artificial lift om rudy

DHEQ-005 Artificial Lift 1

AAArrrtttiiifffiiiccciiiaaalll LLLiiifffttt

TUJUAN

Artificial Lift Instrument

Electric Submersible Pump

Gas Lift Equipment

Hydraulic Pump Equipment

Sucker Rod Pump Equipment

2 DHEQ-005 Artificial Lift

1. Artificial Lift Equipment

Peralatan bawah permukaan dari Artificial Lift akan dibahas hanya 3 peralatan

produksi pembantu, yang terdiri dari :

Electrical Submersible Pump (ESP) Equipment

Gas Lift Equipment

Hydraulic Pump Equipment

Peralatan-peralatan tersebut akan dijelaskan sebagai berikut.

1.1. Electrical Submersible Pump (ESP)

ESP yang biasa disebut Reda-pump, karena pembuat pompa yang paling

terkenal adalah dari Reda ini menggunakan prinsip sentrifugal, dimana rotor

melemparkan fluida ke samping, kemudian ditangkap oleh sudu-sudu stator yang

diarahkan kembali ke bagian tengah yang diterima oleh rotor berikutnya di sebelah atas.

Demikian seterusnya, sehingga fluida tersebut mempunyai energi untuk mengalir ke

permukaan, Gambar 1 &2.

Gambar 1. Electrical Submersible Pump (ESP)


Gambar 2. Electrical Submersible Pump (ESP) Semakin banyak tingkatan stator-stator maka semakin tinggi head pompanya

dan semakin banyak laju yang dapat diperoleh.

Akan tetapi untuk suatu susunan pompa tertentu kemampuan laju produksi dan

head akan dibatasi oleh besarnya daya motor yang terpasang, sehingga semakin besar

laju produksi yang dipakai, maka akan menurunkan headnya, begitu pula sebaliknya,

Gambar 3

Gambar 3. Kurva Kelakuan ESP


Besarnya head yang dibutuhkan merupakan fungsi dari kedalaman pompa dan

densitas fluida, semakin dalam dan semakin berat fluidanya maka head yang diperlukan

pun akan semakin besar, Gambar 4.

Gambar 19. Head Fungsi Dari Kedalaman Pompa dan Densitas Fluida Besarnya laju yang direncanakan harus sesuai dengan kemampuan reservoir

untuk memproduksi (PI) sehingga tidak terjadi Downthrust dimana laju terlalu kecil

dengan head terlalu besar atau terjadi Upthrust karena laju yang telah didesain, Gambar

5.

Gambar 5. Efisiensi Fungsi dari Laju


Konfigurasi dari ESP seperti terlihat pada Gambar 6 terdiri dari motor, seal

protector, intake, pump, well head, junction box, switchboard, tranformers.

Gambar 6. Konfiguras Dari ESP Motor sebagai penggerak utama diletakkan di bawah dan terendam oleh fluida

agar terdinginkan, begitu pula panasnya motor akan membuat fluida menjadi lebih

panas dan menurunkan vis-kositasnya. Bentuk motor listrik yang umum dipakai terlihat

pada Gambar 7.


Gambar 7. Bentuk Motor Listrik Yang Umum Dipakai Seal Protector (Gambar 8) adalah bagian penghubung putaran motor ke pompa

serta berfungsi memisahkan motor dari fluida agar motor tetap dalam keadaan kering.

Gambar 8. Seal Protector Lubang intake adalah tempat masuknya fluida untuk diisap pompa.

Kadangkadang dipasang juga gas separator agar gas yang terkandung terlepaskan ke

anulus lubang dan hanya fluida yang dapat diisap pompa, Gambar 9.


Gambar 9. Lubang Intake Bentuk dari pompa yang merupakan serangkaian susunan sudu-sudu stator dan

rotor yang disebut sebagai diffuser dan impeller terlihat pada Gambar 10.

Gambar 10. Diffuser Dan Impeller

Hal sangat penting dalam ESP adalah kabel, dimana selain mampu mengalirkan

arus sebesar yang diperlukan oleh motor, kabel tersebut harus dijaga dan dlindungi agar

tidak rusak akibat benturan dan pekerjan-pekerjaan mekanik lainnya. Bentuk kabel

terlihat pada Gambar 11 dan protectornya pada Gambar 12.


Gambar 11. Bentuk Kabel Pompa ESP

Gambar127. Protector Pada pompa ESP Peralatan pendukung lainnya seperti amp-meter, junction box dan transformer

bank memiliki bentuk yang umum.

1.1.1. Pendesainan ESP

Dalam mendesain suatu ESP dapat dilakukan dengan urut-urutan

sederhana sbb :

1. Tentukan Pwf lebih besar 100 psi dari Pb


2. Berdasarkan Pwf dan PI tentukan laju alir fluida total (BPD)

Q = (Ps Pwf ) PI

dimana :

Ps = Tekanan statik sumur, psi

Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psi

PI = Productivty Index, bbl/psi

3.Pilih pompa yang sesuai dengan laju produksi (Q), catat :

type pompa, Head/stage, HP/stage, Efisiensi

4. Tentukan SGrata-rata fluida

WOR

SGxWORSGxSG woratarata

1

1

SG rata-rata = Wc * SGW + ( 1 - WC ) SGO

5. Menentukan gradient tekanan sepanjang tubing Gradient = SGrata-rata x

0.433

6. Berdasarkan setting depth pump, tentukan pump intake pressure (PIP) atau

tekanan di suction

PIP = Pwf - Gradient (D - Dsetting)

dimana :

PIP = pump intake pressure, psi

Gradient = gradent tekanan sepanjang tubing, psi/ft

D = kedalaman lubang perforasi, ft (dari permukaan)

Dseting = letak kedalaman pompa, ft (dari permukaan)

Gambar 13. Reda Pump Performance Curve


7. Tentukan harga Total Dynamic Head (TDH)

f

wft ZGradien

PD

Gradien

PTDH

Atau

fsettingt Z

Gradien

PIPD

Gradien

P

Pt = tekanan kepala tubing, psi

Zf = friction loss sepanjang pipa, psi (lihat gambar 29)

Gambar 14. Friction Loss 8. Tentukan jumlah tingkat pompa (N):

StageHead

TDHN

/

9. Tentukan Horse Power fluida,

xeff

ratataQxTDHxSGraHPpump

1357

10. Dari Tabel 1 diambil satu jenis motor yang mewakili syaratsyarat di atas.

11. Check Pendinginan


220119.0

ODmotorIDC

QxV

sg

s

Vs = kecepatan lebih besar dari 1 ft / detik

12. Check Travo

1000

73.13

IxVxKVA totalfasa

Kehilangan tegangan dikabel diplih sekitar 30 volt / 1000 ft atau kurang

lihat gambar 15

30

1000

100x

DDikabelTotalLoss sett

(penambahan 100 ft untuk di permukaan)

13.Maka berdasarkan Tabel 2 untuk pemilihan travo dan Tabel 3 untuk

pemilihan swicthboard.

14. Untuk bisa distart motor membutuhkan 35% voltage rating, tetapi delivery-

nya (Ampere) tiga kali nameplate voltage sehingga lossnya tiga kalinya pula.

35% namepltae voltage = 0.35 x nameplate voltage

loss 3x = 3 (tegangan total - nameplate voltage)

Gambar 15. Pemilihan Tegangan Kabel


Tabel 1. Jenis Motor


Tabel 2. Pemilihan travo


Tabel 3. Pemilihan Switchboard

Jadi sisa tegangan di motor = tegangan total - loss 3x

Bila sisa tegangan di motor lebih besar 35% nameplate voltage, maka

motor bisa distart.


1.1.2. Contoh Soal

Contoh 1.

Suatu sumur di Minas dengan data sebagai berikut :

Casing 7" 2 # (I.D.6276" ) 6000 T.D.

Tubing 3 1/2 " O.D. Listrik 60 Cycle

Perforasi 5800 - 5850

PS = 1800 psi @ 5800

PI = 5 BPD/PSI

WOR = 50 %

THP = 100 psi

BHT = 160 oF

GOR = 100 SCF/STB

Sg oil = 0.86,

water = 1.02

Bubble point pressure = 600 psi (Bpp)

Sejarah sumur menunjukkan bahwa WOR tidak dipengaruhi oleh rate.


Contoh 2.

Dalam beberapa hal ahli produksi ingin mengadakan pemilihan alat dari ESP yang

sudah tersedia.

Misalnya di gudang telah tersedia pompa dari seri 540 :

1. G-110 19 tingkat, Motor 30 HP



Bila akan dipakai satu satu dari pompa ini untuk sumur :

Casing : 7 " - 23 lb, 2450

Tubing : 3 1/2 " OD, EUE

Perforasi : 2250 - 2300

Produksi : Test terakhir 2000 BOPD, )% air dengan pompa

angguk

Tekanan statik : 500 psi @ 2200

Gradient : 0.350 psi/ft

P.I : 32 BPD/psi

Temperatur dasar sumur : 200 oF

THP : 20 psi @ 2000 BPD

GOR 50 SCF/STB

BPP, Buble point : 200 psi


1.2. Gas Lift Equipment

Gas lift pada prinsipnya mencampurkan gas ke dalam sistim fluida agar didapat

densitas sistem yang lebih ringan sehingga memberikan Pwf yang kecil agar didapat

drawdown yang besar.

Cara memasukkannya ke dalam sistem bagian bawah lubang produksi bisa

melalui tubing atau melalui anulus seperti terlihat pada Gambar 16.

Gambar 16. Jenis Gas Lift Karena gas yang tersebar di dalam fluida adalah cara menurunkan densitas yang

terbaik, maka di bagian pelepasan gas diperlukan alat khusus yang disebut port atau

operating valves. Beberapa prinsip yang dikenal adalah :

Brear Oil Ejector, Gambar 16

Frizell Method, Gambar 17

Pohle Process of Elevating Liquids, Gambar 17

Fertig Ejector, gambar 18

Harris Air, gambar 18

Orifice Inserts 18


Gambar 17. Jenis Injector Gas

Gambar 18. Jenis Injector Gas


Gambar 19. Konfigurasi Gas Lift Gambaran sederhana bagaimana gas lift akan merubah static fluid level

menjadi working fluid level yang diakibatkan oleh adanya drawdown, dimana

drawdown tersebut merupakan perbedaan antara static submergence dengan working

submergence Gambar 20.

Gambar 20. Working dan Static Submergence Fluid Level


Karena diperlukan kompresor yang cukup besar pada saat unloading, sedangkan

pada saat operating diperlukan tenaga yang tidak terlalu besar, maka kita dapat

memasang kompresor kecil saja tetapi dilengkapi unloading valve 4-5 buah di atas

operating valve yang dapat mengalirkan gas dan menutup secara otomatis bila gas di

tubing sudah cukup bercampur. Valve ini disebut sebagai kick-off valve atau unloading

valve.

Beberapa unloading valves yang dikenal adalah :

Kick-off Valves, Gambar 21

Teather Kick-off Valve, Gambar 21

Taylor Kick-off Valve, Gamber 21

Gambar 21. Jenis Valve Dalam pemakaian unloading valve sekarang, dikenal istilah "Tubing Operated"

dan "Casing Operated".

Tubing operated valve (Gambar 22 & 23) adalah valve yang akan membuka pada

saat dipompakan gas di anulus, kemudian akan tertutup bila tekanan di casing telah

mengecil.


Gambar 22. Tubing Operated Valve

Gambar 23. Tubing Operated Valve Kedua-duanya berfungsi sama, hanya berbeda dalam mendesain dome pressure

dan kedalaman pemasangan valvenya.


Dalam memasang gas lift valve, pada saat ini sudah bisa pada rangkaian tubing

telah disediakan Gaslift Mandreal yang berfungsi sebagai rumah gas lift valve.

Bentuknya adalah tubing yang mempunyai perut dimana berdiameter sebesar

tubing ditambah diameter gas lift valve. Perut tersebut harus diisi gas lift Dummy agar

lubang yang tersedia tertutup pada saat sumur belum memerlukan gas lift. Gambar 24

& 25 menunjukkan gas lift mandreal

Gambar 24. Gas Lif Mandreal


Gambar 25. Gas Lift Mandreal Gambar 26 menunjukkan gas lift Dummy.

Gambar 26. Gas Lift Dummy


1.2.1 cara mendesain gas lift

Gas injeksi pada sumur sembur buatan kontinyu mempunyai dua fungsi, yaitu

pertama, gas yang tercampur dengan fluida formasi dapat meringankan beban diatas

titik injeksi, kedua, sebagai akibatnya mengurangi densitas fluida sehingga

memungkinkan tekanan reservoir maupun mendorong fluida produksi ke permukaan.

Ke dalam penempatan katup operasi tergantung pada banyak faktor yang

terpenting adalah bersama tekanan gas injeksi yang tersedia serta jumlah gas yang

diinjeksikan. Faktor-faktor yang membatasi atau menghalangi ketepatgunaan sembur

buatan adalah adanya minyak dengan viskositas tinggi.

Hal-hal yang perlu ditentukan dalam perencanaan sembur buatan kontinyu

adalah :

1. Kedalaman titik injeksi optimum

2. GLR injeksi optimum

3. tekanan gas injeksi yang diperlukan, dan

4. pemilihan ukuran port katup sembur buatan yang tepat.

Sembur buatan kontinyu diterapkan pada sumur-sumur dengan tekanan statik

dasar sumur (Ps) cukup tinggi dan indeks produktivitas (J) kurang lebih 0.50 bbl

cairan/hari/psi (juga dapat diterapkan untuk J sekitar 0.20 jika tekanan gas injeksi yang

tersedia cukup tinggi).

Sebelum perencanaan instalasi sembur buatan kontinyu, informasi berikut perlu

disediakan :

1. Kedalaman sumur

2. Ukuran tubing dan casing

3. Kondisi produksi, seperti adanya pasir, parafin dan sebagainya.

4. Ukuran dan panjang flow-line di permukaan

5. Tekanan kepala sumur

6. Laju produksi yang diinginkan

7. Kadar air

8. Spesifik gravity gas injeksi

9. Tekanan dan volume gas injeksi

10. Karakteristik sumur (inflow performance)

11. Temperatur dasar sumur dan gradien geothermal

12. Temperatur alir permukaan

13. API gravity minyak

14. Berat jenis air

15. Berat jenis dan jumlah gas

16. Tekanan statik

17. Faktor volume formasi minyak

18. Viscositas, tegangan permukaan minyak


1.2.2. Penentuan Kedalaman Titik Injeksi

Perencanaan kedalaman titik injeksi dengan metoda grafis didasarkan

pada kurva pressure traverse dan gradien tekanan gas dalam anulus. Untuk itu

harus tersedia kurva pressure traverse dan gradien tekanan gas yang sesuai

dengan kondisi lapangan setempat.

Jika hal tersebut tidak memungkinkan, untuk keperluan praktis, dapat

digunakan kurva pressure traverse dari pustaka atau dengan menganggap

gradien tekanan aliran sebesar 0.075 psi/ft bila laju produksi lebih kecil dari 1000

bbl/hari atau 0.15 psi/ft bila laju produksi lebih besar dari 1000 bbl/cairan untuk

segala ukuran tubinmg).

Sedangkan gradien tekanan gas ditentukan dengan menggunakan grafik

yang tersedia.

Prosedur penentuan kedalaman titik injeksi adalah sebagai berikut:

1. Siapkan kertas trnsparan. Buat sumbu kartesian yang bersekala sesuai

dengan skala kurva pressure traverse, gambarkan tekanan pada

sumbu datar dan kedalaman pada sumbu vertikal dengan titik asal

disudut kiri atas.

2. Berdasarkan laju aliran yang diinginkan (ql) hitung tekanan alir dasar

sumur (Pwf) dengan menggunakan persamaan berikut :

Untuk aliran satu fasa :

PI

QIPP swf

Untuk aliran dua fasa dapat digunakan Persamaan kurva IPR yang

sesuai.

3. Plot titik (PwfD)

4. Berdasarkan qL, kadar air, dan diameter tubing yang digunakan, pilih

kurva pressure traverse yang sesuai, Gambar 27


Gambar 27. Kurva Pressure Traverse 5. Pilih garis gradien alir yang sesuai dengan GLRf Apabila kurva GLRf

tidak terdapat pada pressure traverse, maka perlu dilakukan

interpolasi.

6. Tentukan kedalaman ekivalen Pwf pada kurva langkah 5

7. Letakan kertas transparan diatas kertas pressure traverse yang dipilih

dengan titik ( Pwf, D ) tepat di atas Pwf langkah 6.


8. Jiplak kurva pilihan di langkah 5 pada kertas trnsparan.

9. Tentukan gradien tekanan gas (Ggi) berdasarkan spesifik gas injeksi

(gi) dan tekanan injeksi gas (Pso), 28.

10.Plot Pso dikedalaman 0 pada kertas transparan

11.Hitung tekanan gas pada kedalaman X ft, (Px) menurut persamaan:

Px= Pso + X Ggi

12.Plot titik (Px, X).

13.Hubungkan titik (Pso,0) dengan titik (Px,X) sampai memotong kurva

langkah 8.

14.Titik injeksi ditentukan dengan menelusuri kurva langkah 8 keatas

dimulai dari titik perpotongan langkah 13 sejarak 50-100 psi. Titik

injeksi berkoordinat pada, (Pi,Di).

Gambar 28. Traverse Pressure


Gambar 29. Kurva Tekanan VS Kedalaman

Gambar 30. Weight Of Gas Column


Gambar 31. Tekanan Gas VS Kedalaman 10.2.3 Pene ntuan Kedalaman Katup Unloading Sembur Buatan Kontinyu

Prosedur penentuan kedalaman katup-katup ini adalah sebagai berikut :

1. Siapkan data dan grafik penunjang

o Kertas transparan hasil perhitungan titik injeksi

o Tekanan diferensial

o Tekanan "Kick off" (Pko)


o Gradien statik fluida dalam sumur

2. Hitung jarak katup maksimum disekitar titik injeksi menurut persamaan :

s

d

vG

PD

3. Gambarkan garis perencanaan tekanan tubing (design tubing line), yaitu

sebagai berikut :

a. Hitung P1 = Pwh + 0.20 Pso

P2 = Pwh + 200

b. Pilih harga terbesar dari P1 dan P2 (misalkan P1). Plot (P1,0) pada

kertas transparan. Hubungkan titik (P1,0) dengan titik injeksi

(P1,D1). Garis ini disebut garis pe-rencanaan tekanan tubung.

4. Berdasarkan harga Pko dan dpesifik garvity gas injeksi tentukan gradien

tekanan gas.

5. Plot titik (Pko,O) pada kertas transparan dan buat garis gradien tekanan gas yang diperoleh dari langkah 4

6. Plot titik (Pso,O) pada kertas transparan. Mulai dari(Pso,O) buat garis gradien tekanan yang sejajar dengan garis gradien tekanan pada langkah 5.

7. Dari titik (Pwh,O) buat garis gradien statik dalam sumur berdasarkan harga gradien statik yang diketahui.

8. Penentuan letak katup sembur buatan pertama.

a. Perpanjang garis gradien statik dalam sumur memotong garis

gradien tekanan gas yang melewati titik (Pko,O) pada langkah 5.

b. Letakan katup injeksi pertama ditentukan dengan menelusuri garis

gradien statik diatas mulai dari titik potong langkah 8a sejauh 50

psi. Titik katup injeksi pertama berkoordinat (P1,D1).

9. Penentuan letak katup sembur buatan berikutnya.

a. Buat garis horizontal kekiri dari titik (P1,D1) sampai memotong garis

perencanaan tekanan tubing dilangkah 3.

b. Dari perpotongan tersebut buat garis gradien tekanan statik yaitu

garis yang sejajar dengan garis gradien statik dilangkah 7.

c. Perpanjang garis dilangkah 9b sampai memotong garis gradien

tekanan gas dibuat titik (Pso,O)

d. Titik potong tersebut adalah letak katup dengan koordinat (P2,D2)

e. Kembali kelangkah 9a dan ulangi langkah kerja sampai 9d untuk

memperoleh letak katup berikutnya. Pengulangan kerja ini

dihentikan setelah diperoleh letak katup yang lebih dalam dari titik

injeksi (Pi,Di)

10. Penentuan letak katup didaerah bracketing envelope :

a. Plot titik ((Pso-Pd),O)

b. Dari titik tersebut buat garis yang sejajar dengan garis gradien

tekanan gas yang melalui (Pso,O) dari langkah 6.

c. Perpanjang garis tersebut sampai memotong kurva yang terpilih

pada langkah 3 pada titik (Pbe,Y).


d. Hitung Pss = (1 + BE)Pbe

Pbb = (1-BE) Pbe

BE = % Bracketing Envelope = 10 - 20%

e. Berdasarkan harga Pwh hitung :

Pa = (1+BE)Pwh

Pb = (1-BE)Pwh

f. Hubungkan titk (Paa,Y) dengan titik (Ps,O). Titik potong antara garis

ini dengan gradien gas dari langkah 10b adalah batas atas dari

"bracketing envelope".

g. Hubungkan titik (Pbb,Y) dengan titik (Pb,O). Perpanjang garis ini sampai memotong garis gradien gas langkah 10b. Titik potong ini adalah batas bawah dari "bracketing envelope".

h. Dari langkah 2 telah dihitung jarak maksimum antar katup gas lift (Dv). Berdasarkan harga ini, mulai dari batas atas bracketing envelope, katup-katup gas lift dapat dipasang sejarak Dv sampai batas bawah bracketing envelope.

Prosedur penentuan jumlah gas injeksi yang diperlukan adalah sebagai

berikut :

1. Plot titik (Pwh,O)

2. Letakan kertas transparan di atas grafik pressure traverse terpilih

sehingga ordinat berimpit. Geser sumbu datar pada kertas

transparan keatas atau kebawah sampai diperoleh kurva pada

pressure traverse yang melalui (Pwh,O) dan titik injeksi (Pi,Di). Bila

perlu lakukan interpolasi kurva.

3. Jiplak kurva terpilih dilangkah 2 dan catat GLRnya (GLRt)

4. Hitung jumlah gas injeksi yaitu :

qgi = qL (GLRt - GLRf)

5. Koreksi harga qgi pada temperatur titik injeksi adalah :

a. Tentukan temperatur di titik injeksi :

Tpoi = [Ts + GtDi)] + 460

b. Hitung faktor koreksi menurut :

Corr = 0.0544 (gi Tpoi)0.5

c. Volume gas injeksi terkoreksi sebesar :

qgi Corr = qgi x Corr

4. Penentuan GLR optimum

a. Menyediakan kurva IPR untuk aliran dua fasa

b.Memplot Pwf vs q pada kurva IPR untuk masing-masing GLR

dan ditentukan perpotongannya dengan kurva IPR yaitu suatu

titik (GLR,q)

c. Memplot GLR vs q

d. Menentukan qmax (q yang maksimum) untuk memperoleh GLR

optimum pada kurva GLR vs q.


1.2.5 Contoh Soal

Diketahui :

Kedalaman sumur =8000.00 psi

Laju Produksi yang diinginkan =1000.00 stb/dK

Kadar air = 0.00 %

Ukuran Tubing = 2.375 inch

Tekanan kepala sumur = 100.00 psi

Tekanan statik sumur = 2650.00 psi

Indeks produktivitas = 2.00 STB/d/psi

GLR-Formasi = 200.00 scf/stb

SG gas injeksi = 0.70

Tekanan "kick of" = 1000.00 psi

Tekanan Injeksi Operasi = 900.00 psi

Bracketing Envelope = 10.00 %

API Gravity minyak = 40.00 psi

Temperatur Dasar Sumur = 200.00 oF

Temperatur permukaan = 120.00 oF


1.3. Hydraulic Pump Equipment

Yang dimaksud dengan Hydraulic pumping adalah usaha pengangkatan fluida

dengan bantuan fluida lain yang disebut sebagai power fluid.

Prinsipnya adalah power fluid dengan bantuan fluida tersebut dapat

menggerakkan piston dan piston menggerakkan pompa, sistem ini disebut juga

Hydraulic Pistom Pump. Sedangkan bila power fluid tersebut dipakai untuk

mempercepat production fluid dengan sistem Nozzle, maka disebut sebagai jet

pumping.

Bentuk sederhana dari hydraulic pump terlihat pada Gambar 32.

Gambar 32. Subsurface Hydraulic Pump Piston Type Cara kerja dari hydraulic pump ini terdiri dari 2 bagian utama, yaitu : engine dan

pump yang kedua-duanya mengguanakan piston, Gambar 33.

Gambar 33. Cara Kerja Hydraulic Pump


Engine berfungsi untuk mengubah aliran power fluid menjadi gerakan naik turun

seperti diperlihatkan, Gambar 34, sedangkan pump mengubah piston yang bergerak

untuk memompa production fluid, Gambar 35.

Gambar 49. Aliran Power Fluid

Gambar 50. Production Fluid


Cara memasang dan melepas rangkaian hydraulic pump dapat dilihat pada

Gambar 36.

Gambar 36. Cara Memasang Dan Melepas Rangkaian Hydraulic Pump Sedangkan penggunaan power fluid dapat secara tertutup yang artinya power

fluid tidak bercampur dengan production fluid (close power fluid, Gambar 7) atau secara

terbuka yaitu power fluid bercampur dengan production fluid (open power fluid,

Gambar 38).

Gambar 37. Close Power Fluid


Gambar 38. Open Power Fluid

Cara pemasangan hydraulic pump dapat bervariasi sbb :

Fixed Insert Tubing (OPF), Gambar.39

Fixed Casing Tubing, Gambar 39

Fixed Casing with Gas Vent (OPF), Gambar 39

Paralel Free Tubing, Gambar 40

Casing Free Tubing, Gambar 41

Reverse Circulation Tubing, Gambar 42

Dual Well Tubing, Gambar 43

Tandem Pump, Gambar 44


Gambar 39. Fixed Tubing

Gambar 40. Paralel Free Tubing


Gambar 41. Casing Free Tubing

Gambar 42 Reserve Circulating Tubing


Gambar 43. Dual Well Tubing, Tandem Pump Untuk menjelaskan jet pump, dapat dilihat skematik Gambar 44 yang

menunjukkan Nozzle sebagai penyemprot pada throat kemudian mengalir pada diffuser.

Gambar 44. Skematik Jet Pump Cara kerja dari jet pump ini ada tiga jenis sbb :

Type A Jet Free Pump, Casing Type, Gambar 45

Type B Jet Free Pump, Casing Type, Gambar 45

Fluid Packed Pump Oilmaster Jet Pump, Gambar 46


Gambar 45. Type A Jet Free Pump, Casing Type

Gambar 46. Fluid Packed Pump Oil Master Jet Pump 1.3.1 Langkah Perhitungan Jet Pump

Persamaan-persamaan yang digunakan berikut ini diperlukan dalam

program desain jet pump dengan menggunkan Hand Held Program Computer.

Sebenarnya persamaan-persamaan ini merupakan fundamental saja, tapi

sangat bermanfaat untuk evaluasi operasi jet pump.


Langkah-langkah perhitungannya adalah sebagai berikut :

1. Hitung Gradient suction pompa (GS)

SG rata-rata = (SGW x WC ) + ( 1 - WC ) SGO

GS = 0,433 * SG rata-rata

2. Data dari sumur Q (production rate), PIP (pump intake pressure) dan

GOR (Gas Oil Ratio), hitung luas annulus minimum dengan

menggunkan persamaan SG rata-rata.

PIP

GORWC

PIP

GSQASM

.24650

.1

691

1.

3. Pilih Kombinasi nozzle dan throat yang annulus areanya lebih besar

dari ASM (lihat tabel dibawah ini)

Tabel Throat annulus area (sq in) for National Pump

4. Ambil tekanan operasi (PT) antara 2000 s/d 4000 psi. Tekanan tinggi

diperlukan untuk sumur dalam dan R (perbandingan luas nozzle

dengan throat). Dengan diketahui batas-batas PT akan bermanfaat

dalam memilih harga PT tertentu.

5. Hitung tekanan di nozell (PN)

PN = PT + (GN x D ) - PF

PF = pressure loss di anulus, dapat dilihat pada gambar 47.

dimana :

D1 = Casing ID untuk anular flow atau tubing ID untuk tubing flow

D2 = tubing OD untuk anular flow atau O untuk tubing flow

6. Hitung laju alir di nozel (QN)

GN

PIPPNANQN

832

7. Hitung Laju Pompa Discharge (QD)


QD = QN + Q

8. Hitung Gradient Fluida Discharge (GD)

QD

QNxGNQSxSGGD ratarata

9. Hitung Water Cut Discharge (WCD)

FluidPowerOil

QD

WCxQWCD

FluidPowerWater

QD

WCxQQNWCD

Gambar 47.Pressure Loss In Pipes And Annuli 10. Hitung Gas liquid Ratio Discharge (GLR)

QD

GORWCQGLR

1

11. Jika GLR > 10, disarankan untuk menggunakan vertikal multiphase

flow pressure gradien corelation untuk menentulkan pump discharge

pressure dengan menggunakan harga-harga persamaan No 5

sampai dengan Nomor 10.

12. Jika GLR < 10, hitung

D = (WCD x W) + (1 WCD) O

13. Hitung Tekanan Discharge (PD)


PD = (GD x D) + PFD + PWH

14. Hitung M

GNxQN

SGxWCWC

PIP

GORQSM ratarata18.21

2,1

15. Hitung N dari persamaan :

numeratorKN

MRKTDR

RMR

N

1

111

.212 22

2

22

dengan R yang dipilih, dengan menggunakan harga M dari

langkah 14. Dimana KN untuk Guiberson = 0,03; National KN = 0,06,

dan Kobe KN = 0,07. KTD = 0,2

16. Langkah ini merupakan langkah kunci dalam perhitungan ulang

(iteration). Harga N akan digunakan untuk menghitung kembaliPN

atau PS. Ini akan menghasilkan harga N baru dalam langkah 15 pada

iteration berikutnya. Harga N baru dibandingkan dengan N lama. jika

keduanya berada pada perbedaan 1 %, iteration selesai, teruskan ke

langkah 19. Persoalan akan timbul jika terdapat gas dan pump intake

pressure yang rendah. Suatu kompromi yang palin baik untuk

mengatasi hal itu dan untuk mengurangi iteration adalah merata-

ratakan harga N.

3

Nbaru (2xNlama) rata-rata N

N rata-rata ini akan mengganti N lama dalam storage, dan pada

iteration berikutnya N baru dibandingkan dengan N lama (yang sudah

diganti dengan N rata-rata itu ), hingga mencapai perbedaan 1 %.

17. Hitung Tekanan Suction (PS)

PS = PD - N ( PN - PD )

18. Hitung tekanan pompa triplex (PT)

PT = PN - (GN x D ) + PFN

19. Hitung Laju alir Kritis (QSC)

ASM

AN) - (AT QS QSC

20. Hitung Daya Pompa

52910

PT) x (QN HP

21. Tampilkan : PT, QN, HP, QSC , QS, PS dan PD


1.3.2 Contoh Soal

Dari suatu sumur diketahui data-datanya sebagai berikut :

Casing 7" (26 lb/ft)

Tubing 2 1/2 in. Nom.

Kedalaman Pompa 7000 ft

tekanan Statik 1600 psi

Tekanan aliran (intake) pompa = 800 psig pada 7000 ft tersebut dari IPR

Laju produksi 800 STBPD

W.C. = 0 %

GOR = 7 SCF/STB (abaikan untuk mempermudah hitungan)

WHP = 100 psi

Tekanan Triplex 3500

SG minyak produksi = SG minyak power fluid = 0,85

Viscositas minyak = 45 SSU


1.4. Sucker Rod Pump Equipment

Sumur dengan laju produksi dari yang sangat rendah sampai menengah

(moderate) (lebih rendah dari 2000 bpd, 320 m3/d) sangat cocok menggunakan pompa

SRP dalam pengangkatan fluida produksi ke permukaan. Hal ini disebabkan pompa jenis

ini mampu membentuk drawdown yang sangat tinggi disekitar lubang bor.

Gambar 1 memperlihatkan skematik dari komplesi dengan menggunakan pompa

sucker rod. Dapat dilihat bahwa terdapat tiga hal pokok dalam elemen pompa sucker

rod, yaitu :

Bottomhole Pump

Rod string

Pumping unit

Sucker rod mentransmisikan beban tensional dari plunger ke unit pompa. Maka

kriteria desain utama adalah efek dinamik termasuk kelelahan (fatigue), strecth dan rod

fall.

Panjang dari sucker rod umumnya 25 ft dengan diameter dari 5/8 inch sampai 1-

1/8 inch. Kombinasi dari ukuran-ukuran string ini sering digunakan.

Terdapat 2 (dua) jenis grade steel sucker rod yaitu :

Grade C dengan tensile strength 90 000 psi (0.6 GPa), digunakan untuk

sumur-sumur yang dangkal.

Grade D, dengan tensile strength 115 000 psi (0.8 GPa), yang digunakan

untuk sumur-sumur dalam, fiber glass rod juga sering digunakan untuk

sumur-sumur dalam atau lingkungan yang sangat korosif.

Gambar 2, 3 dan 4 memperlihatkan gambar dari unit permukaan ketiga

macam SRP, yaitu :

1. Conventional Unit

2. Air Balance

3. Mark II


Gambar 48.Pompa Angguk (SRP)

Gambar 49.Pompa Angguk Konvensional


Gambar 50. Konfigurasi Pompa Angguk Air Balanced

Gambar 51. Pompa Angguk Jenis Mark II 1.4.1. Komponen Alat Sucker Rod Pump

Komponen dari SRP adalah:

Mesin

Alat-Alat di permukaan

Alat-Alat di bawah permukaan

Sucker Rod (Stang)


11.4.1.1. Mesin

Penggerak mula pada SRP dapat mesin gas (langsung dari casing

anulus), diesel, motor bakar, dan listrik. Penggerak mula ini disesuaikan

dengan tempat dan tersedianya sumber tenaga tersebut.

Mesin dalam hal ini hanya digunakan untuk mendapatkan energi

langsung. Dalam hal mesin listrik, analisa dapat dilakukan untuk keperluan

energi yang efisien dan perhitungan-perhitungan lain.

1.4.2. Alat-Alat di Permukaan

Gambar 52 memperlihatkan alat-alat dipermukaan. Alat ini meneruskan

energi dari mesin ke alat bawah permukaan. Dalam melakukan hal ini, maka

gerak putar harus diubah keturun naik di rodnya, dan kecepatan rpm mesin

harus dikurangi supaya sesuai dengan kecepatan pompa tertentu dengan

menggunakan gear reducer. Antara rod dengan alat permukaan terdapat

polished rod yang dapat melaluinya tetapi keluar di polished rod. Dibagian atas

polished rod, polished rod diklem pada carrier bar, yang mana dihubungkan

dengan Horsehead melalui wireline hanger yang fleksibel.

Desain diatas diperlukan agar polished rod tetap bergerak naik turun

secara vertikal supaya tak ada friksi besar di stuffing box. Walking beam

ditunjang dekjat titik beratnya oleh Sampson Post. Gerak diteruskan ke walking

beam melalui pitman, gerak mana diberikan oleh crank. Panjang langkah

polished rod ditentukan oleh jarak dari pitman bearing ke crank shaft. Umumnya

ada 3 posisi atau lebih untuk mengatur panjang langkah polished rod tersebut.


Gambar.52. Komponen SRP Hal lain yang penting adalah mendisain counterbalance. Semua gerak

menaikkan fluida keatas dilakukan oleh gerakan ke atas dengan berat fluida dan

rod ditanggung oleh unit pompa. Pada saat ke bawah, tidak ada beban, tetapi

rod malah bergerak dipercepat ke bawah. Bila beban ke atas dan ke bawah ini

tidak diimbangi maka unit pompa akan mudah rusak dan keseimbangan pada

mesin tidak ada, yaitu besar-kecil-besar dan seterusnya. Untuk ini dipasang

counterbalance untuk memberikan distribusi merata pada pembebanan.

Efek counterbalance tergantung dari beratnya, posisinya, dan geometri

alat-alatnya. API membuat standardisasi mengenai tipe pompa, misalnya:

C - 160D - 173 - 64, yang artinya;

C: Conventional (A=air balanced, B=beam counterbalance, M=Mark II)

160: Peak torque rating - ribuan in-lb

d: Double reduction gear reducer

173: Polished Rod Load rating, ratusan lb

64: Panjang langkah stroke maksimum, in


1.4.3. ALAT-ALAT DIBAWAH PERMUKAAN

Gambar 53 meperlihatkan gerakan keatas dan kebawah pompa. Pada

gerak plunger ke bawah, standing valve tertutup, travelling terbuka, fluida

bergerak masuk dari barrel ke plunger. Pada gerak ke atas standing valve

terbuka karena pengisapan, dan traveling tertutup akibat beban fluida di atasnya.

Working barrel digunakan untuk tempat naik turunnya plunger dan sebagai

tempat pengumpul cairan.

Gambar 53. Gerakan Pemompaan Ada 2 macam pompa, tubing pump dan rod pump. Gambar 54

memperlihatkan perbedaan antara keduanya. Pada tubing pump working barrel

melekat di tubing dan harus di pasang dengan tubing. Pada Rod Pump Working

barrel dan Plunger dapat diangkat dari rodnya saja tanpa mengang kat tubing.

Tubing Pump lebih luas tabungnya dari rod. Api telah membuat

standardisasi dari pompa sucker rod ini. Gambar 55 memperlihatkan bermacam-

macam alat pompa ini. Gambar 56 adalah kode huruf menurut API untuk

pompa-pompa tersebut.


Gambar.54. Tubing Pump and Rod Pump

Gambar 55. Klasifikasi Pompa dari API


Gambar56.Pump Designation Dalam gambar 9 tersebut sebagai contoh, 20 - 150 - RWBC - 20 - 4 - 2

artinya pompa untuk tubing 2 3/8 in dengan diameter plunger 1 1/2 in. Pompa

type rod (insert), dengan barrel berdinding tipis, bottom holed down (dipegang

dibawah dan menggunakan type mangkok (cup) untuk kedudukannya panjang


pompa 20", dengan plunger 4 ft dan extension 2 ft. diagram pompa di atas

(Gambar 6) digunakan sebagai berikut :

a. Travelling barrel :

pump-barrel yang bergerak naik turun dengan tavelling valve pada

bagian atas barrel.

Keuntungan :

1. Trav barrel menyebabkan fluida terus bergerak dan bergerak

sampai dekat seating

2. Pompa secara berkala (intermittent) tidak menyebabkan pasir

menutup di barrel.

3. Bottom hold down (melekat di bawah) menghindarkan

kemungkinan barrel pecah akibat tekanan hidrostatik.

Kerugian:

1. Karena tabung yang panjang dan jarak tempuh fluida dalam

barrel yang panjang, maka pompa ini tak cocok untuk level

statik yang rendah.

2. Pada sumur-sumur dalam, tabung bisa bengkok karena tekanan

differensial.

3. Lubang bengkok sangat merusak barrel.

b. Stationary Barrel Bottom Anchor.

Barel dipasang pada seating nipple Plunger di hubungkan dengan rod

dan fluida dikeluarkan di atas barrel.

Keuntungan:

1. Baik untuk statik level rendah. Karena pompa dipegang didasar,

maka standing valve dapat diletakan dekat dasar sumur.

2. Gerak fluida di barrel terbatas dan standing valve besar.

3. Bottom Anchor (dipegang di bawah) baik untuk sumur dalam

dan sumur dengan fluid pound (pompa menembus fluida).

Kerugian :

1. Pasir bisa mengendap disekitar barrel.

2. Pasir bisa mengendap pada pemompaan berkala.

c. Stationery barrel Top Anchor.

Sama seperti (b) tetapi dipegang pada top (atas) dari barrelnya.

Keuntungan :

1. Baik untuk sumur berpasir, karena discharge menyebabkan

pasir tersapu 3 inchi di atas seating nipple.

Kerugian :

1. Kemungkinan pecah. Top hold down terbatas 5000 ft untuk thin

wall dan 7500 untuk dinding tebal.

d. Tubing Pump

Keuntungan :

1. Produksi fluida plunger lebih besar.

2. Lubang standing valve lebih besar

Kerugian :

Harus menarik tubing untuk mengganti barrel


DAFTAR PUSTAKA 1. Bradley "Petroleum Engineering Handbook", SPE Third Edition, Richardson, Texas, USA,

1992. 2. M. A. MIAN, Petroleum Engineering Handbook for the Practicing Engineer, Volume 2. 3. Kermit E. Brown, "The Technology of Artificial Lift Methods" Volume 1 "Inflow

Performance Multiphase Flow in Pipes The Flowing Well". 4. Chi U. Ikoku, "Natural Gas Reservoir Engineering : A System Aproach", Pennwell

Publishing Co, Tulsa Oklahoma, 1980. 5. Geoege E. King, "An Introduction to the Basics of Well Completions, Stimulation and

Workover, and Edition, Tulsa, Oklahoma, 1996. 5. Schmidt,. Z., "Gas Lift Design, Optimization and Trouble Shooting", LDI, 1997. 6. Max C.S., "Well Completions", SPE Reprint Series no.5, Tulsa, Oklahoma, 1970. 7. Arnold K, Stewart M., "Surface Production Operations: Design of Gas-Handling Systems

and Facilities", Vol. 2, Gulf Publishing Company, Houston, 1989. 8. Arnold K, Stewart M., "Surface Production Operations: Design of Oil-Handling Systems

and Facilities", Vol. 1, Gulf Publishing Company, Houston, 1986. 9. nn., "Artificial Lift", SPE Reprint Series no.12, SPE of AIME, Dallas-Texas, 1975. 10. nn., "Production Facilities", SPE Reprint Series no.25, Society of Petroleum Engineers

Inc., Richardson TX, 1989. 11. Dale. B.H., "Gas Production Operations", OGCI Publications, Tulsa, 1984. 12. Bradley H.B., "Petroleum Engineering Handbook", Third Printing, Society of Petroleum

Engineers, Richardson TX, 1987. 13. Brown K.E., "The Technology of Artificial Lift Methods", Vol.1-4, Penn Well Publishing

Company, Tulsa-Oklahoma, 1984. 14. Pearson R.M., "Well Completion Design and Practices", IHRDC, USA, 1987. 15. nn., "Wireline Courses", Flopetrol-Schlumberger. 16. King G.E., "An Introduction to the Basics of Well Completions, Stimulations and

Workovers", 2nd Edition, Tulsa-Oklahoma, 1996. 17. Allen T. O., Roberts A.P., "Production Operations : Well Completions, Workover, and

Stimulation", Vol. 1, OGCI, Tulsa, 1977. 18. nn., "Composite Catalog Of Oil Field Equipment and Services (A thru B)n, 35th revision,

World Oil, Gulf Pub Co., Houston, Texas, 1983.


DAFTAR PARAMETER DAN SATUAN

Pb = tekanan gelembung minyak, psia

Q = laju produksi, BPD

Ps = tekanan statik sumur, psia

Pwf = tekanan alir dasar sumur, psia

PI = productivity Index,STBD/psi

SG = berat jenis rata-rata fluida, fraksi

SGo = berat jenis minyak, fraksi

SGw = berat jenis air, fraksi

WOR = perbandngan air dan minyak, fraksi

WC = kandungan air dalam fluida, fraksi atau %

Gradient = gradien fluida, psi/feet

PIP = tekanan pada masukan pompa, psia

D = kedalaman lubang perforasi, feet

Dsetly = kedalaman pompa, feet

TDH = total dynamic head, feet

Pt = tekanan tubing, psia

Zf = friction loss reparying pipa, psia

N = jumlah tingkat pompa, integer

Vs = kecepatan fluida, ft/s

Vtotal = tegangan total, volts

I = arus, amphere

KVA = bila volt amphere

Pd = tekanan gas di annulus pada kedalaman d, psi

GS = gradien fluida, psia/feet

DV = jarak katup, feet

Pwh = Tekanan kepala sumur, psi

PsO = tekanan injeksi gas saat operasi, psi

GOR = gas oil ratio, SCF/STB

ASM = area suction minimum, m2

PN = tekanan di nozell, psia

PF = pressure loss di annulus, psi

QN = laju alir di nozel, BPD

AN = Luas Nozell, in2

QD = laju pompadischarge, psi

GD = Gradien fluida discharge, psi/feet

WCD = water cut discharge

artificial lift om rudy

Documents