Tahap Produksi Minyak Bumi

TAHAPAN PRODUKSI / METODE PRODUKSI

BAB  I

Pendahuluan

1.1.        Latar Belakang

Pada prinsipnya, yang dipelajari dalam teknik produksi adalah cara-cara mengangkat fluida dari dalam reservoir ke permukaan. Hal utama yang harus diperlihatkan didalam memproduksi suatu sumur adalah “laju produksi”, dimana besarnya harga laju produksi yang diperoleh dengan metode produksi tertentu harus merupakan laju produksi optimum, baik ditinjau dari sumur itu sendiri maupun dari lapangan secara keseluruhan.

Dua hal pokok yang mendasari teknik produksi adalah:

1.      Gerakan fluida dari formasi ke dasar sumur, melalui media berpori

2.      Gerakan fluida dari dasar sumur ke permukaan, melalui media pipa

Gerakan fluida dari fotrmasi ke dasar sumur akan dipengaruhi:

1.      Sifat-sifat fisik batuan dan fluida reservoir di sekitar lubang bor

2.      Gradien tekanan antara reservoir dan lubang bor

Kedua faktor di atas akan menentukan besarnya kemampuan reservoir untuk mengalirkan fluida ke dasar sumur yang disebut Inflow Performance Relationship (IPR).

            Pada gerakan fluida dari dasar-sumur sampai ke permukaan melalui media pipa, yang perlu diketahui adalah penurunan tekanan yang terjadi selama fluida mengalir didalam pipa. Besarnya penurunan tekanan yang terjadi dapat dihitung dengan menggunakan berbagai meode yang tersedia (Vertical Flow Performance).

            Pada sumur “sembur alam” yang diproduksikan, terdapat dua kondisi permukaan yang umum ditemui, yaitu sumur diproduksikan dengan menggunakan “jepitan” (Choke/Bean Performance) atau sumur diproduksi tanpa choke di permukaan. Choke biasanya dipasang pada awal masa produksi, kemudiian dengan bertambahnya waktu ukuran choke akan bertambah sampai akhirnya choke akan dilepas seluruhnya agar tetap diperoleh laju produksi yang optimum.

            “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).

Secara garis besar eksploitasi energy panas bumi diarahkan pada dua tujuan yang sampai sekarang sudah dikembangkan. Kedua tujuan tersebut adalah:

1.      Pemanfaatan energy panas bumi untuk pembangkit tenaga listrik dan

2.      Pemanfaatan untuk selain pembangkit tenaga listrik.

Keduanya dipisahkan dengan batas temperature sekitar 160 – 180 ˚C.

1.2.        Tujuan

Agar dapat mengetahui bagaimana proses-proses yang dilalui pada tahapan produksi.

1.3.        Rumusan Masalah

1.      Apa saja tahapan produksi itu ?

2.      Jelaskan tahapan produksi sembur alam (Natural Flowing) !

3.      Jelaskan tahapan produksi sembur buatan (Artificial Lift) !

4.      Sebutkan peralatan baawah permukaan !

5.      Sebutkan peralatan permukaan !

BAB II

Tahapan Produksi

            Secara umum tahapan atau metode produksi dibagi menjadi dua, yakni :

a.       Tahapan sembur alam (Natural Flowing)

b.      Tahapan sembur buatan (Artificial Lift), antara lain meliputi metode yang umum:

·         Gas Lift

·         Pompa hisap (Sucker Rod Pump)

·         Pompa benam (Submergible Pump)

Apabila tekanan reservoir cukup besar, sehingga mampu mendorong fluida reservoir sampai ke permukaan disebut sebagai sumur “sembur alam”. Keadaan demikian umumnya dapat ditemui pada awal masa produksi duatu sumur, tetapi keadaan ini tidak dapat terus dipertahankan, disebabkan tekanan reservoir yang akan terus menerus berkurang dari waktu ke waktu.

“Sembur buatan” dilakukan dengan maksud untuk mempertahankan tingkat produksi agar tetap tinggi, karena kemampuan produksi suatu sumur akan terus berkurang dengan bertambahnya waktu. Atau kemampuan sumur yang bersangkutan untuk berproduksi sejak awal ditemukan sangat kecil, sehingga perlu dilakukan sembur buatan.

2.1.        SEMBUR ALAM (NATURAL FLOWING)

Bila tekanan reservoir cukup besar, sehingga mampu mendorong fluida reservoir sampai ke permukaan disebut sebagai “sumur sembur alam”. Sumur sembur alam dapat diproduksikan dengan atau tanpa “jepitan” (choke) di permukaan. Sebagian besar sumur sembur alam menggunakan choke di permukaan dengan berbagai alasan, antara lain:

a.        Sebagai pengaman

b.    Untuk mempertahankan produksi, sebesar yang diinginkan

c.        Mempertahankan batas atas laju produksi, untuk mencegah masuknya pasir

d.      Untuk memproduksikan reservoir pada laju yang paling efisien

e.        Untuk mencegah water atau gas coning

Biasanya choke dipasang pada awal produksi (choke / bean performance), kemudian dengan bertambahnya waktu ukuran choke akan bertambah, dan pada akhirnya choke akan dilepaskan seluruhnya agar tetap diperoleh laju produksi yang optimum.

Beberapa faktor yang harus diperhatikan dalam menentukan laju produksi maupun menganalisa kelakuan sumur sembur alam, yaitu:

·         Inflow Performance Relationship

·         Tubing (Vertical Flow) Performance

·         Sistim di permukaan

·         Fasilitas peralatan di permukaan

·         Fasilitas peralatan baawah permukaan

Semua faktor di atas berkaitan erat satu dengan yang lain, dan akan mempengaruhi aliran minyak, gas, dan air dari reservoir sampai ke fasilitas di permukaan.

Fonseca (1972) memberikan diskusi berikut tentang fasilitas yang ada di lapangan untuk melengkapi kontinuitas sistim dan cara control masing-masing:

a.          Antara batuan reservoir dan sumur minyak terdapat peralatan bawah permukaan yang terdiri dari casing, tubing, packer, bridge plug, bottom-hole choke, katup-katup, seating nipple, peralatan pengaman dan lain-lain. Semua peralatan yang dipasang ini disebut sebagai kondisi mekanis suatu sumur dan didesain sedemikian rupa sehingga akan terjadi hubungan antara reservoir dan sumur; dan memungkinkan untuk melakukan control yang efektif terhadap formasi produktif, meliputi kemungkinan workover khusus, stimulasi, dan operasi rekomplesi untuk problema produksi.

b.         Antara sumur minyak dan sistim flowline terdapat peralatan permukaan untuk menngontrol sumur, meliputi fasilitas pengamanan dan fasilitas untuk memungkinkan dilakukannya operasi khusus sehubungan dengan kelakuan sumur produksi. Komponen utama dari sistim ini adalah flowline choke yang mengontrol tekanan aliran di permukaan (tubing dan casing), dan pada dasar lubang.

c.          Antara flowline dan fasilitas permukaan, terdapat peralatan untuk memisahkan fasa-fasa yang berbeda (gas, minyak, dan air).

Gambar 3.2 memperlihatkan skema sistim aliran keseluruhan pada sumur minyak.

2.2.        SEMBUR BUATAN (ARTIFICIAL LIFT)

Maksud “sembur buatan” (artificial lift) adalah untuk mempertahankan tekanan produksi dasar-sumur yang berkurang sehingga formasi dapat memberikan fluida reservoir yang diinginkan. Pada tahap awal suatu sumur dapat mampu melakukan tugas ini dengan tenaganya sendiri. Pada tahap masa aliran yang lebih akhir, sumur hanya mampu memproduksikan sebagian dari fluida yang diinginkan. Selama tahap masa aliran sumur ini dan terutama sesekali setelah sumur mati, suatu metode sembur buatan yang sesuai harus dipasang sehingga tekanan aliran dasar-sumur yang diperlukan dapat dipertahankan.

Mempertahankan tekanan aliran dasar-sumur yang diperlukan adalah dasar untuk perencanaan (desain) setiap instalasi sembur buatan. Jika suatu tekanan “drawdown”yang ditentukan sebelumnya dapat dipertahankan, sumur akan memproduksikan fluida yang diinginkan. Banyak tipe metode sembur buatan yang tersedia, antara lain:

a.          Pompa sucker-rod tipe beam,

b.         Pompa sucker-rod tipe piston,

c.          Pompa hidrolik sumur-minyak,

d.         Pompa listrik sentrifugal submergible,

e.          Pompa rod berputar,

f.          Plunger lift,

g.         Gas lift, dan lain-lain.

2.2.1.  Gas Lift

Sumur-sumur minyak yang laju produksinya sudah rendah atau bahkan sudah tidak mampu mengalirkan minyak ke permukaan dapat ditingkatkan / di“hidup”kan lagi dengan menggunakan gas (gas lift) ataupun pompa. Pemakaian pompa dan gas lift pada suatu lapangan perlu memperhatikan karakteristik fluida yang akan diproduksikan, kemiringan sumur, laju produksi yang diinginkan, kekompakan formasi, dan lain-lain. Produksi dengangas lift, yaitu suatu metode fluida pengangkat dimana gas tekanan relative tinggi (mminimum 250 psi) digunakan sebagai media pengangkat melalui proses mekanis.

Gas-lift adalah proses pengangkatan fluida dari sumur dengan menggunakan gas yang diinjeksikan ke dalam sumur. Proses pengangkatan ini berlangsung karena:

a.       Penurunan gradient fluida dalam tubing

b.      Pengembangan gas yang diinjeksikan, dan

c.       Pendorongan minyak oleh gas injeksi bertekanan tinggi

Gas-lift dapat diterapkan hampir pada setiap lapangan asalkan ada cukup gas dan bukan minyak-berat. Ada dua metode gas-lift yang dapat diterapkan, yaitu:

a)      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.

b)      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.

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).

Meskipun demikian metode gas-lift mempunyai batasan berikut :

a.       Gas harus tersedia

b.      Sentralisasi kompresor sulit untuk sumur-sumur dengan jarak terlalu jauh.

c.       Gas injeksi yang tersedia sangat korosif , kecuali diolah sebelum digunakan

2.2.1.1 Continuous Gas Lift

            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

2.2.1.2         Intermittent Gas Lift

Pada metode ini gas diinjeksikan secara terputus yaitu gas diinjeksikan selama beberapa saat , kemudian injeksi dihentikan selama selang waktu tertentu , dan kemudian diinjeksikan lagi,dan seterusnya. Pengaturan frekuensi atau siklus injeksi 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.

  

2.2.2.  Pompa Sucker-Rod Tipe Beam

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” danstuffing-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.

   

2.2.3.  Pompa Listrik Sentrifugal Submergible (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 maintenancedimana 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.

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

                                              

2.2.3.1 Peralatan Bawah Permukaan

Lima komponen peralatan di bawah permukaan diperlihatkan pada gambar 3.9, terdiri dari:

1)      Motor listrik sebagai unit penggerak

Sebagai unit penggerak pppompa adalah tipe motor induksi tiga-fasa yang berii minyak untuk pendingin dan pelumas. Untuk pendinginan dapat juga digunakan fluida sumur pada saat mengalir ke permukaan, sehingga unit pompa dipasang di atas zona produksi.

2)      Protector

Sebagai bagian penyekat dan pada dasarnya mempunyai empat fungsi berikut:

·      Mencegah fluida sumur masuk ke dalam motor

·      Menghubungkan pump housing dengan motor housing dengan menyambung poros penggerak motor ke poros pompa.

·      Tempat bantalan dorong pompa (pump thrust bearing) mengangkat daya dorong axial yang dihasilkan pompa

·      Ruang tempat pengembangan dan penyusutan minyak-motor pada saat unit dijalankan atau dimatikan.

3)      Separator gas

Memisahkan gas bebas dari fluida dan mengarahkan keluar dari pump intake. Merupakan bagian yang terpasang antara protector dan pompa dan bertindak sebagai pump intake.

4)      Pompa sentrifugal bertingkat banyak (multistage)

Pada pompa sentrifugal bertingkat banyak, setiap tingkatnya terdiri dariimpeller berputar dan stationary diffuser. Tipe tingkat yang digunakan menentukan volume fluida yang akan diproduksikan.

5)      Kabel-listrik

Mensuplai tenaga ke motor listrik. Kabel ini disolasi dan tahan pada temperature sumur lebih dari 300 ˚F, tersedia dalam bentuk bilat atau pipih; memiliki perisai (armor) dari baja, perunggu, atau monel tergantung pada keperluan dan kondisi sumur.

2.2.3.2 Peralatan Permukaan

Peralatan di atas permukaan terdiri dari:

1)      Switchboard

Terdiri dari unit sederhana tombol penghubung magnetic (push-button magnetic contactor) dengan proteksi terhadap kelebihan-beban (overload) hingga rangkaian yang lebih rumit dengan sekering pemutushubungan (fused disconnect), pencatat ammeter, proteksi di bawah voltase (under-voltage) dan proteksi kelebihan-beban, lampu sinyal, pengaturan waktu (timer) untuk pemompaan intermittent, dan instrument operasi otomatis control jarak jauh.

2)      Transformer

Untuk mengubah voltase utama ke voltase yang diperlukan motor.

3)      Junction box

Terletak antara kepala sumur (wellhead) dan switchboard untuk alasan keamanan, tahan cuaca dan di vent untuk mengeliminasi gerakan gas. Gas dapat bergerak ke atas melalui kabel dan melewati permukaan kabel switchboard yang menyebabkan bahaya kebakaran atau kemampuan meledak (potential explosion).

BAB  III

Penutup

3.1.        Kesimpulan

Pada sumur “sembur alam” yang diproduksikan, terdapat dua kondisi permukaan yang umum ditemui, yaitu sumur diproduksikan dengan menggunakan “jepitan” (Choke/Bean Performance) atau sumur diproduksi tanpa choke di permukaan. Choke biasanya dipasang pada awal masa produksi, kemudiian dengan bertambahnya waktu ukuran choke akan bertambah sampai akhirnya choke akan dilepas seluruhnya agar tetap diperoleh laju produksi yang optimum.

“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).

3.2.        Kritik dan Saran

Dalam makalah ini penulis mengharapkan apa yang bermanfaat dalam makalah ini hendaknya pembaca bias mengambil ilmu sebagai penambahan wawasan tentang metode perhitungan cadangan.

Share this post