TAHAPAN PRODUKSI
• Secaraumum tahapan atau metode produksi dibagi menjadi dua:
(1) Tahapan sembur alam (Natural Flowing)
(2) Tahapan sembur buatan (Artificial Lift), antara lain meliputi metode yang umum:
• Gas lift
• Pompa hisap (sucker rod pump)
• Pompa benam (submersible pump)
• Apabila tekanan reservoar cukup besar, sehingga mampu mendorong fluida reservoar sampai ke
permukaan disebut sebagai sumur “sembur alam”.
• Keadaan demikian umumnya dapat ditemui pada awal masa produksi suatu sumur, tetapi keadaan ini
tidak dapat terus dipertahankan, disebabkan tekanan reservoar yang akan terus menerus berkurang
dari waktu ke waktu.
• “Sembur buatan” dilakukan dengan maksud untuk mempertahankan tingkat produksi agar tetap
tinggi, karena kemampuan produksi suatu sumur akan terus berkurang dengan bertambahnya waktu.
• Atau kemampuan sumur yang bersangkutan untuk berproduksi sejak awal ditemukan sangat kecil,
sehingga perlu dilakukan sembur buatan.
3.
SEMBUR ALAM (NATURALFLOWING)
• Bila tekanan reservoar cukup besar, sehingga mampu mendorong fluida reservoar sampai ke permukaan
disebut sebagai “sumur sembur alam”.
• Sumur sembur-alam dapat diproduksikan dengan atau tanpa “jepitan” (choke) di permukaan. Sebagian
besar sumur sembur-alam menggunakan choke di permukaan dengan berbagai alasan, antara lain:
(1) Sebagai pengaman
(2) Untuk mempertahankan produksi, sebesar yang diinginkan
(3) Mempertahankan batas atas laju produksi, untuk mencegah masuknya pasir.
(4) Untuk memproduksikan reservoar pada laju yang paling efisien
(5) Untuk mencegah water atau gas coning
• Biasanya choke dipasang pada awal produksi (choke/bean performance), kemudian dengan
bertambahnya waktu ukuran choke akan bertambah, dan pada akhirnya choke akan dilepaskan
seluruhnya agar tetap diperoleh laju produksi yang optimum.
• Beberapa faktor yang harus diperhatikan dalam menentukan laju produksi maupun menganalisa kelakuan
sumur sembur alam, yaitu:
1. Inflow Performance Relationship
2. Tubing (Vertical Flow) Performance-
3. Sistim di permukaan
4. Fasilitas peralatan di permukaan
5. Fasilitas peralatan bawah permukaan
4.
• Semua faktordi atas berkaitan erat satu dengan yang lain, dan akan mempengaruhi aliran minyak, gas dan air
dari reservoar sampai ke fasilitas di permukaan.
• Fonseca (1972) memberikan diskusi berikut tentang fasilitas yang ada di lapangan untuk melengkapi
kontinuitas sistim dan cara kontrol masing-masing:
1. Antara batuan reservoar dan sumur minyak terdapat peralatan bawah permukaan yang terdiri dari casing,
tubing, packer, bridge plug, bottom-hole choke, katup-katup, seating nipple, peralatan pengaman, dan
lain-lain. Semua peralatan yang dipasang ini disebut sebagai kondisi mekanis suatu sumur dan didesain
sedemikian rupa sehingga akan terjadi hubungan antara reservoar dan sumur; dan memungkinkan untuk
melakukan kontrol yang efektif terhadap formasi produktif, meliputi kemungkinan workover khusus,
stimulasi, dan operasi rekomplesi untuk problema produksi.
2. Antara sumur minyak dan sistim flowline terdapat peralatan permukaan untuk mengontrol sumur,
meliputi fasilitas pengaman dan fasilitas untuk memungkinkan dilakukannya operasi khusus sehubungan
dengan kelakuan sumur produksi. Komponen utama dari sistim ini adalah flowline choke yang
mengontrol tekanan aliran di permukaan (tubing dan casing), dan pada dasar lubang.
3. Antara flowline dan fasilitas permukaan, terdapat peralatan untuk memisahkan fasa-fasa yang berbeda
(gas, minyak dan air).
Gambar 1 & 2 memperlihatkan skema sistim aliran keseluruhan pada sumur minyak.
SEMBUR BUATAN
• Maksud“sembur buatan” (artificial lift) adalah untuk mempertahankan tekanan produksi dasar-sumur yang
berkurang sehingga formasi dapat memberikan fluida reservoar yang diinginkan.
• Pada tahap awal suatu sumur dapat mampu melakukan tugas ini dengan tenaganya sendiri.
• Pada tahap masa aliran yang lebih akhir, sumur hanya mampu memproduksikan sebagian dari fluida yang
diinginkan. Selama tahap masa aliran sumur ini dan terutama sekali setelah sumur mati, suatu metode sembur
buatan yang sesuai harus dipasang sehingga tekanan aliran dasar-sumur yang diperlukan dapat dipertahankan.
• Mempertahankan tekanan aliran dasar-sumur yang diperlukan adalah dasar untuk perencanaan (desain) setiap
instalasi sembur buatan.
• Jika suatu tekanan ”drawdown” yang ditentukan sebelumnya dapat dipertahankan, sumur akan
memproduksikan fluida yang diinginkan.
• Banyak tipe metode sembur buatan yang tersedia, antara lain: (1) pompa sucker-rod tipe beam, (2) pompa
sucker-rod tipe piston, (3) pompa hidrolik sumur-minyak, (4) pompa listrik sentrifugal submergible, (5) pompa
rod berputar, (6) plunger lift, (7) gas lift, dan lain-lain.
• Masing-masing tipe sembur buatan mempunyai keuntungan dan kerugian.
• Berikut ini hanya akan dibicarakan tiga tipe metode sembur buatan (artificial lift), yaitu :
- Gas lift
- Pompa sucker-rod tipe beam
- Pompa listrik sentrifugal submergible
8.
Gas Lift
• Sumur-sumurminyak yang laju produksinya sudah rendah atau bahkan sudah tidak
mampu mengalirkan minyak ke permukaan dapat ditingkatkan/di”hidup”kan lagi
dengan menggunakan gas (gas lift) ataupun pompa.
• Pemakaian pompa dan gas lift pada suatu lapangan perlu memperhatikan karakteristik
fluida yang akan diproduksikan, kemiringan sumur, laju produksi yang diinginkan,
kekompakan formasi, dan lain-lain.
• Khususnya yang akan dibicarakan di bawah ini adalah cara produksi dengan ”gas lift”,
yaitu suatu metode fluida pengangkat di mana gas tekanan relatif tinggi (minimum 250
psi) digunakan sebagai media pengangkat melalui proses mekanis.
• Gas-lift adalah proses pengangkatan fluida dari sumur dengan menggunakan gas yang
diinjeksikan ke dalam sumur. Proses pengangkatan ini berlangsung karena:
(1) Penurunan gradien fluida dalam tubing
(2) Pengembangan gas yang diinjeksikan, dan/atau
(3) Pendorongan minyak oleh gas injeksi bertekanan tinggi
9.
• Gas-lift dapatditerapkan hampir pada setiap lapangan asalkan ada cukup gas dan bukan minyak-berat. Ada dua metode gas-lift yang dapat
diterapkan, yaitu:
1. Continuous gas lift. Dalam cara ini gas dengan tekanan dan volume tertentu diinjeksikan ke dalam sumur secara terus-menerus (kontinyu)
selama proses pengangkatan minyak. Cara ini sesuai untuk sumur-sumur yang mempunyai PI tinggi dan tekanan dasar-sumur tinggi.
2. Intermittent gas lift. Dalam cara ini gas diinjeksikan secara periodik. Waktu dari injeksi diatur oleh suatu alat di permukaan yang disebut
sebagai ”intermitter”, atau oleh katup (valve) yang dipasang pada tubing dan sensitif terhadap perbedaan tekanan antara casing dan
tubing. Metode ini lebih cocok untuk sumur-sumur dengan tekanan dasar-sumur rendah.
• Beberapa kelebihan gas lift dibandingkan dengan metode sembur buatan lain yaitu:
1. Biaya peralatan awal untuk instalasi gas-lift biasanya lebih rendah, terutama sekali untuk pengangkatan sumur dalam (deep lift).
2. Pasir (bahan abrasif) yang ikut terproduksi tidak merusak kebanyakan instalasi gas-lift.
3. Gas-lift tidak tergantung/dipengaruhi oleh desain sumur.
4. Umur peralatan lebih lama
5. Biaya operasi biasanya lebih kecil, terutama sekali untuk deep lift.
• Ideal untuk sumur-sumur dengan GOR tinggi atau yang memproduksikan buih gas (gas-cut foam). Meskipun demikian metode gas-lift
mempunyai batasan berikut:
(1) Gas harus tersedia
(2) Sentralisasi kompresor sulit untuk sumur-sumur dengan jarak terlalu jauh.
(3) Gas injeksi yang tersedia sangat korosif, kecuali diolah sebelum digunakan
10.
Continuous Gas Lift
•Gambar 4 memperlihatkan tipe instalasi aliran kontinyu. Ada enam katup (valve)
di dalam sumur. Empat katup bagian atas digunakan sebagai katup pengosongan
sumur (unloading valve) dari fluida workover, untuk mencapai katup operasi ke
lima (operating valve).
• Satu katup tambahan di bawah ”titik injeksi” (point of injection) ditambahkan
untuk kondisi keamanan dan/atau kondisi sumur yang berubah. Karena terdapat
satu katup di bawah katup operasi, permukaan fluida pemati sumur (kill fluid)
mencapai ”titik keseimbangan” (point of balance) antara tekanan casing dan
tekanan di dalam tubing.
• Tanpa katup ini di dalam sumur, permukaan cairan di dalam casing akan tetap
pada kedalaman katup-5 (operating valve).
• Empat katup pengosongan fluida tetap tidak beroperasi sampai katup ini
diperlukan untuk mengosongkan sumur lagi pada kasus lain, seperti setelah
penutupan sumur (shut-in).
• Continuous gas-lift ini sering digunakan pada sumur-sumur yang mempunyai
kondisi:
1. Produktivitas tinggi dan tekanan statik tinggi (permukaan fluida dalam
sumur pada saat statik dapat mencapai 70% dari kedalaman sumur).
2. Productivity Index (PI) rendah, tetapi tekanan dasar sumur tinggi
Gambar 4. Operasi Gas-Lift Aliran Kontinyu
11.
Intermittent Gas Lift
•Pada metode ini gas diinjeksikan secara terputus yaitu gas diinjeksikan selama beberapa saat, kemudian injeksi
dihentikan selama selang waktu tertentu, dan kemudian diinjeksikan lagi, dan seterusnya.
• Pengaturan frekuensi atau siklus injeksi tesebut dapat dilakukan dengan menggunakan:
1. Surface-controller dengan menggunakan “jam” (clock)
2. Choke, yang bekerja atas perubahan tekanan casing atau tubing.
• Penghentian injeksi gas diperlukan untuk memberi kesempatan terhadap cairan masuk dan terkumpul di dalam
tubing di atas titik-injeksi.
• Setelah terkumpul baru diinjeksikan gas dan gas akan mendorong fluida ke permukaan dalam bentuk kolom
cairan (slug).
• Lamanya penghentian tergantung pada produktivitas formasi.
• Jika produktivitas formasi besar, maka lamanya penghentian injeksi kecil (singkat).
• Sedangkan bila produktivitas sumur kecil, maka penghentian injeksi memerlukan waktu yang lama.
12.
Gambar 5. SiklusOperasi Aliran Intermittent untuk Instalasi-Tertutup Konvensional
13.
• Intermittent gas-liftdapat digunakan pada dua kondisi sumur, yaitu:
(1) PI tinggi (0.5) dengan tekanan dasar-sumur rendah, atau
(2) PI rendah dengan tekanan dasar-sumur rendah
• Dalam metode intermittent pada Gambar 5, sebelum gas dinjeksikan, minyak dibiarkan dulu
membentuk kolom (slug) di atas katup (gas lift) di dalam tubing.
• Karena gas diinjeksikan dan tekanan naik di dalam anulus, maka katup membuka pada tekanan-
bukanya yang diikuti oleh aliran gas ke dalam tubing.
• Gas ini akan mendorong kolom minyak ke atas. Selama pendorongan ini sebagian cairan akan mengalir
kembali ke bawah. Pada waktu kolom tadi mencapai permukaan, kolom berikutnya telah terbentuk
karena aliran dari formasi.
• Gas diinjeksikan, katup terbuka sehingga gas akan mendorong kolom minyak dan demikian seterusnya
kolom demi kolom diangkat ke permukaan.
14.
Pompa Sucker-rod TipeBeam
• Sekitar 80 – 90% dari semua sumur sembur buatan diproduksikan dengan pemompaan sucker-rod,
yang paling umum adalah sistim pemompaan beam.
• Walaupun sistim sucker-rod beam secara mekanis sederhana dan telah terbukti berumur lama
(awet) dan ekonomis dalam operasi, banyak faktor yang harus dipertimbangkan dalam
perencanaan sistim yang tepat.
• Design engineer harus mengetahui sepenuhnya fungsi dan segi yang rumit tiap bagian dari sistim
keseluruhan jika kinerja optimum yang diharapkan.
• Walaupun kelihatan sederhana, kelakuan sistim beam dan sucker-rod kompleks sekali di dalam
praktek lapangan.
15.
• Metode pemompaansumur-minyak dapat dibagi ke dalam dua kelompok utama, yaitu:
1. Sistim rod, dimana gerakan peralatan pemompaan bawah permukaan berasal dari permukaan dan
ditransmisikan ke pompa dengan memakai rangkaian-rod (rod string).
2. Sistim tanpa rod, dimana gerakan pemompaan dari pompa bawah permukaan dihasilkan dengan
menggunakan selain sucker-rod.
• Dari dua kelompok di atas, yang pertama diwakili sistim pemompaan beam, dan yang kedua diwakili sistim
pemompaan hidrolik dan sentrifugal. Sistim pemompaan beam terdiri dari lima bagian, yaitu:
• Pompa penggerak sucker-rod bawah permukaan
• Rangkaian sucker-rod yang mentransmisikan gerakan pemompaan di permukaan dan tenaga untuk pompa
bawah permukaan (subsurface pump). Juga termasuk rangkaian tubing dan/atau casing yang diperlukan di
dalam mana sucker-rod beroperasi dan menyalurkan fluida yang dipompakan dari pompa ke permukaan.
• Peralatan pemompaan di permukaan yang merubah gerakan rotasi dari penggerak utama (prime-mover)
menjadi gerakan osilasi linier.
• Unit transmisi tenaga atau ”speed reducer”
• Prime-mover yang menyediakan tenaga yang diperlukan kepada sistim.
16.
• Gambar 6.Memperlihatkan berbagai
komponen suatu sistim lengkap
pemompaan beam.
• Butir (3) dan (4) di atas menunjukkan
unit pemompaan beam.
Gambar 6. Sistim Pemompaan Beam
17.
• Gambar 7.memperlihatkan susunan peralatan di
permukaan (surface equipment) untuk tipe unit
konvensional. Gerakan rotasi dari ”crank arm”
dirubah menjadi gerakan osilasi (naik dan turun)
dengan menggunakan ”walking beam”.
• Crank arm dihubungkan ke walking beam dengan
menggunakan ”pitman arm”, dan walking beam
disangga oleh ”sampson post” dan ”saddle bearing”.
• “Horse head” dan “briddle” (susunan kabel
penggantung) digunakan untuk memastikan bahwa
pemasangan ”sucker rod string” (rangkaian sucker-
rod) adalah vertikal sepanjang waktu sehingga tidak
ada momenlengkung yang dipergunakan terhadap
bagian tersebut dari rangkaian sucker-rod di atas
”stuffing box”.
• Kombinasi ”polished rod” dan stuffing-box digunakan
untuk mempertahankan sekat (seal) cairan yang baik
pada permukaan.
Gambar 7. Peralatan Permukaan Suatu Instalasi
Pemompaan Beam
18.
• Gambar 8.adalah salah satu instalasi pompa bawah-permukaan
(subsurface pump) tipe ”tubing-pump”, yang terdiri dari empat
elemen dasar:
(1) Working barrel
(2) Plunger
(3) Katup hisap/masuk (standing valve)
(4) Katup buang/keluar (travelling valve)
• Gambar di atas memperlihatkan lokasi standing valve dan traveling
valve pada saat langkah naik (upstroke), sebelah kiri; dan langkah
turun (downstroke), sebelah kanan.
Tubing-Pump Bawah Permukaan
