Buscar

73880710-DHEQ-005-Artificial-Lift

Prévia do material em texto

Artificial Lift 
TUJUAN
Artificial Lift Instrument
Electric Submersible Pump
Gas Lift Equipment
Hydraulic Pump Equipment
Sucker Rod Pump Equipment
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
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)
Atau
Pt 	= tekanan kepala tubing, psi
Zf 	= friction loss sepanjang pipa, psi (lihat gambar 29)
Gambar 14. Friction Loss
8. Tentukan jumlah tingkat pompa (N):
9. Tentukan Horse Power fluida,
10. Dari Tabel 1 diambil satu jenis motor yang mewakili syaratsyarat di atas.
11. Check Pendinginan
Vs = kecepatan lebih besar dari 1 ft / detik
12. Check Travo
Kehilangan tegangan dikabel diplih sekitar 30 volt / 1000 ft atau kurang lihat gambar 15
(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
2. G-110 86 tingkat, Motor 120 HP
3. G-180 62 tingkat, Motor 120 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 SubmergenceFluid 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 :
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
Kertas transparan hasil perhitungan titik injeksi
Tekanan diferensial
Tekanan "Kick off" (Pko)
Gradien statik fluida dalam sumur
2. Hitung jarak katup maksimum disekitar titik injeksi menurut persamaan :
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. Pengulangankerja 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 ρ
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 ρ
Gambar 46. Fluid Packed Pump Oil Master Jet Pump ρ
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.
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)
7. Hitung Laju Pompa Discharge (QD)
QD = QN + Q
8. Hitung Gradient Fluida Discharge (GD)
9. Hitung Water Cut Discharge (WCD)
Gambar 47.Pressure Loss In Pipes And Annuli
10. Hitung Gas liquid Ratio Discharge (GLR)
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
μD = (WCD x μW) + (1 − WCD) μO
13. Hitung Tekanan Discharge (PD)
PD = (GD x D) + PFD + PWH
14. Hitung M
15. Hitung N dari persamaan :
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.
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-rataitu ), 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)
20. Hitung Daya Pompa
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 "PetroleumEngineering 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
18	 DHEQ-005 Artificial Lift 
DHEQ-005 Artificial Lift	17

Continue navegando