 MPa) Optional	Greater than the maximum anticipated surface shut-in pressure. Optional
9. BOP Control System • Manifold and BOP Lines • Accumulator Pressure • Close Time • Pump Capability • Control Stations	N/A Verify Precharge Function Test Function Test Function Test	Optional N/A N/A N/A N/A
10. Safety Valves • Kelly, Kelly Valves, and Floor Safety Valves	200-300(1.38-2.1 MPa)	Greater than the maximum anticipated surface shut-in pressure.
1 1 . Auxiliary Equipment • Mud/Gas Separator • Trip Tank, Flo-Show, etc.	Optional Flow Test Flow Test	N/A N/A

"The low pressure test should be stable for at least 5 minutes.

The high pressure test should be stable for at least 5 minutes. Flow-type tests should be of sufficient duration to observe for significant leaks.

COPYRIGHT 2000 American Petroleum Institute

Semoga dapat bermanfaat