Sucker Rod Pump (Pompa Angguk)

Pompa Angguk atau Sucker Rod Pump adalah: suatu alat bantu untuk mengangkat cairan dari formasi kepermukaan yg merupakan bagian dari pengangkatan buatan (artificial lift).

Pengoperasian Pumping Unit (Sucker Rod Pump) merupakan salah satu teknik pengangkatan buatan yang digunakan untuk membantu mengangkat minyak dari dasar sumur ke permukaan tanah sampai ke tanki penampungan. Metode inidigunakan karena penurunan energi alami atau tekanan reservoir sumur tersebut sudah tidak mampu lagi mengangkat minyak ke permukaan.

Prinsip kerja Pumping Unit yaitu mengubah gerak rotasi dari Prime Mover menjadi gerak naik turun oleh sistem Pitman Crank Assembly, kemudian gerak ini melalui walking beam di teruskan ke Horse Head di jadikan gerak lurus naik turun (Up Stroke dan Down Stroke) untuk menggerakan plunger melalui rangkaian rod.

Keuntungan SRP adalah :

Tidak mudah rusak Mudah diperbaiki di lapangan Fleksibel terhadap laju produksi, jenis fluida dan kecepatan bisa diganti Teknologi mudah dikuasai oleh orang lapangan Mudah diketahui dari jauh unit mesin masih kerja/tidak.

Kelemahan :

1. Berat, dan butuh tempat luas, transportasi sulit.2. Tidak baik untuk sumur miring/offshore

BAB I

Pendahuluan

1.1.        Latar Belakang

Pada setiap sumur minyak baru yang sudah siap untuk diproduksi, biasanya

diharapkan minyak mengalir ke permukaan dengan tenaga yang tersedia secara alami pada

reservoir sumur minyak itu sendiri.

Proses ini akan berlangsung sampai pada satu titik dimana tenaga yang tersedia akan

berkurang, sehingga kemampuan untuk mengangkat minyak ke permukaan akan terhenti.

Agar minyak yang masih dalam sumur dapat lagi mengalir ke permukaan, maka perlu

menggunakan Artificial Lift.

Artificial Lift adalah setiap metode yang diipakai untuk memproduksi minyak mentah

dari sumur setelah tekanan yang tersedia secara alami dalam sumur itu tidak mampu lagi

untuk mengangkat minyak ke permukaan.

“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 sumur buatan.

Sesudah fluida sampai ke permukaan dan melewati choke, fluida akan melalui pipa-

pipa (sistim) di permukaan untuk dialirjan ke fasilitas permukaan. Hal utama yang harus

diperhatikan dalam aliran pipa horizontal adalah penentuan penurunan tekanan sepanjang

aliran pipa penentuan diameter pipa yang diperlukan. Dalam memperkirakan penurunan

tekanan yang terjadi, dapat digunakan berbagai kolerasi yang telah tersedia (Horizontal Flow

Performance).

Fluida produksi dari kepala sumur dialirkan dengan pipa alir (flow line) ke tempat

pengumpulan (block station) dan fluida tersebut dapat terdiri dari minyak, air dan gas. Sesuai

dengan permintaan dari pabrik pengilangan minyak (refinery) ataupun pesyaratan yang harus

dipenuhi sebelum dikapalkan, maka antara minyak, air, dan gas harus dipisahkan. Hampir

semua perusahaan pipa minyak menghendaki agar minyak yang ditransport tidak

mengandung lebih dari 2-3% air dan padatan. Proses pemisahaan fluida produksi meliputi

berbagai cara pemmisahaan padatan-padatan dari minyak, pemisahan air dan gas dari minyak

serta pemecahan emulsi. Bebagai peralatan digunakan untuk proses pemisahan yang terdiri

dari masing-masing komponen, maupun merupakan gabungan-gabungan dari pada komponen

yang membentuk satu sistim pemisahan. Minyak yang telah dipisahkan dialirkan dan

ditampung pada yangki penimbunan (storage tank), kemudian akan dikirim ke refinery atau

ke terminal pengapalan dengan jalan mengalirkan melalui pipa salur (pipe line).

1.2.        TujuanAgar dapat memahami tentang tahap produksi khususnya sembur buatan (artificial lift)

1.3.        Rumusan Masalah

1.      Jelaskan yang dimaksud dengan Artificial !

2.      Sebutkan metode-metode artificial !

3.      Jelaskan metode-metode artificial !

BAB II

Artificial Lift

Pengangkatan buatan adalah merupakan suatu usaha untuk membantu mengangkat

fluida produksi sumur ke permukaan dengan jalan memberikan energi mekanis dari luar.

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) yang masing-masing peralatan tersebut akan dijelaskan di bawah

ini.

2.1.     Gas LiftGas Lift System merupakan suatu metode untuk mengngkat 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 system dilengkapi dengan beberapa mandrel tempat

duduknya Gas Lift Valve.

Adapun dasar operasi gas lift untuk mengangkat minyak dari dasar sumur ke

permukaan, adalah sebagai berikut :

     Pengurangan atau penurunan gradien fluida di dalam tubing.

     Pengembangan gas yang diijeksikan ke dalam sumur.

     Pendorongan fluida reservoir ke permukaan oleh gas injeksi bertekanan tinggi.

Ditinjau dari cara penginjeksian gas, maka gas lift dibedakan menjadi dua, yaitu :

     Continuous gas lift, yaitu gas diinjeksikan secara terus menerus ke dalam annulus melalui

valve yang dipasang pada tubing, maka gas akan masuk ke dalam tubing.

     Intermittent gas lift, yaitu gas diinjeksikan secara terputus-putus pada selang waktu tertentu,

sehingga dengan demikian injeksi gas merupakan suatu siklus dan diatur sesuai dengan laju

fluida yang mengalir dari formasi ke lubang sumur.

Beberapa kelebihan gas lift dibandingkan dengan metode sembur buatan lain, yaitu:

a)      Biaya peralatan awal untuk instalasi gas-lift biasanya lebih rendah, terutama sekali untuk

pengangkatan sumur dalam (deep lift).

b)      Pasir (bahan abrasif) yang ikut terproduksi tidak merusak kebanyakan instalasi gas-lift.

c)      Gas-lift tidak tergantung/dipengaruhi oleh design sumur

d)     Umur peralatan lebih lama

e)      Biaya operasi biasanya lebih kecil,terutama sekali untuk deeplift

f)       Ideal untuk sumur-sumur dengan GOR tinggi atau yang memproduksikan buih gas (gas-cut

foam).

Gas-lift dapat diterapkan hamper pada setiap lapangan asalkan ada cukup gas dan

bukan minyak-berat. Ada dua metode gas-lift yang dapat diterapkan, yaitu continuous gas

lift, dan intermittent gas lift.

Peralatan gas lift dapat dibedakan dalam dua kelompok, yaitu :

A. Peralatan di Atas Permukaan

Peralatan di atas permukaan adalah semua peralatan yang diperlukan untuk proses

injeksi gas ke dalam sumur yang terletak di permukaan. Peralatan-peralatan tersebut

meliputi :

1.      Wellhead dengan Christmas tree.

Rangkaian peralatan di atas permukaan untuk gas lift sama seperti peralatan wellhead dan

christmas tree pada sumur sembur alam. Untuk gas lift, christmas tree ini ditambah dengan

peralatan khusus untuk mengatur jumlah gas yang masuk ke dalam sumur serta tekanannya.

2.      Stasiun kompresor.

Kompresor digunakan untuk menaikkan tekanan gas yang diijeksikan. Di dalam stasiun

kompresor terdapat beberapa buah kompresor yang dihubungkan dengan manifold. Dari

stasiun kompresor ini gas bertekanan tinggi dikirimkan ke sumur-sumur melalui stasiun

distribusi.

3.      Stasiun distribusi.

Adalah fasilitas penyaluran gas injeksi dari stasiun kompresor ke sumur-sumur dengan sistem

manifold-nya. Dalam menyalurkan gas injeksi dari kompresor ke sumur terdapat beberapa

macam cara, yaitu :

     Stasiun distribusi langsung. Pada sistem ini gas dari kompresor disalurkan langsung ke sumur

produksi. Sistem ini mempunyai kelemahan yaitu bila kebutuhan gas untuk masing-masing

sumur tidak sama sehingga injeksi tidak efisien.

     Stasiun distribusi dengan pipa induk. Sistem ini lebih ekonomis karena panjang pipa dapat

diperpendek. Tetapi karena sumur yang satu berhubungan dengan sumur yang lain, maka bila

salah satu sumur sedang dilakukan injeksi gas, sumur lain bisa terpengaruh.

     Stasiun distribusi dengan stasiun distribusi. Stasiun ini sangat efektif sehingga sering

digunakan. Gas dikirim dari stasiun pusat kompresor ke stasiun distribusi kemudian dibagi ke

sumur-sumur dengan menggunakan pipa.

4.      Alat-alat kontrol

Alat-alat ini meliputi choke, regulator, time cycle control, pressure control. Choke yang

dirangkai dengan regulator berfungsi untuk mengatur (membatasi) jumlah gas yang

diinjeksikan sesuai dengan tekanan yang dibutuhkan. Sedangkan time cycle control

dipergunakan untuk mengontrol laju injeksi aliran gas dengan interval waktu yang

dikehendaki. Alat ini dipakai pada intermittent flow. Penggunaan gas lift pada sumur-sumur

minyak mempunyai keuntungan tersendiri bila dibandingkan dengan metoda pengangkatan

lainnya, keuntungan itu antara lain adalah :

     Dapat dilakukan pada sumur-sumur yang mempunyai tekanan sampai 4000 psi, dan dapat

menghasilkan rate produksi sebesar 5000 BBL/hari.

     Dapat dilakukan untuk sistem komplesi dengan menggunkan tubing yang kecil (macaroni),

dengan berbagai jenis valve-valve dan dioperasikan dengan wire line. Dapat digunakan untuk

operasi kick-off ataupun untuk proses pengosongan (unloading).

     Digunakan pada sumur-sumur yang mempunyai problem kepasiran.

     Masih mungkin digunakan pada sumur-sumur yang memilki GOR tinggi.

     Umur peralatan relatif lebih lama.

     Mempunyai biaya awal dan biaya operasi lebih murah untuk kondisi-kondisi seperti di atas.

B. Peralatan di Bawah Permukaan

Peralatan bawah permukaan dari gas lift tidak berbeda jauh dengan peralatan pada

sembur alam, hanya disini ditambah dengan valve-valve gas lift. Yang paling umum dipakai

pada saat ini adalah jenis pressure charge bellow valve. Dalam keadaan normal valve ini

tertutup (karena adanya tekanan di dalam bellow) dan akan bekerja berdasarkan tekanan

injeksi.

Valve-valve ini dipasang pada tubing dan berfungsi untuk :

     Mengosongkan sumur dari fluida workover atau kill fluid supaya injeksi gas dapat mencapai

titik optimum di dalam tubing.

     Mengatur aliran injeksi gas ke dalam tubing, baik pada proses unloading (pengosongan

sumur) maupun pada proses pengangkatan fluida.

2.1.1    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.

Gambar 3.3 memperlihatkan tipe instalasi aliran continue. Ada enam katup (valve)

didalam sumur. Empat katup bagian atas digunakan sebagai katup pengosongan sumur

(unloading valve) dari fluida workover , untuk mencapai katup operasi kelima (operating

valve). Satu katup tambahan dibawah “titik injeksi” (point of injection) ditambahkan untuk

kondisi keamanan atau kondisi sumur yang berubah. Karena terdapat satu katup dibawah

katup operasi, permukaan fluida pemati sumur (kill fluid) mencapai “titik keseimbangan”

(point of balance) antara tekanan casing dan tekanan didalam tubing. Tanpa katup ini didalam

sumur , permukaan cairan didalam casing akan tetap pada kedalaman katup-lima (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 :

a)      Produktifitas tinggi dan tekanan static tinggi (permukaan fluida dalam sumur pada saat static

dapat mencapai 70% dari kedalaman sumur).

b)      Productivity index (PI) rendah,tetapi tekanan dasar sumur tinggi

2.1.2. 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 sensitive terhadap perbedaan tekanan antara casing dan tubing. Metode ini

lebih cocok untuk sumur-sumur dengan tekanan dasar-sumur rendah.

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 tersebut dapat

dilakukan dengan menggunakan:

a.       Surface-controller dengan menggunakan “jam” (clock)

b.      Choke, yang bekerja atas perubahan tekanan casing atau tubing.

Penghentian injeksi gas diperlukan untuk member kesempatan terhadap cairan masuk

dan terkumpul didalam tubing diatas titik-injeksi. Setelah terkumpul baru diinjeksikan gas

dan gas akan mendorong fluida kepermukaan dalam bentuk kolom cairan (slug). Lamanya

penghentian tergantung pada produktifitas formasi. Jika produktifitas farmasi besar, maka

lamanya penghentian injeksi kecil (singkat). Sedangkan bila produktifitas sumur kecil , maka

pernghentian injeksi memerlukan waktu yang lama

Intermittent gas-lift dapat digunakan pada dua kondisi sumur , yaitu :

a.       PI tinggi ( ≥ 0,5) dengan tekanan dasar-sumur rendah , atau

b.      Pi rendah dengan tekanan dasar sumur rendah

Dalam metode intermittent pada gambar 3.4 sebelum gas diinjeksikan , minyak

dibiaran dulu membentuk kolom (slug) diatas katup (gas-lift) didalam tubing. Karena gas

diinjeksikan dan tekanan naik didalam annulus,maka katup membuka pada tekanan-bukanya

yang diikuti oleh aliran gas kedalam tubing. Gas ini akan mendorong kolom minyak keatas.

Selama pendorongan ini sebagian cairan akan mengalir kembali kebawah. 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 kepermukaan.

2.2.     Hidraulic Oil Well Pumping

Hydraulic Pump System adalah salah satu bentuk metode lain yang dipakai untuk

memompakan minyak mentah dari dalam sumur bila tenaga reservoir yang tersedia tidak

mampu lagi untuk mengangkat minyak mentah kepermukaan. Hydralic 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.

Bula power fluid tersebut dipakai untuk mempercepat produksi dengan system nozzle,

disebut Jet Pumping.

Pada hydraulic pumping system, minyak mentah atau air diambil dari storage tank

dan masuk ke Triplex / Multiplex pump. Fluida dengan tekanan rendah dipompakan dengan

triplex pump dikontrol dengan keran-keran di stasiun pengontrol dan didistribusi kesatu atau

wellhead dan langsung ke pompa didalam sumur.

Dalam piston pump, fluida menggerakkan engine serta pompa. Fluida pendorong ini

kembali ke pemrukaan dengan minyak terproduksi dan dialirkan ke storage tank.

Beberapa criteria dari penggunaan Hydraulic Pumping sebagai berikut:

         Biasanya dioperasikan dengan power oil, kadang-kadang air

         Cocok untuk sumur ber-volume relative tinggi

         Tepat untuk sumur yang dalam dan casing yang kecil

         Tidak cocok untuk sumur yang terproduksi pasir

2.3.     Beam Type Pumping Unit (BPU)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 dipertimbangkandalam perencanaan sistim yang tepat.

Design engineer harus mengetahui sepenuhnya fungsi dan segi rumit tiap bagian dari sistim

keseluruhan jika kinerja optimum yang diharapkan. Walaupun kelihatan sederhana,kelakuan

sistim beam dan sucker-rod kompleks sekali didalam praktek lapangan.

Metode pemompaan sumur-minyak dapat dibagi kedalam dua kelompok utama , yaitu

:

a)      Sistim rod , dimana gerakkan peralatan pemompaan bawah-permukaan berasal dari

permukaan dan ditransmisikan kepompa dengan memakai rangkaian-rod (rod string).

b)      Sistim tanpa rod , dimana gerakan pemompaan dari pompa bawah permukaan dihasilkan

dengan menggunakan selain sucker-rod.

Dari dua kelompok diatas yang pertama diwakili sistim pemompaan beam , dan kedua

diwakili sistim pemompaan hidrolik dan sentrifugal.

Sistim pemompaan terdiri dari lima bagian yaitu :

1)      Pemompa penggerak sucker rod dibawah permukaan

2)      Rangkaian sucker rod yang mentransmisikan gerakan pemompaan dipermukaan dan tenaga

untuk pompa bawah permukaan (subsurface pump). Juga termasuk rangkaian tubing atau

casing yang diperlukan didalam mana sucker rod beroperasi dan menyalurkan fluida yang

dipompakan dari pompa kepermukaan.

3)      Peralatan pemompaan dipermukaan yang merubah geraan rotasi dan penggerak utama (prime

mover) menjadi gerakkan osilasi linier.

4)      Unit tranmisi tenaga atau “speed reducer”

5)      Prime mover yang menyediakan tenaga yang diperlukan kepada sistim.

Gambar 3.5 memperlihatkan berbagai komponen suatu sisitim lengkap pemompaan beam.

Butir (3) dan (4) diatas menunjukkan unit pemompaan beam.

Gambar 3.6 memperlihatkan susunan peralatan dipermukaan (surface equipment) untuk tipe

konvensional.

Gerakan rotasi dari “crank arm” dirubah jadi gerakan osilasi (naik 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 “bridle” (susunan kabel penggantung) digunakan untuk

memastikan bahwa pemasangan “sucker rod string” (rangkaian sucker rod) adalah vertical

sepanjang waktu sehingga tidak ada momen lengkung yang digunakan terhadapa bagian

tersebut dari rangkaian sucker rod diatas “stuffing box”. Kombinasi “polished rod” dan

stuffing-box digunakan untuk mempertahankan sekat (seal) cairan yang baik untuk

permukaan.

Gambar 3.7 adalah salah satu instalasi pompa bawah-permukaan (subsurface pump)

tipe “tubing-pump”, yang terdiri dari empat elemen dasar:

a)      Working barrel

b)      Plunger

c)      Katup hisap/masuk (standing valve)

d)     Katup buang/keluar (traveling valve)

Gambar diatas memperlihatkan lokasi standing valve dan traveling valve pada saat langkah

naik (upstroke), sebelah kiri; dan langkah turun (downstroke), sebelah kanan.

2.4.     Electric Submergible Pump (ESP)

Electric Submergible Pump (ESP) merupakan pompa jenis sentrifugal yang

sigerakkan oleh tenaga motor listrik. Pompa ini disebut pompa submergible karena dalam

operasinya pompa dan motor berada di bawah fluid level atau tercelup di dalam fluida.

Pada mulanya pompa ini dikembangkan terutama untuk memompa air ditambang,

atau pada kapal. Perkembangan selanjutnya, pompa ESP memungkinkan digunakan pada

sumur dalam dan memberikan laju produksi yang besar. Selain untuk sumur produksi, pompa

ESP digunakan pada proyek-proyek water-flooding dan pressure maintenance dimana

dipasang pada sumur-sumur injeksi. Selain itu dapat digunakan pada sumur yang dikomplesi

tidak menggunakan tubing (tubingless completion) dan produksi dilakukan melalui casing.

System pompa ESP atau pompa listrik sentrifugal terdiri dari tujuh elemen dasar, yaitu:

a.       Motor listrik

b.      Protector

c.       Separator gas

d.      Pompa sentrifugal bertingkat banyak (multistage)

e.       Kabel listrik

f.        Switchboard

g.      Transformer

Pada pemakaian normal, pompa ESP atau sentrifugal dimasukkan ke dalam tubing

dan dicelupkan ke dalam fluida sumur. Instalasi ini dapat dipakai pada lubang bengkok

(crooked hole) atau sumua-sumur yang dibor secara berarah (directional).

Keuntungan pompa ESP adalah biaya perawatan rendah, demikian juga biaya

pemasangan, terutama untuk lokasi yang jauh di pedalaman dan pada operasi lepas pantai.

Gambar 3.8 mempelihatkan unit pompa listrik sentrifugal secara keseluruhan.

Prinsip kerja Electric submersible pump adalah berdasarkan pada prinsip kerja pompa

sentrifugal dengan sumbu putarnya tegak lurus. Pompa sentrifugal adalah motor hidrolik

dengan jalan memutar cairan yang melalui impeller pompa, cairan masuk ke dalam impeller

pompa menuju poros pompa, dikumpulkan oleh diffuser kemudian akan dilempar ke luar.

Oleh impeller tenaga mekanis motor dirubah menjadi tenaga hidrolik. Impeller terdiri dari

dua piringan yang didalamnya terdapat sudu-sudu, pada saat impeller diputar dengan

kecepatan sudut w, cairan dalam impeller dilemparkan keluar dengan tenaga potensial dan

kinetik tertentu. Cairan yang ditampung dalam rumah pompa kemudian dievaluasikan

melalui diffuser, sebagian tenaga kinetik dirubah menjadi tenaga potensial berupa tekanan.

Karena cairan dilempar ke luar maka terjadi proses penghisapan.

Pada dasarnya pompa ESP adalah pompa setrifugal bertingkat banyak, dimana poros

pompa sentrifugal dihubungkan langsung dengan motor penggerak. Motor penggerak

menggunakan tenaga listrik yang disuplai dari permukaan dengan perantaraan kabel listrik

dan sumber listrik diambil dari pembangkit tenaga listrik (power plant) setiap lapangan

minyak.

Sistim peralatan pompa ESP dibagi menjadi dua, yaitu:

         Peralatan bawah permukaan

         Peralatan permukaan

2.5.     Progressing Cavity Pump (PCP)

PCP merupakan suatu metode dari artificial lift system yang digunakan untuk

memompa minyak kepermukaan dengan memanfaatkan ulir dari pompa. Keuntungan

penggunaan PCP, yakni:

1.      PCP hanya memerlukan daya sebesar 30 % daya yang diperlukan oleh ESP untuk sumur

yang sama.

2.      Biaya perawatan sumur yang murah. Karena pekerjaan ulang (service) cukup menggunakan

crane yang berkapasitas 15 ton untuk mengangkat peralatan bawah permukaan jika terjadi

kerusakan atas untuk penggantian. Sedangkan peralatan dipermukaan kecil kemungkinan

untuk rusak.

3.      Efisiensi volumetris pompa ulir tersebut tidak berpengaruh oleh tekanan pipa alir.

4.      Laju alir dari pompa ulir tersebut tidak terpengaruh oleh tekanan pipa alir.

5.      Dapat mengangkat fluida yang berpasir.

6.      Bagian penggerak utama, termasuk motor terdapat di permukaan, sehingga kemungkinan

rusak karena kondisi sumur sangat kecil. Untuk perbaikan pada rangkaian ini, perangkat

perawat sumur tidak diperlukan.

7.      Dapat melakukan sirkulasi melalui pipa produksi setelah rotor diangkat dari stator.

8.      Jumlah suku cadang lebih sedikit.

Kelemahan penggunaan PCP :

1.      Sumur produksi sebaiknya vertical well

2.      Kedalaman sumur maksimal 4000 ft

3.      Kapasitas produksi maksimum 2000 BFPD

4.      Usia stator dapat mencapai 2 tahun

5.      Tidak dapat dipergunakan untuk sumur yang aromatic dan mengandung H2S yang tinggi.

BAB III

Penutup3.1.        Kesimpulan

“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 sumur buatan.

Sesudah fluida sampai ke permukaan dan melewati choke, fluida akan melalui pipa-

pipa (sistim) di permukaan untuk dialirkan ke fasilitas permukaan. Hal utama yang harus

diperhatikan dalam aliran pipa horizontal adalah penentuan penurunan tekanan sepanjang

aliran pipa penentuan diameter pipa yang diperlukan. Dalam memperkirakan penurunan

tekanan yang terjadi, dapat digunakan berbagai kolerasi yang telah tersedia (Horizontal Flow

Performance).

3.2.        Kritik dan Saran

Dalam makalah ini penulis mengharapkan apa yang bermanfaat dalam makalah ini

hendaknya pembaca bisa mengambil ilmu sebagai penambahan wawasan tentang artificial.

Sucker Rod Pump adalah adalah salah satu dari alat Artificialift untuk membantu dalam proses pengambilan Minyak Bumi disamping ESP, PCP pump, Jet Pump dll.

kali ini saya akan memposting mengenai Keriteria Pengunaan Sucker Rod Pump (SRP), untuk lebih jelasnya silahkan anda baca postingan dibawah ini yang akan menjelaskan keriteria, keuntungan dan kerugian dari penggunaan Sucker Rod Pump.

A. Kriteria Penggunaan Sucker  Rod  Pump (SRP)

1. Produktivitas sumur, Q antara : 100 –  2000 BPD2. Tekanan reservoir (Pr), dimana Pr sebanding  dengan tinggi kolom cairan dalam

tubing dimana, minimal 1/3 dari kedalaman perforasi.3. Kedalaman sumur antara :  8000 – 12000 ft.4. Tidak dapat digunakan untuk Sumur Directional.5. Kemampuan SRP untuk mengatasi problem :

                         Pasir      : sedang                         Parafin   : buruk                         Scale     : baik                         Korosi   : baik                         GOR     : sedang                         Emulsi   : baik

     6. SRP fleksibel untuk mengubah laju produksi dan mudah pengoperasiannya.

B. Keuntungan dan Kerugian SRP

Keuntungan SRP :

1. Tidak mudah rusak dan mudah diperbaiki di lapangan2. Mudah dioperasikan dan lebih ekonomis untuk penggunaan   jangka panjang

3. Fleksibel terhadap laju produksi, jenis fluida dan kecepatan bisa diganti4. Monitoring dari jauh dapat dilakukan bila pompa mati5. Harga relative murah (+/- $ 40.000 untuk 3000 ft)

Kerugian SRP :

1. Berat dan butuh tempat luas, transportasi sulit.2. Tidak baik untuk sumur miring/Offshore3. Untuk sumur dalam butuh unit besar karena laju produksi besar.

C. Standard API Tipe Sucker Rod Pump, C – 160 D – 173 – 64 

Artinya :C            =    Conventional Unit, M=Mark II, A=Air   Balance, & B=Beam PumpD            =    Double reduction gear reducer160        =    Peak torque rating, ribuan in-lb

173        =    Poplished Rod Load rating, ratusan lb64        =    Panjang langkah stroke maksimum, in (dalam praktek dapat dirubah ke 54” atau 48”)

D. Prosedur Pembuatan Kurva IPR Tiga Fasa Metoda Pujo Sukarno

Mempersiapkan data : Ps, Pwf, qt dan WC Menghitung harga WC @ Pwf ≈ Ps dengan menghitung P1 dan P2, kemudian

menghitung harga  WC pada harga Pwf ≈ Ps Berdasarkan harga WC pada langkah 2, hitung konstanta A0, A1 dan A2 Berdasarkan  hasil  uji  produksi,  tentukan  laju  produksi  total  maksimum (qt max) Menentukan harga qo, qw, dan qt Plot antara berbagai harga laju produksi minyak dari langkah 5 terhadap Pwf

E. Data yang diperlukan dalam optimasi Pompa Sucker Rod

Tipe Pumping Unit Serfice Faktor (SF) Crank Pitman Ratio (C/P) Tensile Strength Minimum (T) Diameter Rod Diameter Plunger Diameter Tubing Working Fluid Level (D) SG Fluida

F. Prosedur Perhitungan Optimasi Pompa Sucker Rod

1. Mencari besarnya harga Ap, Ar, At, K, dan M2. Menghitung setting depth pompa yang baru3. Menentukan beban sucker rod (Wr)4. Menghitung beban fluida (Wf)5. Menentukan konstanta a, b dan c untuk mencari harga Intake Pressure S dan N : 

          * Persamaan Intake Pressure untuk N: Pi  =  a  +  bq 2

          * Persamaan Intake Pressure untuk S: Pi  =  a  +  cq2

     6.  Menentukan satu harga N dan mengasumsikan beberapa harga q, untuk memperoleh          harga Pi, kemudian mengeplot pasangan data (q , Pi) untuk satu harga N pada kurva IPR          sumur, begitu pula untuk harga S.     7.  Memasukkan hasil perhitungan Intake Pressure untuk berbagai macam harga N dan q,          serta S dan q ke dalam tabel.     8.  Dari perpotongan kedua kurva Intake Pressure dengan kurva IPR sumur diperoleh          pasangan data (N , q) dan (S , q) adalah hasil optimasi yang diperoleh dari perpotongan          hasil plotting data-data (N , q) dan (S , q) pada skala yang sesuai.     9.  Menentukan Peak Polished Road Load (PPRL) dan Minimum Polished Rod Load           (MPRL)    10. Menentukan Stress maksimum (Smax) dan     Stress minimum (Smin)    11. Memeriksa apakah desain sudah cukup aman untuk menahan stress maksimum yang            terjadi (SA   ≥ Smax)     12. Menentukan Counter Balance Effect Ideal (Ci)     13. Menentukan Torsi Maksimum    14. Menentukan Efisiensi volumetris hasil optimasi      15. Menentukan Horse Power

G. Faktor – Faktor yang Memperngaruhi Efisiensi Volumeteris Pompa Sucker Rod

1. Karakteristik Fluida :

Viskositas Temperatur

2.  Kondisi Operasi :

Kedalaman pompa Kecepatan pompa

3.  Karakteristik Sumur:

Productivity Index (PI) Temperatur reservoir

4.  Pengaruh Gas :

Gas pound Gas Lock