Sembur Alam

Sembur alam adalah salah satu metode pengangkatan minyak ke permukaan dengan menggunakan tenaga atau tekanan yang berasal dari reservoir/ formasi dimana sumur berada.

3.1. Faktor‑faktor Yang Mempengaruhi Perencanaan Peralatan Sumur.

Dalam merencanakan produksi, produksi optimum sumur selalu merupakan sasaran, sehingga berdasarkan kondisi optimum inilah peralatan produksi dapat direncanakan dengan baik, baik dalam hal dimensi, kekuatan (grade), jumlah/panjang, macam alat maupun spesifikasi lainnya. Faktor yang mendasari tercapainya kondisi optimum adalah cadangan, ulah aliran fluida untuk dapat diproduksi, interaksi atau hubungan antara kelakuan formasi berproduksi dengan kondisi atau parameter produksi di permukaan (Psp, Pwh).

Disamping faktor diatas, faktor berikut ini dapat juga merupakan faktor yang mempengaruhi perencanaan peralatan produksi seperti :

1. Fleksibilitas untuk sistem produksi dimasa yang akan datang (artificial lift).

2. Jenis material untuk kondisi‑kondisi khusus (korosi, dsb).

3. Faktor kemudahan pemasangan dan penanganan serta keamanan kerja.

3.2. Jenis‑Jenis peralatan dan kegunaannya.

Peralatan produksi sumur sembur alam terdiri dari

1. Peralatan diatas permukaan :

a. Kepala sumur (well‑head)

b. Silang sembur (x‑mastree)

2. Peralatan di bawah permukaan :

a. Tubing (pipa alir vertikal) dan coupling

b. Packer (penyekat annulus)

c. Anchor

d. Peralatan pelengkap bawah permukaan/asesories

3.2.1. Peralatan diatas permukaan

3.2.1.1. Kepala sumur (well‑head)

Well‑head merupakan peralatan kontrol sumur di permukaan yang terbuat dari besi baja membentuk suatu sistern seal/penyekat untuk menahan semburan atau kebocoran cairan sumur ke permukaan yang tersusun atas casing head (casing hanger) dan tubing head (tubing hanger).

a. Casing hanger

Merupakan fitting (sambungan) tempat menggantungkan casing. Diantara casing string pada casing head terdapat seal untuk menahan aliran fluida keluar. Pada casing head terdapat pula gas‑outlet yang berfungsi untuk :

- meredusir tekanan gas yang mungkin timbul diantara casing string.

- mengalirkan fluida di annulus (produksi).

b. Tubing head

Alat ini terletak dibawah x‑mastree untuk menggantungkan tubing dan menghubungkan tubing dengan sistem keranan (x‑mastree).

Fungsi utama dari tubing head, adalah :

- sebagai penyokong rangkaian tubing.

- menutup ruang antara easing‑tubing pada waktu pemasangan X-mastree atau perbaikan kerangan/valve.

- fluida yang mengalir dapat dikontrol dengan adanya connection diatasnya.

3.2.1.2. Silang sembur (x‑mastree)

Alat ini merupakan susunan kerangan (valve) yang berfungsi sebagai pengamanan dan pengatur aliran produksi di permukaan yang dicirikan oleh jumlah sayap/lengan (wing) dimana choke atau bean atau jepitan berada.

Peralatan pada x‑mastree terdiri dari :

a. Manometer tekanan dan temperatur, ditempatkan pada tubing line dan casing line.

b. Master valve/gate, berfungsi untuk membuka atau menutup sumur, jumiahnya satu atau tergantung pada kapasitas dan tekanan kerja sumur.

c. Wing valve/gate, terletak di wing/lengan dan jumiahnya tergantung kapasitas dan tekanan kerja sumur yang berfungsi untuk mengarahkan aliran produksi sumur.

d. Choke / bean / jepitan, merupakan valve yang berfungsi sebagai penahan dan pengatur aliran produksi sumur, melalui lubang (orifice) yang ada. Akibat adanya orifice ini, tekanan sebelum dan sesudah orifice menjadi berbeda yang besarnya tergantung dari diameter orificenya. Prinsip inilah yang digunakan untuk menahan dan mengatur aliran.

Ada dua macam choke/bean/jepitan, yaitu

- Positive choke : merupakan valve dimana lubang (orifice) yang ada sudah mempunyai diameter tertentu, sehingga pengaturan aliran tergantung pada diameter orificenya.

- Adjustable choke : choke ini lebih fleksibel karena diameter orifice dapat diatur sesuai posisi needle terhadap seat sehingga pengaturan alirannyapun fleksibel sesuai keperluan (tekanan dan laju aliran).

Prinsip kerja :

Dengan memutar handwee (1) yang berhubungan langsung dengan stem (4) dan needle valve (8) maka dapat diatur lubang antara needle dengan seat yang juga merupakan diameter choke, yang besarnya akan ditunjukkan pada skala (2) melalui indikator (3) yang ikut bergerak sesuai pergerakan stem.

e. Check valve, merupakan valve yang hanya dapat mengalirkan fluida pada satu arah tertentu yang berfungsi untuk menahan aliran dan tekanan balik dari separator. Pada X-mastree, check valve ini ditempatkan setelah choke sebelum masuk ke flow‑line.

3.2.2. Peralatan di bawah permukaan

3.2.2.1. Tubing dan coupling

Merupakan pipa alir vertikal yang ditempatkan di dalam casing produksi yang berfungsi untuk mengalirkan fluida produksi sumur ke permukaan atau mengalirkan fluida injeksi ke dalam sumur. Disamping itu, tubing dapat pula digunakan dalam pekerjaan swab, squeeze cementing, sirkulasi pembersihan sumur dan mengalirkan fluida serta material peretak hidraulis dan pengasaman.

Didalam sumur, tubing digantungkan pada tubing hanger dan biasanya ditempatkan hingga beberapa feet diatas zona perforasi. Diameter tubing berkisar antara 2 inci sampai 4,50 inci dengan panjang setiap single berkisar antara 6 sampai 9,50 meter.

Balk tubing maupun coupling dispesifikasikan oleh API (American Petroleum Institute) atas grade, jenis sambungannya, bentuk ulir dan dimensinya. Terdapat sembilan grade tubing yaitu : H-40, J‑55, K‑55, C‑75, L‑80, N‑80, C‑95, P‑105 dan P‑110 dimana angka menunjukkan harga API minimum yield strength dan abjad H, J, dan N hanyalah kependekan verbal, sedangkan untuk : K berarti mempunyai ultimate strength yang lebih besar dibandingkan grade J. C, L berarti restricted yield strength dan P berarti high strength.

Untuk jenis sambungan, baik tubing maupun coupling dibagi atas :

a. External Upset End (EUE)

b. Non External Upset End (NUE)

c. Integral Joint

Sedangkan bentuk ulir dikenal dengan API round threads dan butterss threads.

3.2.2.2. Peralatan pelengkap bawah permukaan

1. Packer

Fungsi pokok darl packer adalah memisahkan atau mengisolasi annulus tubing - casing dan membantu efisiensi produksi.

2. Landing nipple

Adalah bagian dari sistem tubing dimana bagian dalamnya mempunyai profil untuk memasang alat kontrol aliran. Ada dua jenis nipple, yaitu jenis selective nipple dan jenis non selective nipple (nogo nipple), yang mempunyai diameter dalam sedikit lebih keeil dari jenis yang selective. Jenis selective bisa dipasang lebih dari satu pada suatu rangkaian tubing, sedangkan jenis non selective hanya dipasang satu untuk setiap sumur dan ditempatkan bagian paling bawah dari susunan tubing.

3. Flow Coupling dan Blast Joint

Keduanya mempunyai dinding yang relatif tebal dan biasanya dipasang pada bagian bawah atau atas dari nipple, untuk mengatasi turbulensi aliran, blast joint dipasang berhadapan dengan lubang perforasi untuk mencegah pengaruh benturan kecepatan aliran (jet action) dari formasi.

4. Circulation device

Alat ini mirip pintu yang bisa digeser yang biasa disebut dengan sliding sleeve door (SSD). Alat ini dapat dibuka dan ditutup dengan menggunakan wire line unit. Bagian luar dari alat ini mempunyai lubang yang berguna untuk keperluan sirkulasi dan bila diperlukan alat pengatur aliran dapat dipasang dibagian dalamnya yang berbentuk suatu profil.

5. Safety Joint

Alat ini dipasang apabila didalam sumur dipasang beberapa packer (lebih dari satu) yang berguna untuk membantu melepas rangkaian tubing pada waktu mencabut rangkaian tubing tersebut untuk kerja ulang (workover).

6. Gas lift mandrel

Merupakan sambungan tempat duduk valve gas lift yang dipasang apabila sumur direncanakan akan diproduksikan dengan cara sembur buatan (gas lift) di masa yang akan datang.

7. Sub surface safety valve

Merupakan valve yang dipasang pada rangkaian tubing yang berfungsi untuk pengamanan aliran yang bekerja secara otomatis dengan menggunakan tenaga hidrolis melalui pipa 1/4 inchi dari permukaan, yang umumnya dipasang kira‑kira 100 meter dibawah permukaan tanah atau dasar laut. Untuk sumur‑sumur di lepas pantai alat ini mutlak harus digunakan.

8. Flow control dan down hole choke.

Read More..

Well Completion (Komplesi Sumur)

Setelah pemboran mencapai target pemboran (formasi produktif), maka sumur perlu dipersiapkan untuk dikomplesi. Persiapan sumur untuk dikomplesi bertujuan untuk memproduksikan fluida hidrokarbon ke permukaan. Komplesi sumur demikian dikenal dengan istilah Well Completion.

Komplesi sumur meliputi bagian tahapan operasi produksi, yaitu :

1. Tahap pemasangan dan penyemenan pipa selubung produksi (production casing).

2. Tahap perforasi dan atau pemasangan pipa liner.

3. Tahap penimbaan (swabbing) sumur.

2.1. Metoda Well Completion.

Kriteria umum untuk klasifikasi metode well completion didasarkan pada beberapa faktor,

yaitu :

1. Down‑hole completion atau formation completion, yaitu membuat hubungan antara formasi

produktif dan sumur produksi dengan tiga metoda adalah sebagai berikut :

a. Open‑hole completion (komplesi sumur dengan formasi produktif terbuka).

b. Cased‑hole completion atau perforated completion (komplesi sumur dengan formasi produktif dipasang casing dan diperforasi).

c. Sand exclussion completion (problem kepasiran).

2. Tubing completion (komplesi pipa produksi) yaitu merencanakan pemasangan atau pernilillan

pipa produksi (tubing), Vaitu meliputi metoda natural flow dan artificial lift.

3. Well‑head completion yaitu meliputi komplesi X‑mastree, casing head, dan tubing head.

2.1.1. Open‑hole Completion

Pada metoda ini, pipa selubung produksi hanya dipasang hingga di atas zone produktif (zona produktif terbuka). Metoda komplesi ini diterapkan jika formasi produktif kompak dan keuntungannya adalah didapatkannya lubang sumur secara maksimum, kerusakan/skin akibat perforasi dapat dieliminir, mudah dipasang screen, liner, gravel packing dan mudah diperdalam apabila diperlukan. Kerugian metoda ini adalah sulit menempatkan casing produksi pada horison yang tepat di atas zona produktif, sukarnya pengontrolan bila produksi air atau gas berlebihan dan sukarnya menentukan zona stimulasi.

2.1.2. Conventional perforated completion

Pada tipe komplesi ini, casing produksi disemen hingga zona produktif, kemudian dilakukan perforasi. Komplesi ini sangat umum dipakai, terutama apabila formasi perlu penahan atau pada formasi yang kurang kompak.

Keuntungan metoda ini, produksi air atau gas yang berlebihan mudah dikontrol, stimulasi mudah dilakukan, mudah dilakukan penyesuaian untuk konfigurasi multiple completion jika diperlukan. Kerugian metoda ini, diperlukan biaya untuk perforasi dan kerusakan (damage) akibat perforasi.

2.1.3. Sand exclusion types

Akibat terlepasnya pasir dari formasi dan terproduksi bersama fluida, dapat menyebabkan abrasi pada alat‑alat produksi dan kerugian lain, maka untuk mengatasi adanya kepasiran diperlukan cara pencegahan pada sistem komplesinya, yaitu dengan menggunakan :

1. Slotted atau screen liner.

2. Menutup permukaan formasi dengan gravel dan ditahan dengan screen (gravel packing system).

2.1.3.1. Slotted atau screen liner.

Cara ini dapat diterapkan baik pada open hole maupun cased hole, yaitu dengan menempatkan slot atau screen didepan formasi. Terdapat tiga bentuk/macam screen :

a. Horizontal slotted screen

b. Vertical slotted screen

c. Wire wrapped screen

Untuk pemasangan liner, mud cake harus dibersihkan terlebih dahulu dari zona produktif untuk mencegah terjadinya penyumbatan (plugging) dengan menggunakan fluida bebas clay aktif pada fluida komplesinya atau dengan menggunakan air garam.

2.1.3.2. Gravel packing.

Gravel pack juga dapat dikerjakan baik pada open hole maupun pada cased hole completion. Metoda ini dilakukan baik untuk memperbaiki kegagalan screen liner maupun sebagai metoda komplesi yang dipilih.

Sebelum menempatkan gravel, lubang harus dibersihkan sehingga ruang/gua untuk menempatkan gravel dapat dibuat, kemudian masukkan screen liner dan pompakan gravel sampai mengisi seluruh ruang atau qua di muka formasi produktif, dengan demikian pasir akan tertahan oleh gravel sehingga fluida produksi bebas dari pasir.

2.2. Perforasi

Pembuatan lubang menembus casing dan semen sehingga terjadi komunikasi antara formasi dengan sumur yang mengakibatkan fluida formasi dapat mengalir ke dalam sumur, disebut perforasi.

2.2.1. Perforator

Untuk melakukan perforasi, digunakan perforator yang dibedakan atas dua tipe perforator

a. Bullet/Gun perforator

b. Shape charge/ Jet perforator

2.2.1.1. Bullet/Gun perforator

Komponen utama dari bullet perforator meliputi :

a. Fluid seal disk: pengaman agar fluida sumur tidak masuk ke dalam alat.

b. Gun barrel

c. Badan gun dimana barrel disekrupkan dan untuk menempatkan sumbu (ignitor) dan propellant (peluru) dengan shear disk didasamya, untuk memegang bullet ditempatnya sampai tekanan maksimum dicapai karena terbakarnya powder.

d. Electric wire : Kawat listrik yang meneruskan arus untuk pengontrolan pembakaran powder charge.

Gun body terdiri silinder panjang terbuat dari besi yang dilengkapi dengan suatu alat kontrol untuk penembakan. Sejumlah gun/susunan gun ditempalkan dengan interval tertentu dan diturunkan kedalam sumur dengan menggunakan kawat (electric wire‑line cable) dimana kerja gun dikontrol dan permukaan melalui wire line untuk melepaskan peluru (penembakan) baik secara sendiri-sendiri maupun serentak.

2.2.1.2. Jet Perforator

Prinsip kerja jet perforator berbeda dengan gun perforator, bukannya gaya powder yang melepas bullet tetapi powder yang eksplosif diarahkan oleh bentuk powder chargenya menjadi suatu arus yang berkekuatan tinggi yang dapat menembus casing, semen dan formasi.

2.2.2. Kondisi kerja perforasi

2.2.2.1. Conventional overbalance

Merupakan kondisi kerja di dalam sumur dimana tekanan formasi dikontrol oleh fluida/lumpur komplesi, atau dengan kata lain bahwa tekanan hidrostatik lumpur (Ph) lebih besar dibandingkan .tekanan formasi (Pf), sehingga memungkinkan dilakukan perforasi, pemasangan tubing dan perlengkapan sumur lainnya.

Cara overbalance ini, umumnya digunakan pada

a. Komplesi multizona.

b. Komplesi gravel‑pack (cased hole).

c. Komplesi dengan menggunakan liner.

d. Komplesi pada casing intermediate.

Masalah/problem yang sering timbul dengan teknik overbalance ini adalah :

a. Terjadinya kerusakan formasi (damage) yang lebih besar, akibat reaksi antara lumpur komplesi dengan mineral‑mineral batuan formasi.

b. Penyumbatan oleh bullet/charge dan runtuhan batuan.

c. Sulit mengontrol terjadinya mud‑loss dan atau kick.

d. Clean‑up sukar dilakukan.

2.2.2.2. Underbalance

Merupakan kebalikan dari overbalance, dimana tekanan hidrostatik lumpur komplesi lebih kecil dibandingkan tekanan formasi. Cara ini sangat cocok digunakan untuk formasi yang sensitif/reaktif dan umumnya lebih baik dibandingkan overbalance, karena :

a. Dengan Ph

b. Tidak memungkinkan terjadinya mud‑loss dan skin akibat reaksi antara lumpur dengan mineral batuan.

c. Clean up lebih cepat dan efektif.

2.2.3. Teknik/cara perforasi

Berdasarkan cara menurunkan gun ke dalam sumur, ada dua teknik perforasi, yaitu

a. Teknik perforasi dengan wireline (wireline conveyed perforation)

b. Teknik perforasi dengan tubing (tubing conveyed perforation).

2.2.3.1. Wireline conveyed perforation

Pada sistem ini gun diturunkan kedalam sumur dengan menggunakan wireline (kawat iistrik).

a. Wireline conveyed perforation

Biasanya menggunakan gun berdiameter besar. Kondisi kerja perforasi dengan teknik ini adalah overbalance, sehingga tidak terjadi aliran setelah perforasi dan menara pemboran dengan blow out preventer (BOP) masih tetap terpasang untuk penyelesaian sumur lebih lanjut.

b. Wireline conveyed tubing gun

Gun berdiameter kecil dimasukkan kedalam sumur melalui x‑mastree dan tubing string, setelah tubing dan packer terpasang di atas interval perforasi. Penyalaan gun dilakukan pada kondisi underbalance dan untuk operasi ini, umumnya tidak diperlukan menara pemboran tetapi cukup dengan lubricator (alat kontrol tekanan) atau snubbing unit.

2.2.3.2. Tubing conveyed perforator (TCP)

Gun berdiameter besar dipasang pada ujung bawah tubing atau ujung tail‑pipe yang diturunkan kedalam sumur bersama‑sama dengan tubing string. Setelah pemasangan Xmastree dan packer, perforasi dilakukan secara mekanik dengan menjatuhkan bar atau go‑devil melalui tubing yang akan menghantam firing‑head yang ditempatkan di bagian atas perforator. Perforasi dapat dilakukan baik pada kondisi overbalance maupun underbalance dan setelah perforasi dilakukan, gun dibiarkan tetap tergantung atau dijatuhkan ke dasar sumur (rathole).

2.3. Swabbing

Swabbing adalah pengisapan fluida sumur / fluida komplesi setelah perforasi pada kondisi overbalance dilakukan, sehingga fluida produksi dari formasi dapat mengalir masuk kedalam sumur dan kemudian diproduksikan ke permukaan.

Ada 2 sistem pengisapan fluida yang berbeda pada sumur sebelum diproduksikan, yaitu

1. Penurunan densitas cairan.

Dengan menginjeksikan lumpur yang mempunyai densitas lebih kecil dari fluida yang berada di sumur, sehingga densitas lumpur baru akan memperkecil tekanan hidrostatik (Ph) fluida sumur, sehingga akan terjadi aliran dari formasi menuju sumur produksi selanjutnya ke permukaan.

2. Penurunan kolom cairan.

Seperti hainya penurunan densitas, untuk tujuan menurunkan tekanan hidrostatik fluida dalam sumur agar lebih kecil dari tekanan formasi, dapat dilakukan dengan dua cara :

a. Pengisapan.

Dengan memasukkan karet penghisap (swabb‑cup) yang berdiameter persis sama dengan tubing untuk swabbing. Dengan cara menarik swab‑cup ke atas, maka tekanan dibawah swab‑cup menjadi kecil sehingga akan terjadi surge dari bawah yang akan mengakibatkan aliran.

b. Timba

Timba dimasukkan melalui tubing, dimana pada saat timba diturunkan, katup pada ujung membuka dan bila ditarik katup tersebut akan menutup. Dengan cara ini, maka suatu saat tekanan formasi akan melebihi tekanan hidrostatik kolom lumpur.

Read More..