FIELD Site Vist Report-WET 2012-I Gede Suryana S

March 26, 2018 | Author: sryn89 | Category: Oil Well, Natural Gas, Drilling Rig, Valve, Petroleum


Comments



Description

FIELD‐SITES VISIT REPORT WET TOTAL E&P INDONESIE PROGRAM BATCH 1 2012            TRAINEE:  I GEDE SURYANA SAPTAWIRAWAN / L0385489                TOTAL E&P INDONESIE  BALIKPAPAN ‐ 2012    INTRODUCTION  WET program is the new training for the future TEPI well engineer. As the engineer, the main  job is designing and calculating the program, both drilling and well intervention program. To have a  logic and effective program, engineer must have the field knowledge. Not only the geological data  and information about rock formation, but also the real and actual condition in the field, including  the knowledge about the equipment, the Service Company, etc.   The site visit program can be the media to insert that culture. The knowledge about the whole  production area make the trainee know more about their company and expected to know about the  team work mechanism inter‐department in TEPI. Sharing experience from the senior employee can  be a motivation and a very good lesson to face the work in the future. The last, the trainee can feel  the  work  atmosphere  in  TEPI  both  in  office  and  field,  and  learn  about  the  company  culture  to  increase the soft skill for the trainee.          OBJECTIVES  1. WET trainee has a good knowledge about the whole business processes in TOTAL EP  Indonesie.  2. WET trainee has a general overview about their job in the future.  3. WET trainee understands about the inter‐department relation related to their work.   TABLE OF ACTIVITIES  NO  1  DATE  AREA  LOCATION  DESCRIPTION  Pechiko  Processing  Area  is  the  gas  processing  facility  of  TOTAL  EP  Indonesie  which  covers  the  Pechiko  and  South  Mahakam production field/well. There are about 123 wells in  both of the fields, going to be 7 platforms that are connected  to PPA. Those are consist of Medium (MP) and Low Pressure  (LP) channels. Each of them has a different treatment.   LP channels go to LP Separator first. The separator system  in  this  processing  area  use  Slug  Catcher[1]  and  Tube‐ Separator  [2]  to  separate  the  gas  from  the  slug,  caused  by  the  different  velocity  of  each  fluid‐phase  pass  through  the  PPA  same pipe that has curve shape in some areas , from oil and  of  course  from  the  water.  The  Oil  and  Condensates  that  is  produced  from  the  separator  will  be  transferred  to  TLA  (Terminal  Loading  Area)  to  be  saved  in  the  tank.  The  water  goes  to  water  treatment  unit,  which  will  treat  the  water  to  be good‐environmental condition.   After  the  LP  gas  passes  the  separator,  it  will  go  to  the  Medium  Pressure  Compressor  (MPC).  MPC  will  change  the  pressure  level  of  the  gas,  from  LP  (5  ‐7  Bar)  to  MP  (20  ‐  22  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 2   28/04/2012  SENIPAH    TLA  TPA  Bar). After reaching the expected pressure, the gas will go to  High  Pressure  Compressor  (HPC)  together  with  MP  gas  that  has been separated from oil and water in MP Separator. All  of the gas will be converted to HP gas (55 ‐ 60 Bar) in HPC. As  the  effect  of  the  increasing  pressure,  the  gas  temperature  will  also  rise.  This  will  support  the  treatment  gas  process.  After  being  the  HP  gas,  these  gases  will  go  to  the  Gas  Treatment Unit. In this unit, the gas is treated to be a dry gas.  That means eliminating the water element in the gas as low  as possible. This process use absorption‐method with Glycol  as the material to absorb the water from the gas. In this unit,  the  moisture  and  properties  of  the  gas  will  be  controlled  based on the customer’s specifications. The pressure will be  conditioned  too,  therefore  the  gas  can  be  transported  to  Badak as the main customer of the company.    Terminal  Loading  Area  is  located  near  the  PPA.  It  is  the  liquid  storage  facility  of  TEPI.  It  Covers  all  of  liquid  (oil  and  condensate)  products  from  all  production  fields  under  TEPI  after  processed  in  TPA  (Terminal  Processing  Area).  In  this  TLA,  there  are  utilization  facility  and  the  mixing  facility  for  some special customer‐requested liquid. The liquid is mainly  come  from  the  separator  system  in  every  processing  area  owned  by  TEPI.  The  liquid  will  be  sold  in  the  “oil  supermarket”  because  TEPI  does  not  have  long‐term  contract for oil and condensate selling. The best quality and  of course the most expensive oil is from Bekapai, the second  one is Handil Mix, and the last is oil from Handil.     TLA has 6 tanks to store the liquid. 2 tanks service Handil  area products, 2 tanks for Bekapai area products and the last  2  tanks  store  Condensate  products.  Each  of  the  tank  has  a  capacity  about  50000  barrel.  It  uses  floating  system,  which  means the cover of the tanks rise up and down according to  the liquid level inside it. This system is used to minimize the  air and gas contained that used to be stored above the liquid  in the tank. TLA is connected to the manifold and the pump  to transfer the liquid to the tanker at the Jetty. It also has a  Pig Launcher System [3] that will be useful to clean the pipe  or to border 2 different liquid when transferred in the same  system.   Terminal  Processing  Ares  is  the  liquid  processing  facility  of TEPI. All of liquid product is processed here before stored  in TLA.   TPA  get  its  input  from  CSU  (condensate  stability  unit),  therefore  the  entire  liquid  product  from  all  production  area  going to CSU first and then come to TPA.  In this area the condensate, produced from the separator  system,  run  in  to  3  phase  separator.  The  separator  will  separate the gas contained in the condensate. This separator  system  also  called  Degasser.  These  gases  occur  in  bubble  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 3     CSU  CONTROL  ROOM  WAREHOUSE      form inside the condensates, called Cavitation. This condition  is not good for the pump and confusing the metering system.  So  the  gas  will  be  removed  from  the  condensate.  The  gas  that  is  formed  from  the  process  is  sent  back  to  PPA  for  treating. After that, the clean condensate and the oil will be  stored in TLA. Waiting for the customer.        Condensates Stability Unit is TEPI’s facility where all of the  unstable condensates comes from others processing unit. (  Senipah is the only one processing area for liquid in TEPI, so  it will receive liquid from the whole processing area of TEPI in  East Kalimantan district  ). Condensates is  a low‐density  mixture of hydrocarbon liquids that are present as gaseous  components in the raw natural gas. It is usually brought by  the oil or gas when it is lifted up in production line.  Condensates  is very unstable, because It is presence as a  liquid phase depends on temperature and pressure  conditions in the reservoir allowing condensation of liquid  from vapor. It changes to vapor easily. Therefore, in this unit  it must be stabilized before treated in TPA. To keep it stable  as the liquid, and eliminate the gas from it.   This  room  is  like  “the  brain”  of  the  whole  processing  activities  in  Senipah  Area  including  PPA,  TLA,  TPA  and  CSU.  From this room all of the activities and condition on the field  are  inspected.  From  this  room  too,  the  command  comes  from.   The room is installed with a lot of monitor displayed the  data and the condition which describe the movement of the  process.  The  monitor  show  the  condition  of  the  flaring  system  when  the  control  room  is  visited.    Because  now,  all  activities  in  processing  area  mainly  have  the  electronic  control system and connected to control room by transmitter  system.  The  control  room  can  manage  the  process  in  the  area, if needed, by pushing the button on the control panels.  The operator can control the valve, control the pressure,  launch the  pig, control the pumping system, executes liquid  mixing  process,  and  drive  the  oil  and  condensates  to  the  tanker.   Those  processes  can  be  safer,  because  less  people  are  involved in the risky process in the field.    This control room is placed in the main office of Senipah  area and runs 24 hours a day. Using computer‐based control  system that connect to the hydraulic and pneumatic system  as  actuator,  the  whole  actions  are  controlled  by  the  3  main  panels (each of them handle different processing areas) and  operated by 2 operator in 2 shifts.       In  Senipah  Area,  TEPI  has  a  warehouse  area.  It  is  under  the  command  of  MLO,  especially  the  logistic  division.  It  is  utilized  as  the  storage  center  of  the  logistic  needs  of  the  production process in PPA, TLA, TPA  CSU, and A few things  for drilling division.   Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 4     2  29/04/2012  Handil  Area  WLI AND  DRILLING  WORKSHOP  The  storage  area  is  divided  into  2  general  area.  Open  area  and  the  storage  building.  The  open  area  consist  of  the  pipe  yard,  where  the  stock  pipes  for  production  line  and  several  tubing  and  casing  for  drilling  placed,  the  chemical  storage,  the  special  building  to  store  any  chemicals  that  is  needed  in  production.  It  is  special  designed  with  the  high  security  level  to  avoid  the  accident.  Only  authorized  officer  can  enter  the  building  with  a  complete  PPE  (Personal  Protective Equipment) and breathing  apparatus. It  the open  area,  there  are  also  the  place  for  the  special  garbage,  like  electronic  thing,  the  radioactive  waste  and  the  unused  machine/engine. The warehouse also has the packaging and  maintenance facility, to maintain the stock of the material so  it will be in good condition if needed to use.  The  storage  building  is  the  place  to  store  the  components,  spare  part  of  the  engine,  and  small‐sized  equipment.  It  has  some  long  and  great  shelfs  /cabinets  to  store  a  lot  of  equipment  which  have  a  unique  number  for  each  of  them.  The  number  is  the  method  for  manage  the  tool/equipment, so it will be easier  to trace  the location, to  know the number of the stock and for the database  All  of  the  materials  and  equipments  are  sorted  by  its  utility or its company/manufacturer.  Handil Dua Base is the center base of logistic support in  TEPI.  It  provide  logistic  for  the  whole  activities  in  Mahakam  Delta river, and of course the transportation/ traffic. Not only  land transport, but also marine and air traffic.  As  the  main  logistic  support,  it  is  attached  with  warehouse  and  workshop,  especially  for  drilling  activities  in  Delta.  The warehouse is positioned near the jetty. It consists of  the  open  area,  where  mainly  the  pipe  for  drilling  activities  stored and the workshop.   Many  types  of  drilling  pipe  are  stored  there.  Such  as  Tubing,  casing,  drill  collar  and  any  other  drilling‐related  materials.  It  also  use  as  the  temporary  storage  for  the  idle  Christmas tree, that is removed from the maintained‐well. All  of  them  are  sorted  neatly  by  the  size  and  dimensions.  It  usually called pipe‐yard.  It also have a chemical storage facility, a large equipment  storage facility, and  the  maintenance facility to take care of  the pipe (because stored in open area, it makes the corrosion  occurs  on  the  pipes).  The  role  of  this  warehouse  is  very  important  for  the  entire  activities  in  the  Delta,  all  of  the  material and equipment that is required in the activities have  to  transfer  to  this  warehouse  from  its  manufacturer,  stored  there  a  while,  and  distributed  to  the  precise  activities  location  (generally,  the  drilling  activities  are  in  the  isolated  area, so it do not have a storage facility).    Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 5     Well Construction and Completion Workshop  To  support  the  well  construction  /  drilling  activities  around  the  Mahakam  Delta,  there  is  a  workshop  in  Handil  Dua  Base.  Its  main  role  is  to  provide  the  needed  of  the  drilling  activities  as  soon  as  possible.  Including  the  tubing,  casing, drill collars, jointing pipe activities, and others.  Drilling  activities  mainly  execute  by  Service  Company.  They are also responsible for their needed by their self. But  occasionally  there  are  some  troubles  in  the  field,  and  they  are lack of supplies, the warehouse will use the stock in the  warehouse to accomplish it. Sometime, they also need to cut  the pipes or connected two pipes to meet the specifications  of the well, the warehouse alsot can do the job.  The main function of the workshop is the testing facility.  It has a testing‐bunker to simulate the condition of the well,  including  the  pressure  and  the  flowing  fluid,  to  the  equipment.  The  bunker  used  Helium  and  Hydrogen  as  the  fluid  before,  but  according  to  the  environmental  regulation,  now  it  use  Hydraulic  system  to  detect  the  leakage  on  the  pipe.       The workshop is led by the well‐experienced employee ,  Mr. Shobari     Well Intervention Workshop  Well intervention, known before as well service, is a very  important  activity  in  this  business  due  to  the  decreasing  of  mature well quality. To support the important job, especially  for  the  activities  in  Delta,  The  Well  Intervention  Workshop  was established in Handil Dua Base.   The  main  job  of  this  workshop  is  manufacturing,  supporting  and  testing  well  intervention’s  equipment.  This  place  is  also  divided  into  two  section,  the  equipment  workshop and gas lift laboratory.  The equipment workshop is the place to aim all roles of  the  workshop.  This  workshop  employs  some  engineer  and  technicians to manufacturing and supporting. Manufacturing  means  design  and  create  supporting  tool  to  execute  well  intervention program. According to unique characteristics of  some  wells,  it  need  special  tool  to  doing  the  action.  This  function also has a close connection to service company. For  executing  the  well  intervention  program,  TEPI  use  service  company including their technology and tools.     Before  implementing  the  tools  and  technology,  the  service  company  will  order  some  equipment  from  its  headquarter/manufacturer and transiting it for a while in this  workshop  because  they  do  not  have  any  logistic  or  marine  support  to  distribute  it.  Seeing  that  condition,  TEPI  make  some policy to the service company to test their equipment  in  this  facility.  The  workshop  have  an  artificial  platform  to  simulate  the  well  condition,  therefore,  they  must  assembly  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 6     and  setting  up  their  equipment  then  test  it.  During  this  process, TEPI crews can study about the technology and the  product,  like  technology‐transferring  session  (every  service  company have their own technology and developing, so a lot  of thing and developed equipment can be learnt).  During the visiting session, this workshop prepared some  DHSV [4].  The testing time also use to ensure the equipment  work well, so the program will run effectively.  The  Workshop  also  support  the  lack  of  drilling  tool,  needed by the rig, in small amount, and the last essential job  is obtain the ex‐drilling equipment, that can be recycled, like  warehousing activities.   Occasionally, the ex‐drilling equipment arrive not in good  condition, the workshop can make a justification, and repair  it, if required and able to do.     In  Gas  Lift  [5]  laboratory,  there  are  several  tests  to  ensure the tools that used to the gas lift process can be used  in the tubing. Gas lift is commonly type of artificial lift to help  the  oil  lifted  from  the  reservoir.  It  uses  one  type  of  nozzle  named SMP (Side Pocket Mandrel) as the gas ways from the  annulus to the tubing. In the lab, they test the function of the  SMP using pneumatic system.            Pendingin Area is the drilling liquid installation of TEPI. It  is  operated  by  Halliburton,  and  exclusively  services  the  operation in Mahakam Delta.  The  facility  was  established  in  2006  and  consists  of  2  main sections, Baroid Surface Solution and Liquid Mud Plant.  The main job of this facility is to produce the mud, supply the  water  based  mud  material  for  drilling  (done  by  LMP),  to  process  the  cutting  from  rig  to  be  more  environmentally  accepted to be wasted, and extracts the oil base as the basic  material of OBM/Oil Base Mud (done by BSS).   The need of removing hydrocarbons from  drilling cuttings for environmentally acceptable  disposal of the cuttings was recognized in the early  1990s.  Indonesian  government  stated  the  maximum  BSS‐PENDINGIN  hydrocarbon contained in cutting before wasted to the sea is  1% or 10000 ppm. TEPI as the environmentally‐care company  ruled the maximum number of oil/hydrocarbon in the cutting  is 2000 ppm, lower than the government.       To  remove  these  hydrocarbon‐based  fluids  from  the  cutting, BBS Pendingin facility use a technique called thermal  desorption.  Using  TDU  (Thermal  Desorption  Unit)  [6],  it  processes  the  cutting  and  extracts  the  oil  base  that  will  be  used to make a fresh mud in the future operation.   In BSS, the whole mud comes from the rig by the barge.  Before processed, the mud enters the pit waiting for the next  step.  First,  the  crew  gets  some  samples  of  the  mud  to  be  tested  in  laboratory.  This  facility  has  2  laboratories,  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 7     Halliburton  and  third  party  services,  ALS.  The  sample  called  retord  is  tested  here  to  the  material  and  properties  of  the  mud.  TDU  need  special  mixture  between  water,  oil  and  other  material to be operated well. Therefore, if the mud does not  reach  the  exact  mixture,  they  must  be  treated  first.  Centrifuging in LMP is the common treatment method.   The second step is transporting the mud from the pit to  the TDU. This step automatically done by the conveyer belt.  The  next  step  is  thermal  desorption  by  TDU.    TDU  consists of rotating chambers, and condenser section.  The  spinning  chamber  formed  as  the  drum.  It  has  2  chambers  for  optimum  product.  The  first  chamber  has  maximum  temperature  10500  F  and  the  main  chamber  has  11500 F maximum temperatures. Avoiding explosion accident  in  the  chamber,  the  drum  is  planned  to  segregate  the  mud  inside  from  the  outer‐air  ,  which  is  contain  oxygen  (remember the fire‐triangle, in the drum, there are heat and  fuel/oil  contained  by  the  mud,  so  eliminating  the  last  element,  oxygen,  is  expected  to  decrease  the  possibility  of  the explosion)  The  mud  run  inside  the  rotating  heating  drum  from  the  first  chamber  to  the  main  chamber  and  after  that  the  solid  cutting will go to the disposal tank. During mud run through  the  drum,  the  liquid  will  evaporate  through  the  gas‐way  at  the  top  of  the  drum.  The  gas‐ways  are  present  in  every  chamber  to  catch  the  vapors.  After  passing  2  rotating  chamber,  the  cutting  expected  to  be  dry,  and  contain  oil  maximum 2000 ppm.   The  vapor  comes  into  the  condenser  unit  by  the  pipe.  The  condenser  consists  of  3  tanks.  First,  vapor  come  to  the  oil tank. In this tank the vapor, which contained some oil, will  be sprayed by oil to condense the oil. This oil will be stocked  as oil base. Then, the vapor will go to next tank. In this tank,  vapor  is  sprayed  by  water  to  condense  water.  This  water  goes  to  water  treatment  system.  The  output  will  use  as  hydrant  system  for  fire  emergency  system,  and  the  rest  disposed  to  the  sea.  Even  passing  2  condensing  process  by  water  and  oil,  some  vapor  still  have  a  little  water  and  oil  inside. Therefore, the third tank exists. In this tank, the rest  of vapor is sprayed by the water again, to control the oil and  water in the vapor. The liquid will go to the water treatment  system and disposed at the end.          The rest little vapor will release to the open air because it  just  contain  a  little  number  of  hydrocarbon  materials.  The  dry cutting will be disposed on the sea. The government has  determined  the  authorized  location  to  dispose  it.  Every  oil  company has their each location to reduce the bad impact of  hydrocarbon on the water sea.   This  facility  is  fully  controlled  by  Halliburton  under  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 8     LMP‐ PENDINGIN  supervision  of  TEPI.  There  are  2  representatives  of  TEPI.  It  also has ALS laboratory to test the mud. It is used the make a  fair testing result for TEPI, because if the cutting still contain  hydrocarbon/oil  above  2000  ppm,  the  cutting  must  be  reprocessed freely.       All  drilling  operation  will  require  a  blend  of  chemicals  which are mixed (drilling fluids) commonly known as drilling  mud,  It is used in circulating system of the rig. The liquid has a  very  important  role  in  drilling  activities.  Drilling  can  be  simplified  as  the  activities  to  dig  a  deep  hole  on  earth.  Because  its  depth,  it  will  run  through  rock  formation  and  porous  rocks.  To  keep  the  rock  formation  do  not  fallen,  the  higher  pressure  must  be  applied  inside  the  whole  the  press  the  formation  back.  This  mud  is  the  material  to  do  this  job.  Therefore the mud must have a specific density to ensure the  pressure, a specific viscosity so it can be well circulated in the  bore  hole.  It  also  used  to  lift  cuttings  from  the  well,  sealing  permeable formation until the casing is cemented in the well  bore, cooling and lubricating the drill bit.   Drilling  mud  consists  of  a  continuous  liquid  phase  to  which  various  chemicals  and  solids  have  been  added  to  modify the operational properties.  Depending  on  the  geological  formation,  environmental,  application  and  well  objectives,  the  drilling  mud  system  are  either water based or oil based. The water based commonly  used in top section of the bore hole, because this section has  more unstable rock formation than the lower section.   For  environmental  reasons  and  restriction  especially  in  land  drilling  operation,  the  drilling  mud  must  be  handled  in  an  environmentally  safe  condition.  Therefore  instead  of  storing  and  mixing  the  chemicals  at  individual  rig  site,  majority  of  the  oil  companies  are  now  adapting  to  have  a  central  Liquid  Mud  plant,  where  the  storage,  handling  and  mixing and liquid storage are kept.   In LPM Pendingin, the facility only produce oil based mud  that will be sent to the rig. Water based mud usually made in  the rig, because the main material, water, is easily obtained  in  the  swamp.  The  LMP  only  supply  the  raw  material,  like  Barite and some chemical if needed.  The Oil base mud is made from the oil, water and other  addictive. In this facility, the oil that used to make the mud is  come  from  the  recycled  oil  base.  The  original  imported  oil  base  only  use  as  the  backup,  if  the  recycled  oil  base  is  running  out.  To  mix  oil  base  and  water,  some  emulsifier  is  used.  To  meet  the  weight  specification  some  addictive  is  needed. The common uses addictive for OBM are barite and  calcite.  After  all  of  the  material  is  obtained,  the  process  to  make  the  mud  is  started,  there  are  filtering,  mixing  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 9     3  30/04/2012  CPA  HANDIL WELL  CLUSTER  processes, centrifuging, and adding chemical at the end. The  processes can be simplified like this. First, the mud from rig is  come.  It  goes  to  the  pit  like  the  processes  in  BSS,  it  will  be  filtered  by  2  shelshakers  and  run  into  centrifuge  machine.  The solid output of the centrifuge unit goes to TDU, and the  clean  mud  got  to  mixing  tank.  In  the  mixing  tank,  the  refreshing  process  is  executed  by  inserting  some  chemical  like barites, calcite, and gel tone. After being the fresh mud,  it will move to the storage tank, and ready to use.     TEPI  supervising  the  whole  process  by  give  some  requirement  form  to  the  LMP,  including  the  volume,  the  density, the rheology, etc. After finishing composes the mud,  some  sample  will  be  reserved  to  the  ALS  laboratory,  to  examine the properties of the mud. After receiving approval  from the company man, the barge will take it to the rig.  This  facility  has  a  warehouse  and    4  tanks  to  store  the  mud.        Handil  is  the  oldest  production  area  of  TEPI.  In  this  area,  there  are  about  660  wells,  both  producing  and  unproducing.   Because founded for a long time, many developed wells  are made there. Several adjacent wells make a well cluster.   During  the  visiting  time,  one  of  the  well  clusters  in  Handil  area  was  showed  to  know  the  real  shape  of  the  oil  well.   The  cluster  consists  of  about  8  wells,  mostly  oil  well  with  free  gas  type.  Every  wells  has  its  own  platform,  but  sometimes  in  one  Well  Platform  [7]  there  are  2/3  wells  for  efficiency reason. On the platform‐surface, A well consist of a  well head, also known as Christmas Tree [8], the production  line,  gin  pole  (the  yellow  high  bar  for  hanging  the  intervention well tools), and control panel.  Christmas tree is like the cover of the well. Made from  thick  steel  to  treat  the  pressured  fluid  from  bottom,  It  has  some  valve  as  safety  mechanism  for  the  well.  The  master  valve  and  wing  valve.  The  master  valve  consists  of  lower  valve, upper valve, and swab valve. Lower and upper valve is  normally‐open  valve  and  the  swab  is  normally‐close  valve,  when in production session. The swab and lower are usually  controlled  manually  by  hand,  and  the  upper  is  driven  by  hydraulic system/pneumatic system.   The  oil  well  head  have  2  strings  inside,  the  lower  and  higher  string.  It  is  possible  to  gather  the  oil  from  two  different layer in subsurface.   The  swab  valve  is  only  opened  when  the  well  intervention  department  wants  to  make  some  intervention  to  the  well,  like  testing,  snubbing,  and  others.  Before  inserting their tool by the string/tubing, they must open the  swab  valve  first.  The  well  operator,  who  accompanied  us  in  the  visiting,  said  the  order  of  safety  action  when  gas  leak  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 10     happened. The first valve to be opened is lower valve, if the  gas  can  pass  the  valve,  the  upper  valve  controlled  by  hydraulic will automatically close. If the passing (the gas can  pass through the valve/ or safety valve failure) still occur, the  last defense is DHSV in the tubing.   All  wells  in  Handil  area  are  mostly  mature  oil  well,  therefore  the  pressure  is  categorized  as  low  pressure  (LP,  around 7 bars). At the first, the well is dug, it has a medium  pressure  around  20  bar,  but  it  decreased  in  line  with  the  maturity of the wells.   The  wing  valve  is  connected  to  the  choke  system  (system  for  controlling  the  amount  of  the  oil  flow  through  the  production  line,  controlled  by  hydraulic/pneumatic  system) and production line.   Several wells product in same cluster go into manifold,  to be merged into single higher diameter production pipe to  the processing area. In this manifold there are 2 production  pipes for MP and LP, so the product will be categorized in the  manifold. In this manifold, there is also the test head, use for  testing well purpose.  The articial lift mechanism is needed for the mature oil  well  to  keep  up  its  productivity.  In  this  cluster,  there  are  2  types  of  artificial  lift  applied  to  the  wells,  the  gas  lift  (pumping the pressured‐gas to the annulus to help lifting the  oil in tubing) and ESP (electrical submersible pump, placing a  centrifuge  tubing‐shape  pump  inside  the  tubing  to  help  lifting the oil).  Beside the oil well, this cluster also has a gas producer  well  and  water  injection  well.  Gas  producer  well  have  two  main  utilities,  to  get  the  gas  for  product  and  as  the  gas  supply for artificial lift mechanism and the gas instrument for  pneumatic  system.  The  well  surface  structure  between  the  oil  well  and  the  gas  producer  is  comparable,  but  the  gas  producer  and  gas  well  in  general,  only  has  1  string  in  their  wellhead because using the tubing‐less architecture. The gas  produced from the well go into Scrubber, the device to split  up the gas from water and condensate contained. Because it  has  a  high  pressure,  the  gas  will  be  merged  with  the  pressured  lifting  gas  from  the  compressor  in  CPA  going  into  annulus and execute the gas lift system. These gases will be  brought by the oil to the CPA.   The water injection well, is the well for inserting water  to  the  reservoir.  It  is  one  of  the  HEOR  (Handil  Enhanced  oil  recovery)  methods.  This  well  is  deeper  than  the  oil  well,  because  the  water  layer  is  the  bottom  layer.  The  water  is  expected to push the oil, which has a lower density than the  water, to go out from the reservoir to the oil well. To supply  the water needed in the water injection processes, the water  well  producer  is  produced.  In  Handil  area,  there  were  8  water‐wells, 7 for supply HEOR, and the rest is for daily use  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 11     CPA PROCESS  AREA  potable water. The water well only has about 300 m depth.    Central Processing Area is the processing facility for the  product of Handil production area. Handil area has about 660  wells, mostly oil well free gas type. Only 374 wells are active.  8 string Medium pressure, and 123 string Low Pressure well  (using gas lift. Because Handil is the oldest production area in  TEPI, almost well in this area is a mature well, and need to be  maintained.   Handil  CPA  Field  characterized  as  oil  field  with  some  free  gas.  The  main  product  of  this  CPA  is  paraffinic  oil  with  pour  point  at  260  C.  The  reservoir  is  deltaic  multilayer  sand  reservoir  type.  It  has  average  oil  production  capacity  18910  BOPD  (Barrels  of  Oil  per  Day)  and  gas  60  MMSCFD  (Million  Metric Standard Cubic Feet per Day )    CPA  is  divided  into  several  sections.  Such  as  power  generator, fields separator, LP separator, LPC, MP separator,  HPC, contactor, Oil and condensate pumping system, HEOR,  Hydrocarbon Water Treatment System.   Power  generator  plant  is  the  main  electrical  power  source  for  the  CPA.  Consisting  of  2  Gas  Turbines,  which  has  1.5  MW  capacities  each.  The  electrical  will  go  to  the  switchgear after generated to be distributed in the CPA.  The  Handil  area  has  3  production  zones,  M1,  M2  and  M3.  In  every  zone,  there  is  a  manifold  for  collecting  the  oil  from the wells. Before insert the CPA, on each manifold zone,  the oil is treated in Field separator to reduce the water. This  process  will  make  the  CPA  compressor  load  lightly.  After  separated  in  the  manifold,  M1  and  M2  will  go  to  LP  Separator in CPA, and M3 will go to MP Separator.  LP  separator  handles  the  crude  oil  from  M1  and  M2  zones.  CPA  has  2  3‐phases  LP  Separator.  The  gas  will  go  to  the  LP  Compressor,  the  water  goes  to  Water  Treatment  System, oil and condensates are driven to pumping system.   Low  Pressure  Compressor  (LPC)  is  utilized  to  convert  the pressure level of LP gas to MP gas.  MP  Separator  has  similar  role  with  LP  separator,  but  the input is from M3 zone and the output will go to the HPC.  CPA has 2 2‐phase LP Separators.  The gas from LPC and MP separator will be merged to  one line and will be divided into 2 lines, HPC and HEOR. Most  of  the  gas  is  going  to  the  HPC  (High  Pressure  Compressor),  compressed  to  HP  gas  (around  50  bar)  to  meet  PT.  Badak’s  requirements and able to transporting. The rest gas will go to  Handil  Gas  Lift  Unit  (HGL)  because  HEOR  is  stopped  operating at 2007.   HGL  consists  of  Compressor  to  compress  the  gas  until  rich  the  proper  pressure  for  gas  lifting  activities,  also  considering  the  pressure  loss  when  transporting.  After  compressed the gas will go to the manifold and distributed to  the wells with gas lift.  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 12     CPA CONTROL  ROOM  5  02/05/2012  CPU  GTS AND GAS  WELL  The gas from HPC will go to the contactor. Contactor is  the  tube  where  the  water  absorption  process  is  applied  to  the  gas  by  spraying  glycol  to  the  gas.  After  reach  the  water  contained  specification,  the  gas  will  go  to  the  PT.  Badak  as  the Customer.   Pumping  system  receive  oil  and  condensate  from  all  separator. And pumping the oil and condensate to the CSU in  Senipah. It has 4 pumps work parallel to do the job.  Water from the separator goes to the water treatment  system.  It  will  be  processed  to  be  more  environmentally  accepted before disposed to the sea.  In general CPA has a similar activity with PPA, but CPA  does not have Slug Catcher.                       This  room  has  the  highest  authority  to  manage  all  the  activities in CPA. It has the same function with other control  room.  Using  the  computer  based  controlling  system;  the  whole activities in CPA can be controlled by the operator in  charge, 24 hours in 2 shifts.  Gathering Testing Satellite is field testing facility for gas  well in Tambora and Tunu production area, production area  covered  by  CPU.    In  Tambora  and  Tunu,  there  are  5  GTSs;  GTS 1, GTS 2, GTS 2X, GTS 3, and GTS 4. All of them can be  remote from the control room in CPU.    GTS  consists  of  manifold  gas  well  unit  and  testing  facility.  The  manifold  role  ids  for  collecting  the  gas  from  several gas wells and connected to TCP in CPU by trunk line.  Before going to the trunk line, the gas will be directed by the  switching line either go to the production line or the testing  line.  In  GTS,  there  are  separator,  KO  drum,  metering  instrument,  and  CCVT.  The  GTS  only  can  test  1  well  in  the  time.  So  the  role  of  the  switching  unit  is  very  important  to  ensure the gas that will be tested is from the selected well,  not from the other.   In common operation, GTS only tests the flowing rate of  the  gas  for  each  well.  If  needed  to  know  more  about  the  properties, the test can be done later in laboratory facility by  taking some samples from the GTS.   In  the  testing  time,  the  switch  will  allocate  gas  from  selected  well  to  go  to  the  separator.  In  this  separator,  the  water  is  eliminated  from  the  gas.  The  water  will  go  to  the  some  tanks  placed  under  the  platform.  The  type  of  the  separator is different  between the whole GTS. GTS 1, 2 and  2X  have  1‐phase  separator,  GTS  3  and  4  have  2  phase  separator. The type is chosen by the gas characteristic from  every GTS. If the gas rich in fluid (condensate and water), it  will use 2 phase, but if contain only a little amount of liquid,  1 phase separator will be used.  Then the gas goes to the metering tool, to be measured.  The  Flowing  rate  data  will  be  acquired  and  sent  to  the  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 13     CONTROL  ROOM  control room. The flowing rate will represent the integrity of  the well.  KO  drum  (Knock  Out  Drum)  has  a  same  function  with  Separator.  It  use  as  the  backup  for  the  separator,  if  the  separator  failure.  The  GTS  also  has  a  venting  system  to  release  the  gas  to  open  air  if  the  emergency/critical  condition happened, like over pressure in the separator and  KO drum.  GTS is powered by electrical power generated by CCVT  (Closed  Cycle  Vapor  Turbogenerator).  It  works  alike  the  steam generator. By combusting the gas to get the heat and  boil water. From the boiling water, the vapor will be used to  moving the generator and generating power for the GTS.  This  unit  is  dangerous  for  the  GTS,  because  it  have  combustion  processes  inside.  Therefore,  CCVT  is  positioned  in the room with positive pressure (the pressure of the room  is higher than the open air and the gas pressure), so the gas  can be able to enter the room.           After visiting GTS, the gas well adjacent to GTS would  be  the  next  objectives.  As  mentioned  above,  gas  well  has  similar  structure  with  oil  well.  But  only  has  one  string  because  of  the  Tubing‐less  architecture.    The  wellhead  is  connected to the choking system before go to the production  line.  The  choking  system  is  the  method  to  control  the  gas  output of the well.   Because the shut downing processes in CPU, the visit to  the  CPU  was  cancelled.  But,  the  visit  to  the  control  room  is  expected to cover the information of the CPU.   Control  Room  in  CPU  is  more  complicated  than  the  other, because it handles several facilities, such as CPU, GTS,  and TRF (Total Receiving Facility).  CPU itself consists of CPU 1, CPU 2, TCP, NOWT, STP 1,  STP 2, and STP 3.  CPU is initially designed to handle HP gas product, but in  line  with  the  age  of  the  well,  the  pressure  is  decreased  to  MP, moreover LP for the mature well. So the HP separator in  CPU  1  and  CPU  2  are  idle.  They  just  doing  liquid  processing  now before the liquid sent to the Senipah.   For  handle  the  MP  gas,  TCP  (Tunu  Compressor  Plant)  was  established.  TCP  has  MP  separator  and  HP  compressor  to  convert  the  gas  become  HP  gas  and  sent  to  TRF.  In  TCP,  there  is  also  gas  dehydration  facility  and  of  course  the  metering unit to measure the amount of the gas exported to  PT. Badak.   To  Handle  LP  gas  well,  SPU  is  built.  There  are  some  utility to process the gas to the MP gas and sent to the TCP in  CPU.   The central process of the gas treatment is in TCP. TCP  is connected to 2 channels, TMP 1 for MP gas from the well  with 30” diameter pipe and TMP 2 for MP gas from the SPU  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 14     KHARISMA  BARGE  with  36”  diameter  pipe.  Totally,  CPU  and  SPU  can  produce  average 1300 MMSCFD of gas.  NOWT  (New  Oiled  Water  Treatment)  receive  the  oiled  water  from  the  MP  separator,  and  then  treat  the  water  before wasted. It is forbiden to dispose the water, because it  contain hydrocarbon.   STP  is  equipment  placed  in  a  pipeline  for  inserting  or  retrieving a pipeline scraper (pig).  All  of  the  products  are  sent  to  the  TRF  for  metering  purpose  together  with  the  gas  from  NPU.  TRF  is  fully  controlled from the CPU control room. It has a flaring facility,  in case overload/ overcapacity.          The well intervention activities are the important job in  TEPI.  It  maintain  well’s  integrity  by  make  an  intervention  to  the well.   The well intervention department has 3 main functions;  first,  testing  the  well  productivity,  second,  designing  and  executing  well  intervention  program,  and  well  data  acquisitions.  To  support  the  activities,  almost  33  barges  are  operated.  The  barges  contain  the  specific  equipment  for  doing special operation.  Kharisma  is  one  of  the  well  intervention’s  barges.  This  barge  specialty  is  electric  line  operations,  especially  perforating and data acquisitions.  This  Barge  is  operated  by  Schlumberger  as  the  service  company under supervision of TEPI representative (company  man).  When visiting time, this barge is positioned in TN‐AX148  well and preparing to set the casing patch in the tubing. This  operation applied because after the perforating operation in  the well, there is no gases go out but water. If it ignored, the  will be abandoned itself.  In general, the well intervention operation has a similar  procedure.  First,  slick  line  operation,  testing  and  setting  up  the tools, then data acquisitions, matching the planned data  with the actual data, and acting the operation.  Slick line operation is inserting a special tool at the edge  of  the  slick  steel  cable  to  clearing  the  well.  The  main  challenge of well intervention operation is with the pressure,  so  to  attach  the  tools  need  special  equipment  named  PCE,  Pressure  Control  Equipment.  The  device  function  is  to  hold  the  pressure  from  bottom  by  applying  the  higher  pressure  from  the  top  of  the  well.  This  device  also  can  isolate  the  borehole or tubing from open air. Before attach the slick line  unit,  the  unit  must  be  tested  with  5000  Psi  pressure  in  15  minutes,  then  the  well  cap  must  be  removed.  Using  the  gin  pole and crane system, the unit is attached to the well by the  string. After that the pressure is applied to the unit, and the  crew  will  open  swab  valve.  The  clearing  operation  will  be  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 15     6  04/05/2012  Mahaka m Delta  MAERA RIG  started.   After the clearing operation, the electric line unit must  be  tested  in  5000  Psi  too.  In  Kharisma  barges,  the  PCE  in  Electric Line  unit using Flow Tube method. It uses  grease as  the pressure media. The minimum pressure applied must be  1.2  times  higher  than  the  well  pressure,  but  in  the  actual  operation  the  applied  pressure  is  around  1.5  times.  Electric  line  operation  is  inserting  the  special  tool  with  a  conductor/wire  line  that  can  send  electrical  current  to  control  the  tool  down  hole  from  the  surface.  The  line  not  only used as the hanger but aloe the control line. The Electric  line unit can use to perforation and data acquisition.  After tested, the electric line unit is attached to the well  in the same way like slick line unit. For data acquisitions, CCL  (Casing Collar Locator) and Gamare Method commonly used.  Gamare is more precise than CCL but need extra cost.  After  get  the  actual  data,  then  matched  planned  data  with the actual one is needed to ensure the condition of the  well and right location for the action. Then the operation can  be done.   The  specialty  of  this  barge  is  perforation  operation.  Perforation  is  the  method  to  connect  the  production  string  with  the  reservoir  by  making  a  hole  using  explosions.  The  perforation  operation  use  electric  line  unit  to  control  the  detonator.  There  several  types  of  gun  carrier  (the  tube  to  carry  the  explosion  material,  and  functioned  as  a  gun  down  hole)  such  as  Strip  Gun  and  HSDG  (High  Shot  Density  Gun).  Strip  Gun  is  chosen  because  of  mobility  and  restriction  characteristic.    Drilling  Rig  is  the  most  important  equipment  in  drilling  process. It is a place/machine to place all drilling tools.  One  of  the  rigs  operated  in  TEPI  is  Maera.  It  is  Swamp  Rig types owned and operated by APEXINDO.  It looks like a giant barges with a high tower on it. All of  drilling  activities  central  there.  The  Crew  is  consisted  of  APEXINDO  for  the  driller  position  and  the  position  above  it,  Brahmana  as  the  subcontractor  for  the  position  below  the  driller  like  roughneck,  painter,  etc.,  Schlumberger  for  cementing  and  wire  line  operation,  and  Halliburton  for  the  mud operation. All of the crew is led by Rig Superintendent.  TEPI place its representative there as company man, to make  supervision,  an  ensure  the  drilling  program  run  well.  The  Company Man in charge was Mr. Valentin Lara.    Maera is consists of crew Accommodation, Office, main  deck,  cantilever,  drilling  floor,  hoisting  system,  rotating  system, circulating system, BOP, and engine room.  Crew accommodation located in upper deck. There are  the  bedrooms  for  the  crew,  office,  recreation  room,  radio  room, meeting room and galley.  Main deck is the place for store the material and tools  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 16     for  drilling.  The  drill  bit  that  has  been  used  before  can  be  seen there. For this well, two types of drill bit were used. For  top  section,  tri‐cone  drill  bit  was  used,  considering  the  rock  formation  is  softer  than  the  bottom.  That  can  be  seen  the  drill  bit  still  in  good  condition,  can  be  used  in  the  further  operation.  For  the  bottom  section  PDC  (Polycrystalline  diamond compact) is used, the bottom rock formation is the  strongest  formation  so  need  the  stronger  bit.  Even  use  the  stronger material as the bit, the last PDC bit, that used to dig  the open hole, has broken its teeth.       That cantilever is connected the main deck with drilling  floor. Cantilever use as the pipe yard, because the position is  near the drilling floor. When visiting occur, the well has been  dug,  and  they  prepared  to  set  the  tubing  up.  Before  setting  up  in  the  casing,  the  tubing  is  attached  with  Centralizer,  to  help positioning the tubing in cementing operation. There is  also some joint pipe with several of length. The pipe is use to  mark  the  perforating  location,  because  have  a  different  length with the other pipe.    Drilling floor is the central place of drilling. It consists of  the  hoisting  system.  The  system  function  is  lifting,  holding  and  putting  down  the  string,  drill  bit,  and  other  tools  for  drilling. This system is built by a derrick as the holder, block  and  tackle  as  the  up‐down  mechanism,  and  3000  Hp  draw  work  as  the  torque  source  for  lifting  activities.  Block‐tackle  and draw work is connected by 1.625”drilling line.   The  rotation  system  use  Top  Drive  System,  therefore  the bit was driven from the top not from rotating table again.  This  technology  can  accommodate  rotating  and  circulating  system.   The  circulating  system  uses  the  technology  from  Halliburton. Mud pit consists of 6 tanks and managed by mud  engineer  and  pump‐man.  They  create  the  mud  here.  2  type  mud  is  used,  WBM  (made  from  HCL  polymer)  used  for  top  section  and  OBM  is  used  for  lower  section.  This  mud  must  keep  the  stability  of  rock  formation,  so  it  must  make  weightier than the pressure from rock formation. The weight  of  OBM  is  commonly  1.5  SG.  It  was  pumped  by  a  Triplex  3  Piston Single Act Pump.  Power  system  is  consisting  of  diesel  engine  that  generates  electrical  power  for  draw  work  and  TDS.  Cementing  unit  use  the  technology  from  Dowel  Schlumberger. It has a specific pump, because it needs higher  pressure  to  pump  the  cement  out  from  casing  to  outside  between  the  casing  and  the  rock  formation.  In  cementing,  some  item  must  be  considered,  like  pumping  time  and  thickening  time.  To  modify  them  some  chemical  can  be  added as the accelerator and retarder.   BOP (Blow Out Preventer) is the safety device to handle  kick / blow out from the hole. The BOP in the rig has 4 ramps  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 17     7  05/05/2012  Tanjung  Batu  1  annular  that  driven  by  hydraulic  system.  The  BOP  can  handle 10000 Psi pressure.    The  well‐constructed  there  use  Opti‐slim  architecture  with  4500  m  depth.  First  they  hammed  the  24”conductor  pipe and drill inside it. Then 10.75”surface casing set to top  section, then the 7” production casing for the lower section.  It uses 3.5” production tubing.   To Monitor the development of the drilling program, a  mud  logging  was  acted  by  the  Geoservice.  It  has  a  lot  of  sensor  set  in  every  drilling  tools,  so  the  movement  of  the  tool, the development of drilling, and the danger coundition  can be known and noted.       Now,  the  drilling  and  production  activities  not  just  limited  in  swamp  area  in  Delta.  A  lot  of  developed  well  in  South Mahakam will be execute soon. To provide the logistic  needs  of  the  off  shore  platform  and  drilling  activities,  TEPI  rent  logistic  service  in  Petrosea  Off  shore  Supply  Base,  Tanjung  Batu.  Including  the  warehouse,  the  jetty,  water  treatment service and Liquid Mud Plant.   It  is  in  strategic  location  near  the  sea,  not  like  Handil  Dua Base. So it can cover the bigger vessel because have 8 m  deep‐water.   The  facility  is  managed  by  logistic  department  of  TEPI  led  by  Mr.  Fahril.  There  are  also  some  representatives  of  various departments, like from drilling, fluid and cementing,  warehouse, and asset management.   POSB  base  operates  24  hours  x  7  a  week.  The  main  operation  of  this  base  is  Handling  and  lifting  (moving  and  placing  all  the  drilling  material),  warehousing,  LMP  (OBM  mud  producer,  and  WBM  raw  material  stocker),  Vessel  and  Jetty,  and  tubular  service  (maintain  the  tubular  from  the  POSB PETROSEA  corrosion, etc.)  I  also  utilized  as  the  transit  terminal  for  the  service  company’s equipment, because the whole marine operation  (AHTS, transportation, tug supply) to or from the rig provided  here.  Now  the  base  services  2  rig  and  going  to  be  5  rig  this  year.  ‘  Totally, the base area in POSB reaches 22000 m2. 20000  m2  for  pipiyard,  1500  m2  for  transit  area  and  500  m2  is  covered warehouse.   The  LMP  is  operated  by  IM  swaco  and  the  cementing  plant  is  operated  by  Halliburton.  Beside  send  the  mud  and  material,  the  base  also  provides  the  potable  water  for  the  offshore  platform  and  rig.  The  mud  from  the  rig  also  processed  here  (centrifuging)  and  the  cutting  send  to  BSS‐ Pendingin before disposed.   The  Cementing  plant  prepared  the  mixture  of  the  cement  based  on  the  fluid  engineer  from  TEPI.  They  have  3  main products, SSH ‐1, Microbon‐M (medium), and Microbon  Addictive.  The  base  material  from  the  entire  product  is  G  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 18     class cement provided by Indocement. To meet the product  specification  some  chemical  was  added  (like  silica  flour,  sphere lite, etc.) using sandwich method. They have 2 mixing  tanks to do the job.         CONCLUSION  After finishing the site visit program, the trainee can conclude several things, such as:  1. The trainee has a good knowledge about the whole business processes of TEPI, from the  exploration, development, drilling, and production of the oil, gas and condensate.  2. WET trainee have a brief knowledge about the field operation, the relation and the  organization of several department related to WCI, know the role of the well engineer, and  the way other department support our job in the future.  3. Trainee learn and get several experience about Company cultures, have an inspirational  experience, constructive criticism, and a lot of message to build the soft skill and about the  engineer work from senior employee.       4. The Site Visit program is very useful for the new hired employee/trainee to have a good  adaptation to their work atmosphere and environment                              Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 19     APPENDIX  [1] Slug‐Catcher  Slugcatcher is the name of a unit in the gas refinery or petroleum industry in which slugs  at the outlet of pipelines are collected or caught. A slug is a large quantity of gas or liquid that  exits the pipeline. It works using the influence of gravity. The  liquids will tend to settle on the  bottom of the pipeline, while the gases occupy the top section of the pipeline because have a  weightier  mass.  Under  certain  operating  conditions  gas  and  liquid  are  not  evenly  distributed  throughout the pipeline,  but  travel as large plugs with mostly  liquids or mostly gases through  the  pipeline.  These  plug  is  called  slug.  Slugs  can  be  generated  by  different  mechanisms  in  a  pipeline:  • Terrain slugging is caused by the elevations in the pipeline, which follows the ground  elevation or the sea bed.  • Hydrodynamic slugging is caused by gas flowing at a fast rate over a slower flowing  liquid phase. Riser‐based slugging, also known as severe slugging, is associated with  the pipeline risers often found in offshore oil production facilities.   • Pigging slugs are caused by pigging operations in the pipeline.     The  slugcatcher  is  located  between  the  outlet  of  the  pipeline  and  the  processing  equipment. The buffered liquids can be drained to the processing equipment at a much slower  rate to prevent overloading the system. As slugs are a periodical phenomenon, the slugcatcher  should be emptied before the next slug arrives.      [2] Separator    Separator is a pressure vessel used for separating well fluids produced from oil and gas wells  into  gaseous  and  liquid  components.  A  separator  for  petroleum  production  is  a  large  vessel  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 20     designed to separate production fluids into their constituent components of oil, gas and water. A  separating  vessel  may  be  referred  to  in  the  following  ways:  Oil  and  gas  separator,  Separator,  Stage separator, Trap, Knockout vessel (Knockout drum, knockout trap, water knockout, or liquid  knockout).  The  proceses  can  be  described  like  this,  natural  gas  is  lighter  than  liquid  hydrocarbon.  Minute particles of liquid hydrocarbon that are temporarily suspended in a stream of natural gas  will, by density difference or force of gravity, settle out of the stream of gas if the velocity of the  gas is sufficiently slow. The larger droplets of hydrocarbon will quickly settle out of the gas, but  the  smaller  ones  will  take  longer.  At  standard  conditions  of  pressure  and  temperature,  the  droplets of liquid hydrocarbon may have a density 400 to 1,600 times that of natural gas    [3] Pigging  Pigging  refers  to  the  practice  of  using  pipeline  inspection  gauges  or  'pigs'  to  perform  various maintenance operations on a pipeline. This is executed without stopping the flow of the  product in the pipeline.  These  operations  includding    cleaning  operation  and  inspecting  of  the  pipeline.  This  is  accomplished by inserting the pig into a 'pig launcher' (or 'launching station') ‐ a funnel shaped Y  section  in  the  pipeline.  The  launcher  /  launching  station  is  then  closed  and  the  pressure  driven  flow  of  the  product  in  the  pipeline  is  used  to  push  it  along  down  the  pipe  until  it  reaches  the  receiving trap ‐ the 'pig catcher' (or receiving station).           Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 21     [4] DHSV ( Down Hole Safety Valve )  A  downhole  safety  valve  is  a  device  placed  inside  the  tubing,  which  acts  as  a  valve  to  prevent  the  uncontrolled  release  of  reservoir  fluids  from  the  bottom  hole.  It  is  almost  always  installed as a vital component on the completion.   In  DHSV  tube  there  are  some  valves.  These  valves  are  commonly  uni‐directional  flapper  valves  which  open  downwards,  such  that  the  flow  of  wellbore  fluids  try  to  push  it  shut,  while  pressure from surface pushes it open. This means that when closed, it will isolate the reservoir  fluids from surface.  Most  downhole  safety  valves  are  controlled  hydraulically  from  surface,  can  be  opened  using  a  hydraulic  connection  linked  to  a  well  control  panel.  When  hydraulic  pressure  is  applied  down a control line, the hydraulic pressure forces a sleeve within the valve to slide downwards.  This movement compresses a large spring and pushes the flapper downwards to open the valve.  When hydraulic pressure is removed, the spring pushes the sleeve back up and causes the flapper  to shut. In this way, it will isolate the wellbore in the event of a loss of the wellhead      [5] Gas Lift  An artificial‐lift method in which gas is injected into the production tubing to reduce the  hydrostatic pressure of the fluid column. The resulting reduction in bottomhole pressure allows  the  reservoir  liquids  to  enter  the  wellbore  at  a  higher  flow  rate.  The  injection  gas  is  typically  conveyed down the tubing‐casing annulus and enters the production string through a SMP (Side  Pocket Mandrel). The SPM position, operating pressures and gas injection rate are determined by  specific well conditions.  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 22       [6] TDU ( Thermal )  Thermal  desorption  is  one  of  many  methods  used  to  clean  up  soil  that  has  been  contaminated  with  hazardous  chemicals.  By  heating  these  soils  to  temperatures  of  200‐1,000  degrees  F,  contaminants    with  low  boiling  points  will  vaporize  or  turn  into  gas  and  separate  from the soil. These vaporized contaminants are then collected and treated. In this case, the soil  is the cutting and the contaminant water and oil. Thermal desorption is a different process than  incineration  because  it  uses  heat  to  physically  separate  the  contaminants  from  the  soil.  They  will then require further treatment. Incineration uses heat to destroy the contaminants.  The desorption unit is used to heat the contaminated soil to a high enough temperature for  a long enough time to dry it and vaporize the contaminants from it. A common design for this  unit is a rotary desorber, which has a rotating, cylindrical metal drum. In a direct‐ fired rotary  desorber,  the  contaminated  soil  enters  the  rotating  cylinder  and  is  heated  by  direct  contact  with a flame or the hot gasses coming off a flame. In an indirect‐fired rotary desorber, the soil  does  not  come  into  contact  with  a  flame  or  combustion  gases.  Instead,  the  outside  of  the  cylinder  is  heated  and  the  hot  metal  indirectly  heats  the  soil  tumbling  inside.  As  the  soil  is  heated, the contaminants vaporize and become part of the gas stream of air and contaminated  vapors flowing through the desorber toward the post‐treatment system.   The  goal  of  any  thermal  desorption  technology  is  to  produce  oil‐free  or  ultra‐low  Total  Petroleum  Hydrocarbons  (TPH)  solids  for  disposal  by  distilling  the  oils  from  cuttings  and  recovering it to be reused as drilling fluid.   Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 23       [7] Well Platform overview diagram    [8] Chirstmas Tree  A Christmas tree, is an assembly of valves, spools, and fittings used for an oil well, gas well,  water injection well, etc.  It  is  installed  on  the  casing  head  to  seal  the  annular  space  between  casing  and  tubing,  control wellhead pressure, adjust well flow rate and transport oil to pipeline.through a flow line.  This  leads  to  a  processing  facility,  storage  depot  and/or  other  pipeline  eventually  leading  to  a  refinery or distribution center (for gas). The structure of the christmas tree can be shown below.  Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 24       [9] CPA Proceses Diagram       Pump to Senipah    Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 25               Field Site Visit Report‐WET TOTAL EP Indonesie‐I Gede Suryana S. | 26    
Copyright © 2024 DOKUMEN.SITE Inc.