Oleh :
GUGUN GUNAWAN 15010028
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN AKADEMI MINYAK DAN GAS BALONGAN
INDRAMAYU 2019
i Oleh :
GUGUN GUNAWAN 15010028
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN AKADEMI MINYAK DAN GAS BALONGAN
INDRAMAYU 2019
ii
Nama : Gugun Gunawan
NIM : 15010028
Dosen Pembimbing 1 : Warto Utomo, M.Eng.
2 : Desi Kusrini M.T Pembimbing Lapangan : Nur Cahya Megantara
ABSTRAK
Ketika tekanan reservoir tidak cukup lagi untuk memproduksikan fluida pada laju alir yang ekonomis maka metode artificial lift dapat diterapkan untuk membantu mengangkat fluida ke permukaan. Dalam perkembangan sejarah pertambangan dan industri perminyakan di bumi Nusantara, PT. PERTAMINA EP Asset 1 Rantau Field yang berkedudukan di Kecamatan Rantau, Kabupaten Aceh Tamiang, Provinsi Aceh. Perencanaannya dapat dilakukan dengan analisis kualitatif dan analisis kuantitatif berupa besarnya laju produksi sumur. Metode artificial lift yang dipilih adalah sucker rod pump. Pemilihan alat ini dilakukan berdasarkan laju produksi sumur yaitu, melalui analisis kurva inflow performance relationshif (IPR). Dari hasil analisis kurva IPR sumur KSB-05 masih produktif untuk menghasilkan fluida yaitu sebesar 669,8677 BFPD. Hasil perhitungan optimasi pompa untuk sumur KSB-05 jenis pompa yang digunakan adalah tipe pompa C-228D-173-74. Parameter pemilihan pompa yaitu diameter plunger sebesar 2 ¼ inch dan diameter tubing 2 7/8 inch. Dengan merencanakan kecepatan pompa 16 SPM, panjang langkah pemompaan 74 inch dan ukuran rod yang dipakai yaitu ¾ inch, maka diperoleh laju produksi sebesar 589,644 BFPD. Dapat disimpulkan metode yang efektif untuk sumur produksi KSB-05 adalah metode artificial lift dengan menggunakan sucker rod pump.
Kata kunci : Sucker Rod, down hole, Mark II, Artificial Lift, Pumping Unit.
iii
Nama : Gugun Gunawan
NIM : 15010028
Program Studi : Teknik perminyakan
Judul Tugas Akhir : Perhitungan Desaign Sucker Rod Pump Pada Sumur “X”
Lapangan “Y” di PT. Pertamina EP Asset 1 Rantau Field
Dengan ini menyatakan bahwa :
1. Tugas Akhir ini adalah benar – benar karya saya sendiri, dan bukan hasil plagiat dari karya orang lain. Semua sumber yang dirujuk telah saya nyatakan dengan benar.
2. Apabila dikemudian hari terbukti diketahui bahwa isi Tugas Akhir saya merupakan hasil plagiat, maka saya bersedia menanggung akibat hukum dari keadaan tersebut.
Demikian pernyataan ini dibuat dengan segala kesadaran dan tanpa paksaan.
Indramayu, September 2019 Yang menyatakan
Gugun Gunawan NIM.15010028
iv
PT.PERTAMINA EP ASSET 1 RANTAU FIELD
Periode, 10 April 2019 – 09 Mei 2019 oleh
Gugun Gunawan NIM.15010028
Disusun untuk memenuhi persyaratan dalam menyelesaikan Pendidikan Diploma III (D - III)
pada Program Studi Teknik Perminyakan, Akamigas Balongan Indramayu
Indramayu, September 2019 Disahkan oleh
Dosen Pembimbing 1,
Warto Utomo, M.Eng.
NIDN. 0416118402
Dosen Pembimbing 2,
Desi Kusrini, M.T
Mengetahui,
Ketua Program Studi Teknik Perminyakan
Desi Kusrini, M.T
v
AKAMIGAS BALONGAN
HARI/TANGGAL :
PERHITUNGAN DESAIGN SUCKER ROD PUMP PADA SUMUR “X” LAPANGAN “Y”
PT.PERTAMINA EP ASSET 1 RANTAU FIELD
Gugun Gunawan NIM. 15010028
NO NAMA PENGUJI JABATAN TANDA TANGDAN
1 Warto Utomo, M,Eng. Penguji 1 1.
2 Desi Kusrini, M.T Penguji 2 2.
3 Agung Setiawan, M.T Penguji 3 3.
vi
KATA PENGANTAR
Puji syukur penulis panjatkan kepada Allah yang telah melimpahkan segala rahmat dan hidayah-Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan Laporan Tugas Akhir ini yang berjudul “PERHITUNGAN DESIGN SUCKER ROD PUMP PADA SUMUR “X” LAPANGAN “Y” PT. PERTAMINA EP ASSET 1 RANTAU FIELD“
Perwujudan Laporan Tugas Akhir ini adalah berkat bantuan dari berbagai pihak sehingga Laporan ini dapat diselesaikan. Oleh karena itu, pada kesempatan kali ini perkenankanlah penulis untuk mengucapkan terima kasih kepada :
1. Bapak H.Nahdudin Islamy, M.Si selaku Ketua Yayasan Bina Islami.
2. Ibu Ir.Hj.Hanifah Handayani, M.T, selaku Direktur Akamigas Balongan;
3. Ibu Desi Kusrini, M.T selaku Ketua Program Studi Teknik Perminyakan;
4. Bapak Warto Utomo, M.Eng, selaku Dosen Pembimbing 1 dalam Tugas Akhir;
5. Ibu Desi Kusrini, M.T, selaku Dosen Pembimbing 2 dalam Tugas Akhir;
6. PT.Pertamina EP Asset 1 Field Rantau yang telah memberikan kesempatan tempat untuk melaksanakan Tugas Akhir.
7. Bapak Nur Cahya Megantara selaku Pembimbing Lapangan Tugas Akhir;
8. Kedua Orangtua yang telah memberi dukungan baik moril ataupun materil.
9. Teman-teman di Akamigas Balongan, khususnya kelas TP A.
Penulis menyadari bahwa dalam Laporan Tugas Akhir ini masih terdapat kekurangan baik dilihat dari segi penulisan maupun dari penyajian materi. Oleh karena itu penulis mengharapkan kritik dan saran yang bersifat membangun demi perbaikan Laporan lain selanjutnya. Semoga Laporan ini dapat
vii
digunakan sebagaimana mestinya dan dapat bermanfaat baik bagi pembaca maupun bagi penulis sendiri.
Indramayu, September 2019
Penulis
viii
ABSTRAK ... ii
LEMBAR ORISINALITAS ... iii
LEMBAR PENGESAHAN ... iv
LEMBAR DAFTAR PENGUJI ... v
KATA PENGANTAR ... vi
DAFTAR ISI ... viii
DAFTAR GAMBAR ... xi
DAFTAR TABEL ... xii
DAFTAR LAMPIRAN ... xiii
BAB I PENDAHULUAN ... 1
1.1 Latar Belakang ... 1
1.2 Tema Tugas Akhir ... 2
1.3 Tujuan. ... 2
1.2.1 Tujuan Umum ... 2
1.2.2 Tujuan Khusus ... 3
1.4 Manfaat ... 3
1.3.1 Manfaat Bagi Perusahaan ... 3
1.3.2 Manfaat Bagi Akamigas Balongan ... 4
1.3.3 Manfaat Bagi Mahasiswa ... 4
BAB II DASAR TEORI... 5
2.1 Perngertian artificial lift ... 5
ix
2.2.2 Peralatan Bawah Permukaan ... 26
2.3 Prinsip Kerja Sucker Rod Pump ... 29
2.4 Kelebihan dan Kekurangan Pompa Sucker Rod ... 30
2.5 Produktivitas Formasi ... 30
2.5.1 Produktivity Index ... 31
2.5.2 Inflow Performance Relationship ... 32
2.6 Perhitungan Design SRP ... 34
2.6.1 Menghitung Beban Polish Rod ... 34
2.6.2 Menentukan Smax dan Smin ... 35
2.6.3 Menentukan Plunger Stroke Efektif ... 37
2.6.4 Menentukan Plunger Stroke Efektif SP ... 37
2.6.4 Menentukan Laju Produksi Pemompaan ... 37
2.6.5 Menentukan Nilai (C1) dan Nilai (PT) ... 37
2.6.6 Daya Prime Mover (HP) ... 39
2.6.7 Untuk Mengetahui Evisiensi Volumetris ... 39
BAB III METODOLOGI PENELITIAN ... 40
3.1 Pendahuluan ... 40
3.2 Pengambilan Data ... 40
3.3 Pengolahan Data ... 41
3.4 Flow Chart ... 42
x
4.3 Makna Logo PERTAMINA ... 47
4.4 Visi Misi dan Tata Nilai PT.PERTAMINA EP ... 48
4.5 Wilayah Kerja PT.PERTAMINA EP ... 50
4.6 Struktur Organisai Rantau Field ... 52
BAB V HASIL DAN PEMBAHASAN ... 53
5.1 Data Sumur... 53
5.2 Analisa Kurva IPR dengan menggunakan Vogel... 54
5.2.1 Variasi Harga Pwf ... 55
5.3 Perhitungan Design Sucker Rod Pump ... 57
5.2.1 Design Sucked Rod Pump... 57
BAB VI KESIMPULAN DAN SARAN... 65
6.1 Kesimpulan ... 65
6.2 Saran ... 66
6.2.1 Saran Untuk Mahasiswa ... 66
6.2.2 Saran Untuk Perusahaan ... 66
6.2.3 Saran Untuk AKAMIGAS Balongan ... 66 DAFTAR PUSTAKA
LAMPIRAN
DAFTAR RIWAYAT HIDUP
xi
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1 Skematik Pompa Angguk (SRP) ... 6
Gambar 2.2 Pompa Angguk Jenis Conventional ... 7
Gambar 2.3 Pompa Angguk Jenis Air Balanced ... 7
Gambar 2.4 Pompa Angguk Jenis Mark II... 8
Gambar 3.1 Diagram Alir ... 26
Gambar 4.2 Struktur Organisasi Rantau Field ... 50
Gambar 5.1 Well Schematic ... 55
Gambar 5.2 Kurva IPR Sumur KSB-05 ... 57
Gambar 5.3 Pumping Unit Size Ratings ... 63
Gambar 5.4 Kurva IPR Sumur KSB-05 setelah didesain ... 64
xii
Tabel 2.2 Service Factor Menurut Kermit Brown ... 21
Tabel 2.3 Harga Perkiraan Max Torque Facktor Untuk C dan A ... 22
Tabel 2.4 Harga Perkiraan Max Torque Facktor Untuk Mark II ... 22
Tabel 5.1 Perhitungan IPR Sumur KSB-05 ... 56
Tabel 5.2 Hasil Perhitungan ... 64
xiii 1. Riwayat Hidup
2. Kolom Statigrafi Cekungan Sumatra Utara 3. Artificial Lift Comparison Table Revised
1
BAB I PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Ketika tekanan reservoir tidak mampu untuk mengangkat fluida ke permukaan, maka metode artificial lift dapat diterapkan untuk membantu pengangkatan fluida produksi ke permukaan. Sumur sembur alam adalah sumur yang mengangkat fluida reservoir dari dasar sumur ke permukaan dengan kemampuan alamiah tekanan formasi (natural flow). Apabila tekanan formasi sudah mulai mengecil sehingga tidak dapat untuk mengangkat fluida ke permukaan, maka baru dilakukan pengangkatan buatan. Sucker Rod Pump (SRP) merupakan artificial lift yang digunakan untuk beberapa sumur di PT Pertamina EP Asset 1 Rantau Field. Dalam kinerjanya, pompa sucker rod tersebut harus selalu dipantau, karena semakin lama suatu sumur diproduksikan maka tekanan reservoir akan semakin turun yang berdampak pada menurunnya ketinggian fluida. Untuk mengetahui ketinggian fluida di dalam sumur maka harus dilakukan pengujian sumur menggunakan alat Sonolog. Data hasil dari pengukuran sonolog tersebut diperlukan pada perencanaan setting pompa dalam hal ini menentukan kedalaman pompa.
Latar belakang dari penulisan laporan ini dikarenakan semkain lama suatu lapangan diproduksi maka tekanan reservoir akan semakin turun dan
berdampak pada penurunan kapasitas produksi formasi sehingga kapasitas produksi pompa yang terpasang tidak sesuai lagi dengan kapasitas produksi formasi tersebut, selain dari penurunan tekanan reservoir kapasitas yang tidak sesuai dapat disebabkan oleh faktor-faktor lain. Melihat efisiensi rata-rata pompa sucker rod pump pada sumur KSB-05 berada di 27%, maka diperlukan untuk mencari faktor apa yang mempengaruhi efisiensi pompa dan melakukan analisa terhadap kemampuan berproduksi sumur.
1.2 Tema Tugas Akhir
Tema yang akan diambil dalam Tugas Akhir ini adalah tentang Artificial Lift menggunakan Sucker Rod Pump pada Sumur KSB-05 Lapangan Kuala Simpang Barat.
1.3 Tujuan Tugas Akhir 1.3.1 Tujuan Umum
1. Diketahuinya informasi mengenai gambaran pelaksanaan pekerjaan diperusahaan atau di institusi tempat Tugas Akhir berlangsung.
2. Menerapkan ilmu pengetahuan yang selama ini didapat di bangku perkuliahan.
3. Untuk meningkatkan daya kreatifitas dan keahlian mahasiswa.
4. Mengetahui kondisi real di lapangan. Mulai dari masalah yang ada dan cara menyelesaikan masalah tersebut.
5. Melatih kepekaan mahasiswa untuk mencari solusi masalah yang dihadapi didalam dunia industri atau dunia kerja.
6. Mengenal sistem kerja dan sistem organisasi industri.
7. Sebagai persiapan tenaga kerja terdidik dan terampil dan dapat meingkatkan dan memanfaatkan ilmu yang didapatnya.
8. Mengetahui berbagai macam permasalahan yang sering terjadi pada dunia kerja dan solusinya.
1.3.2 Tujuan Khusus
1. Mengetahui Q atau laju alir pada sumur dengan menggunakan IPR.
2. Untuk meningkatkan produksi minyak pada sumur tertentu.
3. Untuk mengetahui ketepatan spesifikasi pompa dengan keadaan actual di lapangan.
1.4 Manfaat
1.4.1 Manfaat Bagi Perusahaan
1. Perusahaan dapat memanfaatkan tenaga mahasiswa yang Tugas Akhir dalam membantu menyelesaikan tugas-tugas untuk kebutuhan di unit-unit kerja yang relevan.
2. Menciptakan kerjasama yang saling menguntungkan dan bermanfaat antara perusahaan tempat Tugas Akhir dengan jurusan Teknik Perminyakan Akamigas Balongan.
1.4.2 Manfaat Bagi Akamigas Balongan
1. Terbinanya suatu jaringan kerjasama dengan institusi tempat Tugas Akhir dalam upaya meningkatkan keterkaitan dan kesepadanan antara substansi akademik dengan kegiatan manajemen maupun operasional institusi tempat Tugas Akhir.
2. Meningkatkan kapasitas dan kualitas pendidikan dengan melibatkan tenaga terampil dari lapangan dalam kegiatan Tugas Akhir.
1.4.3 Manfaat Bagi Mahasiswa
1. Dapat mengenal secara dekat dan nyata kondisi di lingkungan kerja.
2. Dapat mengaplikasikan keilmuan mengenai Teknik Perminyakan yang diperoleh dibangku kuliah dalam praktek dan kondisi kerja yang sebenarnya, khususnya mengenai Sucker Rod Pump (SRP).
3. Dapat memberikan kontribusi yang positif terhadap perusahaan tempat mahasiswa Tugas Akhir.
5 2.1 Pengertian Artificial Lift
Ketika tekanan reservoir tidak mampu untuk mengangkat fluida ke permukaan, maka metode artificial lift dapat diterapkan untuk membantu pengangkatan fluida produksi ke permukaan. Sumur sembur alam adalah sumur yang mengangkat fluida reservoir dari dasar sumur ke permukaan dengan kemampuan alamiah tekanan formasi (natural flow). Apabila tekanan formasi sudah mulai mengecil sehingga tidak dapat untuk mengangkat fluida ke permukaan, maka baru dilakukan pengangkatan buatan. Metoda pengangkatan buatan yang umum digunakan selama ini dalam metoda artificial lift adalah dengan menggunakan jenis peralatan gas lift, pompa sucker rod, dan pompa sentrifugal (pompa reda). Artificial lift terdiri dari dua kelompok komponen : fasilitas dipermukaan ( surface facilities ) dan dalam sumur ( down hole facilities ).
A. Surface production facility
Peralatan produksi permukaan merupakan peralatan yang berfungsi sebagai media pengangkut, pemisah dan penimbun. Terdiri dari : Well Header, Gathering System, Manifold System, Separator, Treating Facilities, Oil Storage, Pump.
B. Down hole production facility
Peralatan bawah tanah terdiri dari, rangkaian pipa produksi penyekat (packers) dan peralatan pengontrol aliran. Termasuk : casing, tubing, liner, packer, down hole choke, sliding side door, down hole safety valve, pompa dan lain sebagainya.
Ada beberapa Artificial yang sering digunakan dalam Industri perminyakan, yaitu :
1. Gas Lift
Gas Lift adalah suatu metoda untuk mengangkat minyak dari dalam sumur dengan menggunakan gas yang diinjeksikan dalam bertekanan oleh gas compressor ke annulus.Gas lift pada prinsipnya mencampurkan gas kedalam system agar didapat densitas system yang lebih ringan, sehingga memberikan Pwf yang kecil agar didapat drawdown yang besar.
Gas yang digunakan bisa berasal dari sumur minyak itu sendiri atau dari gas well. Tubing yang digunakan pada gas lift dilengkapi dengan beberapa mandrel tempat duduknya Gas Lift Valve.
2. Hydraulic Pump
Hydraulic Pump adalah salah satu bentuk metoda lain yang digunakan untuk memompakan minyak mentah dari dalam sumur bila tenaga reservoir yang tersedia tidak mampu lagi untuk mengangkat minyak mentah kepermukaan. Hydraulic Pump terdiri dari surface components dan subsurface components.
Prinsipnya adalah power fluid dengan bantuan fluida tersebut dapat menggerakkan piston dan piston menggerakkan pompa, system ini disebut juga Hydraulic Piston Pump. Dan bila power fluid tersebut digunakan untuk mempercepat produksi dengan system nozzle, disebut Jet Pumping.
3. Electric Submercible Pump
Electric Submercible Pump (ESP) system adalah metoda lain dari artificial lift yang banyak digunakan untuk memompakan minyak dari dalam sumur kepermukaan. ESP terdiri dari surface dan subsurface equipment yang memompakan minyak dengan memberikan gaya centrifugal.
Pemberian gaya sentrifugal ini dilakukan oleh pompa yang diputar oleh motor dalam sumur. Motor dan pompa disambung dengan tubing sedangkan kabel listrik yang akan mensuplai arus listrik dari permukaan kemotor diikatkan ke tubing mulai dari permukaan sampai ke kedalaman setting pompa.
Empat Komponen Dasar ESP yaitu:
1) Sebuah Electric Motor.
2) Sebuah multistage centrifugal pump.
3) Kabel listrik yang diikatkan ke tubing string.
4) Sebuah switch board (yang mengirim arus listrik ke motor)
dipermukaan.
4. Progressing Cavity Pump (PCP)
PCP merupakan suatu metoda dari artificial lift system yang digunakan untuk memompakan minyak kepermukaan dengan memanfaatkan ulir dari pompa.
Rangkaian Pompa Ulir terdiri dari dua bahagian utama, yaitu:
Rangkaian dalam sumur (Subsurface Equipment)
a) Rotor
b) Stator
c) Gas Anchor
d) Sucker Rods
2.1.1 FAKTOR YANG MEMPENGARUHI PEMILIHAN METODE PRODUKSI ARTIFICIAL
Untuk memilih salah satu metode artificial lift yang tepat untuk suatu sumur ada beberapa factor yang mempengaruhi pemilihan metode artificial lift. Adapun factor yang perlu diperhatikan dalam memilih metode artificial lift, antara lain :
1. Inflow Performance
Konsep aliran fluida masuk ke dalam lubang sumur atau Inflow Performance merupakan ulah kerja sumur yang tergantung aliran dari reservoir menuju ke lubang sumur. Inflow Performance dikontrol oleh karakteristik reservoir seperti tekanan reservoir, produktivitas dan karakteristik fluida.
Inflow Performance sumur biasanya diperlihatkan dalam bentuk produktivitas formasi yaitu besarnya barel minyak atau fluida dari sumur yang dapat diproduksikan pada tekanan reservoirnya. Salah satu bentuk produkstivitas formasi dapat diperkirakan dengan perhitungan Produktivity Indeks (PI). Productivity Indeks disini hanya merupakan gambaran secara kualitatif mengenai kemampuan suatu sumur untuk berproduksi pada suatu kondisi tertentu. Untuk melihat kelakuan sumur berproduksi, maka harga PI dinyatakan secara grafis, yaitu grafik yang menunjukan hubungan antara tekanan alir dasar sumur (Pwf) dengan laju produksi. Grafik tersebut adalah Inflow Performance Relantionship (IPR). Dimana dalam pemilihan metode untuk gas lift harus memperhatikan Produktivity Indeks (PI) dari sumur tersebut yang merupakan salah satu persyaratan bahwa untuk continuous flow digunakan pada sumur yang mempunyai PI tinggi (> 0.5 B/D/psi) dan Ps tinggi relative terhadap kedalaman sumur sedangkan untuk intermittent flow gas lift digunakan pada sumur yang mempunyai PI rendah (< 0.5 B/D/psi) dan Ps rendah.
2. Laju Produksi
Total laju produksi liquid yang dihasilkan adalah control dalam pemilihan metode pengangkatan. Laju produksi yang tinggi akan dibutuhkan pengangkatan gas lift dan ESP. Yang penting di sini adalah kondisi reservoir itu sendiri, yaitu tekanan yang mengontrol besarnya
laju produksi liquid. Batasan besar laju produksi dalam pemilihan metode artificial lift sebagai berikut :
a. Bila laju produksi > 20000 B/D, maka metode artificial lift yang cocok digunakan adalah ESP
b. Bila laju produksi antara 2000 – 10000 B/D dapat menggunakan semua metode artificial lift kecuali Rod Pump
c. Bila laju produksi antara 100 – 1000 B/D dapat menggunakan semua metode artificicl lift
d. Bila laju produksi < 100 B/D, yang digunakan adalah semua metode artificial lift, kecuali ESP
3. Water Cut
Water cut secara langsung mempengaruhi laju produksi total.
Water cut yang tinggi mempengaruhi inflow performace yang sesungguhnya. Air juga menghasilkan penambahan kehilangan tekanan di dalam tubing, akibatnya densitasnya yang lebih besar dari minyak sehingga akan membutuhkan tekanan yang lebih besar untuk mengangkatnya kepermukaan. Menurut Kermit. E Brown yang paling cocok dengan kondisi seperti ini adalah pengangkatan dengan menggunakan ESP.
4. Gas Liquid Ratio (GLR)
GLR mempengaruhi pemilihan metode artificial lift, terutama desain dari mekanisme pengangkatan. Semua metode pengangkatan mengalami penurunan effesiensi dengan bertambahnya GLR, sampai
dengan 2000 scf/bbl dapat ditangani oleh semua metode pengangkatan.
Sucker rod memiliki effesiensi kira-kira 40% bila GLR di atas 2000 scf/bbl. Pada 2000 – 5000 scf/bbl, intermittent flow gas lift lebih effesien digunakan karena gas keluar sejalan dengan perputaran gas (injeksi gas). Pada continuous flow gas lift penambahan gas akan menurunkan tekanan alir dasar sumur (Pwf) sehingga menghasilkan effesiensi pengangkatan yang kecil, karena banyaknya gas dalam kolom akan dapat mengakibatkan adanya back pressure karena besarnya Pwf tidak dapat mengatasi kehilanggan tekanan. Bagaimanapun GLR yang tinggi akan menjadi problem bagi metode pengangkatan buatan.
5. Kedalaman Lubang Bor
Batasan penggunaan metode artificial lift terhadap kedalaman lubang bor adalah sebagai berikut :
a. Bila kedalaman sumur > 12000 ft, maka metode artificial lift yang dapat digunakan hanya Hydraulic Pump
b. Bila kedalamannya 10000 – 12000 ft, maka yang digunakan adalah semua metode artificial lift, kecuali ESP karena adanya batasan temperature
c. Bila kedalamannya < 8000 ft, maka semua metode artificial lift dapat digunakan
6. Ukuran Casing dan Tubing
Ukuran casing disini untuk membatasi ukuran tubing. Semua metode artificial lift dapat menggunakan tubing 4,5 dan 5,5 in. Pada
metode gas lift dengan menggunakan continuous flow, tubing 2 in dapat digunakan untuk laju produksi < 1000 B/D, sedangkan untuk laju produksi > 5000 B/D menggunakan casing > 7 in dan tubing >
3,5 in. Pada dasarnya semakin kecil ukuran casing semakin kecil pula laju produksi yang dihasilkan. Pipa yang berukuran terlalu kecil akan mengakibatkan friction loss yang besar dan mengakibatkan pengurangan effesiensi volumetric dari gas lift dan ESP.
7. Tipe Komplesi
Desain artificial lift juga tergantung tipe komplesi, apakah dengan open hole atau menggunakan interval perforasi. Pertimbangan utama adalah inflow performace.
Pada open hole, caving dan problem pasir dapat mengurangi inflow performance. Pada interval perforasi, penyumbatan lubang perforasi menurunkan inflow performance. Dipertimbangkan juga untuk dual atau triple tubing completion, selain itu dilihat kondisi lapangan.
Sebagai contoh apakah tersedia gas atau tidak apabila nantinya metode artificial lift yang akan dipasang adalah gas lift, bila ada maka tubing dikomplesi dengan menambah side pocket mandrel sebagai tempat valve gas lift. Bila tidak ada gas, bisa juga menggunakan compressor, tetapi harga sebuah compressor sangat mahal sehingga perlu diperhitungkan secara matang pemilihan metode artificial lift yang akan digunakan.
8. Karakteristik Fluida Reservoir
Karakteristik fluida reservoir yang mempengaruhi cara produksi yaitu viscositas, dan faktor Volume Formasi. Karakteristik ini akan dapat mempengaruhi lolosnya minyak dengan metode pangangkatan buatan.
a. Viscositas
Untuk viscositas minyak yang tinggi biasanya sewaktu diproduksi ikut membawa pasir atau padatan lainya, sehingga apabila digunakan plunger fits (rongga antara plunger dan core barrel) yang kecil maka plunger akan cepat aus. Untuk itu apabila viscositas minyak tinggi maka sebaiknya digunakan plunger fits yang besar sehingga effesiansi pompa akan tinggi.
b. Faktor Volume Formasi
Faktor Volume Formasi (FVF) menggambarkan angka barrel dari fluida yang diangkat, yang disesuaikan dengan kondisi di permukaan. Faktor ini harus dipertimbangkan untuk semua metode pengangkatan.
Perlu diingat bahwa FVF yang tinggi atau rendah tidak menunjukan performance yang lebih baik dalam perbandingan antara metode pengangkatan.
9. Temperatur di dalam sumur
Temperatur seperti juga tekanan, semakin dalam temperature semakin besar. Sebuah katub gas lift yang telah diset tekanan buka/tutupnya dipermukaan (work shop) tekanan settingnya akan berubah pada saat katub tersebut dipasang didalam sumur selama katub tersebut dioperasikan.
Dengan demikian tekanan setting katub tersebut harus diperhitungkan terhadap temperature di titik kedalaman di mana katub tersebut akan dipasang.
Untuk memperoleh gambaran temperature pada setiap titik kedalaman di dalam sumur yang di teliti, survey mengenai temperature sangat disarakan, tetapi apabila hal ini tidak dilaksanakan karena berbagai alasan seperti waktu dan biaya maka dilakukan pendekatan berikut.
Ambil data tempertur dari hasil test produksi pada saat sumur pertama dibor (pressure build-up test), kemudian ambil data temperature dipermukaan selama sumur tersebut dioperasikan. Tarik garis dari kedua titik tersebur maka akan diperoleh distribusi temperature pada setiap kedalaman di dalam sumur
Batasan temperature untuk metode artificial lift adalah : 1. Sucker Rod Pump sangat bagus pada temperature 550oF
2. ESP terbatas pada temperature < 250oF untuk standart dan < 350oF untuk ESP dengan special motor dan kabel
3. Hydraulic Pump dapat beroperasi pada temperature 300oF untuk standart material dan 500oF untuk special material
4. maksimum temperature untuk gas lift adalah 350oF 10. Mekanisme Pendorong
a. Depletion Drive Reservoir
Ketika tekanan reservoir turun, liquid akan mengalir dengan fluida terangkat ke atas permukaan dengan bantuan gas yang terlarut.
Tidak adanya aquifer atau fluida injeksi unutk membantu mengekspansi fluida (menambah bantuan tenaga pendorong) menjadikan recovery rendah. Pada mula-mulanya metode artificial lift tidak digunakan pada sumur masih “flowing”, jika ingin dipasang metode artificial lift setelah komplesi sumur, maka pertimbangan desain harus sudah disiapkan. Produksi yang semakin rendah dengan semakin bertambahnya waktu produksi adalah karakteristik depletion drive, ditunjukan dengan penurunan tekanan reservoir yang cepat dan diikuti dengan turunnya laju produksi. Pertimbangan hal ini dapat menentukan metode artificial lift yang akan digunakan. Dengan adanya gas, maka metode gas lift yang paling dipertimbangkan.
b. Water Drive Reservoir
Water influx atau injeksi air menyebabkan fluida reservoir bergerak/pindah ke lubang bor. Dari adanya water infux ini diharapkan recovery lebih besar dari depletion drive dan water cut yang semakin besar, water cut yang tinggi ditambah dengan optimum pengangkatan
yang besar dibandingkan dengan semua mekanisme pendorong yang ada, maka metode artificial lift yang akan digunakan dapat diseleksi sesuai dengan keadaan tersebut
c. Gas Cap Drive Reservoir
Pada reservoir dua fasa, fasa gas berasal dari gas cap dan liquid berasal dari oil zone. Perpindahan minyak dari formasi ke lubang bor adalah dari ekspansi gas cap. Perubahan GOR terhadap produksi mempengaruhi pemilihan metode artificial lift yang akan digunakan. Dengan adanya gas, maka metode gas lift lebih diperhitungkan karena metode gas lift paling toleransi terhadap gas.
11. Kondisi Permukaan
Ada beberapa factor dipermukaan yang dapat mempengaruhi dalam pemilihan cara produksi, seperti fasilitas permukaan (peralatan), tempat dan penyediaan sumber tenaga (power source) untuk pengangkatan buatan.
Fasilitas peralatan di permukaan akibat adanya surface choke, flow line dan separator yang secara langsung dapat mempengaruhi pengangkatan fluida reservoir ke permukaan. Peralatan di permukaan ini dapat mempengaruhi kehilangan tekanan sehingga dalam memilih metode produksi selalu berhubungan dengan tekanan di permukaan, hal ini dapat terlihat pada perencanaan matode produksi dimana akan selalu memperhitungkan beam (choke) performance dan horizontal flow.
Pada suatu lapangan minyak lepas pantai (offshore) ada hal yang perlu dipertimbangkan, karena pada offshore mempunyai tempat yang terbatas dan merupakan daerah yang sering menimbulkan korosi. Pada umumnya cara yang digunakan adalah metode produksi yang prinsipnya mempunyai sedikit peralatan yang ada di permukaan, dan biasanya digunakan untuk kondisi lubang sumur yang miring. Yang dimaksud dengan sedikit peralatan di permukaan adalah termasuk peralatan distribusi pipa, peralatan unutk penyediaan sumber tenaga atau power source.
Sedangkan untuk lapangan minyak di darat biasanya problem (kesulitan) ini pengaruhnya kecil, kecuali pada daerah khusus seperti adanya daerah terpencil dan banyak H2S.
12. Problem Operasi Produksi
Problem operasi yang sering dijumpai dalam memproduksikan suatu sumur yaitu problem pasir, paraffin, scale, korosi, BHT dan iklim.
Untuk problem pasir (unconsolidated) dimana dengan adanya aliran produksi maka pasir-pasir tersebut akan terikut aliran. Apabila digunakan metode pompa maka pasir-pasir ini akan mengakibatkan goresan-goresan yang tajam pada plunger pompa sehingga akan mengakibatkan kerusakan dan effesiensi pompa menurun.
Untuk minyak jenis paraffin dimana titik tuangnya adalah tinggi maka dengan adanya penurunan temperature sepanjang aliran akan mengakibatkan minyak tersebut membeku, sehingga akan dapat menyumbat aliran minyak di dalam pipa. Jika penyumbatan terjadi di
tubing string, wellhead atau flowline akan menyebabkan backpressure sehingga akan mengurangi effesiensi, maka pembersihan dan pencegahan sangat dibutuhkan. Sucker rod pumping lebih menguntungkan daripada metode yang lain karena rods akan terus-menerus membersihkan paraffin (scraping action). High-temperature fluids dan inhibitor dapat disirkulasikan pada hydraulic system. Plunger menjalankan secara otomatis paraffin scarapers (pembersihan paraffin)
Korosi dapat disebabkan oleh electrolysis antara tipe metal yang berbeda, H2S atau CO2 yang terkandung dalam fluida produksi, salinitas yang tinggi atau saturasi air asin atau proses oksidasi dari metal. Kasus gas lift dengan corrosive gas dapat di atasi dengan menginjeksikan gas dehydrated.
13. Ekonomi
Dalam pemilihan metode produksi hendaknya perlu dipertimbangkan factor ekonomi yang menyangkut nilai ekonomis dari penggunaan metode produksi yang akan digunakan, baik secara konvensional maupun mekanik serta bahan dan peralatan pendukungnya.
Hal ini penting karena menyangkut banyaknya yang akan dikeluarkan untuk mengusahakan pengangkatan buatan pada sumur yang sudah tidak dapat mengalirkan minyak secara alamiah, sehingga penekanan biaya perlu diperhitungkan agar didapatkan hasil yang diharapkan. Adapun hasil yang diharapkan adalah dapat memperoleh minyak seoptimal mungkin dengan biaya artificial lift yang rendah. Oleh karena itu ada faktor-faktor
yang perlu diperhatikan agar dapat menyesuaikan penggunaan metode produksi yang tepat pada sumur yang akan dilakukan artificial lift. Faktor- faktor yang perlu diperhatikan tersebut adalah :
1. Initial capital investment
2. Biaya operasi per bulan atau indicator pemasukan 3. Umur peralatan
4. Banyak sumur yang akan digunakan metode artificial lift 5. Tersedianya cadangan peralatan
6. Umur sumur
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 (Gabor.2015:2). Hal ini disebabkan pompa jenis ini mampu membentuk drawdown yang sangat tinggi di sekitar lubang bor. Fungsi dari Sucker Rod Pump (SRP) adalah mengubah gerak putar menjadi gerak naik turun. Sucker Rod pump (pompa angguk) merupakan suatu pompa yang didesain khusus untuk memindahkan fluida dari dalam tanah ke permukaan.
Pompa ini menggunakan piston sebagai komponen utama untuk menghisap fluida (minyak) dari dalam tanah tersebut. Pompa ini biasanya digunakan pada pengeboran minyak.(Gabor.2015:2)
Sucker Rod Pump (pompa angguk) untuk mengangkat fluida (minyak) dengan kapasitas produksi rendah. Tergantung pada ukurannya pompa ini menghasilkan 5 – 40 liter fluida (minyak) pada setiap langkah. Ukuran pompa
juga ditentukan oleh kedalaman dan berat dari fluida (minyak) yang akan dipindahkan atau dihisap. Pompa ini menggunakan mekanisme putar motor untuk menggerakkan poros pompa yang kemudian menjadi gerak mengangguk. Istilah teknik untuk jenis ini adalah mekanisme berjalan balok.
Itu sering digunakan dalam kelautan desain mesin uap 1970-an dan 1800-an.
Gambar 2.1 Skematik Pompa Angguk (SRP) (Sumber: Gabor takacs 2015:19)
Sucker rod mentransmisikan beban tensional dari plunger ke unit pompa. Maka kriteria desain utama adalah efek dinamik termasuk kelelahan (fatique), 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 :
a. Grade C dengan tensile strength 90 000 psi (0.6 GPa), digunakan untuk sumur-sumur yang dangkal.
b. Grade D, dengan tensile strength 115 000 psi (0.8 GPa), fiber glass rod juga sering digunakan untuk sumur-sumur dalam atau lingkungan yang sangat korosif.
Adapun jenis-jenis dari sucker rod pump, yaitu : 1. Conventional Pumping Unit
Gambar 2.2 Pompa Angguk Jenis Conventional (Sumber: Kermit, Brown 1980:10)
2. Air Balanced
Gambar 2.3 Pompa Angguk Jenis Air Balanced (Sumber: Kermit, Brown 1980:10) 3. Mark II
Gambar 2.4 Pompa Angguk Jenis Mark II (Sumber: Kermit, Brown 1980:10)
Pump Jack merupakan salah satu metoda pengangkatan buatan (Artificial Lift) dengan memanfaatkan sumber tenaga yang berupa listrik atau gas dari prime mover untuk menggerakkan pompa sehingga fluida pada formasi dapat naik ke permukaan. Sucker Rod Pump (pompa
angguk) merupakan salah satu tipe pengangkatan minyak bumi dari dasar sumur ke permukaan dengan metoda pemompaan, dimana sumur-sumur minyak yang menggunakan metoda ini biasanya memiliki tekanan rendah yang hanya mampu mengalirkan fluida (minyak) produksi dari reservoir (sumur) ke dasar sumur. Sucker Rod pump (pompa angguk) merupakan suatu pompa yang di desain khusus untuk memindahkan fluida dari dalam tanah kepermukaan. Pompa ini menggunakan piston sebagai komponen utama untuk menghisap fluida (minyak) dari dalam tanah tersebut.
Pompa ini didukung dengan sebuah penggerak utama yang biasanya sebuah motor listrik tapi pada lokasi terpencil tanpa akses listrik biasanya digunakan mesin diesel. Pada daerah tertentu mesin motor ditempatkan di dalam sebuah tempat khusus untuk melindungi dari hujan dan panas. Sucker Rod Pump mempunyai kelebihan sekaligus kekurangan dalam penggunaannya.
2.2 Peralatan Pompa Sucker Rod
Peralatan pompa Sucker Rod dibagi menjadi dua kelompok utama yaitu peralatan di atas permukaan dan peralatan di bawah permukaan.
2.2.1 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
naik turun dan juga mengubah kecepatan prime mover menjadi langkah pemompaan yang sesuai.
1. Horse Head
Horse Head pada SRP ditempatkan pada ujung walking beam dengan bentuk ⅛ lingkaran agar gerakan rod string naik turun (reciprocating) tetap center dengan lubang sumur.
2. Wireline Hanger dan Carrier Bar
Untuk menghubungkan horse head dengan polished rod digunakan wire line hanger (briddle) yang dikaitkan
dengan carrier bar pada polished rod. Untuk mencegah supaya carrier bar tidak berubah posisinya, maka ditahan oleh polished rod clamp. Antara carrier bar dengan clamp sering dipasang spacer untuk tempat dynamometer, guna mengukur beban pada polished rod. Pada ujung paling atas polished rod dipasang polished rod eye berfungsi untuk keperluan well service untuk mencabut polished rod, dan melindungi drad pada ujung polished rod.
3. Pitman dan Equalizer
Pitman dipasang untuk menghubungkan crank dengan walking beam. Sedangkan, fungsi dari equalizer adalah untuk meneruskan putaran dari pitman ke walking beam secara seimbang.
4. Prime Mover
Prime Mover atau yang biasa disebut Motor Penggerak merupakan suatu motor listrik atau gas engine dengan putaran 800-1200 RPM dipakai untuk menggerakkan pumping unit. Untuk motor listrik pada umumnya 3-fasa, 440 volt, 60 cycle. Untuk gas engine menggunakkan bahan bakar gas alam, namun ada juga yang menggunakan motor dengan bahan bakar solar atau diesel.
5. Gear Reducer
Gear Reducer berfungsi untuk menurunkan RPM motor menjadi RPM sesuai SPM pompa, di dalam terdapat roda gigi (gear) penurun RPM.
6. V-belt dan Belt Cover
Untuk memindahkan tenaga atau energi dari prime mover ke gear reducer digunakan V-belt yang dilindungi oleh belt cover untuk pengaman.
7. Sampson Post
Merupakan kaki penyangga atau penampang walking beam.
8. Walking Beam
Balok baja yang besar dan kuat, berfungsi mengubah gerak putar menjadi gerak translasi (naik turun).
9. Counter Balance
Counter Balance pemberat yang dipasang pada Crank. Fungsi dari Counter Balance adalah memberikan efek balance (distribusi beban yang merata) pada satu siklus pemompaan.
10. Crank dan Crank Shaft
Merupakan sepasang tangkai yang menghubungkan Crank shaft pada Gear reducer dengan pitman. Sedangkan Crank Shaft merupakan poros Crank yang berfungsi untuk mengikat Crank pada Gear reducer.
2.2.2 Peralatan di Bawah Permukaan
Peralatan pompa di bawah permukaan (subsurface pump equipment) terdiri dari beberapa komponen utama, yaitu :
1. Tubing
Merupakan pipa alir vertical yang ditempatkan didalam casing produksi yang berfungsi untuk mengalirkan fluida produksi sumur ke permukaan atau mengalirkan fluida injeksi ke dalam sumur.
2. Sucker Rod
Berfungsi untuk menghubungkan pump assembly dalam sumur dengan beam pumping unit melalui polished rod di permukaan. Standar API sucker rod adalah ⅝”, ¾”, ⅞”, 1” dan 1⅛” dengan panjang 25’ dan 30’. Pony rod sucker rod yang
panjangnya kurang dari 25’ digunakan untuk sambungan. Panjang pony rod : 1, ⅓, 2, 3, 4, 6, 8, 10, 12 feet.
3. Polished Rod
Polished Rod mempunyai ukuran yang lebih besar dari sucker rod dan mempunyai permukaan yang halus dan licin.
Polished rod dipasang di bagian atas dari sucker rod string yang akan bergerak didalam stuffing box.
4. Pump Assembly
a. Seating Nipple, merupakan bagian paling bawah dari pompa sebagai tempat duduknya standing valve.
b. Standing Valve Assembly, adalah katup yang berbentuk bola dan terletak pada bagian bawah pompa yang berfungsi untuk menahan fluida agar tidak turun atau keluar dari working barrel pada waktu down stroke.
c. Traveling Valve Assembly, yaitu katup berbentuk bola, yang bergerak membuka dan menutup, terletak pada plunger. Valve ini akan membuka disaat plunger bergerak turun (downstroke) dan menutup saat bergerak naik (upstroke)
d. Plungger, merupakan bagian dari pompa yang terdapat didalam barrel dan dapat bergerak naik turun yang berfungsi sebagai penghisap minyak dari formasi masuk ke barrel yang kemudian diangkat ke permukaan melalui tubing.
e. Pump Barrel, adalah tempat untuk menampung fluida sebelum masuk ke dalam rangkaian pipa.
f. Ball and Seat, merupakan alat yang fungsinya seperti katup. Ball akan bergerak naik turun sesuai dengan pergerakan dari plunger.
Dimana ball menutup pada saat upstroke dan akan membuka pada saat downstroke.
g. Cage Close, merupakan salah satu komponen dari standing valve dimana alat ini memiliki fungsi sebagai tempat masuknya minyak atau fluida yang berasal dari reservoir ke dalam barrel pada saat plunger upstroke. Selain itu pada bagian dalam cage close terdapat ball and seat.
h. Hold Down Mendrel, merupakan komponen utama dari standing valve. Dimana mandrell ini merupakan badan dari standing valve.
i. Seating Cup, merupakan alat yang berfungsi untuk menahan agar fluida tidak keluar dan sebagai perekat antara standing valve dengan seating. Jumlah cup pada standing valve berbeda, untuk jenis pompa THBC (Tubing Heavy Bottom Cup) jumlah cup yang digunakan sebanyak 2 buah, sedangkan untuk RWBC (Rod Wall Bottom Cup) jumlah cup yang digunakan sebanyak 3 buah.
j. Spacer Ring, merupakan alat yang berfungsi memberi space atau jarak antar cup.
k. Lock Nut, merupakan komponen standing valve dimana alat ini dipasang setelah cup-spacer ring-cup kemudian nut dipasang yang bertujuan untuk menahan cup dan spacer ring tidak lepas.
l. Hold Down Nut, merupakan komponen yang letaknya paling bawah dari standing valve. Dimana alat ini dipasang setelah cup-spacer ring-cup-nut kemudian hold down nut dipasang pada bagian akhir. Alat ini memiliki fungsi untuk mengunci agar nut, cup dan spacer ring tidak bergerak.
2.3 Prinsip Kerja Sucker Rod Pump (SRP)
Sucker Rod Pump (SRP) atau pompa angguk adalah salah satu artificial lift yang paling umum digunakan pada sumur-sumur yang sudah tidak mampu mengalir dengan sendirinya, terutama untuk sumur-sumur didarat yang kandungan gas sedikit.
Prinsip kerja Pumping Unit yaitu sebagai berikut:
1 Gerak rotasi dari Prime Mover diubah menjadi gerak naik turun oleh sistem Pitman Crank Assembly.
2 Gerak naik turun ini melalui walking beam dan di teruskan ke Horse Head.
3 Oleh Horse Head, gerakan ini dijadikan gerak lurus naik turun (Up Stroke dan Down Stroke) untuk menggerakan plunger pompa melalui rangkaian rod (rod string).
4 Ketika gerakan plunger ke bawah atau pada saat downstroke, standing valve akan tertutup karena ditekan fluida diatasnya, travelling valve
terbuka karena mendapat dorongan dari fluida di working barrel, fluida bergerak masuk dari barrel ke plungernya.
5 Pada gerakan ke atas, travelling valve tertutup, standing valve terbuka karena efek penghisapan, fluida masuk dari sumur ke working barrel karena efek penghisapan tersebut.
Demikian seterusnya secara kontinyu, sehingga fluida terdorong kepermukaan dengan bantuan gerakan naik turun dari pompa angguk.
2.4 Kelebihan Dan Kekurangan Pompa Sucker Rod
A. Kelebihan Pompa Suker Rod adalah : 1. Tidak Mudah Rusak.
2. Mudah diperbaiki dilapangan.
3. Fleksible terhadap laju produksi, jenis fluida dan kecepatan bisa diatur.
4. Dari jauh akan terlihat tidak ada gerakan kalau pompa mati.
5. Harganya relatif murah.
B. Kekurangan Pompa Sucker Rod adalah :
1. Transportasi sulit, berat dan butuh tempat luas.
2. Butuh unit besar sekali untuk laju produksi besar dan sumur dalam.
3. Tidak baik untuk sumur miring / off shore.
2.5 Produktivitas Formasi
Produktivitas formasi merupakan kemampuan formasi untuk mengalirkan fluida yang terkandung di dalam reservoir menuju sumur
produksi pada tekanan tertentu yang dinyatakan dengan Produktivity Index (PI).
2.5.1 Productivity Index (PI)
Productivity Index (PI) merupakan suatu besaran yang menunjukan kemampuan berproduksi dari suatu lapisan dalam suatu formasi, dimana secara defenisi merupakan perbandingan laju produksi (q) yang dihasilkan oleh suatu sumur atau reservoir pada suatu tekanan alir dasar sumur tertentu terhadap perbedaan tekanan dasar sumur pada keadaan static (Ps) dan tekan dasar sumur pada saat terjadi aliran (Pwf) atau sering disebut Pressure Drawdown (Ps-Pwf). Pressure Drawdown adalah perbedaan tekanan yang membantu hydrocarbon dari reservoir masuk kedalam lubang sumur. Secara matematis, PI dapat dinyatakan dalam hubungan sebagai berikut :
...(2-1) Atau
...(2-2)
Keterangan : PI = Productivity Index, Bbl/hari/Psi Q = Laju Produksi, Bbl/hari
Ps = Tekana Statik Reservoir, Psi PI= Laju Produksi
Drawdown
PI= q Ps - Pwf
Pwf = Tekanan Alir Dasar Sumur, Psi
Harga q dalam suatu lapangan dapat didekati dengan persamaan untuk aliran radial adalah:
...(2-3) Asumsi yang digunakan pada Persamaan (2-3) adalah :
1. Fluida berfasa satu dan incrompressible.
2. Aliran steady state (mantap), yaitu aliran dimana tekanan dan kecepatan aliran fluida pada setiap titik dari sistem tidak berubah terhadap waktu.
3. Fluida tidak bereaksi terhadap formasi 4. Formasi homogeny.
2.5.2 Inflow Performance Relationship (IPR)
Tahapan penelitian yang dilakukan dengan mengkombinasikan antara teori dan data lapangan. Teori didapat dari studi literatur serta buku-buku tentang sucker rod pump seperti dari buku Kermit Brown vol.2a, handbook Lake W Larry dan buku yang terkait dengan desain sucker rod pump, serta laporan-laporan pendukung dari perusahaan.
Tahapan pengolahan data yang pertama dengan menghitung nilai tekanan statis (Ps) dan nilai tekanan alir dasar sumur (Pwf).
Data-data yang digunakan dari proses sonolog. Nilai Ps dan Pwf yang didapat akan digunakan untuk menghitung laju produksi
q = 0.007082 x k x h (Ps – Pwf) μ0 β0 ln ( re/rw)
maksimum sumur menggunakan metode vogel. Hubungan dari Pwf dan laju produksi akan di buat secara grafis menggunakan kurva IPR.
Vogel (1968) menggunakan model komputer untuk menghasilkan IPR untuk beberapa hipotesis reservoir tersaturasi minyak yang diproduksi dibawah beberapa range kondisi. Vogel menormalisasi perhitungan IPR dan menyajikan hubungan persamaan dalam bentuk yang lebih sederhana.
IPR metode Vogel memiliki asumsi-asumsi sebagai berikut : 1. Aliran 2 fasa
2. No skin (ini adalah kelemahan Vogel) 3. Open hole
4. Steady state (bentuk aliran) 5. Homogeny (Radial)
Rumus menghitung laju produksi optimum menggunakan metode Vogel adalah sebagai berikut :
...(2-4) Keterangan :
Q = Laju Produksi, BFPD
Qmaks = Laju Produksi Maksimum, BFPD Pwf = Tekanan Alir Dasar Sumur, psi Ps = Tekanan Statis, psi
Q
Qmax = 1 – 0,2 x (Pwf
Ps) – 0,8 x (Pwf Ps)2
Dimana tekanan statis reservoir (Ps) dan PI dianggap konstan, maka variabelnya adalah laju produksi (q) dan tekanan alir dasar sumur (Pwf), sehingga persamaan PI dapat ditulis sebagai:
...(2-5) Keterangan :
q = Laju produksi, bpd
Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psi Ps = Tekanan static sumur, psi
Ketiga data tersebut diperoleh dari test produksi dan test tekanan yang dilakukan pada sumur yang bersangkutan.
Berdasarka ketiga data tersebut, dibuat IPR sesuai dengan kondisi dari aliran fluidanya, apakah satu fasa,dua fasa atau tiga fasa.
2.6 Perhitungan Design Sucker Rod Pump (SRP) 2.6.1 Menghitung beban Polish Rod
α = SN
2
70500...(2-6)
Wr = ( M x L )...(2-7) Wf = 0.433 x SGF (L x Ap – 0,294 x Wr)...(2-8) PPRL = Wf + Wr (1+ α)...(2-9) MPRL = Wr (1- 𝛼 - 0.127)...(2-10)
Pwf = 𝑃𝑠 − q PI
Keterangan :
Wf = Berat Fluida, lb SGF = Spesifik Grafity Fluida Wr = Berat Rod Di Udara, lb
PPRL = Maximum Peak Polished Rod Load, lb MPRL = Minimum Polished Rod Load, lb
Ap = Luas Penampang Plunger, in² N = Kecepatan pompa, SPM S = Stroke length, in
L = Panjang Rod String, ft M = Berat Rod, lb/ft
2.6.2 Menentukan Stress maksimum (Smax) dan Stress minimum (Smin)
...(2-11)
...(2-12) Keterangan :
MPRL = Minimum Polished Rod Load, lb
T = Minimum Tensile Strength 90.000 psi (API grade C) Smin = MPRL
0,785
Smax = (T
4+ 0,5625 x Smin)
Tabel 2.1
Luas Penampang Rod dan Berat Rod di Udara Berdasarkan Ukuran Rod Menurut Kermit Brown (1980:9)
No Ukuran rod Luas Ar,in^2 Berat rod
1 5/8 in 0,307 1,16
2 ¾ in 0,442 1,63
3 7/8 in 0,601 2,16
4 1 in 0,785 2,88
5 1 1/8 in 0,994 3,64
Tabel 2.2
Service Factor Menurut Kermit Brown (1980:9)
Service API C API D
Non- corrosive
1,00 1,00
Salt water
0,65 0,90
Hydrogen sulfide
0,50 0,70
2.6.3 Menentukan Plunger Stroke Efektif 1. Untuk plunger over travel (inch)
𝑒𝑝= 40,8×𝐿2×𝛼
𝐸 ………...(2-13)
2. Untuk rod stretch (inch) 𝑒𝑟= 5,2×𝑆𝐺𝑓×𝐷×𝐴𝑃 𝑋 𝐿
𝐸 𝑋 𝐴𝑟 ………(2-14)
3. Tubing stretch (inch) 𝑒𝑡= 5,2×𝑆𝐺𝑓×𝐷×𝐴𝑃×𝐿
𝐸×𝐴𝑡 …..………...…(2-15)
2.6.4 Selanjutnya untuk menentukan plunger stroke effective (SP).
𝑆𝑃 = 𝑆 + 𝑒𝑝 – (𝑒𝑟 – 𝑒𝑡)………(2-16) Keterangan :
ep = plnger over travel, in er = rod stretch, in
et = tubing stretch, in
D = depth of working fluid level E = modulus young besi, 30 x 10^6 psi 2.6.5 Menentukan laju produksi pemompaan
𝑃𝑢𝑚𝑝 𝐷𝑖𝑠𝑝𝑙𝑎𝑐𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡 = 0,1484 𝑥 𝐴𝑝 𝑥 𝑆𝑝 𝑥 𝑁...(2-17) 2.6.6 Menentukan nilai counterbalance required (Cl) dan nilai torsi
maksimum (PT).
𝐶1 =𝑃𝑃𝑅𝐿+𝑀𝑃𝑅𝐿
2 ……….(2-18)
𝑃𝑇 =(𝑃𝑃𝑅𝐿−𝐶1)×(𝑇𝐹𝑚𝑎𝑥)
0,93 ……….(2-19)
Tabel 2.3
Harga Perkiraan Max. Torque Factor untuk Conventional Unit dan Air Balanced (Lufkin)
Stroke, in
Torque Factor
Stroke, in Torque Factor 16
24 30 36 42 48 54
8.5 13 16 19 22 26 29
64 74 86 100 120 144 168
34 39 45 52 63 75 87
(Sumber : Kermit, Brown 1984:41)
Tabel 2.4
Harga Perkiraan Max. Torque Factor untuk Mark II Stroke,
in
F1 F2
64 74 86 100
8.5 13 16 19
37 43 51 57
120 144 168
22 26 29
71 88 102
(Sumber : Kermit, Brown 1984:41)
2.6.7 Daya Prime Mover (HP) HP =𝐾𝑥𝑆𝑃𝑀𝑥𝑆𝑥𝐷
𝑃𝑀𝐹 ………….………...………(2-20)
Keterangan :
HP = prime mover horse power K = konstanta plunger
PMF = konstanta dari prime mover 2.6.8 Untuk mengetahui Evisiensi Volumetris
𝐸𝑣 = 𝑞
𝑃𝐷× 100%...(2-21)
40
Penelitian Tugas Akhir yang berjudul “PERHITUNGAN DESAIGN SUCKER ROD PUMP PADA SUMUR ‘X’ LAPANGAN ‘Y’” disusun dengan menggunakan suatu metode penelitian agar mempermudah dalam menyelesaikan Tugas Akhir. Adapun metode penelitian yang digunakan adalah sebagai berikut:
3.1 Pendahuluan
Pada pendahuluan ini merupakan tahapan yang dilakukan dengan metode studi pustaka, wawancara dan observasi lapangan. Pada studi pustaka dapat dilihat pada buku Kermit Brown. Dilakukan dengan cara meninjau langsung kegiatan-kegiatan yang dilakukan dilapangan.
Selanjutnya melakukan proses tanya jawab dengan pembimbing lapangan yaitu bapak Nurcahya Megantara tentang dasar-dasar Sucker Rod Pump, alasan untuk mendesain Sucker Rod Pump. Dan dengan pihak-pihak yang memahami terkait dengan judul yang diambil.
3.2 Pengambilan Data
Data yang diambil adalah data sumur dan data yang dibutukan.
Data sumur yaitu meliputi Total Kedalaman Sumur, SFL, DFL, Kedalaman Top Perforasi, Kedalaman Bottom Perforasi, GF, SG minyak, SG air, SG Liquid, Laju Produksi Total (Qt), Laju Produksi Minyak (Qo), Kadar Air (Wc), Static Pressure, Pwf.
3.3 Pengolahan Data
Sebelum mengoptimalkan maka perlu dilakukan perhitungan yaitu mencari nilai PI dan Q max pada IPR. Kemudian menghitung Desain Sucker Rod Pump dan menentukan jenis pompa SRP yang akan di pasang.
Gambar 3.1 Diagram Alir Pengolahan Data:
1. Inflow Performance Relationship (IPR) 2. Produktifity Index (PI)
3. Design Pompa SRP
Kesimpulan
Menentukan Pompa SRP yang akan dipasang
Mulai
Studi Literatur
Data Sumur:
Total Kedalaman Sumur
SFL
DFL
Mid Perfo
Top Perfo
Bottom Perfo
GF
SG Minyak
SG Air
SG Liquid
Data Produksi :
Q total
Q oil
WC
PS
Pwf
Selesai
Pengumpulan Data
43
4.1 Sejarah PT. PERTAMINA EP Asset 1 Rantau Field
Dalam perkembangan sejarah pertambangan dan industri perminyakan di bumi Nusantara, PT. PERTAMINA EP Asset 1 Rantau Field yang berkedudukan di Kecamatan Rantau, Kabupaten Aceh Tamiang, Provinsi Aceh, sekitar 142 km Barat Laut Kota Medan, 62 km dari Pangkalan Berandan dan 9 km dari Kuala Simpang (Ibu Kota Kabupaten Aceh Tamiang). Penemuan ladang minyak pertama di Indonesia di daerah konsesi perkebunan Telaga Said dari Sultan Langkat, yang disebut dengan Telaga Tunggal di Daerah Pangkalan Berandan, yang ditemukan oleh A. J. Zijlker pada Tahun 1928. Awal penemuan ladang minyak di Daerah Aceh Timur dilakukan oleh BPM, yaitu sebuah Perusahaan Belanda. Perusahaan itu melakukan pengeboran di Daerah Rantau pada sumur R-1 (Desember 1928), pengeboran ini dilakukan hingga kedalaman 340 m, dan pada Bulan Februari 1929 pengeboran selesai dilakukan dengan produksi minyak sebesar 856 BOPD.
Keberhasilan pengeboran pada sumur R-1 kemudian dilanjutkan dengan pengeboran kedua pada sumur R-2 yang selesai dilakukan pada Bulan Mei 1929 dan menghasilkan minyak pada kedalaman 290 m sebanyak 105 m3/hari. Selanjutnya dilakukan pengeboran lagi pada
sumur-sumur berikutnya, sehingga pada masa BPM telah dilakukan pengeboran sumur minyak sebanyak 173 sumur.
Pada Tahun 1954, Pemerintah Indonesia menggabungkan lapangan-lapangan minyak yang ada di Sumatera Utara (Langkat) dan Aceh (Aceh Timur) di bawah satu perusahaan yang diberi nama Perusahaan Tambang Minyak Sumatera Utara. Selanjutnya pada Bulan Oktober 1957 menjadi PT. ETMSU yang berkedudukan di Pangkalan Berandan. Sedangkan lapangan-lapangan minyak yang ada di Daerah Aceh Timur ditempatkan di bawah pengawasan Kepala Lapangan Eksplorasi dan Produksi Rantau. Pada Tanggal 10 Desember 1957, PT.
ETSMU berubah nama menjadi Perusahaan Negara Pertambangan Minyak Nasional.
Pada Tahun 1960, melalui kerja sama dengan sebuah Perusahaan Swasta Jepang, North Sumatera Oil Development Company. Disepakati peminjaman kredit US$ 53 Juta dalam bentuk perlengkapan, mesin- mesin produksi, material, bantuan teknik, dengan jangka waktu pembayaran selama 10 tahun yang dibayar dengan minyak mentah.
Dengan adanya bantuan kredit ini maka Perusahaan Negara Pertambangan Minyak Nasional melakukan rehabilitas terhadap sarana dan prasarana produksi serta pengembangan struktur-struktur MIGAS yang baru. Melalui kerjasama dengan North Sumatera Oil Development Company tersebut, maka Perusahaan Negara Pertambangan Minyak Nasional berkembang dengan pesat dan produksi minyak di Lapangan
Rantau terus meningkat, sehingga pada Tahun 1971 produksi minyak mencapai 350.000 BOPD.
Dengan adanya peningkatan produksi tersebut, maka pada Tahun 1972 Lapangan Rantau dapat melaksanakan pembangunan dan perluasan perumahan karyawan di Komplek Rantau, Tanjung Seumentok, Serang Jaya dan Pangkalan Susu serta pembangunan fasilitas penunjang lainnya.
Seiring dengan meningkatnya produksi minyak, produksi gas juga mengalami peningkatan. Jika sebelumnya produksi gas langsung dibakar melalui flare, maka pada Tahun 1966 dimulai pembangunan Kilang LPG di Komplek Rantau, yang beroperasi tahun 1969 dengan kapasitas produksi sebesar 30.200 MMscfd LPG. Pada Tahun 1971, pemerintah mengeluarkan UU Nomor 8 yang mengatur agar pengelolaan minyak dan gas bumi berada dibawah satu BUMN yang bernama PERTAMINA.
Seiring dengan kegiatan EP MIGAS yang terus-menerus, kapasitas produksi MIGAS di PERTAMINA EP Rantau mulai mengalami penurunan akibat dari menurunnya produksi minyak pada sumur-sumur yang menyemburkan minyak secara alami. Untuk meningkatkan produksinya maka PERTAMINA EP Rantau mulain menggunakan teknik semburan buatan dengan cara memasukkan gas (injeksi gas) ke dalam sumur-sumur produksi, sehingga pada Tahun 1985 di bangun Stasiun Kompresor Tekanan Tinggi di Tanjung Seumentok untuk menaikkan tekanan gas injeksi. Penurunan produksi juga terjadi pada produksi gas, sehingga jumlah gas hanya mencukupi untuk injeksi sumur
dan keperluan utilitas. Sehingga pada awal Tahun 1998, LPG Plant ditutup.
Semasa masih bernama PT. PERTAMINA (Persero) Daerah Operasi Hulu NAD-SUMBAGUT luas areal 20.493,42 km2 mulai dari Aceh hingga Sumatera Utara, namun setelah perubahan struktur organisasinya menjadi PT. PERTAMINA EP Rantau Field Region Sumatera sejak 13 September 2005, luas arealnya menjadi 4390 km2. Kemudian 01 Maret 2013 terjadi reorganisasi di PT. PERTAMINA EP sehingga saat ini menjadi PT. PERTAMINA EP Asset 1 Rantau Field.
4.2 Perubahan Hukum dan Regulasi 1. Pengatur (Regulator)
A. Sebelum UU Nomor 22/2001, PERTAMINA mempunyai status khusus sebagai regulator minyak dan gas berdasarkan undang- undang.
B. Setelah UU Nomor 22/2001, kebijakan umum untuk industri adalah DITJEN minyak dan gas. Untuk pengaturan dan pengawasan berbagai entitas bisnis dilakukan oleh badan-badan pelaksana, untuk hulu (BP minyak dan gas) dan hilir (BPH minyak dan gas).
2. Operator
A. Sebelum UU Nomor 22/2001, PERTAMINA memonopoli pengelolaan industri minyak dan gas Indonesia. Sektor hilir sebagai operator tunggal dan sektor hulu melakukan kontrak
dengan berbagai perusahaan lain melalui kontrak bagi hasil (production sharing).
B. Setelah UU Nomor 22/2001, PERTAMINA hanya pemain biasa.
Sektor hilir kini terbuka bagi operator manapun yang memperoleh lisensi dari pemerintah dan sektor hulu kini terbuka bagi berbagai operator yang memperoleh kontrak dengan pemerintah.
3. Pengelola (Custodian) Sumber Daya Alam
A. Sebelum UU Nomor 22/2001, PERTAMINA berperan sebagai pengelola sumber daya alam, mengambil nilai ekonomis (rents) dari sumber minyak dan gas sebagai representasi dari pemerintah.
B. Setelah UU Nomor 22/2001, peran sebagai pengelola sumber daya kini di alihkan ke badan-badan pelaksana.
4.3 Makna Logo PERTAMINA
Logo PERTAMINA sangat berarti karena pengembangan filosofi dan tampilan visual logo PERTAMINA adalah hasil analisa dan penelitian mendalam yang dilaksanakan untuk memahami bagaimana lingkungan bisnis dan pasar beroperasi pada tingkatan yang berbeda, diperoleh melalui konvensi bersama dari pekerja dan top management serta merupakan simbol atau lambang menggambarkan filosofi, visi, misi dan aspirasi perusahaan. Arti bentuk logo PERTAMINA, mengandung makna simbol “Anak Panah” yang melambangkan aspirasi organisasi PERTAMINA untuk senantiasa bergerak ke depan, maju dan progresif.
Simbol tersebut terlihat seperti monogram huruf “P” yang merupakan hurup pertama kata “PERTAMINA”.
Logo PERTAMINA juga melambangkan kebanggaan nasional Indonesia, ketiga elemennya melambangkan pulau-pulau dengan berbagai skala yang merupakan bentuk Negara Indonesia. Kata
“PERTAMINA” merupakan nama perusahaan dari PERTAMINA dan bukan merupakan singkatan atau akronim serta tulisannya harus berwarna hitam kecuali ditentukan lain dalam ketentuan ini. Warna logo PERTAMINA mencerminkan karakter korporat, merah berarti keuletan dan ketegasan serta keberanian dalam menghadapi berbagai macam kesulitan, biru berarti handal, dapat dipercaya dan bertanggung jawab serta hijau berarti sumber daya energi yang berwawasan lingkungan.
4.4 Visi, Misi dan Tata Nilai PT. PERTAMINA EP 1. Visi
Menjadi PERTAMINA EP Kelas Dunia.
2. Misi
Melaksanakan pengusahaan sektor hulu minyak dan gas dengan berwawasan lingkungan, sehat dan mengutamakan keselamatan serta keunggulan yang memberikan nilai tambah bagi pemangku kepentingan.
3. Tata Nilai : A. Clean
Dikelola secara profesional, menghindari benturan kepentingan, tidak menoleransi suap, menjunjung tinggi kepercayaan dan integritas, berpedoman pada asas-asas tata kelola korporasi yang baik.
B. Competitive
Melaksanakan pengusahaan sektor hulu minyak dan gas dengan berwawasan lingkungan, sehat dan mengutamakan keselamatan serta keunggulan yang memberikan nilai tambah bagi pemangku kepentingan.
C. Confident
Berperan dalam pembangunan ekonomi nasional, menjadi pelopor dalam reformasi BUMN dan membangun kebanggaan bangsa.
D. Customer Focused
Berorientasi pada kepentingan pelanggan dan berkomitmen untuk memberikan pelayanan terbaik kepada pelanggan.
E. Commercial
Menciptakan nilai tambah dengan orientasi komersial, mengambil keputusan berdasarkan prinsip-prinsip bisnis yang sehat.
