BAB IV

METODE PRODUKSI DAN

PERALATANNYA

4.1. Metode Produksi

Metode produksi adalah suatu cara untuk mengangkat hidrokarbon dari

reservoir ke permukaan. Pada prinsipnya metode produksi pada eksploitasi tahap

awal dapat diklasifikasikan dalam dua tahap, yaitu sembur alam (flowing well)

dan Pengangkatan buatan (artificial lift). Metode sembur alam dilakukan apabila

tekanan reservoir mampu mengalirkan minyak ke permukaan dengan rate yang

ekonomis. Sedangkan metode pengangkatan buatan dilakukan bila tekanan

reservoir sudah tidak mampu lagi mengangkat minyak ke permukaan. Ada

berbagai jenis metode artificial lift, diantaranya yaitu : Gas Lift, Pompa Reda

(ESP) dan Pompa Angguk (Sucker Rod).

4.1.1. Dasar Pemilihan Metode Produksi

Pemilihan metode produksi didasarkan pada perkiraan reservoir tersebut

yaitu perilaku reservoir. Beberapa parameter yang mempengaruhi dasar pemilihan

metode produksi dari sumur-sumur yang ada pada suatu lapangan minyak adalah :

karakteristik reservoir dan karakteristik lubang bor.

4.1.1.1. Karakteristik Reservoir

Karakteristik reservoir yang mempengaruhi dasar pemilihan metode

produksi adalah :

A. Viscositas

Ketentuan umum untuk viscositas yang lebih kecil dari 10 cp (di atas 30 o

API), diabaikan dalam penentuan metode pengangkatan. Untuk minyak mentah

dengan viscositas yang tinggi, sucker rod tidak akan dapat bergerak naik turun

dengan bebas, sehingga effectif stroke berkurang dan rods menjadi overload atau

kelebihan beban.

Pada pompa ESP akan mengakibatkan pengurangan effisiensi, sehingga

menjadikan kurva head capacity menjadi rendah. Fluida dengan viscositas tinggi,

sulit diangkat dengan metode apapun.

B. Faktor Volume Formasi

Faktor Volume Formasi (FVF) menggambarkan angka barrel dari fluida

yang diangkat, yang disesuaikan dengan kondisi permukaan. Faktor ini harus

dipertimbangkan untuk semua metode pengangkatan.

Bahwa faktor volume formasi yang tinggi atau rendah tidak menunjukkan

performance yang lebih baik dalam perbandingan metode pengangkatan buatan

(Brown K.E., 1980).

C. Jenis Reservoir

Depletion Drive Reservoir / Solution Gas Drive

Ketika tekanan reservoir turun, liquid akan mengalir dengan fluida

terangkat ke atas permukaan dengan bantuan gas terlarut. Tidak adanya aquifer

atau fluida injeksi untuk membantu mengekspansi fluida (menambah bantuan

tenaga pendorong) menyebabkan recovery rendah.

4.1.1.2. Karakteristik Lubang Bor

Karakteristik lubang bor yang mempengaruhi dasar pemilihan metode

produksi adalah :

A. Kedalaman Lubang Bor

Di setiap sumur dengan kedalaman di bawah 10.000 ft semua metode

pengangkatan adalah effisien. Sucker rod memiliki kemampuan mengangkat dari

kedalaman yang sangat dalam, tetapi pada lubang bor yang lurus. Pompa ESP

menghendaki kolom fluida yang tinggi dengan kedalaman yang dangkal, tetapi

dapat digunakan pada sumur directional (miring). ESP tidak dapat digunakan

pada kedalaman yang dalam, karena biasanya motor akan rusak dan kabel akan

putus.

B. Ukuran Tubing dan Ukuran Casing

Dari ukuran tubing dan casing ini metode artificial dapat ditentukan.

Biasanya semakin kecil ukurannya, semakin kecil pula laju produksi yang

dihasilkan. Pipa yang berukuran terlalu kecil akan mengakibatkan friction loss

yang besar dan mengakibatkan pengurangan effisiensi volumetric dari gas lift dan

ESP.

C. Tipe Komplesi

Disain artificial lift juga tergantung tipe komplesi, apakah dengan open

hole atau dengan menggunakan interval perforasi.

D. Deviasi Sumur

Deviasi sumur merupakan sudut kemiringan sumur terhadap garis vertikal.

Pemilihan metode produksi juga tergantung pada faktor ini karena ada metode

produksi yang tidak dapat digunakan pada sumur yang miring seperti Sucker Rod

Pump.

4.1.2. Metode Sembur Alam

Apabila tekanan reservoir cukup besar sehingga mampu mendorong fluida

reservoir dari reservoir ke permukaan, maka sumur yang memproduksi dengan

cara demikian disebut dengan sumur sembur alam. Keadaan demikian umumnya

hanya ditemui pada masa permulaan produksi dan ini tidak dapat dipertahankan

karena adanya penurunan tekanan reservoir.

4.1.2.1. Prinsip Sumur Sembur Alam

Pada metode produksi sembur alam, untuk memproduksikan minyak

dilakukan dengan memanfaatkan energi alamiah reservoir dan tanpa

menggunakan peralatan pembantu untuk mengangkat minyak dari dalam reservoir

sampai ke permukaan. Dengan demikian metode ini merupakan metode yang

termudah dan termurah, sehingga pada waktu reservoir dapat diproduksi secara

sembur alam diusahakan selama mungkin agar cadangan dapat diambil secara

maksimal.

Usaha yang harus dilakukan untuk mencapai maksud tersebut adalah

dengan menganalisa performance dari sumurnya yang hasilnya berguna untuk

menentukan peralatan-peralatan sumur yang sesuai.

Untuk menganalisa suatu sumur sembur alam dapat dibagi menjadi 3

tingkatan, yaitu :

- Inflow Performance

- Vertikal Lift Performance

- Bean Performance

A. Inflow Performance

Inflow performance adalah aliran air, minyak dan gas dari formasi menuju

kedalaman sumur ( dasar sumur ), yang dipengaruhi oleh productivity index-nya

atau lebih umum oleh inflow performance relationship (IPR).

Kalau IPR diumpamakan merupakan grafik linier maka PI merupakan

angka yang akan menentukan potensial formasi yang bersangkutan, dimana angka

tersebut didapat dari persamaan berikut :

PI = PwfPs

q

..................................................................... (4-1)

Dimana :

PI = Productivity Index

q = Laju produksi, Bbl / day

Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psi

Ps = Tekanan statik reservoir, psi

Untuk menentukan harga PI secara langsung adalah sewaktu sumur

tersebut flowing. Kemudian dicatat harga Pwf dan q sumur tersebut. dari pressure

build-up curve dapat ditentukan tekanan statik reservoir (Ps).

B. Vertical Lift Performance

Adalah meliputi studi mengenai kehilangan tekanan (pressure loss)

sepanjang pipa vertikal yang disebabkan oleh adanya gesekan antara dinding pipa

dengan fluida yang mengalir.

Gradien tekanan yang terjadi pada pipa vertikal secara umum dapat

dinyatakan dengan persamaan berikut :

dL

dP = (

dL

dP)el + (

dL

dP)f + (

dL

dP)acc ......................................... (4-2)

Dimana :

(dP/dL)el = g/gc sin , merupakan komponen yang ditimbulkan oleh

adanya perubahan energi potensial atau perubahan ketinggian ( elevasi ).

(dP/dL)f = dg

vf

c2

2, merupakan komponen yang ditumbulkan oleh adanya

gesekan.

(dP/dL)acc = dZg

vdv

c2

, merupakan komponen yang ditimbulkan oleh

perubahan energi kinetik.

Berdasarkan pada persamaan di atas, ada beberapa metode yang dapat

digunakan untuk melakukan analisa kehilangan tekanan sepanjang tubing.

1. Metode Poetman dan Carpenter

Poetman dan Carpenter mengembangkan metode semi empiris yaitu

berdasarkan persamaan keseimbangan energi serta data dari 34 sumur minyak

flowing dan 15 sumur gas lift yang menggunakan tubing ukuran 2, 2½ dan 3 in.

Minyak, air dan gas dianggap sebagai satu fasa dan tidak dilakukan korelasi liquid

hold-up.

Selain dari itu juga dianggap bahwa aliran gas, air dan minyak merupakan

aliran turbulen. Kehilangan energi yang terjadi sepanjang aliran tersebut oleh

Poetman dan Carpenter dikorelasikan dengan pembilang pada bilangan Reynold.

Beberapa hal yang harus diingat mengenai penggunaan dari metode ini

adalah :

1. Pola aliran dan slip diabaikan.

2. Faktor gesekan adalah harga rata-rata untuk seluruh panjang tubing

3. Kehilangan energi yang disebabkan oleh faktor kecepatan dan viskositas

fluida diabaikan.

Poetman dan Carpenter mengembangkan korelasinya berdasarkan

persamaan energi umum, yang kemudian diubah dalam bentuk total masa laju

aliran, seperti pada persamaan berikut ini :

510

2

10413.7

)(

144

1

d

wf

dL

dP

...................................... (4-3)

Dimana :

w = masa laju aliran total, lb/hari

= density cairan, lb/hari

d = diameter dalam pipa, ft

f = faktor gesekan

2. Metode Duns dan Ros

Metode Duns dan Ros dikembangkan berdasarkan hasil penelitian di

laboratorium dan diperbaiki serta disesuaikan dengan menggunakan data

lapangan. Pendekatan yang dilakukan oleh Duns dan Ros berbeda dengan

penelitian-penelitian yang lain, yaitu:

1. Duns dan Ros mendefinisikan gradient tekanan statik sebagai komponen

gradient tekanan akibat perubahan ketinggian (elevasi)

2. Mengembangkan korelasi untuk menentukan faktor gesekan, berdasarkan

data laboratorium untuk tiga daerah aliran.

Gradient tekanan total, menurut Duns dan Ros merupakan gabungan

antara gradient statik, gradient tekanan akibat gesekan dan gradient percepatan.

Pengaruh slip antara fasa gas dan fasa cair tercakup dalam gradient statik

dan dijaga tetap terpisah dari pengauh gesekan.

Duns dan Ros membagi aliran menjadi tiga jenis pola aliran dan pada

masing-masing pola aliran dikembangkan korelasi-korelasi untuk menentukan slip

dan faktor gesekan.

Gradient tekanan, dP/dh, dinyatakan sebagai fraksi dari gradient cairan

hidrostatik, gL , yaitu :

G = (1/Lg)(dP/dh) .................................................................. (4-4)

Dimana :

G = Dimensionless pressure gradient

Besarnya gradient tekanan total dihitung dengan menggunakan

persamaan :

tanpercepa

gradient

gesekan

gradient

staits

gradient

dh

dP

total

Dimana :

Gradient statis = HLLg + (1-HL) g g ...................................... (4-5)

Apabila gradient tekanan percepatan diabaikan, maka persamaan gradient

tekanan menjadi :

gesekan

gradientgHgH

dh

dPgLLL

)1( .............................. (4-6)

Atau dalam gradient tak berdimensi :

gesekan

gradientHH

dh

dP

gG

L

g

LL

L

)1(

1 ........................... (4-7)

Pola aliran yang terjadi, selama pengamatan yang dilakukan oleh Ros,

dibagi dalam tiga pola aliran utama , tergantung pada jumlah gas yang mengalir,

yaitu :

Daerah I, fasa cair kontinyu dan pola aliran dapat merupakan bubble flow, plug

flow, dan sebagian froth flow.

Daerah II, pada daerah ini, fasa cair dan gas berselang-seling. Pola aliran yang

tercakup dalam daerah ini adalah, slug flow, dan sebagian forth flow (sisa dari

daerah I).

Daerah III, gas merupakan fasa yang kontinyu dan pola aliran yang terjadi di

daerah ini adalah mist flow.

Ketiga daerah aliran tersebut, membedakan korelasi yang dugunakan

untuk menentukan slip velocity maupun hold-up serta faktor gesekan. Penentuan

daerah aliran berdasarkan parameter-parameter NLv, Ngv, L1, L2 dan Nd.

Peta pola aliran tersebut merupakan fungsi dari pada NLv, dan Ngv oleh

karena kedua parameter tersebut mempunyai kaitan langsung dengan laju aliran

cairan dan gas.

Liquid Hold-up, yang terjadi juga mempubnyai kaitan dengan slip

velocity, vs, yaitu sebagai berikut :

vs = [vsg / (1 - HL) - vsL/HL] ....................................................... (4-8)

Dalam bentuk tak berdimensi :

S = vs (L / g)¼ ....................................................................... (4-9)

Persamaan yang digunakan untuk menentukan harga S, berbeda-beda

tergantung pada daerah alirannya, yaitu sebagai berikut :

Untuk daerah I :

S = F1 + F2 NLv + F3’ (Ngv / (1 + NLv ))2 .................................... (4-10)

Dimana :

F3’ = F3 – F4 / Nd

Untuk daerah II :

S = (1 + F5) 27

6982.0

)1(

')(

Lv

gv

NF

FN

..................................................... (4-11)

Dimana :

F6’ = 0.029Nd + F6

Untuk daerah III :

S = 0, dengan demikian HL = vsL / (vsL + vsg)

Gradient tekanan akibat dari gesekan, dapat ditentukan dengan

menggunakan rumus sebagai berikut :

Untuk daerah I Dan II :

)1(2

)(4 2

sL

sgsLLw

v

v

d

vff

dh

dP

............................................. (4-12)

Berdasarkan data percobaan, untuk menentukan harga gesekan, Duns dan

Ros membuat persamaan-persamaan sebagai berikut :

Fw = f1 f2/f3 ............................................................................. (4-13)

Harga f1 yang mana harga f1 merupakan fungsi Bilangan Reynold. Harga

f2 merupakan koreksi terhadap adanya gas liquid ratio yang mana harga f2 tersebut

merupakan fungsi dari f1 R Nd 2/3. R adalah Gas Liquid Ratio.

Faktor ini pada dasarnya sama dengan 1 apabila R sangat kecil, tetapi

berkurang dengan cepat untuk harga R yang tinggi.

Harga f3 merupakan faktor koreksi tambahan terhadap viscositas dan GLR.

Harga f3 dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan berikut:

F3 = 1 + f1 (R/50)½ ................................................................... (4-14)

Untuk daerah III :

Gradient tekanan akibat gesekan dihitung berdasarkan fasa gas dan dapat

ditentukan dengan menggunakan persamaan berikut :

d

vf

dh

dP sggw

f 2

)(4 2

........................................................... (4-15)

Oleh karena merupakan aliran gas, maka tidak terjadi slip dan faktor

gesekan fw ditentukan dengan menggunakan diagram Moody, tetapi merupakan

fungsi :

NRe = g

dsgg v

)(

Gambar 4.1. Pembagian Pola Aliran Utama Duns and Ros 3)

3. Metode Beggs Dan Brill

Pengembangan metode ini berdasarkan data percobaan aliran dalam pipa

dalam skala kecil. Pipa yang digunakan adalah pipa acrylic dengan diameter 1 in.

dan 1.5 in. dengan panjang 90 ft. Pipa tersebut dapat dimiringkan pada berbagai

sudut kemiringan. Range dari pada parameter-parameter yang diukur adalah :

Tabel IV.1. Parameter Untuk Metode Beggs And Brill 3)

Parameter Selang Pengukuran 1. Laju aliran gas 2. Laju aliran cairan 3. Tekanan sistem rata-rata 4. Diameter pipa 5. Liquid Hold-up 6. Gradient tekanan 7. Sudut kemiringan 8. Pola aliran

0 – 300 MSCF/hari 0 – 300 gal/min 35 – 95 psia 1 dan 1,5 in. 0,00 – 0,87 0 – 0,8 psi/ft -900 - +900 Horizontal

Perhitungan Liquid Hold-up pada metode Beggs and Brill juga

berdasarkan pola aliran yang terjadi. Mula-mula Liquid Hold-up yang dihitung

berdasarkan pola aliran pada kondisi pipa horizontal. Kemudian apabila pipa

miring dengan sudut kemiringan tertentu, maka Liquid Hold-up pada kondisi pipa

yang miring tersebut ditentukan berdasarkan Liquid Hold-up pada pipa horizontal,

setelah dilakukan koreksi terhadap kemiringan pipa tersebut.

Pola aliran yang diperhatikan pada metode Beggs and Brill, mirip yang

dilakukan oleh Duns and Ros, yaitu membagi pola aliran menjadi daerah-daerah

pola aliran. Daerah-daerah tersebut adalah sebagai berikut :

1. Segregated Flow, terdiri dari :

- Stratified Flow

- Wavy Flow

- Annular Flow

2. Intermittent Flow, terdiri dari :

- Plug Flow

- Slug Flow

3. Distributed Flow, terdiri dari :

- Bubble Flow

- Mist Flow

4. Transition Flow

- Interplasi antara segregated dan intermittent flow

Gambar 4.2. Pola Alliran Beggs And Brill 3)

Faktor gesekan dua fasa dihitung dengan menggunakan persamaan dan

tidak tergantung pada pola aliran, tetapi tergantung dari Liquid Hold-up dan input

liquid content.

Penentuan Faktor Gesekan

Persamaan yang digunakan untuk menentukan gradient tekanan akibat

gesekan, adalah :

dg

vf

dz

dP

c

mntp

f 2

2

................................................................. (4-16)

Dimana :

n = LL + gg

ftp = fn n

tp

f

f .............................................................................. (4-17)

Harga fn ditentukan dari diagram Moody untuk pipa halus atau dengan

menggunakan persamaan :

2

Re

Re )8215.3)log(5223.4

log2(

1

N

Nfn .................................. (4-18)

Dengan menggunakan bilangan Reynold, maka :

n

mn dVN

Re ......................................................................... (4-19)

Dimana :

n = LL + gg

Perbandingan antar faktor gesekan dua fasa (ftp), dengan faktor no-slip (fn),

adalah sebagai berikut :

(ftp/fn) = es .............................................................................. (4-20)

Dimana :

42 )(ln01853.0)(ln8725.0ln1821.30523.0

ln

yyy

yS

... (4-21)

Dan ,

2)}({

HLy L

Harga S menjadi tidak terbatas untuk 1 < y < 1.2 pada selang harga ini, S

ditentukan dengan menggunakan persamaan berikut :

S = ln (2.2 y – 1.2) ................................................................... (4-22)

Beggs and Brill menentukan gradient tekanan dengan menggunakan

persamaan berikut :

pg

VV

dg

VGf

g

g

z

P

c

sgmpt

c

mmtp

tp

c

1

2sin

................................................. (4-23)

C. Bean Performance

Meliputi studi mengenai pressure loss yang terjadi pada aliran fluida

reservoir pada saat melalui suatu pipa yang diameternya diperkecil pada suatu

tempat saja, kemudian fluida akan mengalir kembali melalui pipa dengan diameter

semula.

Pemillihan ukuran bean/choke di lapangan dimaksudkan agar tekanan

down-stream di dalam flow line yang disebabkan oleh tekanan saparator tidak

berpengaruh terhadap tekanan kepala sumur (THP) dan kelakuan produksi sumur.

Tekanan kepala sumur atau tubing sedikitnya dua kali lebih besar dari tekanan

flow line.

4.1.2.2. Peralatan Sumur Sembur Alam

Peralatan sumur sembur alam ini pada dasarnya dapat dibagi menjadi dua

komponen besar, yaitu peralatan di atas permukaan dan peralatan di bawah

permukaan

A. Peralatan Di Atas Permukaan

Merupakan peralatan sumur sembur alam yang terletak di atas permukaan

yang terdiri dari :

a. Well Head

Merupakan peralatan yang digunakan untuk mengontrol kebocoran sumur

di permukaan. Well head tersusun dari dua rangkaian di dalamnya, yaitu casing

head dan tubing head. Casing head berfungsi sebagai tempat menggantungkan

rangkaian casing dan mencegah terjadinya kebocoran. Pada casing head terdapat

gas outlet yang berfungsi meredusir gas yang mungkin terkumpul di antara

rangkaian casing. Tubing head merupakan bagian dari well head yang diperlukan

untuk menyokong rangkaian tubing yang berada di bawahnya dan untuk menutup

ruangan yang terdapat di antara casing dan tubing, sehingga aliran fluida hanya

dapat keluar melalui tubing.

b. Christmas Tree

Merupakan kumpulan valve-valve dan fitting-fitting yang dipasang di atas

tubing head, yang terbuat dari besi baja kualitas tinggi yang dapat menahan

tekanan tinggi dari sumur dan dapat menahan reaksi dari air formasi yang bersifat

korosif yang bersama-sama mengalir dengan minyak atau dapat menahan

pengikisan pasir yang terbawa ke prmukaan. Ditinjau dari sayapnya (wings),

Christmas tree dibagi menjadi dua macam, yaitu bercabang satu (single wing atau

single arm) dan bercabang dua (double wing atau double arm). Christmas tree

terdiri dari komponen-komponen peralatan utama, yaitu :

a. Monitor Tekanan

Merupakan peralatan yang digunakan untuk mengukur tekanan pada

casing (Pc) dan tekanan pada tubing.

b. Master Gate

Merupakan jenis valve yang digunakan untuk menutup sumur jika

diperlukan. Untuk sumur-sumur yang bertekanan tinggi, selain dipasang

master gate juga dipasang suatu valve lain yang letaknya di bawah master gate

tersebut.

c. Choke

Choke berfungsi untuk menahan sebagian aliran dari sumur sehingga

produksi minyak dan gas pada suatu sumur dapat diatur sesuai dengan yang

diinginkan.

Dalam prakteknya dikenal dua macam choke, yaitu :

- Positive choke

Choke jenis ini terbuat dari besi baja pejal dimana pada bagian dalamnya

terdapat lubang kecil berbentuk silinder sebagai tempat mengalirnya minyak

dan gas menuju separator. Besarnya perbedaan tekanan sebelum dan sesudah

aliran melewati choke dan besarnya aliran fluida tersebut tergantung pada

diameter choke yang digunakan.

- Adjustable choke

Pada choke jenis ini besarnya diameter dapat diatur sesuai dengan

kebutuhan, dengan jalan memutar handwheel yang tedapat pada bagian

atasnya tanpa harus melepas atau menggantinya. Pemasangan choke jenis ini

dimaksudkan untuk mencegah terjadinya penggantian choke yang terlalu

sering, terutama pada sumur-sumur yang menggunakan christmas tree jenis

single wing atau single arm.

B. Peralatan Di Bawah Permukaan

Peralatan bawah permukaan sumur sembur alam meliputi sekumpulan

peralatan yang terdapat 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, berfungsi mengalirkan fluida

reservoir dari dasar sumur ke permukaan.

b. Packer

Berfungsi menyekat annulus antara casing dan tubing serta memberikan

drawdown yang lebih besar.

c. Nipple

Berfungsi untuk menempatkan alat-alat kontrol aliran di dalam tubing.

Terdapat dua jenis nipple, yaitu leading dan no-go nipple.

d. Sliding Sleeve Door

Alat ini digunakan untuk memproduksikan hidrokarbon dari beberapa

zona produktif dengan single tubing, dengan adanya alat ini memungkinkan

hubungan antara annulus dengan tubing. Cara membuka sliding sleeve door

dilakukan dengan metode wire line.

e. Bottom Hole Choke

Disamping choke yang dipasang di permukaan kadang-kadang dipasang

choke yang ditempatkan di dalam sumur. Pemasangan bottom hole choke

diantaranya dimaksudkan untuk :

Memperpanjang umur sembur alam dengan jalan membebaskan gas yang

berasal dari larutan minyak untuk memperingan kolom minyak atau

menambah kecepatan alir dalam tubing.

Mengurangi atau mencegah pembekuan (freezing) pada peralatan kontrol

di atas permukaan dengan jalan memasang choke pada ujung bawah

tubing.

Mencegah terjadinya endapan hydrate, karbonat dan paraffin yang

mengalir bersama-sama dengan fluida dari formasi ke permukaan.

f. Blast Joint

Merupakan sambungan pada tubing yang memiliki dinding yang tebal,

dipasang tepat di depan formasi produktif yang berfungsi untuk menahan

semburan aliran fluida formasi.

g. Flow Coupling

Alat ini mempunyai bentuk yang sama dengan blast joint. Alat ini

dipasang di atas dan di bawah nipple yang berfungsi untuk menahan turbulensi

fluida akibat adanya kontrol aliran yang dipasang di nipple.

4.1.2.3. Perencanaan Sumur Sembur Alam

Dalam perencanaan sumur sembur alam, selain mengetahui keadaan

reservoir sumur yang bersangkutan, dan beberapa metode yang digunakan untuk

menentukan aliran fluida dalam tubing, juga harus diketahui bagaimana

perencanaan peralatan sumur tersebut.

Untuk perencanaan sumur sembur alam, terdapat dua hal yang perlu

diperhatikan :

1. Verifikasi Atau Pengujian 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 bahannya, tubing yang direncanakan

tergantung dari beberapa faktor, antara lain :

a. Kemungkinan menghilangkan paraffin secara mekanis.

b. Kemungkinan memasukkan tubing ke dalam string produksi.

c. Kemungkinan evaluasi pasir yang masuk ke dalam sumur.

d. Sifat-sifat kekuatan bahan yang dipakai untuk membuat tubing terutama

kalau tubing tersebut dimasukkan ke dalam sumur yang dalam.

2. Penentuan Panjang Dan DiameterTubing Yang Digunakan

Selama sumur flowing dieksploitir, kondisi di dalam sumur dapat berubah

(produksi sumur, GOR, tekanan dasar sumur). Oleh sebab itu untuk menyesuaikan

dengan keadaan yang baru, tubing sudah seharusnya diganti pula seandainya

penyesuaian laju aliran dengan merubah ukuran choke sudah tidak dapat

dilakukan lagi.

Operasi penggantian tubing pada sumur sembur alam merupakan operasi

yang sulit, karena itu ukuran tubing yang dipakai ditentukan sehingga ukuran

tubing dapat digunakan selama waktu sumur menyembur.

A. Perencanaan Penentuan Ukuran Panjang Tubing

Metode yang digunakan untuk merencanakan atau menentukan panjang

tubing, hasilnya akan dicapai, dimana tubing tersebut dimasukkan ke dalam sumur

kurang lebih sampai pada top perforasi atau L dan H. Hal ini dapat dillihat pada

Gambar 4.1.

Cara pemasangan tubing dengan cara demikian mempunyai keuntungan-

keuntungan sebagai berikut :

1. Bagian tubing yang terbenam di dalam cairan dapat mencapai panjang

yang maksimal terhadap permukaan dinamis.

2. Baik untuk evaluasi pasir dalam lapisan yang masuk ke dalam sumur,

karena kecepatan mengalir di dalam tubing lebih besar daripada di

annulus.

Dalam prakteknya biasanya tubing dipasang setinggi kira-kira 10 meter di atas

perforasi atau h = 10 meter di atas perforasi.

Gambar 4.3. Pemasangan Tubing Berdasarkan Top Perforasi 2)

Keterangan Gambar 4.1. :

L = Panjang tubing

H = Dalam perforasi dihitung dari top perforasi sampai di atas lantai

bor.

B. Perencanaan Penentuan Ukuran Diameter Tubing

Perhitungan-perhitungan untuk diameter tubing seharusnya dibuat

menurut kondisi pada bagian terakhir dari periode semburan., dalam suatu daerah

kerja optimal (Qopt.). Tubing yang diperoleh dari hasil perhitungan harus

diverifikasikan apakah dengan diameter tersebut produksi cairan dan gas dalam

kondisi permulaan daripada eksploitasi lapangan tersebut dapat dinaikkan ke

permukaan tanah, yang sesuai dengan debit cairan pada permulaan periode

eksploitasi mempunyai harga maksimal.

Apabila dalam tubing, yang dihitung menurut kondisi optimal dan berlaku

untuk periode terakhir dari semburan, dapat menghasilkan debit cairan yang

sesuai dengan kondisi permulaan, maka hal ini berarti bahwa tubing tersebut dapat

dipakai selama periode semburan.

4.1.3. Metode Produksi Pengangkatan Buatan (Artificial Lift)

Selama berlangsungnya produksi tekanan reservoir akan mengalami

penurunan. Bila pada suatu saat tekanan reservoir sudah tidak mampu lagi untuk

mengalirkan minyak sampai permukaan atau laju aliran yang dihasilkan sudah

sangat tidak ekonomis lagi, maka untuk mengangkat minyak dari dasar sumur

digunakan cara yang disebut pengangkatan buatan atau artificial lift. Ada

beberapa metode dalam artificial lift ini, diantaranya adalah gas lift, pompa sucker

rod dan pompa reda (ESP).

4.1.3.1. Gas Lift

Gas lift didefinisikan sebagai suatu proses atau metode pengangkatan

fluida dari lubang sumur dengan cara menginjeksikan gas yang bertekanan relatif

tinggi ke dalam kolom fluidanya.

Pengangkatan fluida dengan cara gas lift didasarkan pada pengurangan

gradien tekanan fluida di dalam tubing, pengembangan dari gas yang diinjeksikan

serta pendorongan fluida oleh gas injeksi yang bertekanan tinggi.

1. Prinsip Kerja Gas Lift

Ditinjau dari cara penginjeksian gasnya ke dalam sumur, injeksi gas dapat

dibedakan menjadi dua cara, yaitu :

1. Continous Gas Lift, dimana gas diinjeksi secara terus-menerus ke dalam

annulus dan melalui valve yang dipasang pada tubing, gas masuk ke dalam

tubing tersebut.

2. Intermittent Gas Lift, dimana gas hanya diinjeksikan pada setiap selang

waktu tertentu sehingga injeksi gas merupakan suatu siklus injeksi.

Tabel IV-2.

Kriteria Penentuan Sistem Injeksi 16)

PI BHP Sistem Injeksi

Tinggi Tinggi Continous

Tinggi Rendah Intermittent

Rendah Tinggi Intermittent

Rendah Rendah Intermittent

Keterangan Tabel IV-1. :

a. PI tinggi bila harganya lebih besar dari 0,5 bpd/psi.

b. PI rendah bila harganya lebih kecil dari 0,5 bpd/psi.

c. BHP tinggi bila dapat mengangkat kolom cairan minimum 70 % dari

kedalaman sumur.

d. BHP rendah bila kolom cairan yang terangkat kurang dari 70 % atau

minimum 40 % dari kedalaman sumur.

Pertimbangan utama yang digunakan dalam menentukan cara

penginjeksian gas di atas didasarkan pada tekanan dasar sumur (BHP) dan

Productivity Index (PI). Tabel IV-1 menunjukkan kriteria dalam menentukan cara

atau sistem injeksi.

A. Continous Gas Lift

Continous gas lift merupakan proses pengangkatan fluida dari suatu sumur

dengan cara penginjeksian gas yang bertekanan tinggi secara terus-menerus ke

dalam tubing dengan maksud untuk meringankan kolom cairan yang ada di dalam

tubing. Karena penginjeksian dilakukan secara kontinyu, maka diperlukan

kesetimbangan aliran minyak dari formasi ke dalam lubang sumur dengan rate

yang cukup tinggi. Gambar 4.4. menunjukkan suatu prinsip kerja dari continous

gas lift.

Gambar 4.4. Operasi Continous Gas Lift 3)

Penurunan tekanan selama aliran dasar sumur (Pwf) sampai ke permukaan,

apabila dapat diperkirakan besarnya gradient tekanan aliran rata-rata di bawah dan

di atas titik injeksi, maka Pwf dapat dihitung dengan persamaan :

Pwf = Pwh + Gfa L + Gfb (D-L) ............................................ (4-24)

Dimana :

Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psi

Pwh = Tekanan pada Well Head, psi

Gfa = Gradient tekanan rata-rata di atas titik injeksi, psi/ft

Gfb = Gradient tekanan rata-rata di bawah titik injeksi, psi/ft

L = Kedalaman titik injeksi, ft

D = Kedalaman sumur total, ft

Sesuai dengan fungsinya, katup-katup gas lift terdiri dari :

1. Katup Unloading, yaitu sebagai jalan masuk dari annulus ke tubing, untuk

mendorong cairan yang semula digunakan untuk mematikan sumur.

2. Katup Operasi, yaitu sebagai jalan masuk gas dari annulus ke tubing untuk

mendorong fluida reservoir ke permukaan.

3. Katup Tambahan, yaitu sebagai katup operasi jika Ps turun.

Pada tahap pertama, injeksi gas akan mengaktifkan katup-katup unloading

sehingga cairan untuk mematikan sumur akan terangkat ke permukaan dan level

cairan dalam annulus turun. Kemudian katup unloading secara bergantian bekerja

dan level cairan dalam annulus akan mencapai katup operasi. Gas injeksi akan

masuk ke dalam tubing secara kontinyu jika tekanan injeksi gas dalam annulus

lebih besar dari tekanan aliran dalam tubing. Oleh karena itu letak katup operasi

ditempatkan pada kedalaman sehingga tekanan alir dalam tubing lebih kecil dari

tekanan injeksi gas di annulus. Penempatan katup operasi ini ditentukan dari titik

keseimbangan, yaitu titik dimana tekanan aliran di dalam tubing sama dengan

tekanan injeksi gas di annulus, setelah dikurangi dengan tekanan differensial 100

psi.

Dengan masuknya gas injeksi melalui katup operasi maka perbandingan

gas cairan di atas titik injeksi akan lebih besar daripada perbandingan gas cairan di

bawah titik injeksi. Dengan demikian dasar perencanaan gas lift adalah penentuan

Pwf yang diperlukan agar sumur dapat berproduksi dengan rate yang diinginkan,

yaitu dengan cara menginjeksikan gas pada kedalaman tertentu di dalam tubing.

Diagram tekanan kedalaman seperti terlihat pada Gambar 4.5. memberikan

gambaran yang lebih jelas mengenai continous gas lift dan merupakan dasar

perencanaan.

Umumnya perencanaan continous gas lift bertolak dari laju produksi yang

diinginkan. Apabila indeks produktivitasnya dan tekanan statik terbaru diketahui,

maka tekanan alir dalam sumur yang sesuai dengan laju produksi yang

diinjeksikan dapat dihitung.

Gambar 4.5. Ilustrasi Sumur Dengan Laju Aliran Yang Kontinyu 3)

Apabila perbandingan gas cairan dari formasi diketahui, maka kurva

gradient tekanan aliran mulai dari dasar sumur dapat digambarkan. Berdasarkan

tekanan injeksi gas yang tersedia, garis gradient gas dalam annulus dapat

digambarkan dan titik keseimbangan antara tekanan gas dalam annulus dengan

tekanan alir dalam tubing dapat ditentukan. Kemudian letak katup operasi dapat

pula ditentukan pada kedalaman yang mempunyai tekanan alir dalam tubing 100

psi lebih kecil dari tekanan injeksi gas. Apabila tekanan alir di kepala sumur

tertentu, maka perlu diinjeksikan sejumlah gas tertentu, sehingga memberikan

perbandingan gas cairan titik injeksi yang tepat dan menghasilkan gradient aliran

di atas titik injeksi yang diinginkan. Gradient aliran harus menghasilkan

penurunan tekanan sedemikian rupa sehingga tekanan aliran di permukaan sama

dengan tekanan di kepala sumur. Berdasarkan perbandingan gas cairan yang

diperoleh tersebut serta GLRf, maka jumlah gas yang diinjeksikan dapat dihitung.

Pada keadaan sebenarnya, pressure traverse yang digunakan tidak selalu

tepat dengan hasil pengukuran gradient aliran di dalam sumur. Kesalahan dapat

berkisar antara 10 – 20 %. Dengan demikian akan terjadi pula kesalahan dalam

menempatkan katup operasi. Untuk mengatasi kesalahan ini perlu ditambah

katup-katup pada selang di atas dan di bawah katup operasi. Selang ini disebut

dengan ‘Bracketing Envelope”. Perencanaan continous gas lift meliputi :

1. Penentuan titik injeksi.

2. Penentuan jumlah gas injeksi.

3. Penentuan kedalaman katup-katup sembur buatan

B. Intermittent Gas Lift

Proses pengangkatan cairan pada intermittent gas lift berbeda dengan

continous gas lift. Pada continous gas lift, kolom cairan dicampur dengan gas

injeksi untuk mengurangi gradient kolom cairan sehingga tekanan aliran di dalam

tubing turun. Sedangkan pada intermittent gas lift, gas diinjeksikan dengan

tekanan tinggi (lebih besar dari tekanan kolom cairan), sehingga cairan terangkat

akibat pengembangan dan pendorongan gas injeksi, seperti yang ditunjukkan

dalam Gambar 4.6. Kelakuan tekanan dasar sumur selama proses tersebut

ditunjukkan dalam Gambar 4.7.

Intermittent gas lift merupakan proses yang berulang dan dapat dibagi

dalam tiga periode (seperti yang terlihat dalam Gambar 4.7.), yaitu :

1) Periode Aliran Masuk

Ditunjukkan oleh gambar distribusi tekanan dari awal sampai titik A.

selama periode ini cairan mengalir dari reservoir masuk ke dalam lubang sumur

dan terkumpul dalam tubing di atas katup (valve) operasi. Selama periodeini valve

dalam keadaan tertutup. Kenaikan tekanan yang ditunjukkan dalam kurva

diakibatkan oleh bertambahnya cairan yang masuk ke dalam tubing.

Gambar 4.6. Siklus Operasi Intermittent Gas Lift 3)

2) Periode Pengangkatan

Ditunjukkan oleh kurva mulai dari titik A sampai titik D. Bila cairan yang

terkumpul dalam tubing sudah cukup, valve akan terbuka dan gas yang bertekanan

tinggi masuk ke dalam tubing untuk mengangkat slug cairan ke permukaan. Dari

kurva tersebut terlihat 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.

Gambar 4.7. Grafik Tekanan Dasar Sumur Pada Proses

Intermittent Gas Lift 3)

3) Periode Penurunan Tekanan

Ditunjukkan oleh kurva DE dimana setelah valve tertutup slug terangkat

ke permukaan, maka pengaruh tekanan injeksi hilang. Pada kurva terlihat bahwa

penurunan tekanan 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 performance (periode aliran masuk).

2. Peralatan Gas Lift

Peralatan gas lift dapat dibagi dalam dua kelompok, yaitu peralatan di atas

permukaan dan peralatan di bawah permukaan.

A. Peralatan Di Atas Permukaan

Yang dimaksud dengan peralatan di atas permukaan adalah semua

peralatan yang diperlukan untuk proses injeksi gas ke dalam sumur yang terletak

di permukaan. Peralatan-peralatan tersebut meliputi :

a. Well Head dan Gas Lift Christmas Tree

Well head bukan merupakan alat khusus pada operasi gas lift, tetapi

digunakan pada metode sembur alam. Alat ini berfungsi sebagai tempat

menggantungkan casing dan tubing serta merupakan tempat dudukan christmas

tree. Sedangkan Christmas tree sendiri berfungsi untuk mengatur laju produksi

dan menjaga tekanan reservoir. Gas lift X-mastree dipakai untuk sumur-sumur gas

lift yang dalam dan produksi hariannya cukup besar.

b. Stasiun Kompressor

Berfungsi untuk menaikkan tekanan gas injeksi sesuai dengan keperluan.

Di dalam stasiun kompressor terdapat beberapa buah kompressor yang

dihubungkan dengan manifold. Dari stasiun kompressor ini gas bertekanan tinggi

dikirimkan ke sumur-sumur melalui stasiun distribusi.

c. Stasiun Distribusi

Dalam menyalurkan gas injeksi dari kompressor ke sumur terdapat

beberapa macam cara, yaitu :

a. Stasiun Distribusi Langsung

Pada sistem ini gas dari kompressor disalurkan langsung ke sumur

produksi. Sistem ini mempunyai kelemahan yaitu bila kebutuhan gas untuk

masing-masing sumur tidak sama sehingga injeksi tidak efisien.

b. 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 apabila

salah satu sumur sedang dilakukan injeksi gas, sumur yang lain bisa

terpengaruh.

c. Stasiun Distribusi dengan Stasiun Distribusi

Stasiun ini sangat efektif sehingga sering digunakan. Gas dikirim dari

stasiun pusat kompressor ke stasiun distribusi kemudian dibagi ke sumur-

sumur dengan menggunakan pipa.

d. Alat-alat Kontrol

Beberapa jenis alat control yang digunakan pada operasi gas lift adalah :

a) Choke Control dan Regulator

Choke control adalah alat yang digunakan untuk mengatur jumlah gas

injeksi sehingga dalam waktu tertentu (saat valve terbuka) gas tersebut

dapat mencapai suatu harga tekanan yang dibutuhkan. Choke control ini

dirangkai dengan regulator yang berfungsi untuk membatasi jumlah gas

injeksi yang dibutuhkan. Bila gas injeksi telah cukup maka regulator akan

menutup.

b) Time Cycle Control

Time Cycle Control adalah alat yang berfungsi untuk mengotrol laju aliran

gas injeksi dalam intermittent gas lift untuk interval waktu tertentu. Time

cycle control dapat diatur sesuai dengan yang diinginkan.

B. Peralatan Di Bawah Permukaan

Peralatan di bawah permukaan untuk operasi gas lift adalah valve (katup)

gas lift. Valve-valve ini dipasang pada tubing dan berfungsi untuk :

a. Mengosongkan sumur dari fluida workover atau kill fluid supaya fluida

dapat mencapai titik optimum di dalam tubing.

b. Mengatur aliran injeksi gas ke dalam tubing, baik pada proses unloading

(pengosongan sumur) maupun pada proses pengangkatan fluida.

a. Jenis-jenis Valve Gas Lift

Berdasarkan macam tekanan (tekanan casing atau tekanan tubing) yang

berpengaruh terhadap operasi valve, 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 dalam posisi tertutup sensitif (50 – 100 %) terhadap tekanan

casing dan 100 % terhadap tekanan casing dalam keadaan terbuka. Ini berarti

untuk membuka valve diperlukan kenaikan tekanan dalam casing dan untuk

menutup valve diperlukan adanya penurunan tekanan dalam casing. Gambar 4.8.

menunjukkan skematis dari pressure valve.

2. Fluid Operated Valve

Valve ini bekerja karena tekanan fluida dalam tubing. Dalam posisi

tertutup valve ini (50 – 100 %) sensitif terhadap tekanan dalam tubing dan dalam

posisi terbuka 100 % sensitif terhadap tekanan dalam tubing. Ini berarti valve

akan membuka apabila tekanan dalam tubing naik dan valve akan menutup bila

tekanan dalam tubing menurun. Operasi valve ini dapat dilihat dalam Gambar 4.9.

3. Thortling Pressure Valve (Valve Kontinyu)

Valve ini disebut dengan valve yang proposional atau valve aliran

kontinyu. Dalam posisi tertutup valve ini sama dengan pressure valve, tetapi

apabila dalam posisi 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. Gambar

4.10. menunjukkan skema valve gas lift aliran kontinyu.

Gambar 4.8.

Skematis Pressure Valve 3)

Gambar 4.9. Fluid Operating Valve 3)

Gambar 4.10.

Skema Thortling Pressure Valve 3)

3. Perencanaan dan Perhitungan Continous Gas Lift

Perencanaan instalasi gas lift bertujuan untuk mendapatkan hasil yang

maksimal dari perolehan minyak. Adapun metode yang digunakan adalah metode

grafis berdasarkan pressure traverse dan gradient tekanan gas di annulus.

A. Penentuan Titik Injeksi

Langkah kerja penentuan titik injeksi :

1. Menyiapkan data penunjang :

a. Kedalaman sumur (D)

b. Ukuran tubing (dt) dan selubung (dc)

c. Laju produksi cairan yang diinginkan (ql)

d. Kadar air (KA)

e. Perbandingan gas cairan sebelum instalasi sembur buatan di pasang

f. Tekanan statik (Ps)

g. PI untuk aliran satu fasa atau kurva IPR untuk aliran dua fasa

h. Tekanan kepala sumur (Pwh)

i. Tekanan injeksi gas (Pso)

j. Temperatur dasar sumur (TD), temperatur di permukaan (Ts) dan gradient

geothermal (Gt)

k. API minyak, spesifik gravity air (w), spesifik gravity gas injeksi (gi)

2. Menyiapkan kertas transparan

Membuat sumbu kartesian berskala yang sesuai dengan skala pressure

traverse. Menggambarkan tekanan pada sumbu datar dan kedalaman pada

sumbu tegak dengan titik asal (nol) di sudut kiri kertas.

3. Menghitung tekanan alir dasar sumur berdasarkan laju alir yang diinginkan

(ql) dengan menggunakan persamaan :

Untuk aliran satu fasa

PI

qlPsPwf ................................................................. (4-25)

Untuk aliran dua fasa (persamaan Vogel)

)/(80811(125.0 maxqqlPsPwf ............................ (4-26)

4. Memplot titik (Pwh,D)

5. Memilih pressure traverse yang sesuai berdasarkan ql, kadar air, dan diameter

tubing yang digunakan.

6. Memilih garis gradient aliran yang sesuai dengan GLRf. Seringkali harga

GLRf tidak terdapat pada pressure traverse, sehingga perlu diinterpolasi.

7. Menentukan kedalaman eqivalen Pwf pada kurva langkah 6.

8. Meletakkan kertas transparan di atas kertas pressure traverse yang dipilih

dengan titik (Pwf,D) tepat di atas Pwf langkah 7.

9. Menjiplak kurva pilihan di langkah 6 pada kertas transparan.

10. Menentukan gradient tekanan gas (Ggi) dengan berdasarkan spesifik gravity

gas injeksi dan tekanan injeksi gas (Pso). Memperhatikan faktor koreksi.

11. Memplot Pso di kedalaman nol pada kertas transparan.

12. Menghitung tekanan gas pada kedalaman X ft, (Px) menurut persamaan :

Px = Pso + X Ggi ............................................................... (4-27)

13. Memplot titik (Px, X).

14. Menghubungkan titik (Pso,0) dengan titik (Px,X) sampai memotong kurva

langkah 9.

15. Titik injeksi ditentukan dengan menelusuri kurva pada langkah 9 ke atas

dimulai dari titik potong langkah 14 sejarak 50 – 150 psi. titik injeksi

berkoordinat (Pi,Di)

B. Penentuan Jumlah Gas Injeksi

Langkah kerja penentuan jumlah gas injeksi adalah sebagai berikut :

1. Memplot titik (Pwh,0).

2. Menghitung jumlah gas injeksi, yaitu :

Qgi = ql (GLRt - GLRf ) .................................................... (4-28)

3. Mengkoreksi harga Qgi pada temperatur titik injeksi, yaitu ;

a. Menentukan temperatur di titik injeksi :

Tpoi = (Ts + Gt Di) + 4600 ................................................ (4-29)

b. Menghitung faktor koreksi :

Corr = 0.0054 giTpoi ..................................................... (4-30)

c. Volume gas injeksi terkoreksi adalah sebesar :

Qgicorr = Qgi Corr ........................................................... (4-31)

C. Penentuan Kedalaman Katup-katup Sembur Buatan

Langkah kerja penentuan kedalaman katup-katup adalah sebagai berikut :

1. Siapkan data dan grafik penunjang :

a. Kertas transparan hasil penentuan titik injeksi dan jumlah gas injeksi.

b. Tekanan differential (Pd).

c. Tekanan kick off (Pko).

d. Gradient statik fluida dalam sumur (Gs).

e. Kesalahan korelasi pressure traverse terhadap hasil pembuatan pressure

traverse di lapangan setempat, besarnya antara 10 – 20 %.

2. Menghitung jarak katup maksimum di sekitar titik injeksi menurut persamaan

Gs

PdDv ................................................................................. (4-32)

3. Menggambarkan garis perencanaan tekanan tubing dengan tubing line sebagai

berikut :

a. Menghitung : P1 = Pwf + 0.20 Pso

P2 = Pwf + 200 .................................................. (4-33)

b. Memilih harga terbesar dari P1 dan P2, misalkan P1 > P2 maka pilih P1.

Memplot (P1,0) pada kertas transparan. Hubungkan titik (P1,0) dengan

titik injeksi (Pi,Di). Garis ini disebut garis perencanaan tekanan tubing.

4. Menentukan gradient tekanan gas berdasarkan harga Pko dan specific gravity

gas injeksi.

5. Memplot titik (Pko,0) pada kertas transparan dan membuat garis gradient

tekanan gas, mulai dari Pko dengan menggunakan gradient tekanan gas yang

diperoleh dari langkah 3.

6. Memplot titik (Pso,0) pada kertas transparan, mulai dari (Pso,0) membuat

garis gradient tekanan sejajar dengan gradient pada langkah 4.

7. Dari titik (Pwh,0), membuat garis gradient statik dalam sumur berdasarkan

harga gradient statik yang diketahui.

8. Penentuan letak katup sembur pertama :

a. Memperpanjang garis gradient statik dalam sumur sampai memotong garis

gradient tekanan gas yang melewati titik (Pko,0) langkah 5.

b. Letak katup injeksi pertama ditentukan dengan menelusuri garis gradient

statik di atas mulai dari titik potong langkah 8a sejauh 50 psi. Titik katup

injeksi pertama berkoordinat ( P1,D1).

9. Penentuan letak katup berikutnya :

a. Membuat garis horisontal ke kiri dari titik (P1,D1) sampai memotong garis

perencanaan tekanan tubing di langkah 3.

b. Dari perpotongan garis tersebut buat garis gradient tekanan statik yaitu

garis yang sejajar gradient statik di langkah 7.

c. Memperpanjang dari langkah 9b sampai memotong garis gradient tekanan

gas yang dibuat melalui (Pso,0).

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

e. Kembali ke langkah 9a dan mengulangi langkah kerja sampai 9d untuk

memperoleh letak katup-katup berikutnya. Pengulangan ini dihentikan

setelah diperoleh letak katup sembur buatan yang lebih dalam dari titik

injeksi (P1,D1).

10. Penentuan Letak Katup Di Daerah ‘Bracketing Envelope”

Langkah kerja penentuan katup di daerah Bracketing Envelope sebagai

berikut:

a. Memplot titik ((Pso – Pd), 0).

b. Dari titik tersebut, membuat garis yang sejajar dengan garis gradient

tekanan gas yang melalui (Pso,0).

c. Memperpanjang garis tersebut sampai memotong kurva terpilih di butir b

langkah 3.

d. Menghitung Paa = (1 + BE) Pbe

Pbb = (1 – BE) Pbe

BE = % Bracketing Envelope

= 10 – 20 %

e. Berdasarkan harga Pwh, menghitung :

Pa = (1 + BE) Pwh

Pb = (1 – BE) Pwh

f. Menghubungkan titik (Paa,Y) dengan titik (Pa,0). Titik potong antara garis

ini dengan garis gradient gas dari langkah 10b.Titik potong ini adalah

batas atas dari Bracketing Envelope.

g. Menghubungkan titik (Pbb,Y) dengan titik (Pb,0). Memperpanjang garis

ini sampai memotong garis gradient gas dari langkah 10b. Titik potong ini

adalah batas bawah dari Bracketing Envelope.

h. Dari langkah 2 telah dihitung jarak maksimum antara katup gas lift (Dv).

Berdasarkan harga ini, mulai dari batas atas Bracketing Envelope katup-

katup gas lift dapat dipasang sejarak Dv batas bawah Bracketing Envelope.

4. Perencanaan Dan Perhitungan Intermittent Gas Lift

Pada instalasi intermittent gas lift maka maximum production ratenya

terbatas dimana disebabkan oleh beberapa faktor, antara lain :

Kedalaman pengangkatan

Ukuran tubing.

Tekanan gas injeksi.

Volume gas injeksi.

Injection gas breakthrough dan liquid fall back.

Kapasitas gas melalui valve operasi dan valve gas lift.

Kondisi sumur.

Maximum production rate pada instalasi intermittent dibatasi oleh siklus

injeksi gas maksimum perhari dan volume cairan yang diproduksikan per siklus.

Waktu yang digunakan untuk satu siklus penuh adalah 3 menit/1000 ft.

Untuk merencanakan intermittent gas lift, maka perhitungan kedalaman

valve-valve didasarkan pada :

1. Tekanan menutup valve kedalaman.

2. Spacing factor.

3. Static gradient.

4. Maximum well head tubing pressure.

Untuk merencanakan kedalaman valve ini akan dibahas mengenai spacing

balance valve dan unbalance valve.

A. Penentuan Spacing Balance Valve

Penentuan spacing balance valve dilakukan secara grafis adalah sebagai

berikut :

1. Memplot tekanan pada absis dan kedalaman pada koordinat.

2. Menentukan kondisi sumur apakah dimatikan dengan fluida atau tidak, yaitu

disebabkan antara lain :

a. Apabila sumur tidak dimatikan, maka static fluida level akan merupakan

letak dari valve pertama.

b. Apabila sumur dimatikan dengan fluida sampai di permukaan, membuat

garis gradient fluida yang mematikan sumur-sumur dari permukaan sesuai

dengan statis (Gs).

B. Penentuan Spacing Unbalance Valve

Prosedur penentuan spacing unbalance valve secara grafis adalah sebagai

berikut :

1. Memplot tekanan pada kedalaman.

2. Memplot THP permukaan.

3. Membuat garis gradient unloading dari grafik.

4. Membuat garis gradient unloading dan memperpanjang sampai dasar

sumur.

5. Apabila sumur dimatikan dengan fluida sampai permukaan maka membuat

garis gradient tersebut mulai dari THP sama dengan 0 (nol) atau THP

tertentu.

6. Memperpanjang garis tersebut sampai memotong garis Pko–50 maka titik

ini adalah merupakan letak valve yang pertama.

7. Dari titik potong ini, membuat garis horisontal ke kiri sampai memotong

garis gradient unloading.

C. Perhitungan Horse Power Kompressor

Untuk menghitung horse power compressor yang diperlukan dengan

menggunakan persamaan :

HP =

1

1

2223.0

2.0

P

PM ..................................................... (4-34)

4.1.3.2. Pompa Angguk (Sucker Rod Pump)

Sucker Rod Pump (Pompa Angguk) adalah merupakan salah satu metode

pengangkatan buatan yang banyak digunakan saat ini, dimana untuk mengangkat

minyak dari dalam sumur ke permukaan digunakan pompa dengan rod (tangkai

pompa).

Pompa angguk banyak digunakan di lapangan minyak dan dipakai untuk

sumur-sumur lurus dan vertikal. Pompa angguk (sucker rod) sangat dikenal di

lapangan karena terhadap fluktuasi laju aliran produksi, tidak mudah rusak,

mudah diperbaiki, biaya operasi dan biaya perawatan relatif lebih murah.

1. Prinsip Kerja Pompa Sucker Rod

Mekanisme suatu instalasi sumur pompa dapat dijelaskan pada Gambar

4.11. dengan memperhatikan gerak rotasi, motor penggerak diubah menjadi gerak

naik turun pumping unit, terutama oleh system Pitman Assembly-Crank.

Kemudian gerak naik turun ini oleh kepala kuda diubah menjadi gerak lurus naik

turun. Instalasi pumping unit ini dihubungkan dengan pompa yaitu dengan

perantara tangkai pompa (sucker rod), sehingga gerak lurus naik turun pada

kepala kuda dipindahkan ke plunger pompa. Plunger bergerak naik turun di dalam

barrel pompa. Apabila plunger bergerak ke atas (upstroke) maka dibawahnya akan

terjadi penurunan tekanan, sehingga tekanan dasar sumur lebih besar dari tekanan

di dalam pompa. Oleh sebab itu standing valve terbuka dan cairan masuk ke

dalam pompa. Pada saat upstroke, volume pompa di bawah plunger terisi penuh

dengan cairan.

Apabila plunger mulai bergerak turun (downstroke), standing valve

tertutup karena plunger menekan cairan di dalam pompa. Dalam waktu yang sama

cairan yang terdapat dalam pompa menekan traveling valve ke atas sehingga

traveling terbuka dan cairan masuk ke dalam tubing. Kemudian proses ini

dilakukan berulang kali. Dengan cara demikian maka cairan terkumpul di dalam

tubing yang akhirnya sampai meluap naik ke atas dan mengalir menuju ke

separator melalui flowline.

Adanya gas ataupun pasir yang masuk ke dalam pompa sangat

mempengaruhi hisapan dan pembuangan pompa atau dengan kata lain efisiensi

volumetric pompa.

2. Peralatan Pompa Sucker Rod

Peralatan pompa sucker rod dibagi menjadi dua kelompok utama yaitu

peralatan di atas permukaan dan di bawah permukaan.

A. Peralatan Di Atas Permukaan

Peralatan di atas permukaan ini memindahkan energi dari suatu prime

mover ke sucker rod. Selain itu peralatan ini juga mengubah gerak berputar dari

prime mover menjadi suatu gerak bolak-balik dan juga mengubah kecepatan

prime mover menjadi langkah pemompaan yang sesuai.

Secara keseluruhan peralatan di atas permukaan terdiri dari :

a. Pumping Unit

Pumping unit berfungsi sebagai :

Menahan beban load yang terdiri dari beban rod dan berat cairan di dalam

tubing di atas plunger.

Merubah gerak rotasi motor yang begitu besar (RPM = 200 – 1000)

menjadi gerak yang lambat naik turun (RPM = 5 – 20).

Mengurangi pemakaian tenaga motor dengan jalan memasang counter

weight pada walking beam dan crank arm.

Bagian-bagian dari suatu pumping unit dapat ditunjukkan dalam Gambar

4.12.

Gambar 4.11. Prinsip Kerja Pompa Sucker Rod 18)

b. Prime Mover

Untuk menggerakkan pumping unit digunakan motor penggerak (prime

mover) yang terdiri dari :

1. Motor Listrik

2. Motor Thermis

Keterangannya :

1. Motor Listrik

Pada umumnya dipergunakan motor non sincron tiga fase dengan tegangan

antara 500 – 1000 volt, RPM = 750 dan frekwensi = 50 Hz. Sifat-sifat yang

dimiliki oleh motor listrik adalah :

1. Torsi permulaan cukup besar.

2. Jangan sampai terjadi superheating dalam hal apabila terjadi perubahan

muatan.

3. Dapat bekerja dalam udara bebas, kadang-kadang bila terjadi bahaya

ledakan, pengkaratan dan kelembaban udara yang tinggi.

Gambar 4.12. Conventional Pumping Unit 3)

Ada dua jenis motor listrik, yaitu :

1. Normal slip motor (slip max 2 – 3,5 %)

2. High slip motor (slip 8 – 10 %)

Yang dimaksud dengan slip adalah perbandingan antara kecepatan relatif

motor dengan kecepatan flux pada stator.

2. Motor Thermis

Pada umumnya digunakan motor gas, karena gas biasanya diperoleh dari

kepala sumur, maka boleh dikatakan bahwa pemakaian motor gas merupakan

saingan terhadap motor listrik. Untuk keadaan sekarang ini lebih baik dan murah

menggunakan motor gas daripada motor-motor lainnya.

Motor bensin jarang digunakan karena harga bahan bakarnya cukup tinggi,

sedangkan motor diesel harus mendapatkan perawatan yang istimewa.

Dahulu digunakan motor bersilinder satu, motor lambat RPM 100 – 200.

Pada masa sekarang digunakan motor bersilinder banyak (4 – 6 silinder) dengan

RPM 900 – 1100. Pada umumnya pemakaian gas untuk motor gas diperkirakan

0,3 – 0,37m 3 standart/Hph.

B. Peralatan Di Bawah Permukaan

Peralatan sucker rod di bawah permukaan mencakup seluruh rangkaian

pompa dan tubing.

a. Pompa

Pompa (subsurface pump) pada dasarnya terdiri dari dua golongan besar,

yaitu :

1. Rod Pump

Pada tipe ini working barrel, plunger, traveling valve dan standing valve

merupakan satu unit kesatuan yang dipasang langsung pada rod string. Pompa

seluruhnya dimasukkan ke dalam sumur bersama-sama dengan sucker rod,

demikian pula untuk keperluan reparasi atau penggantian pompa cukup mencabut

sucker rodnya saja. Oleh sebab itu untuk menghemat waktu maka jenis pompa

semacam ini banyak dipakai untuk sumur-sumur yang dalam.

Jenis ini dibagi menjadi tiga golongan, yaitu :

Stationary barrel, top anchor, misalnya : RWA.

Stationary barrel, bottom anchor, misalnya : RWB.

Traveling barrel, bottom anchor, misalnya : RWT.

2. Tubing Pump

Pompa semcam ini dimasukkan ke dalam sumur bersama-sama dengan

tubing, karena barrelnya langsung diikatkan pada ujung bawah tubing. Sedangkan

plunger ataupun traveling valve diikatkan di ujung bawah sucker rod dan

diturunkan sampai menyentuh standing valve.

Apabila pompa hendak dicabut maka baik sucker rod maupun tubing harus

dicabut secara bersamaan. Tubing pump biasanya dipakai pada sumur-sumur yang

dangkal dan produktifitasnya kecil. Tipe yang kita kenal sekarang ini adalah tipe

TLE.

Fungsi utama peralatan pompa sucker rod di dalam sumur adalah untuk

menaikkan fluida dari formasi ke dalam tubing dan mengangkat fluida tersebut ke

permukaan. Unit pompa sucker rod di dalam sumur terdiri dari :

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 (upstroke). Menurut standart API ada dua jenis working

barrel, yaitu :

a. Working barrel yang terdiri dari sejumlah liner yang diselubungi oleh

jacket (biasa diberi simbol L).

b. Working barrel yang terdiri dari satu bagian utuh dan kuat (biasa diberi

simbol W dan H).

b) Plunger

Merupakan bagian dari pompa yang terdapat di dalam barrel dan dapat

bergerak naik turun dan berfungsi sebagai penghisap minyak dari formasi

masuk ke barrel, dan mengangkat minyak yang telah terakumulasi dalam

barrel ke permukaan melalui tubing. Plunger ini biasanya berbentuk Plain

Metal Plunger atau Grooved Metal Plunger (plunger yang mempunyai celah).

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 tetap tidak dapat keluar dari working barrel pada saat plunger bergerak ke

bawah, dalam hal ini standing valve menutup. Standing valve ini terbuat dari

bola besi dan kedudukannya (ball and seat). Standing valve ini mempunyai

peranan yang sangat penting dalam sistem pemompaan karena efisiensi

volumetris pompa sangat tergantung pada cara kerja dan bentuk dari ball dan

seatnya tersebut. Ketepatan membuka dan menutup dengan gaya naik turun

plunger sangat menentukan efisiensi volumetris pemompaan.

d) Traveling Valve

Merupakan ball dan seat yang terletak pada bagian bawah dari plunger dan

akan ikut bergerak ke atas dan ke bawah menurut gerakan dari plunger.

Traveling valve berfungsi untuk :

Mengalirkan minyak dari working barrel masuk ke plunger, hal ini

terjadi pada saat plunger bergerak ke bawah.

Menahan minyak keluar dari plunger pada saat plunger bergerak ke

atas (upstroke) sehingga minyak tersebut dapat diangkat ke tubing

seterusnya ke permukaan.

b. Tubing

Untuk mengalirkan minyak ke dari lubang sumur ke permukaan digunakan

tubing. Dalam hal ini minyak mengalir melalui annulus antara tubing dan sucker

rod. Disamping itu pada ujung tubing inilah ditempatkan unit pompa (subsurface

pump), gas anchor dan lain-lain.

c. Sucker Rod String

Sucker rod string terdiri dari (seperti yang ditunjukkan dalam Gambar

4.13) :

a) Sucker Rod

b) Pony Rod

c) Polished Rod

Keterangannya :

a) Sucker Rod

Merupakan bagian dari unit pompa dalam sumur yang sangat penting, karena

merupakan penghubung antara plunger dengan peralatan-peralatan penggerak

yang ada di permukaan. Fungsi utamanya adalah melanjutkan gerak lurus naik

turun dari horse head ke plunger pompa. Untuk menghubungkan antara dua

sucker rod digunakan sucker rod coupling. Umumnya panjang satu single

sucker rod yang sering digunakan berkisar 25 – 30 ft.

b) Pony Rod

Merupakan sucker rod yang mempunyai ukuran panjang yang lebih pendek

daripada ukuran sucker rodnya sendiri. Fungsinya adalah untuk melengkapi

panjang dari sucker rod, apabila sucker rod tidak mencapai panjang yang

dibutuhkan, yang ukurannya adalah 2, 4, 6, 8, 10, 12 ft.

c) Polished Rod

Merupakan tangkai yang menghubungkan sucker rod string dengan carrier bar

(wireline hanger pada horse head), yang naik turun dalam stuffing box.

Diameter stuffing box lebih besar daripada diameter sucker rod, yaitu 1 1/8

in., 1 ¼ in., 1 1/5 in., 1 ¾ in. Panjang polished rod adalah 8, 11, 16, 22 ft.

d. Gas Anchor

Komponen ini dipasang di bagian bawah dari pompa. Fungsinya adalah

untuk memisahkan gas dari minyak, agar gas tersebut tidak ikut masuk ke dalam

pompa bersama-sama dengan minyak, karena adanya gas akan mengurangi

efisiensi pompa (Gambar 4.14.). Ada dua macam tipe gas anchor yaitu Poorman

Type dan Packer Type.

a) Poorman Type

Larutan gas dalam minyak yang masuk ke dalam anchor akan melepaskan diri

dari larutan. Cairan (minyak) masuk ke dalam suction pipe, sedangkan

sebagian gas yang telah terpisah akan kembali masuk ke annulus.apabila

suction pipe terlalu panjang atau diameternya terlalu panjang atau kecil, maka

akan terjadi pressure loss yang cukup besar sehingga menyebabkan terjadinya

penurunan PI sumur pompa. Sedangkan apabila suction pipe terlalu pendek,

maka proses pemisahan gas kurang sempurna.

b) Packer Type

Cairan (minyak) masuk melalui ruang antara dinding anchor dengan suction

pipe. Kemudian minyak jatuh di dalam annulus antara casing dan gas anchor

dan ditahan oleh packer, selanjutnya minyak yang masuk ke dalam annulus

sudah terpisah dari gasnya.

Gambar 4.13. Skema Rangkaian Sucker Rod 18)

Gambar 4.14. Skema Rangkaian Tubing Pada Sumur Pompa 18)

3. Perencanaan Dan Perhitungan Pompa Angguk

Perencanaan pompa angguk (sucker rod) bertujuan untuk mendapatkan

parameter-parameter pompa secara optimal sesuai dengan potensi sumur. Sebelum

dilakukan perencanaan pompa perlu dilakukan analisa perhitungan perilaku

pompa. Tujuan dari analisa perhitungan pompa sucker rod ini adalah untuk

mendapatkan perilaku yang efisien dari peralatan yang tersedia.

Adapun langkah-langkah perencanaan pompa sucker rod adalah sebagai

berikut :

a. Setting Depth Pompa (L)

L = H – (Pwf / Gf) + S ............................................................. (4-35)

Dimana :

H = Kedalaman sumur dari permukaan sampai top perforasi, ft

Pwf = Tekanan dasar sumur, psi

Gf = Gradient formasi, psi/ft

S = Submergence, berkisar antara 60 – 100 ft

b. Displacement Pompa

PD = Q / ............................................................................... (4-36)

Dimana :

PD = Pump displacement, Bbl/day

Q = Laju alir, Bbl/day

= Densitas

c. Panjang Langkah (stroke)

Berdasarkan L dan PD, maka dari chart pump unit section (Gambar 4.15)

diperoleh :

- API size dan Stroke

d. Penentuan Diameter Plunger, Tubing, Rod SPM

Berdasarkan API size pada langkah “c” dan kedalaman L maka dari tabel

design data (sebagai contoh pada Tabel IV-3) diperoleh :

1) Diameter plunger

2) Diameter tubing

3) Ukuran rod

4) Kecepatan Pemompaan (SPM)

e. Acceleration Factor

= S N2 / 70500 ..................................................................... (4-37)

Dimana :

S = Panjang langkah, inchi

N = Kecepatan pemompaan, SPM

f. Panjang Langkah Plunger Efektif

SP =

2

2

1

120.58.40 2

A

L

A

L

At

Lt

E

SgDAp

E

LS

.................... (4-38)

Atau :

SP =

ArAtE

SgDAp

E

LS

1120.58.40 2 ............................ (4-39)

Dimana :

SP = Panjang langkah efektif plunger, in.

= Acceleration factor

L = Setting depth pompa, ft

E = Modulus elastisitas, besarnya tergantung dari bahan

D = Working fluid level, ft.

Ap = Luas penampang plunger, sq. in. (pada tabel IV-4)

Sg = Specific gravity fluida

At = Luas penampang tubing, sq. in.

Ar = Luas penampang rod, sq. in.

Lt = Panjang tubing, ft

Lr = Panjang rod, ft

g. Estimasi Displacement Pompa

Q = K Sp N ............................................................................. (4-40)

Dimana :

Q = Estimasi displacement pompa, Bbl/day

K = Konstanta plunger tertentu

Sp = Panjang langkah plunger efektif, in.

N = Kecepatan pemompaan, SPM

h. Berat Rod String

Wr = L x m .............................................................................. (4-41)

Dimana :

Wr = Berat rod string, lb

L = Setting depth pompa, ft

m = Berat rod, lb/ft

L & m = Dapat dilihat pada Tabel IV-5

i. Berat Fluida

Wf = 0.433 Sg (L Ap – 0.294 Wr) ........................................... (4-42)

Dimana :

Wf = Berat fluida, lb

Sg = Specific gravity fluida

L = Setting depth pompa, ft

Ap = Luas penampang plunger, sq.in.

Wr = Berat rod string, lb

j. Beban Polished Rod

Wmax = Wf + Wr (1 + )

Wmin = Wr (1 - - 0.127 Sg) ................................................. (4-43)

k. Rod Stress

Stress maks = Wmaks / Ar, psi

Stress min = Wmin / Ar, psi ................................................... (4-44)

Dimana :

Ar = Luas Penampang rod, sq.in.

l. Counterbalance

Ci = 0.5 Wf + Wr (1-0.127 Sg), lb ........................................... (4-45)

m. Torque

Tp = (Wmaks – 0.95 Ci) S/2, lb-in ........................................... (4-46)

n. Tenaga Motor

Hh = 7.36 10-6 Q Sg L, Hp

Hf = 6.31 10-7 Wr S N, HP

Hb = 1.5 (Hh + Hf), HP .......................................................... (4-47)

Dimana :

Hh = Hydraulic horse power to lift fluida

Hf = Subsurface frictional power loss

Hb = Brake horse power

Motor Rating = Hb / 0.75, Hp ................................................. (4-48)

Diameter engine sheave prime mover :

D = (N R dis) / RPM ......................................................... (4-49)

Tabel IV-3 Contoh Tabel Design Data Untuk API size 40 Unit

Dengan 34-inch 3)

Tabel IV-4. Data Plunger Pompa 3)

Tabel IV-5. Data Sucker Rod 3)

Gambar 4.15. Diagram Pemilihan Unit Pompa Dan Panjang Langkah (Stroke Length) 3)

4.1.3.3. Pompa ESP (Electric Submersible Pump)

Electric Submersible Pump (ESP) adalah pompa yang dimasukkan ke

dalam lubang sumur yang digunakan untuk memproduksi minyak secara artificial

lift (pengangkatan buatan) dan digerakkan oleh motor listrik. Peralatan pompa

listrik submersible terdiri dari pompa centrifugal, protector dan motor listrik. Unit

ini ditenggelamkan di cairan, disambung dengan tubing dan motornya

dihubungkan dengan kabel ke permukaan yaitu dengan switchboard dan

transformator.

Pompa ESP terdiri dari pompa centrifugal bertingkat banyak berputar

3475 – 3500 RPM, 60 Hz dengan motor listrik induksi sinkron kutub 3 fase,

berbentuk sangkar, instalasi ESP dapat dilihat pada Gambar 4.16.

Pompa ESP biasanya dipakai untuk laju produksi 200 – 2500 STB/day,

walaupun dapat digunakan untuk produksi sampai 95000 STB/day. Pompa ESP

umumnya digunakan pada sumur miring di daerah lepas pantai. Di daratan hanya

digunakan untuk laju produksi tinggi yaitu di atas 2000 STB/day, karena pompa

angguk akan lebih ekonomis untuk sumur dengan laju produksi rendah.

1. Prinsip Kerja Pompa ESP

Prinsip kerja pompa ESP (pompa reda) berdasarkan pada prinsip kerja

pompa centrifugal dengan sumbu putarnya tegak lurus. Oleh sebab itu untuk

mengenal prinsip kerja pompa reda perlu diketahui dahulu cara kerja pompa

centrifugal.

Pompa centrifugal adalah mesin hidraulis yang menghasilkan tenaga

hidraulis dengan jalan memutar cairan yang melalui impeller pompa. Cairan

masuk ke dalam pompa menurut proses pompa, dikumpulkan di dalam rumah

pompa kemudian dilemparkan keluar.

Impeller pompa adalah bagian utama pompa yang merubah tenaga

mekanis menjadi tenaga hidraulis. Pada saat impeller diputar dengan kecepatan w,

cairan yang terdapat padanya terlempar keluar dengan tenaga potensial dan kinetis

tertentu. Cairan tertampung di dalam rumah pompa kemudian dievakuasikan

keluar melalui pipa keluar (diffuser), karena cairan dilemparkan keluar, maka

terjadilah proses penghisapan dan cairan ditekan ke dalam pompa oleh tekanan

udara.

Gambar 4.16.

Instalasi Electric Submersible Pump 3)

2. Peralatan Pompa ESP

Pada dasarnya submersible pump adalah pompa centrifugal bertingkat

banyak, dimana proses dari pompa centrifugal dihubungkan di lapangan dengan

motor penggerak. Peralatan electric submersible pump dapat dibedakan menjadi

dua bagian, yaitu :

A. Peralatan Di Atas Permukaan.

B. Peralatan Di Bawah Permukaan.

A. Peralatan Di Atas Permukaan

Peralatan di atas permukaan untuk pompa ESP mencakup :

a. Juction Box

b. Packer dan Subsurface Safety Valve

c. Switchboard

d. Down Hole Pressure Monitor

a. Juction Box

Juction atau vent box digunakan untuk melepaskan gas yang ikut dalam

kabel agar tidak menimbulkan kebakaran di switchboard. Alat ini

menghubungkan tenaga ke kabel sumur.

b. Packer dan Subsurface Safety Valve

Untuk sumur pompa di lepas pantai yang masih bertekanan tinggi,

umumnya dilengkapi dengan packer dan subsurface check valve. Valve ini

dipasang 300 ft di bawah well head (kepala sumur). Dalam keadaan darurat dapat

ditutup secara manual ataupun otomatis.

c. Switchboard

Merupakan suatu panel control yang dilengkapi dengan tombol on-off

untuk over atau under-load protection, sekring, ammeter recording, lampu signal,

intermitting timer dan remote control. Secara keseluruhan alt ini berfungsi untuk

mengatur atau mengontrol operasi arus listrik yang dibutuhkan oleh motor.

d. Down Hole Pressure Monitor

Digunakan untuk memonitor intake pressure (tekanan hisapan) dalam

sumur, dan sangat diperlukan untuk mengetahui performance (ulah kerja pompa).

Selain alat monitor tekanan, dapat digunakan centriguard motor controller

yang gunanya untuk memonitor secara terus-menerus ulah kerja peralatan electric

submersible pump, yang menayangkan secara sekejap :

Kondisi over-current dan under-current.

Mudah melakukan setting.

Baik untuk memproteksikan terhadap single pasingatau kondisi arus yang

tidak balance yang dapat mengakibatkan motor terlalu panas, kerusakan kabel.

B. Peralatan Di Bawah Permukaan

Peralatan pompa ESP di bawah permukaan mencakup :

a. Motor Listrik

b. Kabel

c. Seal Section (Protector)

d. Separator Gas

e. Pompa

f. Motor Lead Cable

a. Motor Listrik

Motor Listrik yang digunakan adalah motor induk tiga fase, dua katup,

squirrel cage. Fungsi dari motor ini adalah untuk menggerakkan shaft pompa

sehingga impeller-impellernya berputar. Putaran motor listrik umumnya dirancang

dengan kecepatan 3500 putaran per menit (RPM), dengan frekwensi 60 hz.

Motor diisi dengan minyak yang tahan terhadap tegangan listrik yang

tinggi. Motor didisain untuk tegangan yang dapat dipakai antara 230 sampai 5000

volt, dengan satuan listrik 12 sampai 125 Ampere. Penambahan daya HP dari

motor dilakukan dengan merangkai panjang motornya.

Rangkaian motor tandem (bertingkat) dapat mencapai 750 HP dengan

panjang sekitar 90 ft. Selain ukuran motor, yang perlu diperhatikan adalah horse

power dan seri motor. Jenis seri menunjukkan diameter motor yang harus sesuai

dengan diameter dalam dari casing sumur, yang dapat dilihat pada Gambar 4.16.

Gambar 4.17.

Motor Pompa ESP 3)

b. Kabel

Kabel dipakai sebagai sarana penghantar daya listrik dari permukaan ke

motor yang letaknya di dalam sumur. Kabel selain tahan temperatur dan tekanan

fluida, serta kedap terhadap resapan liquid dari sumur. Untuk itu kabel harus

memiliki bagian seperti :

Konduktor

Isolasi

Sarung

Ada dua jenis kabel yang biasa dipakai round cable atau flat cable. Jenis-

jenis kabel dapat dilihat pada Gambar 4.18.

Kabel listrik terdiri dari tiga kabel yang diisolir satu sama lain dengan

pembalut dari karpet. Ketiganya terbungkus oleh suatu pelindung yang terbuat

dari baja penampang kawat tembaga berubah-ubah fungsi tegangan arus dari

motor dan biasanya dipilih antara 16,25 atau 35 mm2. Hubungan antara tubing dan

kabel dilakukan dengan pertolongan kabel clamp.

Gambar 4.18. Kabel 17)

c. Protector (Seal Section)

Protector diletakkan di antara motor dan pompa. Fungsinya :

Tempat menyimpan bahan pelumas untuk pompa.

Tempat menyimpan minyak untuk pompa.

Menjaga tekanan dalam pompa dan motor agar selalu lebih besar dari tekanan

di luar pompa.

Mencegah masuknya cairan ke dalam motor.

Protector terdiri dari dua kamar yaitu kamar atas dan kamar bawah.

Keduanya dipisahkan oleh piston. Tekanan hidrostatis cairan dalam pompa sumur

masuk ke dalam protector melalui orifice dan bekerja pada piston. Karena

tegangan di dalam kamar atas, tekanan dijaga agar lebih besar tekanan di luar

pompa. Di dalam kamar atas dimasukkan minyak pelumas pompa, sedangkan di

dalam kamar bawah permukaan dimasukkan minyak motor. Pemilihan protector

dilakukan sesuai dengan pompa. Protector (Seal Section) dapat dilihat pada

Gambar 4.19.

d. Intake Section (Separator Gas)

Pada umumnya yang tidak banyak mengandung gas, cukup dengan

menggunakan pump intake, sedangkan untuk sumur yang mengandung gas

terutama dissolved gas (gas terlarut dalam minyak) sangat perlu menggunakan

separator gas, yang dapat ditunjukkan pada Gambar 4.20. Kegunaan dari separator

gas, adalah :

1. Mencegah turunnya head capacity yang dapat dihasilkan oleh pump.

2. Mencegah terjadinya gas lock dan kavitasi pompa terutama pada flow rate

(laju aliran) yang tinggi dan fluida yang mengandung gas, dengan

demikian akan dapat memperbaiki efisiensi pompa.

3. Mencegah terjadinya fluktuasi beban pada motor penggeraknya.

4. Mengurangi adanya surging (tekanan dan sentakan).

e. Pompa Centrifugal

Pompa submersible adalah tipe pompa centrifugal multi tingkat. Setiap

tingkat terdiri dari bagian yang bergerak yaitu impeller dan bagian yang stasioner

(tidak bergerak) yaitu diffuser. Tipe dan ukuran dari tiap tingkat menentukan

volume dari fluida yang dapat diproduksi. Jumlah tingkatnya menentukan jumlah

head yang dihasilkan, apabila dikalikan dengan daya (HP) per tingkat dan spesific

gravity-nya, maka jumlah HP motor yang dibutuhkan dapat ditentukan.

Pompa tandem adalah beberapa single pump (pompa tunggal) yang

disusun seri baik secara hydraulic untuk memberikan total head dari pompa yang

dibutuhkan untuk keperluan tertentu.

Gambar 4.19. Seal Section atau Protector 17)

Komponen ini, seperti halnya poros pompa dibuat khusus yang tahan

korosi, scale, temperatur tinggi, pasir dan jumlah tingkat yang digunakan untuk

ukuran tertentu tergantung pada head pengangkatan, seperti yang ditunjukkan

dalam Gambar 4.21.

Gambar 4.20. Gas Separator atau Intake Section 3)

f. Motor Lead Cable

Motor lead cable disebut juga motor lead extension dan berbentuk flat

(gepeng). Panjangnya dibuat sepanjang pothead pada motor sampai dengan bagian

atas dari pompanya, yang kemudian disambungkan dengan power kabelnya.

Seal section, gas separator dan pompa dengan flat cable ini dimasukkan

agar total diameter luar rangkaian pompa dan motor lead cable tidak terlalu besar

untuk dimasukkan sumur, terutama pada sumur yang menggunakan liner yang

ukurannya lebih besar dari diameter casing. Motor lead cable diberi pelindung

(cable guards) untuk mencegah kerusakan pada waktu dimasukkan ke dalam

sumur.

Gambar 4.21. Pompa Centrifugal 3)

3. Perencanaan Dan Perhitungan Pompa ESP

Perencanaan pompa ESP bertujuan untuk menentukan jenis dan ukuran

pompa (jumlah stage, jenis motor, kabel, transformeter dan switchboard) sesuai

merek dagang terpilih, data produksi, konfigurasi sumur, dan karakteristik

reservoir.

Adapun langkah kerja perencanaan pompa ESP adalah sebagai berikut :

1. Mengisi data yang diperlukan (data sumur, reservoir dan fluida).

2. Menghitung berat jenis rata-rata dan gradient tekanan fluida produksi menurut

persamaan :

SGrata-rata = WOR

SGairWORyakSG

1

min1 ......................... (4-50)

Gradient fluida (GF) = 0.433 SG

Bila mengandung gas, menguurangi GF sekitar 10 %.

3. Menentukan kedudukan pompa (HPIP) kurang lebih 100 ft di atas lubang

perforasi teratas. Jarak antara motor dan lubang perforasi teratas (HS) kurang

lebih 50 ft.

4. Menentukan laju produksi yang diinginkan dengan cara memilih, kemudian

mencoba harga Pwf untuk menentukan harga laju produksi total dengan

persamaan :

Qtot = (Ps – Pwf) PI ....................................................... (4-51)

Menghitung laju produksi yang diinginkan (Qo) menurut persamaan :

Qo = QtotWOR

1

1 .......................................................... (4-52)

Apabila harga tersebut belum selesai, mengulangi dengan memilih harga Pwf

dengan penjajalan.

5. Menghitung pump intake (PIP) dengan persamaan :

PIP = Pwf – GF (HS – HPIP) .......................................... (4-53)

Harga PIP harus lebih besar dari BPP (tekanan jenuh). Bila tidak terpenuhi,

mengulangi langkah 4 dan 5 dengan laju produksi yang lebih rendah.

6. Menghitung arus cairan kerja Zf1 = HS – (Pwf / GF).

7. Menentukan kehilangan tekanan sepanjang tubing (HF) dengan Gambar 4.22.

8. Menghitung Total Dynamic Head (TDH) menurut persamaan :

TDH = HfZfGF

THP 1 .................................................... (4-54)

Gambar 4.22.

Chart Kehilangan Tekanan Dalam Pipa 3)

9. Memilih jenis dan ukuran pompa dari catalog perusahaan pompa bersangkutan

dengan gambar yang menunjukkan efisiensi maksimum untuk laju produksi

yang diperoleh dari langkah 4.

Membaca harga head capacity (HC) dan daya kuda motor (HP motor) pada

laju produksi tersebut.

10. Menghitung jumlah stages (tingkat) :

Jumlah Stages = TDH / HC ................................................ (4-55)

11. Menghitung daya kuda yang diperlukan :

HP = HP motor jumlah stages ......................................... (4-56)

12. Menentukan jenis motor pada Tabel IV-6. yang memenuhi HP tersebut.

13. Menghitung kecepatan aliran di annulus (FV) motor untuk masing-masing

jenis motor :

FV = 22 )()sin(

0119.0

ODmotorgIDca

Qtotal

..................................... (4-57)

Jenis motor dan OD motor terkecil yang memberikan FV > 1 ft/detik adalah

pasangan yang harus dipilih.

14. Membaca harga arus listrik (A) dan tegangan listrik motor (Vmotor) yang

dibutuhkan untuk jenis motor yang bersangkutan.

15. Memilih jenis kabel dari harga arus listrik tersebut, yang dapat dilihat pada

Gambar 4.23., dan dianjurkan memilih kabel yang mempunyai kehilangan

tegangan di bawah atau sekitar 30 volt tiap 1000 ft.

Vkabel = (HS – 50) V / 1000 ft

16. Memilih transformator dan switchboard :

a. Menghitung tegangan yang diperlukan motor dan kabel :

(Vtot) = Vmotor + Vkabel .................................................... (4-58)

b. Menghitung KVA = 1.73 Vtot A/1000 .............................. (4-59)

c. Menentukan transformator yang memenuhi hasil perhitungan 16b dari

Tabel IV-7. karena aliran tiga fasa maka transformator adalah sepertiga

dari hasil perhitungan 16b.

17. Melakukan perhitungan total tegangan pada waktu start sebagai berikut :

a. Kebutuhan tegangan start = 20.35 voltage rating.

b. Kehilangan tegangan selama start = 3 kehilangan tegangan biasa.

18. Membandingkan apakah total tegangan pada waktu start tidak melebihi

tegangan yang dikeluarkan oleh switchboard. Apabila tidak melebihi, berarti

perencanaan telah betul, apabila melebihi, maka dilakukan pengulangan dari

langkah 16.

Gambar 4.23.

Chart Kehilangan Tegangan 3)

Tabel IV-6 Jenis Motor ESP 17)

Tabel IV-7 Jenis Motor 17)