METODE PRODUKSI MINYAK

3.2.1.1. Prinsip Sumur Sembur Alam

Minyak yang berasal dari reservoir minyak, umumnya mengandung gas yang larut didalamnya dalam jumlah yang besar atau kecil, tergantung tekanannya. Selama sumur diproduksikan tentunya akan terjadi penurunan tekanan reservoir. Penurunan tekanan ini akan mengakibatkan keluarnya gas dari larutan dan GOR akan bertambah sejalan dengan berlangsungnya produksi. Bersamaan dengan minyak dan gas yang terdapat dalam larutan masuk ke dalam sumur, masuk pula gas bebas yang berasal dari tudung gas.

Baik gas bebas maupun gas yang berasal dari larutan minyak, keduanya memiliki tenaga, dimana pada kondisi tertentu tenaga tersebut dapat menaikkan fluida dari dasar sumur ke permukaan melalui tubing tanpa memerlukan tenaga bantuan yang berasal dari luar. Metoda produksi yang mempergunakan tenaga yang berasal dari reservoir untuk menaikkan fluida dari dasar sumur inilah yang disebut dengan metoda sembur alam.

Untuk menjaga sumur-sumur produksi tetap berproduksi dalam jangka waktu semburan yang agak lama, maka pada alat christmas tree dipasang choke yang mempunyai diameter jauh lebih kecil dari pada diameter tubing.

3.2.1.2. Peralatan Sumur Sembur Alam

Peralatan dari sumur sembur alam pada dasarnya dapat dibagi menjadi dua komponen besar, yaitu peralatan di atas permukaan dan di bawah permukaan.

3.2.1.2.1. Peralatan di Atas Permukaan

Peralatan yang terletak di atas permukaan untuk sumur sembur alam terdiri dari :

a. Wellhead

Adalah peralatan yang digunakan untuk mengontrol sumur dipermukaan. Wellhead tersusun dari dua rangkaian didalamnya, yaitu casing head dan tubing head. Casing head berfungsi sebagai tempat menggantungkan rangakaian casing dan mencegah terjadinya kebocoran. Pada casing head terdapat gas outlet untuk meredusir gas yang mungkin terkumpul diantara rangkaian casing. Tubing head adalah bagian dari wellhead untuk menyokong rangkaian tubing yang berada di bawahnya dan untuk menutup ruangan yang terdapat diantara casing dan tubing, sehingga aliran fluida dapat keluar melalui tubing.

b. Christmas tree

Adalah kumpulan dari valve, fitting, choke dan manometer pengukur tekanan sumur yang dipasang di atas tubing head. Peralatan ini terbuat dari bahan besi baja yang berkualitas tinggi, sehingga selain dapat menahan tekanan tinggi dari sumur juga dapat menahan reaksi dari air formasi yang bersifat korosif yang mengalir bersama-sama dengan minyak atau dapat menahan pengikisan pasir yang terbawa ke permukaan. Pada dasarnya, christmas tree terdiri dari komponen-komponen peralatan utama, yaitu :

- Manometer pengukur tekanan

Adalah peralatan yang digunakan untuk mengukur besarnya tekanan pada casing (P_c) dan tekanan pada tubing (P_t).

- Master gate (master valve)

Merupakan jenis valve yang digunakan untuk menutup sumur jika diperlukan. Untuk sumur-sumur yang bertekanan tinggi, disamping master gate dipasang pula valve lain yang terletak di bawah master gate.

- Choke

Choke atau bean ini berfungsi untuk menahan sebagian aliran dari sumur, sehingga produksi minyak dan gas pada sumur dapat diatur sesuai yang diinginkan atau diharapkan.

Dalam prakteknya dikenal dua jenis choke, yaitu :

1. Positive choke, jenis ini terbuat dari bahan besi baja pejal dimana pada bagian dalam terdapat lubang kecil berbentuk silinder sebagai tempat untuk mengalir minyak dan gas menuju separator. Besar perbedaan tekanan aliran fluida sebelum dan sesudah melewati choke pada dasarnya tergantung dari diameter choke yang digunakan.

2. Adjustable choke, diameternya dapat disetel sesuai dengan kebutuhan, dengan jalan memutar handwheel yang terdapat di atasnya, tanpa harus melepas untuk menggantinya. Pemasangan jenis choke ini dimaksudkan untuk mencegah terjadinya penggantian choke yang terlalu sering, terutama pada sumur-sumur yang menggunakan christmas tree singgle wings.

3.2.1.2.2. Peralatan di Bawah Permukaan

Peralatan di bawah permukaan sumur sembur alam meliputi sekumpulan peralatan di dalam sumur yang terdiri dari tubing, packer, nipple, sliding sleeve door, bottom hole choke, blast joint dan flow coupling.

a. Tubing

Merupakan pipa vertikal di dalam sumur yang berfungsi untuk mengalirkan fluida reservoir dari dasar sumur ke permukaan.

b. Packer

Berfungsi untuk menyekat annulus antara casing dan tubing serta memberikan draw-down yang lebih besar.

c. Nipple

Merupakan alat yang berfungsi untuk menempatkan alat-alat kontrol aliran di dalam tubing. Terdapat dua jenis nipple, yaitu leading dan no-go nipple.

d. Sliding sleeve door

Digunakan untuk memproduksi hidrokarbon dari beberapa zona produktif dengan menggunakan single tubing string. Dengan adanya alat ini dimungkinkan ada hubungan antara annulus dengan tubing.

e. Bottom hole choke

Disamping choke yang dipasang di permukaan, kadang-kadang juga dibutuhkan choke yang dipasang di dalam sumur. Pemasangan bottom hole choke ini diantaranya dimaksudkan untuk :

- Mendapatkan koefisien pemakaian tenaga ekspansi gas yang lebih tinggi.

- Memperpanjang umur sumur sembur alam dengan jalan membebaskan gas yang berasal dari larutan minyak untuk memperingan kolom minyak dan menambah besar kecepatan alir di dalam tubing.

- Mengurangi atau mencegah pembekuan (freezing) pada alat-alat kontrol di atas permukaan dengan jalan memasang choke pada ujung bawah tubing.

- Mencegah atau mengurangi air yang masuk ke dalam sumur dengan jalan menjaga tekanan dasar sumur tetap konstan.

- Mencegah terjadinya endapan hydrate, karbonat dan parafin yang mengalir bersama-sama dengan fluida dari formasi ke permukaan.

f. Blast joint

Merupakan sambungan pada tubing yang memiliki dinding tebal, dipasang tepat di depan formasi produktif yang untuk menahan semburan aliran fluida formasi.

g. Flow coupling

Alat ini memiliki bentuk sama dengan blast joint, pemasangnnya terletak di atas dan di bawah nipple dan berfungsi untuk menahan turbulensi fluida akibat adanya kontrol aliran yang dipasang pada nipple.

3.2.1.3. Perencanaan Sumur Sembur Alam

Dalam perencanaan sumur sembur alam, selain mengetahui keadaan reservoir sumur yang bersangkutan, juga harus mengetahui mekanisme pendorongnya dan beberapa metoda yang digunakan untuk menentukan aliran fluida dalam tubing, juga harus diketahui bagaimana perencanaan peralatan sumur tersebut.

Untuk perencanaan peralatan sumur sembur alam, terdapat dua hal yang perlu diperhatikan, yaitu verifikasi tubing dari segi kekuatan bahan dan penentuan panjang dan diameter tubing yang digunakan. Hal tersebut harus dipahami agar tidak terjadi kesalahan dalam perencanaan peralatan sumur sembur alam.

A. Verifikasi Tubing dari Segi Kekuatan Bahan

Pengujian tubing dari segi kekuatan bahan meliputi joint strength, collapse pressure serta bursting pressure tubing dalam menahan tekanan. Sedangkan besarnya diameter dari segi kekuatan bahan, tubing yang direncanakan tergantung pada beberapa faktor, antara lain :

1. Kemungkinan menghilangkan parafin secara mekanis.

2. Kemungkinan memasukkan tubing ke dalam string produksi.

3. Kemungkinan evaluasi pasir yang masuk ke dalam sumur.

4. Sifat-sifat kekuatan bahan yang dipakai untuk membuat tubing terutama kalau tubing tersebut dimasukkan pada sumur yang dalam.

Ukuran tubing yang telah diperoleh dari perhitungan-perhitungan perlu diperiksa benar tidaknya dipandang dari sudut ilmu kekuatan bahan. Dalam hal ini perlu diperhatikan, yaitu :

- Stress yang disebabkan oleh bahan itu sendiri.

- Konstruksi dari ulir (tubing thread).

- Keadaan di dalam sumur (lihat kondisi konsentrasi garam).

- Keausan yang mungkin terjadi yang disebabkan oleh adanya pasir yang mengalir bersama-sama cairan dan gas dari lapisan formasi yang masuk ke dalam sumur.

- Frekuensi masuk dan keluarnya tubing dari dasar sumur.

- Perbedaan tekanan di luar dan di dalam tubing pada saat sumur sedang bekerja.

Dalam prakteknya yang perlu diperhatikan hanya stress yang ditimbulkan oleh berat tubing itu sendiri, sedangkan pengaruh faktor-faktor lain sudah termasuk dalam suatu faktor keamanan (safety factor) yang diijinkan.

B. Penentuan Panjang dan Diameter Tubing yang Digunakan

Selama sumur flowing dieksploitasi, kondisi di dalam sumur dapat berubah (produksi sumur, GOR, tekanan dasar sumur, dan sebagainya). Oleh sebab itu, untuk menyesuaikan dengan keadaan baru ini, maka tubing sudah seharusnya diganti pula seandainya penyesuaian laju aliran dengan merubah ukuran choke sudah tidak dapat dilakukan lagi. Operasi untuk mengganti tubing pada sumur flowing, merupakan operasi yang cukup sulit. Karena itu ukuran tubing yang dipakai ditentukan sehingga ukuran tubing tersebut benar-benar dapat digunakan selama waktu sumur menyembur.

a. Perencanaan Panjang Tubing

Metoda atau cara apapun yang digunakan untuk merencanakan panjang tubing, akhirnya bahwa tubing yang dimasukkan ke dalam sumur kurang lebih mencapai top perforasi. Cara pemasangan tubing yang demikian itu memiliki keuntungan-keuntungan sebagai berikut :

1. Bagian tubing yang terbenam di dalam cairan dapat mencapai panjang yang maksimal terhadap permukaan yang dinamis.

2. Baik untuk evaluasi pasir dalam lapisan yang masuk ke dalam sumur, karena kecepatan mengalir di dalam tubing lebih besar dari pada annulus.

Dalam praktek, biasanya tubing diset kira-kira 10 meter di atas top perforasi.

b. Perencanaan Ukuran Diameter Tubing

Perhitungan-perhitungan untuk diameter tubing seharusnya dibuat untuk kondisi pada bagian terakhir dari periode semburan, dalam suatu daerah kerja optimal (q_opt). Tubing yang diperoleh dari hasil perhitungan harus diverifikasi apakah dengan diameter tersebut produksi cairan dan gas dalam kondisi permulaan dari eksploitasi lapangan tersebut dapat dinaikkan ke permukaan, yang sesuai dengan debit pada permulaan periode eksploitasi mempunyai harga maksimal.

Apabila dalam tubing yang dihitung menurut kondisi optimal dan berlaku untuk periode terakhir pada semburan dapat menghasilkan debit cairan yang sesuai dengan kondisi permulaan, maka tubing tersebut dapat dipakai selama periode semburan.

Perlu diperhatikan bahwa, untuk menghindari kepasiran di dalam tubing pada sumur-sumur yang menghasilkan pasir disamping minyak, maka pada waktu memilih diameter tubing harus diperhatikan kecepatan mengalir cairan dan gas di dalam tubing tersebut.

3.2.2. Metoda Sembur Buatan

Pengangkatan buatan adalah merupakan suatu usaha untuk membantu mengangkat fluida produksi sumur ke permukaan dengan jalan memberikan energi mekanis dari luar. Metoda pengangkatan buatan yang umum digunakan selama ini dalam metoda artificial lift adalah dengan menggunakan jenis peralatan gas lift, pompa sucker rod, dan pompa sentrifugal (pompa reda) yang masing-masing peralatan tersebut akan dijelaskan di bawah ini.

3.2.2.1. Gas Lift

Gas lift adalah suatu usaha pengangkatan fluida sumur dengan cara menginjeksikan gas bertekanan tinggi (minimal 250 psi) sebagai media pengangkat ke dalam kolom fluida melalui valve-valve yang dipasang pada tubing dengan kedalaman dan spasi tertentu. Syarat-syarat suatu sumur yang harus dipenuhi agar dapat diterapkan metoda gas lift antara lain :

1. Tersedianya gas yang memadai untuk injeksi, baik dari reservoir itu sendiri maupun dari tempat lain.

2. Fluid level masih tinggi.

3.2.2.1.1. Prinsip Kerja Gas Lift

Adapun dasar operasi gas lift untuk mengangkat minyak dari dasar sumur ke permukaan, adalah sebagai berikut :

- Pengurangan atau penurunan gradien fluida di dalam tubing.

- Pengembangan gas yang diijeksikan ke dalam sumur.

- Pendorongan fluida reservoir ke permukaan oleh gas injeksi bertekanan tinggi.

Ketiga faktor diatas dapat bekerja sendiri-sendiri atau merupakan kombinasi dari ketiganya. Proses pengangkatan fluida pada gas lift ini dapat ditunjukkan pada gambar 3.42.

Gambar 3.42 (A), (B), (C) dan (D) menunjukkan urutan proses gas lift, yaitu kondisi sumur mula-mula (A), proses injeksi gas (B), proses terangkatnya fluida ke permukaan (C), dan kondisi setelah injeksi (D). Fluida yang berada di dalam annulus antara tubing dan casing ditekan dengan gas injeksi, sehingga permukaan fluidanya akan turun di bawah valve, selanjutnya valve ini (valve paling atas) akan membuka, sehingga gas injeksi akan masuk ke dalam tubing. Dengan bercampurnya gas injeksi dengan fluida reservoir, maka densitas minyak akan turun dan mengakibatkan gradien tekanan minyak berkurang sehingga akan mempermudah fluida reservoir mengalir ke permukaan.

Ditinjau dari cara penginjeksian gas, maka gas lift dibedakan menjadi dua, yaitu :

Gambar 3.42. Siklus Pengangkatan Fluida pada Gas Lift¹⁴⁾

- Continuous gas lift, yaitu gas diinjeksikan secara terus menerus ke dalam annulus melalui valve yang dipasang pada tubing, maka gas akan masuk ke dalam tubing.

- Intermittent gas lift, yaitu gas diinjeksikan secara terputus-putus pada selang waktu tertentu, sehingga dengan demikian injeksi gas merupakan suatu siklus dan diatur sesuai dengan laju fluida yang mengalir dari formasi ke lubang sumur.

Pertimbangan utama yang digunakan dalam penentuan kedua cara tersebut adalah tekanan dasar sumur (BHP) dan productivity index (PI). Ada empat kategori pemakaian gas lift yang dianjurkan, seperti pada tabel 3-8.

Tabel 3-8. Kategori Pemakaian Gas Lift⁷⁾

PI	BHP	Sistem Injeksi
Tinggi	Tinggi	Continuous
Tinggi	Rendah	Intermittent
Rendah	Tinggi	Intermittent
Rendah	Rendah	Intermittent

dimana :

PI tinggi : > 0.5 BBL/hari/psi

PI rendah : < 0.5 BBL/hari/psi

BHP tinggi : artinya dapat mengangkat kolom cairan minimum 70% dari kedalaman sumur.

BHP rendah : kolom cairan yang terangkat kurang dari 70% dari kedalaman sumur.

A. Continuous Gas Lift

Continuous gas lift merupakan proses pengangkatan fluida dari suatu sumur dengan menginjeksikan gas bertekanan yang relatif tinggi secara terus menerus ke dalam tubing, dengan maksud untuk meringankan kolom cairan yang ada dalam tubing tersebut. Karena penginjeksian gas dilakukan terus menerus, maka memerlukan kesinambungan aliran minyak dari formasi ke dalam sumur dengan laju yang cukup tinggi. Prinsip kerja dari continuous gas lift adalah sebagai berikut seperti ditunjukkan dalam gambar 3.43.

- Pada posisi A menunjukkan naiknya minyak dalam tubing dan casing adalah sama, yang mana tinggi permukaan cairan ini tergantung dari tekanan formasi itu sendiri. Makin besar tekanan formasi, makin tinggi permukaan cairan yang terjadi. Selama periode penutupan jarak antara A dan B disebut static submergence.

- Pada posisi B menunjukkan adanya gas yang diinjeksikan dengan tekanan tinggi ke dalam annulus (antara tubing dan casing) agar minyak dalam annulus tertekan ke bawah sedangkan minyak dalam tubing akan naik. Semakin banyak volume minyak di annulus yang dipindahkan, maka semakin tinggi permukaan cairan di dalam tubing, meskipun ada sebagian gas yang masuk kembali ke dalam formasi karena lapisan cukup permeable. Tekanan gas akan menjadi maksimum, jika fluida di dalam annulus sudah mencapai dasar/kaki tubing dan ditunjukkan oleh tingginya permukaan cairan di dalam tubing.

- Pada posisi C menunjukkan adanya gas injeksi yang mengalir masuk ke dalam kaki tubing. Jika gas tersebut ditambah sedikit, mulai saat itu gas yang masuk ke dalam tubing akan bercampur dengan minyak, sehingga kepadatan volume campuran tersebut akan berkurang.

Gambar 3.43. Prinsip Kerja Continuous Gas Lift¹⁴⁾

Dalam analisis vertikal lift dibagi dua bagian, yaitu aliran dibawah titik injeksi dengan GLR formasi dan aliran diatas titik injeksi dengan GLR formasi + GLR injeksi.

Dari gambar 3.44 dapat dibuat suatu persamaan sebagai berikut:

P_wf = P_wh + G_fa (L) + G_fb (D - L) ....................................................... (3-149)

dimana :

P_wf = tekanan aliran dasar sumur, psi

P_wh = tekanan kepala sumur, psi

G_fa = gradien aliran rata-rata di atas titik injeksi, psi/ft

L = kedalaman titik injeksi

G_fb = gradien aliran rata-rata di bawah titik injeksi, psi/ft

D = kedalaman sumur, ft.

Gambar 3.44. Mekanisme Operasi Continuous Gas Lift⁷⁾

B. Intermittent Gas Lift

Proses pengangkatan cairan pada intermittent gas lift berbeda dibanding dengan countinuous gas lift. Pada continuous gas lift kolom cairan dicampur dengan gas injeksi untuk mengurangi gradien kolom cairan sehingga tekanan aliran di dalam tubing turun. Sedangkan pada intermittent gas lift, gas diinjeksikan dengan tekanan tinggi (lebih besar dari tekanan kolom cair), sehingga cairan terangkat akibat pengembangan dan pendorongan gas injeksi.

Proses pengangkatan cairan pada intermittent gas lift ditunjukkan pada gambar 3.45. Sedangkan kelakuan tekanan dasar sumur selama proses tersebut ditunjukkan pada gambar 3.46.

Intermittent gas lift merupakan proses yang berulang dan dapat dibagi dalam tiga periode (Gambar 3.46), yaitu :

1. Periode aliran masuk.

Ditunjukkan oleh distribusi tekanan dari awal sampai titik A. Selama periode ini cairan mengalir dari reservoir masuk ke dalam lubang sumur dan terkumpul di dalam tubing di atas katup (valve) operasi. Selama periode ini valve dalam keadaan tertutup. Kenaikan tekanan yang ditunjukkan dalam kurva diakibatkan oleh bertambahnya cairan yang masuk ke dalam tubing.

Gambar 3.45. Siklus Operasi Intermittent Gas Lift⁷⁾

2. Periode pengangkatan.

Ditunjukkan oleh kurva dari titik A sampai dengan titik D. Apabila cairan yang terkumpul di dalam tubing sudah cukup, maka valve akan terbuka dan gas injeksi bertekanan tinggi masuk ke dalam tubing untuk mengangkat slug (kolom) cairan ke permukaan. Dari kurva tersebut terlihat bahwa pada saat valve terbuka terjadi kenaikan tekanan dalam tubing yang tajam sehingga mencapai maksimum (kurva BC) kemudian turun (kurva CD). Turunnya tekanan ini disebabkan oleh penurunan tekanan dalam casing dan pengembangan gas dalam tubing.

3. Periode penurunan Tekanan.

Ditunjukkan oleh kurva DE, dimana setelah valve tertutup dan slug terangkat ke permukaan, maka pengaruh tekanan injeksi hilang. Pada kurva tersebut terlihat bahwa, penurunan tekanan terjadi sedikit demi sedikit dan hal ini disebabkan oleh cairan yang tidak ikut terangkat ke permukaan jatuh kembali ke dasar sumur, sehingga menimbulkan tekanan balik. Tekanan tubing mencapai minimum pada titik E, kemudian proses berulang ke inflow periode (perioda masuk aliran).

Gambar 3.46. Grafik Tekanan Dasar Sumur pada Proses Intermittent Gas Lift¹²⁾

3.2.2.1.2. Peralatan Gas Lift

Peralatan gas lift dapat dibedakan dalam dua kelompok, yaitu :

A. Peralatan di Atas Permukaan

Peralatan di atas permukaan adalah semua peralatan yang diperlukan untuk proses injeksi gas ke dalam sumur yang terletak di permukaan. Peralatan-peralatan tersebut meliputi :

1. Wellhead dengan Christmas tree.

Rangkaian peralatan di atas permukaan untuk gas lift sama seperti peralatan wellhead dan christmas tree pada sumur sembur alam. Untuk gas lift, christmas tree ini ditambah dengan peralatan khusus untuk mengatur jumlah gas yang masuk ke dalam sumur serta tekanannya.

2. Stasiun kompresor.

Kompresor digunakan untuk menaikkan tekanan gas yang diijeksikan. Di dalam stasiun kompresor terdapat beberapa buah kompresor yang dihubungkan dengan manifold. Dari stasiun kompresor ini gas bertekanan tinggi dikirimkan ke sumur-sumur melalui stasiun distribusi.

3. Stasiun distribusi.

Adalah fasilitas penyaluran gas injeksi dari stasiun kompresor ke sumur-sumur dengan sistem manifold-nya. Dalam menyalurkan gas injeksi dari kompresor ke sumur terdapat beberapa macam cara, yaitu :

- Stasiun distribusi langsung.

Pada sistem ini gas dari kompresor disalurkan langsung ke sumur produksi. Sistem ini mempunyai kelemahan yaitu bila kebutuhan gas untuk masing-masing sumur tidak sama sehingga injeksi tidak efisien.

- Stasiun distribusi dengan pipa induk.

Sistem ini lebih ekonomis karena panjang pipa dapat diperpendek. Tetapi karena sumur yang satu berhubungan dengan sumur yang lain, maka bila salah satu sumur sedang dilakukan injeksi gas, sumur lain bisa terpengaruh.

- Stasiun distribusi dengan stasiun distribusi.

Stasiun ini sangat efektif sehingga sering digunakan. Gas dikirim dari stasiun pusat kompresor ke stasiun distribusi kemudian dibagi ke sumur-sumur dengan menggunakan pipa.

4. Alat-alat kontrol

Alat-alat ini meliputi choke, regulator, time cycle control, pressure control. Choke yang dirangkai dengan regulator berfungsi untuk mengatur (membatasi) jumlah gas yang diinjeksikan sesuai dengan tekanan yang dibutuhkan. Sedangkan time cycle control dipergunakan untuk mengontrol laju injeksi aliran gas dengan interval waktu yang dikehendaki. Alat ini dipakai pada intermittent flow. Penggunaan gas lift pada sumur-sumur minyak mempunyai keuntungan tersendiri bila dibandingkan dengan metoda pengangkatan lainnya, keuntungan itu antara lain adalah :

- Dapat dilakukan pada sumur-sumur yang mempunyai tekanan sampai 4000 psi, dan dapat menghasilkan rate produksi sebesar 5000 BBL/hari.

- Dapat dilakukan untuk sistem komplesi dengan menggunkan tubing yang kecil (macaroni), dengan berbagai jenis valve-valve dan dioperasikan dengan wire line. Dapat digunakan untuk operasi kick-off ataupun untuk proses pengosongan (unloading).

- Digunakan pada sumur-sumur yang mempunyai problem kepasiran.

- Masih mungkin digunakan pada sumur-sumur yang memilki GOR tinggi.

- Umur peralatan relatif lebih lama.

- Mempunyai biaya awal dan biaya operasi lebih murah untuk kondisi-kondisi seperti di atas.

B. Peralatan di Bawah Permukaan

Peralatan bawah permukaan dari gas lift tidak berbeda jauh dengan peralatan pada sembur alam, hanya disini ditambah dengan valve-valve gas lift. Yang paling umum dipakai pada saat ini adalah jenis pressure charge bellow valve. Dalam keadaan normal valve ini tertutup (karena adanya tekanan di dalam bellow) dan akan bekerja berdasarkan tekanan injeksi.

Valve-valve ini dipasang pada tubing dan berfungsi untuk :

- Mengosongkan sumur dari fluida workover atau kill fluid supaya injeksi gas dapat mencapai titik optimum di dalam tubing.

- Mengatur aliran injeksi gas ke dalam tubing, baik pada proses unloading (pengosongan sumur) maupun pada proses pengangkatan fluida.

Pabrik-pabrik industri valve gas lift menggolongkan valve gas lift berdasarkan macam tekanan (tekanan casing atau tekanan tubing) yang berpengaruh terhadap operasi valve. Berdasarkan hal tersebut, maka valve gas lift dapat dibagi dalam tiga kelompok, yaitu :

1. Casing pressure operating valve.

Valve ini bekerja karena tekanan casing dan biasanya disebut pressure valve. Valve ini memiliki sensitifitas untuk tekanan casing dari 50% hingga 100% pada saat posisi valve tertutup, dan 100% pada saat dalam posisi terbuka. Hal ini berarti untuk membuka valve diperlukan kenaikan tekanan dalam casing dan untuk menutup valve diperlukan adanya penurunan tekanan dalam casing.

2. Fluid operated valve

Valve ini bekerja karena tekanan fluida dalam tubing. Dalam posisi tertutup, valve ini memiliki sensitifitas untuk tekanan casing 50% - 100% terhadap tekanan dalam tubing, dan dalam posisi terbuka memiliki sensitifitas 100% terhadap tekanan dalam tubing. Hal ini berarti valve akan membuka bila tekanan dalam tubing naik dan valve akan menutup bila tekanan dalam tubing menurun.

3. Throttling pressure valve

Valve ini disebut juga valve proporsional atau valve aliran kontinyu. Dalam posisi tertutup valve ini sama dengan pressure valve (valve tekanan), tetapi bila dalam terbuka valve ini sensitif terhadap tekanan dalam tubing. Berarti untuk membuka valve diperlukan tekanan dalam casing dan untuk menutup valve diperlukan penurunan tekanan dalam tubing atau casing.

4. Combination valve

Valve jenis ini disebut juga dengan fluid open-pressure closed valve, dimana untuk membukanya diperlukan penambahan tekanan fluida dan untuk menutup valve jenis ini diperlukan pengurangan tekanan casing atau tekanan tubing.

3.2.2.1.3. Perencanaan Gas Lift

Banyak faktor yang harus dipertimbangkan dalam perencanaan gas lift. Umumnya perencanaan intermittent flow akan lebih rumit dari pada continuous flow, karena peralatannya lebih komplek dan adanya pengaturan siklus injeksi. Dalam perencanaan gas lift, faktor-faktor yang perlu diperhatikan adalah :

a. Kondisi sumur, yang terdiri dari :

- Kedalaman sumur dan perforasi

- Diameter tubing dan casing.

b. Kondisi reservoir, yang terdiri dari :

- Tekanan statik dasar sumur dan tekanan aliran dasar sumur

- Gradien statik cairan dan gradien temperatur

- Indek produktivitas.

c. Data-data produksi sumur, yang terdiri dari :

- Laju aliran/laju produksi

- Gas liquid ratio (GLR)

- Tekanan di kepala sumur (THP)

- Tekanan balik separator dan kadar air.

d. Keadaan lingkungan, yang terdiri dari :

- Tekanan gas injeksi yang tersedia di permukaan

- Cadangan gas yang tersedia

- Gradien fluida untuk mematikan sumur.

Adapun prosedur untuk perencanaannya adalah sebagai berikut :

1. Kumpulkan data yang diperlukan, seperti kedalaman sumur, ukuran tubing dan casing, panjang flow line, water cut, SG gas, BHT, IPR dan PI, ^oAPI minyak, P_wf dan P_ws, B_o pada berbagai tekanan, viskositas minyak, tekanan aliran di dalam tubing dan permukaan serta tekanan separator.

2. Tentukan tipe instalasi yang diperlukan.

3. Pilih tipe valve berdasarkan gradien unloading, berat fluida dalam tubing, back pressure dari formasi, kedalaman permukaan fluida dalam casing dan tekanan injeksi.

4. Tentukan spasi valve, titik injeksi dan penempatan valve.

5. Perkirakan gas yang dibutuhkan, tekanan injeksi gas, pemilihan kompresor yang sesuai, dan laju produksi minyak yang diharapkan.

6. Perkirakan frekuensi siklus dan tekanan waktu stabilisasi untuk intermittent flow.

7. Kontrol injeksi gas ke dalam sumur melalui choke control, regulator control dan pengamatan time cycle.

Untuk menentukan titik injeksi sumur continuous gas lift, dilakukan dengan cara sebagai berikut:

1. Hitung GLR formasi dengan persamaan berikut :

.......................................................... (3-150)

2. Pilih grafik pressure traverse yang sesuai dengan spesifikasi yang diketahui, kemudian buat tabulasi flowing pressure traverse sebagai berikut :

No	Actual Depth, ft	ECD, ft	Tubing Pressure Traverse

3. Tentukan casing pressure traverse

Ada dua cara :

- Bila diketahui gradien tekanannya (G_fc), maka casing pressure pada kedalaman tertentu (CPT) dapat dihitung dengan persamaan berikut :

CPT = (G_fc ´ Kedalaman sumur) + Tekanan di permukaan

- Dengan menggunakan grafik hubungan antara injection gas pressure (sumbu x) dan injeksi gas di permukaan (sumbu y).

4. Tentukan kedalaman titik injeksi (operating valve) L_ov dan tekanan tubingnya (P_t @ L_ov), dari perpotongan grafik flowing pressure traverse dengan grafik CPT.

5. Bila terdapat pressure differential cross valve maka kedalaman titik injeksi sama dengan kedalaman L_ov, tetapi P_ov2 = P_ov1 - differential valve.

Spasi valve dapat ditentukan secara analitis sebagai berikut :

................................................................................... (3-151)

dimana :

D₁ = kedalaman valve 1, ft

P_vo1 = tekanan pembuka valve 1 saat dites, psi

P_sp= tekanan separator, psia (jika produksi tidak ke separator, misalnya ke pit, maka P_sp = 0)

G_s = Gradien statik fluida, biasanya diambil = 0.5 psi/ft.

..................................................................... (3-152)

dimana :

D₂ = jarak antara valve 2 dengan valve 1, ft

G₂ = unloading gradient, psi/ft.

......................................... (3-153)

dimana:

D_n = jarak antara valve ke-n dengan valve n-1, ft.

3.2.2.2. Pompa Sucker Rod

Sucker rod pump merupakan salah satu metoda pengangkatan buatan, dimana untuk mengangkat minyak ke permukaan digunakan pompa dengan tangkai pompa (rod). Pompa ini digunakan pada sumur-sumur dengan viskositas rendah - medium, tidak ada problem kepasiran, GOR tinggi, sumur-sumur lurus dan fluid level tinggi.

3.2.2.2.1. Prinsip Kerja Pompa Sucker Rod

Prinsip kerja dari pompa sucker rod dapat dijelaskan sebagai berikut :

Gerak rotasi dari prime mover diubah menjadi gerak naik turun oleh pumping unit terutama oleh sistem pitman crank assembly. Kemudian gerak angguk (naik turun) ini oleh horse head dijadikan gerak lurus naik turun untuk menggerakkan plunger. Instalasi pumping unit di permukaan dihubungkan dengan pompa yang ada dalam sumur oleh sucker rod sehingga gerak lurus naik turun dari horse head dipindahkan ke plunger pompa dan plunger bergerak naik turun dalam barrel pompa.

Pada saat up-stroke, plunger bergerak ke atas, di bawah plunger terjadi penurunan tekanan. Karena tekanan dasar sumur lebih besar dari tekanan dalam pompa maka akibatnya standing valve terbuka dan minyak masuk ke dalam pompa. Pada saat down-stroke, standing valve tertutup karena tekanan dari minyak dalam barrel pompa, sedangkan pada bagian atasnya, yaitu traveling valve terbuka oleh tekanan minyak akibat dari turunnya plunger, selanjutnya minyak akan masuk ke dalam tubing. Proses ini dilakukan secara berulang-ulang sehingga minyak akan sampai ke permukaan dan terus ke separator melalui flow line.

3.2.2.2.2. Peralatan Pompa Sucker Rod

Peralatan yang utama dari pompa sucker rod dapat dikelompokan berdasarkan letaknya, yaitu peralatan di atas permukaan dan di bawah permukaan.

A. Peralatan di Atas Permukaan

Gambar 3.47 menunjukkan peralatan pompa sucker rod di atas permukaan. Mesin penggerak (prime mover ) merupakan sumber tenaga penggerak utama dari seluruh rangkaian unit peralatan pompa, baik peralatan di atas permukaan maupun peralatan di dalam sumur. Fungsi utama peralatan pompa sucker rod di atas permukaan adalah:

- Memindahkan energi atau tenaga dari prime mover ke unit peralatan pompa di dalam sumur.

- Mengubah gerak berputar dari prime mover menjadi suatu gerak bolak-balik naik turun.

- Mengubah kecepatan putar prime mover menjadi suatu langkah pemompaan (stroke/menit, SPM) yang sesuai atau yang diinginkan.

Gambar 3.47. Instalasi Pompa Sucker Rod di Atas Permukaan¹²⁾

Komponen-komponen peralatan sucker rod di atas permukaan dan fungsinya adalah sebagai berikut :

a. Stuffing box

Dipasang di atas kepala sumur (casing/tubing head) untuk mencegah atau menahan minyak agar tidak ikut keluar bersama dengan naik turunnya polished rod. Dengan demikian seluruh minyak hasil pemompaan akan mengalir ke flow line lewat cross tree. Disamping itu juga berfungsi sebagai tempat kedudukan polished rod sehingga polished rod dapat bergerak naik turun tegak lurus dengan leluasa.

b. Polished rod

Merupakan bagian dari tangki atau string pompa yang terletak paling atas. Fungsinya adalah untuk menghubungkan antara rangkaian sucker rod dengan peralatan-peralatan di atas permukaan.

c. Carrier bar

Merupakan alat yang berfungsi sebagai penyangga polished rod clamp, dan pada carrier bar ini dikaitkan dengan wire line hanger yang selanjutnya dihubungkan dengan horse head.

d. Polished rod clamp

Komponen yang terletak di atas carrier bar yang berfungsi untuk mengeraskan kaitan polished rod dengan komponen-komponen di atasnya agar tidak dapat lepas selama operasi pemompaan minyak berlangsung.

e. Briddle

Merupakan nama lain dari wire line hanger, yaitu merupakan sepasang kabel baja yang dihubungkan pada carrier bar, dengan demikian carrier bar bergantung pada briddle dan briddle ini kemudian dihubungkan dengan horse head.

f. Horse head

Fungsinya meneruskan gesekan dari walking beam ke unit pompa di dalam sumur melalui briddle, polished rod dan sucker rod string atau merupakan kepala dari walking beam yang menyerupai bentuk kepala kuda.

g. Walking beam

Merupakan tangkai horisontal di belakang horse head.

Walking beam berfungsi untuk :

- mengubah gerak berputar dari prime mover menjadi gerak naik turun

- meneruskan energi prime mover ke rangkaian pompa di dalam sumur melalui polished rod dan sucker rod string.

h. Pitman

Merupakan sepasang tangkai yang menghubungkan antara crank pada pitman bearing dengan ujung belakang dari walking beam pada tail bearing. Fungsinya mengubah dan meneruskan gerak berputar menjadi gerak bolak-balik naik turun dan pitman ini akan menggerakkan walking beam.

i. Crank

Merupakan sepasang tangkai yang menghubungkan crank shaft pada gear reducer dengan counter balance. Pada crank ini terdapat lubang-lubang tempat kedudukan pada pitman bearing dan ujung bawah dari pitman. Besar kecilnya langkah atau stroke pemompaan yang diinginkan dapat diatur dari sini dengan mengubah-ubah letak ujung bawah pitman, bila mendekatkan atau ke arah counter balance maupun menjauhi counter balance. Apabila kedudukan ujung bawah pitman digeser ke posisi lubang mendekati counter balance, maka langkah pemompaan menjadi bertambah besar, demikian pula sebaliknya apabila menjauhi counter balance yaitu ke arah crank shaft maka langkah pemompaan menjadi kecil.

j. Gear reducer

Merupakan transmisi yang berfungsi untuk mengubah kecepatan putar dari prime mover. Gerak putaran dari prime mover diteruskan ke gear reducer dengan menggunakan belt.

k. Crank shaft

Merupakan poros dari crank. Gerakan berputar yang telah diperlambat oleh gear reducer akan menggerakkan crank shaft dan crank.

l. Counter balance

Adalah sepasang pemberat yang berfungsi untuk :

- Mengubah gerakan berputar dari prime mover menjadi gerakan bolak-balik naik turun.

- Menyimpan tenaga prime mover pada saat down-stroke atau pada saat counter balance menuju ke atas yaitu pada saat kebutuhan tenaga kecil atau minimum.

- Membantu tenaga prime mover pada saat up-stroke atau saat counter balance bergerak ke bawah, sebesar tenaga potensialnya, karena kerja prime mover terbesar yang dibutuhkan adalah pada saat up-stroke, dimana minyak ikut terangkat ke atas atau ke permukaan.

m. Sampson post

Merupakan kaki-kaki penyangga atau penompang walking beam.

n. Saddle bearing

Adalah tempat kedudukan dari walking beam pada sampson post bagian atas.

o. Equalizer

Adalah bagian atas dari pitman yang dapat bergerak secara leluasa menurut kebutuhan pada saat operasi pemompaan minyak berlangsung.

p. Brake

Berfungsi untuk mengerem gerakan pompa jika dibutuhkan, misalnya pada saat dilakukan reparasi sumur atau unit pompanya sendiri.

B. Peralatan di Bawah Permukaan

Seperti telah dijelaskan bahwa, fungsi pompa adalah untuk menaikkan fluida dari formasi ke dalam tubing dan mengangkatnya ke permukaan. Untuk maksud tersebut suatu pompa harus terdiri empat komponen utama, yaitu:

a. Working barrel

Merupakan tempat dimana plunger dapat bergerak naik turun sesuai dengan langkah pemompaan dan menampung minyak yang terhisap oleh plunger pada saat bergerak ke atas.

b. Plunger

Merupakan bagian dari pompa yang terdapat di dalam barrel yang dapat bergerak naik turun. Plunger ini berfungsi sebagai penghisap minyak dari formasi masuk ke dalam barrel dan mengangkat minyak yang telah terakumulasi dalam barrel ke permukaan melalui tubing.

c. Standing valve

Merupakan suatu komponen katup yang terdapat di bagian bawah dari working barrel yang berfungsi untuk mengalirkan minyak dari formasi masuk ke working barrel dan hal ini terjadi pada saat plunger bergerak ke atas, kemudian standing valve membuka. Disamping itu untuk menahan minyak agar tidak dapat keluar dari working barrel pada saat plunger bergerak ke bawah. Standing valve terdiri dari sebuah bola besi dan tempat dudukannya. Standing valve memiliki peran yang sangat penting dalam sistem pemompaan, karena efisiensi volumetris pompa sangat tergantung pada cara kerja dan bentuk dari ball dan seat-nya.

d. Travelling valve

Travelling valve terdiri dari ball dan seat yang terletak pada bagian bawah dari plunger dan akan ikut bergerak ke atas dan ke bawah mengikuti gerakan dari gerak plunger-nya. Travelling valve ini berfungsi untuk mengalirkan minyak dari working barrel masuk menuju plunger, hal seperti ini terjadi pada saat plunger bergerak ke bawah. Selain itu akan menahan keluarnya minyak dari plunger pada saat plunger bergerak ke atas (up-stroke) sehingga minyak tersebut dapat diangkat ke tubing yang seterusnya ke permukaan.

e. Gas anchor

Komponen ini dipasang pada bagian bawah pompa, fungsinya adalah memisahkan gas dari minyak agar gas tersebut tidak ikut masuk ke dalam pompa bersama-sama dengan minyak, karena dengan adanya gas akan mengurangi efisiensi pompa.

f. Tangki pompa

Tangki pompa atau sucker rod string terdiri dari :

- Sucker rod

Merupakan bagian dari unit pompa yang sangat penting, karena merupakan penghubung antara plunger dengan peralatan-peralatan penggerak yang ada di permukaan. Sedangkan fungsinya adalah melanjutkan gerak lurus naik turun dari horse head ke plunger pompa. Umumnya panjang satu single dari sucker rod yang sering digunakan berkisar antara 25 sampai 30 ft, dan untuk menghubungkan antara dua buah sucker rod digunakan sucker rod coupling.

- Pony rod

Merupakan sucker rod yang mempunyai ukuran panjang lebih pendek dari pada sucker rod-nya sendiri. Fungsinya untuk melengkapi panjang dari sucker rod apabila sucker rod tidak mencapai target yang dituju. Umumnya memiliki ukuran panjang 2, 4, 6, 8, 10, dan 12 ft.

- Polished rod

Adalah tangkai yang menghubungkan sucker rod string dalam carrier (wire line hanger pada horse head) yang naik turun di dalam stuffing box.

Pada saat up-stroke (langkah pompa ke atas) fluida membebani plunger yang menyebabkan travelling valve tertutup dan fluida akan mendorong dari tubing ke permukaan. Gerakan plunger ini menyebabkan penurunan tekanan di atas standing valve, maka standing valve terbuka dan fluida dari formasi masuk ke dalam pompa.

Pada saat down-stroke (langkah pompa ke bawah), plunger akan turun dan pada saat ini travelling valve akan terbuka dan standing valve akan tertutup sehingga fluida akan bergerak dari plunger ke dalam tubing. Peralatan pompa sucker rod di bawah permukaan dapat dilihat pada gambar 3.48.

3.2.2.2.3. Perencanaan Pompa Sucker Rod

Sebelum dilakukan perencanaan pompa perlu dilakukan analisis perhitungan perilaku pompa. Tujuan dari analisis perhitungan pompa sucker rod ini adalah untuk mendapatkan perilaku yang effisien dari peralatan yang tersedia.

1. Analisis gerakan rod

Apabila sucker rod yang digantungkan pada polished rod ini bergerak naik turun dengan kecepatan yang tetap, maka gaya yang bekerja pada polished rod adalah berat dari sucker rod, W_r. Dalam hal ini sucker rod mengalami suatu percepatan, maka dari itu polished rod akan menderita beban sebagai beban tambahan, yaitu beban percepatan, a.

Apabila panjang langkah polished rod dinyatakan dalam inchi dan kecepatan pemompaan dalam stroke per menit (SPM), maka beban percepatan dapat dihitung dengan persamaan :

Gambar 3.48. Peralatan Pompa Sucker Rod di Bawah Permukaan¹²⁾

.......................................................................................... (3-154)

dimana :

a = faktor percepatan

S = panjang langkah polished rod, inchi

N = kecepatan pemompaan, SPM.

Jadi untuk mendapatkan beban yang maksimum yang terdapat pada sucker rod string adalah berat sucker rod dikalikan dengan faktor percepatan.

2. Effective plunger stroke

Selama pemompaan berlangsung jumlah minyak yang diperoleh, tidaklah tergantung dari panjang langkah polished rod, tetapi tergantung dari gerakan relatif plunger terhadap working barrel dan ini umumnya disebut dengan effective plunger stroke (S_p). Pada dasarnya langkah ini berbeda dengan polished stroke, hal ini disebabkan oleh dua faktor yaitu yang pertama adanya rod stretch dan tubing stretch, selanjutnya yang kedua adanya plunger over-travel karena adanya percepatan.

Rod yang digunakan dari permukaan sampai sub surface pump tidak perlu sama diameternya, tetapi dapat dilakukan kombinasi dari beberapa ukuran rod, yaitu 5/8”, 3/4”, 7/8”, 1”, dan 9/8”.

Selanjutnya effective plunger stroke (S_p) dapat dihitung dari persamaan :

............. (3-155)

Dalam hal tappered rod string, persamaan (3-155) menjadi :

.................. (3-156)

dimana:

L₁, L₂, L_n = panjang rod string, ft

E = modulus elastisitas (besarnya tergantung dari bahan), psi

A_t = luas penampang dari dinding tubing, inchi²

A_r = luas penampang rod, inch²

G = specific gravity fluida.

D = working fluid level, ft

L = kedalaman pompa, ft

A_p = luas permukaan plunger, inchi²

3. Perhitungan beban polished rod

Perhitungan beban peralatan di permukaan untuk instalasi pompa sangat dipengaruhi beban polished rod maksimum. Perkiraan mula-mula terhadap counter balance yang diperlukan berdasarkan beban polished rod maksimum dan minimum.

Selama siklus pemompaan, terdapat lima faktor yang mempengaruhi beban bersih (net load) dari polished rod, yaitu :

a. Beban fluida

b. Beban mati dari sucker rod

c. Beban percepatan dari sucker rod

d. Gaya ke atas pada sucker rod

e. Gaya gesakan.

Beban gesekan tidak dapat diturunkan secara matematis tetapi beban ini dapat diperkirakan secara empiris dari dynamometer test. Sedangkan untuk keperluan disain, beban gesekan ini dapat dinyatakan sebagai +F (up-stroke) dan sebagai -F (down-stroke).

Beban maksimum polished rod (saat up-stroke) adalah :

W_max = W_f + W_r + (W_r ´ a) + F ......................................................... (3-157)

Beban minimum polished rod (saat down-stroke) adalah :

W_min = W_r - (W_r ´ a) - (0.217 W_r ´ G) - F ..................................... (3-158)

dimana :

W_max = beban maksimum yang diderita polished rod, lb

W_min = beban minimum yang diderita polished rod, lb

W_r = bobot mati dari rod, lb

W_f = beban berat fluida, lb

F = beban gesekan.

4. Pemilihan panjang rod

Tujuan pemilihan panjang rod adalah untuk mendapatkan unit stress pada puncak setiap bagian rod adalah sama besarnya. Stress ini akibat dari beban plunger dan berat rod di bawah titik yang ditentukan.

Apabila stress pada puncak dari setiap bagian sama besarnya, maka didapat hubungan sebagai berikut :

....... (3-159)

dan :

R₁ + R₂ + R₃ + R₄ = 1 ......................................................................... (3-160)

dimana :

, dan

i = 1, 2, 3, 4.

Persamaan (3-160) adalah untuk tappered rod string yang terdiri dari empat bagian. Jadi untuk tappered rod string yang hanya terdiri dari dua bagian, R₃ dan R₄ sama dengan nol, dan untuk tiga bagian, maka R₄ sama dengan nol.

Untuk suatu kombinasi rod yang tertentu, harga M (berat rod) dan harga A (luas penampang rod) merupakan suatu konstanta, dengan demikian dapat dibuat hubungan antara R sebagai fungsi dari A_p untuk kombinasi rod tertentu.

5. Pump displacement dan laju produksi

Secara teoritis pump displacement dapat dihitung dengan menggunakan effective plunger stroke, yaitu :

V = K S_p N .......................................................................................... (3-161)

dan :

q = E_v ´ V ........................................................................................... (3-162)

dimana :

K = konstanta plunger tertentu

V = pump displacement, BBL/hari

N = kecepatan pompa, SPM

E_v =volumetric efficiency dari pompa (perbandingan antara rate fluida dengan pump displacement).

Besarnya efisiensi volumetrik pompa ini sangat dipengaruhi oleh adanya beberapa faktor, yaitu :

- karakteristik pompa, seperti plunger slippage dan clearance pompa

- sifat fluida, kandungan gas, fluida berbuih.

6. Perencanaan counter balance

Secara teoritis efek counter balance ideal (C_i) harus sedemikian rupa, sehingga prime mover akan membawa beban rata-rata yang sama besarnya baik pada waktu up-stroke maupun pada waktu down-stroke.

Selain efek counter balance yang ditimbulkan oleh berat counter balance, terdapat pula efek counter balance yang disebabkan oleh keadaan instalasi di permukaan yang tidak seimbang (C_s) dimana C_s ditentukan oleh pabrik pembuat. Dengan demikian, total efek counter balance dapat dihitung dengan menggunakan persamaan :

.......................................................................... (3-163)

dimana :

d = jarak crank shaft dengan pusat gravitasi dari counter weight, ft

r = jarak antara crank shaft dengan pitman bearing, ft

W_c = counter weight, lb

L₁ = jarak dari sadle bearing ke tail bearing, ft

L₂ = jarak dari sadle bearing ke bridle, ft.

Sedangkan harga puntiran maksimum dihitung dengan persamaan :

........................................................................... (3-164)

dimana:

W_max = beban polished rod maksimum, lb.

7. Prime mover

Sumber energi sebagai penggerak pompa, pada umumnya ada dua jenis, yaitu :

- Motor bakar (combustion engine)

- Motor listrik (electrical engine).

Apabila fluida dengan laju = q (BBL/hari) dan SG = G, diangkat dari kedalaman L (ft), maka kebutuhan power dapat dihitung dengan persamaan :

H_h = 7.36 ´ 10^-⁶ ´ q ´ G ´ L, HP ...................................................... (3-165)

Persamaan (3-165 menganggap bahwa, pompa dipasang pada fluid level dan pengaruh tubing diabaikan. Dan dalam bentuk umum menjadi :

H_h = 7.36 ´ 10^-⁶ ´ q ´ G ´ LN ........................................................... (3-166)

dimana : LN = perbedaan tekanan yang menyebabkan adanya aliran fluida dari pompa ke permukaan, dinyatakan dalam ft dari fluida yang diproduksi.

............. (3-167)

Sedangkan tenaga yang diperlukan untuk mengatasi gesekan antara pompa dan polished rod per stroke adalah :

H_f = 6.31 ´ 10^-⁷ W_r S N, HP ............................................................. (3-168)

dimana :

W_r = berat tapered rod string, lb.

Jadi total polished rod horse power adalah merupakan jumlah tenaga untuk mengangkat fluida dan tenaga untuk gesekan, atau :

H_b = 1.5 (H_h + H_f) .............................................................................. (3-169)

Tujuan dari perencanaan instalasi sucker rod pump adalah pengangkatan fluida formasi ke permukaan pada laju produksi yang diinginkan. Untuk mengurangi jumlah perhitungan trial and error dalam perencanaan pompa ini, maka digunakan suatu grafik, selanjutnya dari grafik ini dapat ditentukan kondisi pemompaan yang optimum sesuai dengan laju produksi dan kedalamannya. Prosedurnya adalah sebagai berikut :

1. Persiapkan data-data yang diperlukan, yaitu :

- Laju produksi dan kedalaman pompa

- Volumetric efficiency pump

- Specific gravity fluida

- Working fluid level.

2. Langkah-langkah perencanaan instalasi pompa adalah sebagai berikut :

a. Dari produksi maksimum, perkirakan besarnya volumetric efficiency, dan hitung pump displacement.

b. Tentukan stroke length dan API rating dari pumping unit.

c. Dari hasil pembacaan grafik, tentukan ukuran tubing rod dan kecepatan pompa dengan menggunakan tabel-tabel yang telah ditentukan.

d. Hitung panjang dari bagian-bagian rod string.

e. Hitung panjang dari bagian-bagian rod string berdasarkan kelipatan 25 ft.

f. Tentukan faktor percepatan.

g. Tentukan effective plunger stroke length.

h. Dengan menggunakan volumetric efficiency yang diperkirakan, tentukan laju produksi yang mungkin dan check terhadap laju yang diinginkan.

i. Hitung bobot mati dari rod.

j. Hitung berat fluida.

k. Tentukan beban polished rod maksimum dan check hasilnya terhadap beban maksimum dari peralatan yang dipilih.

l. Hitung stress maksimum pada puncak dari rod string dan check hasilnya terhadap working stress maksimum yang diinginkan dari rod yang dipergunakan.

m. Hitung counter balance effect ideal dan check hasilnya terhadap counter balance yang dapat digunakan pada peralatan yang dipilih.

n. Dari buku petunjuk pabrik, tentukan posisi counter weight untuk mendapatkan counter balance effect ideal.

o. Dengan anggapan bahwa penyimpangan counter balance tidak lebih dari 5%, tentukan torsi maksimum pada gear reducer dan check hasilnya terhadap API rating yang tertera pada alat yang dipilih.

p. Hitung break horse power.

q. Dari buku petunjuk pabrik, tentukan gear reducer ratio dan unit sheave size untuk peralaan yang dipilih. Dari hasil ini tentukan engine sheave size untuk mendapatkan pumping speed yang diinginkan.

3.2.2.3. Electric Submersible Pump (ESP)

Electric submersible pump digunakan pada sumur-sumur yang dalam dan dapat memberikan laju produksi yang besar. Selain untuk sumur produksi, ESP juga dapat untuk proyek-proyek water flooding dan pressure maintenance, dimana ESP dipasang pada sumur-sumur injeksi. Selain dari itu dapat juga digunakan pada sumur-sumur yang tidak menggunakan tubing (tubingless completion) dan produksi dilakukan melalui casing. Pada umumnya pompa jenis ini digunakan pada sumur-sumur artificial lift dengan produksi besar dan GOR rendah.

Pada dasarnya electric submersible pump ini adalah merupakan pompa sentrifugal bertingkat banyak, dimana poros dari pompa sentrifugal dihubungkan langsung dengan penggerak. Motor penggerak ini menggunakan tenaga listrik, sedangkan sumber listriknya diambil dari power plant, dimana tenaga listrik untuk pompa disuplai dari switch board dan transformator di permukaan dengan perantara kabel listrik yang di-clamp pada tubing dengan jarak 15 hingga 20 ft.

Setiap tingkat dari pompa sentrifugal terdiri dari impeller (bagian yang berputar) dan diffuser (bagaian yang diam). Tenaga dalam bentuk tekanan didapat dari cairan yang dipompakan disekitar impeller. Gerakan berputar impeller mengakibatkan cairan ikut berputar, yaitu arah radial (akibat dari gaya sentrifugal) dan arah tangensial.

3.2.2.3.1. Prinsip Kerja Electric Submersible Pump

Prinsip kerja Electric submersible pump adalah berdasarkan pada prinsip kerja pompa sentrifugal dengan sumbu putarnya tegak lurus. Pompa sentrifugal adalah motor hidrolik dengan jalan memutar cairan yang melalui impeller pompa, cairan masuk ke dalam impeller pompa menuju poros pompa, dikumpulkan oleh diffuser kemudian akan dilempar ke luar. Oleh impeller tenaga mekanis motor dirubah menjadi tenaga hidrolik. Impeller terdiri dari dua piringan yang didalamnya terdapat sudu-sudu, pada saat impeller diputar dengan kecepatan sudut w, cairan dalam impeller dilemparkan keluar dengan tenaga potensial dan kinetik tertentu. Cairan yang ditampung dalam rumah pompa kemudian dievaluasikan melalui diffuser, sebagian tenaga kinetik dirubah menjadi tenaga potensial berupa tekanan. Karena cairan dilempar ke luar maka terjadi proses penghisapan.

3.2.2.3.2. Peralatan Electric Submersible Pump

Peralatan pompa sentrifugal dapat dibagi menjadi dua bagian, yaitu :

A. Peralatan di Atas Permukaan

Peralatan di atas permukaan terdiri dari :

a. Tubing head

Tubing head untuk pompa reda agak berbeda dengan tubing head biasa. Perbedaannya terletak pada adanya kabel yang melalui tubing head tersebut. Adapun fungsi dari tubing head ini adalah sebagai penyokong dari rangkaian tubing dan untuk menutup ruang antara casing dengan tubing.

b. Drum

Merupakan alat yang digunakan sebagai tempat untuk menggulung kabel apabila pompa dicabut.

c. Junction box

Diperlukan sebagai tempat menghubungkan kabel dari dalam sumur dengan kabel dari switch board.

Gambar 3.49. Peralatan Pompa Sentrifugal di Atas dan di Bawah Permukaan¹⁶⁾

d. Switch board

Berfungsi untuk mengontrol kerja pompa. Peralatan yang ada pada switch board adalah :

- Start stop panel, yang berfungsi untuk menghidupkan atau mematikan motor.

- Breaker, sebagai pemutus aliran listrik saat dilakukan reparasi pompa.

- Sekering, merupakan pengaman jika terjadi hubungan singkat pada arus listrik atau bila terjadi over voltage.

- Recording ammeter, sebagai pencatat besarnya arus yang digunakan motor.

e. Transformer

Berfungsi sebagai perubah tegangan primer yang tinggi menjadi tegangan sekunder (yang rendah) yang dibutuhkan motor.

B. Peralatan di Bawah Permukaan

a. Motor listrik

Motor listrik pada jenis pompa reda adalah motor induksi sinkron dua katub, tiga fasa, berbentuk sangkar (two pole, three-phase, squirrel cage, induction type electric motor) mempunyai kecepatan 3500 rpm pada 60 Hz dan 2915 rpm pada 50 Hz. Karena diameter motor terbatas untuk ukuran casing tertentu, maka untuk mendapatkan daya kuda yang cukup, motor dibuat panjang dan kadang-kadang dibuat double (tandem).

b. Protektor

Protektor ini dipasang di atas motor dan dibawah pompa. Fungsinya antara lain :

- Memberikan ruangan untuk pengembangan/penyusutan minyak pelumas.

- Mencegah fluida masuk ke rumah motor.

- Menyimpan minyak motor dan minyak pelumas.

- Memberikan keseimbangan tekanan dalam motor dengan tekanan luar, yaitu tekanan fluida sumur pada kedalaman tertentu.

c. Pompa

Setiap pompa terdiri dari beberapa tingkat (multistage) dimana masing-masing terdiri dari impeller dan diffuser. Jumlah tingkat tergantung dari head pengangkatannya.

d. Gas separator (pump intake)

Pada sumur-sumur yang tidak banyak mengandung gas, cukup menggunakan pump intake saja. Tetapi pada sumur-sumur dengan GOR tinggi, gas separator dapat disambungkan pada pompa guna memberikan effisiensi pompa. Dalam hal ini gas separator berfungsi antara lain :

- Mencegah menurunnya head capacity yang dihasilkan pompa.

- Mencegah terjadinya fluktuasi beban pada motor.

- Mengurangi adanya surging pressure.

e. Kabel listrik

Berfungsi sebagai penyalur aliran listrik dari permukaan ke motor. Kabel ini di-clamp pada tubing dengan interval yang sama, mulai dari bawah sampai tubing head. Diameter kabel disesuaikan dengan besarnya arus listrik yang mengalir, penurunan tegangannya dan clearence antara tubing dan casing. Kabel listrik ini terdiri dari tiga kabel tembaga yang diisolasi satu sama lain dengan pembalut dari karet. Ketiganya terbungkus oleh suatu pelindung yang terbuat dari baja. Ada dua buah jenis kabel yang biasa digunakan, yaitu round dan flat. Biasanya kabel jenis round mempunyai usia pakai lebih lama dari pada jenis flat, tetapi memerlukan ruang penempatan yang lebih besar. Bila digunakan flat cable seluruhnya maka kehilangan tenaga listrik akan bertambah 8%. Juga flat cable mudah rusak dalam pemasangannya. Tenaga listrik yang melalui kabel akan mengalami kehilangan tekanan (voltage drop).

3.2.2.3.3. Perencanaan Electric Submersible Pump

Terdapat beberapa parameter dalam perencanaan pompa sentrifugal, yaitu :

1. Total Dynamic Head (TDH).

Total dynamic head adalah tekanan total dimana pompa beroperasi, dinyatakan dalam tinggi cairan (ft) yang sama dengan kerja yang dilakukan pompa pada cairan untuk menaikkan energi dari tingkat tertentu ke tingkat lain. Secara matematis dinyatakan sebagai berikut :

....................................................................... (3-170)

dimana:

Z_f = jarak dari permukaan sampai batas fluida (fluid level), ft

P_t = tekanan kepala tubing, psia

G_f = gradien fluida, psia/ft

H_f = jarak antara pompa sampai ke permukaan, ft.

2. Daya listrik.

Daya listrik yang digunakan ditentukan dengan persamaan sebagai berikut :

- Hidraulic Horse Power :

....................................................................... (3-171)

dimana :

q = kapasitas produksi pompa, BBL/hari.

- Breake Horse Power :

........................................ (3-172)

3. Total head dari impeller untuk pompa multistage.

..................................................................................... (3-173)

dimana :

S = jumlah stage

D = diameter impeller, in

N = putaran pompa, RPM.

Langkah-langkah perencanaan pompa reda adalah sebagai berikut :

1. Kumpulkan data yang diperlukan, seperti diameter casing, kedalaman perforasi dan interval perforasi, diameter tubing dan ulirnya, permukaan fluida, laju produksi yang diharapkan, SG cairan dan gas yang akan diproduksikan, temperatur dasar sumur, fluid level, GOR, THP, dan BHP.

1 Response to "METODE PRODUKSI MINYAK"