Saturday, February 25, 2017

Teknik Produksi : "Artificial Lift", Metode Pengangkatan Buatan (II) Gas Lift

Setelah mempelajari tentang Sucker Rod pada postingan sebelumnya, sekarang kita beralih ke metode pengangkatan sumur buatan (artificial lift) yang kedua yaitu Gas Lift. Gas lift didefenisikan sebagai proses pengangkatan fluida dari dalam sumur dengan cara menginjeksikan gas dengan jumlah yang tinggi ke dalam lubang sumur sehingga memenuhi kolom fluida di dalamnya sehingga minyak mentah dapat diangkat ke atas permukaan. Sistem ini bekerja dengan cara menginjeksikan gas bertekanan tinggi kedalam annulus (ruang antara tubing dan casing), dan kemudian kedalam tubing produksi sehingga terjadi proses aerasi (aeration) yang mengakibatkan berkurangnya berat kolom fluida dalam tubing. Sehingga tekanan reservoir mampu mangalirkan fluida dari lubang sumur menuju fasilitas produksi dipermukaan.
Syarat utama dari sistem ini adalah ketersediaan gas bertekanan tinggi yang digunakan untuk proses aerasi fluida dalam lubang sumur. Gas bertekanan tinggi tersebut dapat berasal dari sumur gas yang masih memiliki tekanan tinggi, atau dari sistem kompresi gas dengan menggunakan kompresor.
Gas Lift, via www.geoilandgas.com
Pada proses gas lift, pengangkatan fluida didasarkan pada cara-cara pengurangan gradient fluida, pengembangan daripada gas yang diinjeksikan, dan pendorongan fluida oleh gas. Secara umum, prosesnya bisa dijelaskan dengancara berikut : cairan yang ada pada annulus ditekan oleh gas injeksi, akibatnya permukaan cairan sekarang berada di bawah valve, pada saat ini valve yang pertama membuka sehingga gas akan masuk lewat tubing, sehingga density minyak turun, akibatnya gradient tekanan kecil dan minyak dapat diangkat ke atas.
Ditinjau dari cara peginjeksian gas, gas lift dapat dibagi menjadi dua, yaitu Continuous Gas lift dan Intermittent Gas Lift. 
  • Continuous Gas Lift, merupakan cara penginjeksian gas secara terus menerus ke dalam annulus dan melalui valve yang dipasang pada tubing, gas masuk ke dalam tubing. Secara relatif, yaitu dibandingkan dengan kedalaman sumur, continuous gas lift digunakan apabila tekanan dasar sumur dan produktivity index sumur tinggi.
  • Intermittent Gas Lift, merupakan cara penginjeksian gas secara terputus-putus pada selang waktu tertentu dengan rate yang besar. Dengan demikian injeksi gas merupakan suatu siklus injeksi dan diatur sesuai dengan rate fluida dari formasi ke lubang sumur. Pengaturan frequensi injeksi diatur dipermukaan dengan menggunakan choke, pressure regulator, time cycle controll atau spread dari valve yang didefenisikan sebagai perbedaan antara tekanan casing untuk membuka dan menutup valve. Choke dipermukaan dapat diatur baik berdasarkan terjadinya kenaikan tekanan casing maupun tekanan tubing. Metode intermittent gas lift ini digunakan apabila produktivity index sumur besar dan tekanan statik dasar sumur kecil atau sebaliknya.

Skema Gas Lift, via /www.cherd.ichemejournals.com

1. Instalasi Gas Lift
Yang dimaksud di sini adalah semua peralatan lift baik yang berada di dalam sumur maupun yang berada di permukaan, juga termasuk komplesi yang digunakan dalam sistem gas lift tersebut.

1.1. Jenis-Jenis Komplesi Gas Lift
a. Komplesi terbuka
Yaitu jenis komplesi sumur gas lift, dengan tubing string digantungkan di dalam sumur tanpa memakai packer maupun standing valve. Jenis komplesi yang demikian dianjurkan untuk sistem continuous gas lift. Jenis komplesi terbuka ini jarang digunakan, tetapi untuk injeksi gas dari bagian tubing dan keluar dari annulus akan lebih ekonomis, atau pada sumur yang mempunyai problem kepasiran.

b. Komplesi Setengah Tertutup
Yaitu jenis komplesi sumur gas lift, dengan tubing string digantungkan di dalam sumur, menggunakan packer antara tubing dan casing serta tidak menggunakan standing valve. Jadi di sini pengaruh injeksi gas terhadap formasi produktif dicegah oleh adanya packer. Komplesi semacam ini cocok untuk continuous maupun intermittent gas lift.

c. Komplesi Tertutup
Yaitu jenis komplesi sumur gas lift, dengan tubing string digantungkan di dalam sumur, menggunakan packer dan juga standing valve ditempatkan di bawah valve gas lift terbawah atau ujung tubing string. Dalam hal ini injeksi gas sama sekali tidak terpengaruh terhadap formasi, karena dihalangi oleh packer dan standing valve. Komplesi ini biasanya digunakan pada sumur-sumur dengan tekanan dasar sumur rendah, dan produktivity index rendah.

d. Komplesi Ganda
Komplesi ganda ini digunakan pada sumur-sumur yang mana terdapat dua formasi produktif atau lebih, diproduksikan melalui dua tubing yang terpisah dalam satu sumur. Masing-masing formasi produktif tersebut dipisahkan dengan menggunakan packer. Sedangkan susunan tubing tersebut bisa paralel atau sesuai (konsentris). Sistem ini mempunyai keuntungan lebih menghemat gas injeksinya bila production casing cukup besar, sehingga memungkinkan untuk ditempati oleh dua tubing secara bersejajaran. Model sepusat ini digunakan bila diameter casingnya kecil atau tidak memungkinkan untuk ditempati oleh dua tubing yang diletakkan secara sejajar.

e. Komplesi Ruang (Accumulation Chamber Lift Instalation)
Sistem ini mirip dengan sistem komplesi tertutup, hanya bedanya di sini menggunakan ruang akumulasi. Ruang akumulasi berfungsi untuk memperkecil tekanan kolom minyak yang berada di dalam tubing. Tekanan kolom minyak menjadi kecil, karena akibat rendahnya kolom cairan yang ada di dalam ruang akumulasi, karena adanya packer di dalam tubing. Disamping ruang akumulasi yang berfungsi untuk memperbesar rate produksi minyak yang dihasilkan. Tipe komplesi ini digunakan pada sumur-sumur dengan tekanan dasr sumur rendah serta productivity index yang rendah pula.

f. Pack off Instalation
Pada jenis ini, tidak perlu dilakukan penggantian tubing apabila ingin dilakukan pemasangan valve-valve gas lift pada sumur-sumur yang bersangkutan. Hal ini disebabkan, pada kedalaman casing tertentu telah di pasang pack off, di mana berfungsi sebagai penghubung annulus dengan fluida di dalam tubing melalui lubang kecil yang dapat dibuka dan ditutup. Hal ini dapat dilakukan karena terdapat alat yang disebut slidding side door. Jadi pada jenis alat ini, bila suatu saat memerlukan gas lift agar dapat meneruskan produksinya tidak perlu dilakukan penggantian tubing. Dengan menggunakan metode wire line, slidding side door dapat dibuka dan valve gas lift langsung digunakan.


1.2. Peralatan Gas Lift
Peralatan gas lift untuk menunjang operasinya sistem pengangkatan minyak dengan menggunakan metode injeksi gas ke dalam sumur dapat dibagian dua kelompok yaitu :

A. Peralatan di Atas Permukaan (Surface Equipment)
  1. Well Head Gas Lift X-Mastree. Well head sebetulnya bukan merupakan alat khusus untuk gas lift saja, tetapi juga merupakan salah satu alat yang digunakan pada metode sembur alam, dimana dalam periode masa produksi, alat ini berfungsi menggantungkan tubing dan casing disamping itu well head merupakan tempat duduknya x-mastree.
  2. Stasiun Kompresor Gas. Kompresor gas yaitu suatu alat yang berfungsi untuk mendapatkan gas bertekanan tinggi untuk keperluan injeksi. Di dalam stasiun kompresor, terdapat beberapa buah kompresor dengan sistem manifold-nya. Dari stasium kompresor ini dikirimkan gas bertekanan sesuai dengan tekanan yang diperlukan sumur-sumur gas lift melalui stasiun distribusi.
  3. Stasiun Distribusi. Dalam menyalurkan gas injeksi dari kompresor ke sumur terdapat beberapa cara, antara lain :
    • Stasiun distribusi langsung. Pada sistem ini gas dari kompresor disalurkan langsung ke sumur-sumur produksi, sehingga untuk beberapa sumur mana membutuhkan gasnya tidak sama, sistem ini kurang efisien.
    • Stasiun distribusi dengan pipa induk. Pada sistem ini lebih ekonomis, karena panjang pipa dapat diperkecil. Tetapi karena ada hubungan langsung antara satu sumur dengan sumur lainnya, maka bila salah satu sumur sedang dilakukan penginjeksian gas sumur lain bisa terpengaruh.
    • Stasiun distribusi dengan stasiun distribusi. Pada sistem ini sangat rasional dan banyak dipakai di mana-mana, gas dibawa dari Stasiun pusat ke stasiun distribusi dari sini gas dikirim melalui pipa-pipa.
  4. Alat-alat kontrol. Alat-alat kontrol yang dimaksudkan di sini adalah semua peralatan yang berfungsi untuk mengontrol atau mengatur gas injeksi, seperti:
    • Choke kontrol, adalah alat yang mengatur jumlah gas yang diinjeksikan, sehingga dalam waktu yang telah ditentukan tersebut dapat mencapai tekanan tertentu seperti yang diinginkan untuk penutupan dan pembukaan valve. Khusus untuk intermittent gas lift.
    • Regulator, adalah alat yang melengkapi choke kontrol berfungsi jumlah/banyaknya gas yang masuk. Apabila gas injeksi telah cukup regulator ini akan menutup. Khusus untuk intermittent gas lift.
    • Time Cycle Controller, adalah merupakan alat yang digunakan untuk mengontrol laju/rate aliran injeksi pada aliran intermittent berdasarkan interval waktu tertentu/dengan kata lain, kerjanya berdasarkan prinsip kerja jam. Maka alat ini akan membuka regulator selama waktu yang telah ditentukan untuk mengalirkan gas injeksi, setelah selama waktu tertentu regulator menutup dalam selang waktu yang telah ditentukan.
Gas Lift Mandrel, via slideshare.net

B. Peralatan di Bawah Permukaan (Sub Surface Equipment)
  1. Kamar Akumulasi. Kamar akumulasi merupakan ruang/chamber terbuat dari tubing yang berdiameter lebih besar dari tubing di bawahnya terdapat katup/valve tetap untuk menahan cairan supaya jangan sampai keluar dari kamar akumulasi pada saat dilakukan injeksi. Fungsinya adalah memperkecil tekanan kolom minyak yang berada di atas tubing.
  2. Pinhole Collar. Pinhole Collar adalah suatu collar khusus yang mempunyai lubang kecil tempat gas injeksi masuk ke dalam tubing. Letaknya di dalam sumur ditentukan lebih dahulu. Pada umumnya penggunaan collar semacam ini tidak effesien, karena sumur tidak memproduksi secara optimum ratenya.
  3. Valve Gas Lift,
    1. Secara penggunaan, valve gas lift berfungsi untuk :
      • Memproduksi minyak dengan murah dan mudah tanpa memerlukan injeksi gas yang tekanannya sangat besar.
      • Mengurangi unloading (kick off) atau tambahan portable compressor.
      • Kemantapan (stability) mampu mengimbangi secara otomatis terhadap perubahan-perubahan tekanan yang terjadi pada sistem injeksi gas.
      • Mendapatkan kedalaman injeksi yang lebih besar untuk suatu kompresor dengan tekanan tertentu.
      • Menghindari swabbing untuk high fluid well atau yang diliputi air.
    2. Secara berturut-turut perkembangan valve dapat diikuti seperti berikut :
      1. Spring loaded differential valve : Jenis ini paling banyak digunakan pada masa-masa yang lalu bekerja berdasarkan kondisi reservoir. Secara normal bila tidak ada gaya-gaya maka valve tersebut akan membuka. Spring loaded pressure dapat diatur dengan Adjust Table Nut agar spring pressure ini dapat berkisar 100-150 psi. Pada saat valve terbuka, maka dua gaya yang bekerja pada tangkai valve :
        • Melalui port dibagian valve, sehingga tekanan injeksi gas sepenuhnya pada kedalaman di manan valve dipasang, akan bekerja seluruh permukaan atau dari steam, dan menekan melawan tekanan dari spring (berusaha untuk menutup).
        • Melalui choke pada dinding sampai valve tersebut.
      2. Mechanically Controlled Differential Valve. Membuka dan menutupnya valve dilakukan dengan kawat dari permukaan. Jenis ini sudah jarang di pakai pada waktu sekarang, karena akan terjadinya banyak kesulitan, kawat mudah putus, korosi effesiensi rendah, prinsip pemikiran kurang populer, saat pemasangan lama, juga sangat sukar operasinya pada saat unloading. Valve jenis ini untuk intermittent flow.
      3. Specific Gravity Differential Valve, Jenis ini biasa dipergunakan untuk continuous flow, dengan menggunakan diafragma karet. Membuka dan menutupnya valve berdasarkan gradient tekanan di tubing bila gradient tekanan di tubing naik, maka valve akan membuka, bila gradient tekanan turun dengan adanya gas injeksi, maka valve akan menutup.
      4. Pressure Charge Bellow Valve, Jenis ini paling umum digunakan dewasa ini, karena mempunyai sifat-sifat khusus, yaitu :
        • Mudah dikontrol kerjanya, karena otomatis
        • Operating pressure konstan
        • Dapat digunakan baik intermittent maupun continuous
        • Secara normal valve ini akan menutup, karena adanya pressure charge bellow. Sedangkan valve ini akan bekerja karena adanya tekanan injeksi gas.
      5. Flexible Sleave Valve. Yang aliran gas masuk ke dalam tubing adalah karet yang mudah lentur (flexible). Sedangkan valve ini mempunyai dome (ruang) berisi gas kering dengan tekanan tertentu. Tekanan buka valve sama dengan tekanan tutupnya dan juga sama dengan tekanan gas dalam dome. Valve dapat digunakan untuk aliran intermittent maupun continuous dengan injeksi gas diatur dari permukaan.






Sumber-sumber lain, dari :
Laporan Resmi Praktikum Peragaan Peralatan Produksi.
fatmapetroleum.blogspot.co.id
https://id.wikipedia.org/wiki/Gas_lift
http://www.prosesindustri.com/2015/04/metode-sembur-buatan-menggunakan-gas.html

Friday, February 24, 2017

Teknik Produksi : "Artificial Lift", Metode Pengangkatan Buatan (I) Sucker Rod

Artificial lift adalah metode pengangkatan fluida sumur dengan cara mengintroduksi tenaga tambahan ke dalam sumur (bukan ke dalam reservoir) di mana metoda ini diterapkan apabila tenaga alami reservoir sudah tidak mampu lagi mendorong fluida ke permukaan atau untuk maksud–maksud peningkatan produksi. Introduksi tenaga tambahan yang ada terdiri dari Pompa (Sucker rod, centrifugal multistage, hidraulik, dan jet), Gas Lift (continious dan intermittent), dan Chamber Lift. Dalam pembahasan kali ini, yang akan kita bahas adalah mengenai pompa Sucker Rod. 
Sucker Rod dsalah satu lapangan minyak di Kalimantan
1. Unit Pompa Sucker-rod 
Pompa sucker rod merupakan jenis pompa untuk meningkatkan produksi minyak yang paling banyak digunakan di dunia. Selain itu, pompa Sucker rod juga merupakan "identitas" atau suatu ke-khas-an yang dimiliki oleh industri perminyakan.

1.1. Peralatan Pompa Sucker-Rod.
Peralatan pompa sucker-rod terdiri dari mesin penggerak mula, peralatan di atas dan di bawah permukaan.
A. Mesin Penggerak Mula (Prime mover) 
Penggerak mula merupakan sumber utama seluruh peralatan pompa sucker rod di mana bahan bakarnya dapat berupa gas alam yang berasal dari sumur sucker-rod digunakan, solar atau listrik tergantung pada jenis mesin yang digunakan. 

B. Peralatan Pompa di Atas Permukaan.  
Fungsi utama dari peralatan-peralatan ini adalah :
    1. Memindahkan energi atau tenaga dari prime mover ke unit peralatan pompa di dalam sumur.
    2. Mengubah gerak berputar dari prime mover menjadi satu gerak bolak-balik naik turun.
    3. Mengubah kecepatan putar prime mover menjadi suatu langkah pemompaan (stroke per menit, SPM) yang sesuai atau yang diinginkan.
Di dalam industri migas, dikenal ada tiga macam pompa sucker-rod yaitu Konvensional (C), Air Balance (B), dan Mark II (M). Dan klasifikasi oleh API RP 11 L adalah sebagai berikut :
X(1) – XXX(2).X(3) – XXX(4) – XX(5)
Keterangan :
X(1), Jenis alat permukaan 
  • C = Konvensional
  • M = Mark II
  • A = Air Balance
XXX(2), Peak Torque Rating, ribuan in-lb
X(3). Gear reducer
  • D = double
  • S = single
XXX(4). Polished rod rating, ribuan lb
XX(5). Panjang langkah maximum, inchi

Misal : C – 1600.D – 173 – 64
Jenis-jenis Sucker Rod Pump
Komponen-komponen utama sucker rod dan fungsinya adalah sebagai berikut :
  1. Gear Reducer, merupakan transmisi yang berfungsi untuk mengubah kecepatan putar dari prime mover, gerak putaran prime mover diteruskan ke gear ruducer dengan menggunakan belt. Di mana belt ini dipasang engine pada prime mover dan unit sheave pada gear reducer.
  2. V-Belt, merupakan sabuk untuk memindahkan gerak dari prime mover ke gear reducer.
  3. Crank Shaft, merupakan poros dari crank yang berfungsi untuk mengikat crank pada gear reducer dan meneruskan gerak.
  4. Counter Balance, adalah sepasang pemberat yang fungsinya :
    • Untuk mengubah gerak berputar dari prime mover menjadi gerak naik-turun.
    • Menyimpan tenaga prime mover pada saat down stroke atau pada saat counter balance menuju ke atas, yaitu pada saat kebutuhan tenaga kecil atau minimum.
    • Membantu prime mover pada saat up-stroke (saat counter balance bergerak ke bawah) sebesar tenaga potensialnya karena kerja prime mover yang terbesar adalah pada saat up-stroke (pompa bergerak ke atas) di mana sejumlah minyak ikut terangkat ke atas permukaan.
  5. Crank, merupakan sepasang tangkai yang menghubungkan crank shaft pada gear reducer dengan counter balance. Pada crank ini terdapat lubang-lubang tempat pitman bearing. Besar kecilnya langkah atau stroke pemompaan yang diinginkan dapat diatur di sini dengan cara mengubah–ubah pitman bearing, apabila kedudukan pitman bearing ke posisi lubang mendekati counter balance, maka langkah pemompaan menjadi bertambah besar atau sebaliknya apabila menjauhi jarak antara crank shaft sampai dengan pitman bearing dengan sebagai Polished stroke lenght yang fungsinya meneruskan gerak berputar dari crank shaft pada gear reducer ke walking bean melalui pitman.
  6. Pitman, adalah sepasang tangkai yang menghubungkan antara crank pada pitman bearing. Fungsinya adalah merubah dan meneruskan gerak berputar menjadi bolak-balik naik turun.
  7. Walking bean, merupakan tangkai horizontal di belakang horse head. Fungsinya merupakan gerak naik turun yang dihasilkan oleh pasangan pitman-crank-counter balance ke rangkaian pompa di dalam sumur melalui rangkaian rod.
  8. Horse head, berfungsi menurunkan gerak dari walking bean ke unit pompa di dalam sumur melalui bridle, polish rod dan sucker string atau merupakan kepala dari walking bean yang menyerupai kepala kuda.
  9. Bridle, merupakan nama lain dari wire line hanger, yaitu merupakan sepasang kabel baja yang disatukan pada carrier bar.
  10. Carrier bar, merupakan alat yang berfungsi sebagai tampat bergantungnya rangkaian rod dan polished rod.
  11. Polished rod Clamp, merupakan komponen yang bertumpu pada carrier bar yang fungsinya untuk mengeraskan kaitan polish rod pada carrier bar dan tempat di mana dinamo meter (alat pencatat unit berapa pompa) diletakkan.
  12. Polished rod, merupakan bagian teratas dari rangkaian rod yang muncul dipermukaan. Fungsinya adalah menghubungkan antara rangkaian rod di dalam sumur dengan perlatan-peralatan di permukaan.
  13. Suffing box, Dipasang di atas kepala sumur (casing atau tubing head) untuk mencegah/menahan minyak agar supaya tidak keluar bersama naik turunnya polish rod. Dengan demikian seluruh aliran minyak hasil pemompaan akan mengalir ke flowline lewat crosstee. Disamping itu juga berfungsi sebagai tempat kedudukan polish head rod sehingga dengan demikian polish rod dapat bergerak naik turun dengan bebas,
  14. Sampson post, merupakan kaki penyangga atau penopang walking bean.
  15. Saddle bearing, adalah tempat kedudukan dari walking bean pada sampson post pada bagian atas.
  16. Equalizer, adalah bagian atau dari pitman yang dapat bergerak secara leluasa menurut kebutuhan operasi pemompaan minyak berlangsung.
  17. Brake,  berfungsi untuk mengerem gerak pompa jika dibutuhkan, misalnya pada saat akan dilakukan reparasi sumur atau unit pompanya sendiri.
Bagian-bagian Sucker Rod Pump, via industrimigas.com
C. Peralatan Pompa di Dalam Sumur.
Fungsi peralatan pompa sucker rod di dalam sumur adalah untuk membantu menaikan fluida sumur ke permukaan melalui tubing. Unit pompa sucker rod di dalam sumur terdiri dari :
  1. Tubing, seperti halnya peralatan sembur alam, tubing digunakan untuk mengalirkan minyak dari dasar sumur ke permukaan setelah minyak diangkat oleh pompa yang di tempatkan pada ujung tubing.
  2. Working barrel, merupakan tempat di mana plunger dapat bergerak naik turun sesuai dengan langkah pemompaan dan menampung minyak sebelum diangkat oleh plunger pada saat up stroke. Menurut standart API ada 2 (dua) jenis barrel, yaitu : 
    1. Liner barrel, biasanya jenis diberi simbol “L”.
    2. Full barrel, yang terdiri dari satu bagian yang utuh dan kuat, biasanya jenis ini diberi simbol “H” untuk heavy-wall dan “W” untuk thin-wall.
  3. Plunger, merupakan bagian dari pompa yang terdapat di dalam barrel dan dapat bergerak naik turun yang berfungsi sebagai pengisap minyak dari formasi masuk ke dalam barrel yang kemudian diangkat ke permukaan melalui tubing.
  4. Standing valve, merupakan katup yang terdapat di bagian bawah working barrel yang berfungsi memberi kesempatan minyak dari dalam sumur masuk ke working barrel (pada saat up-stroke valve terbuka) dan untuk menahan minyak agar tidak keluar dari working barrel pada saat plunger bergerak ke bawah (pada saat down stroke valve tertutup). Standing valve ini mempunyai peranan yang penting dalam sistem pemompaan, karena effisiensi volumetris pompa sangat tergantung pada cara kerja dan bentuk dari ball dan seat standing-valve.
  5. Travelling valve, merupakan ball and seat yang terletak pada bagian bawah dari plunger dan akan ikut bergerak ke atas dan ke bawah menurut gerakan plunger. Pada saat plunger bergerak ke bawah travelling valve mengalirkan atau memindahkan minyak dari working masuk ke plunger. Pada saat plunger bergerak ke atas (up stroke) minyak tertahan, sehingga minyak tersebut dapat (dipindahkan) ke tubing untuk selanjutnya dialirkan ke permukaan.
  6. Anchor,
    1. Komponen di pasang pada bagian bawah dari pompa, yang berfungsi :
      • Untuk memisahkan gas dari minyak agar supaya gas tersebut tidak ikut masuk ke dalam pompa bersama-sama dengan minyak, karena adanya gas akan mengurangi efisiensi pompa.
      • Untuk menghindarkan masuknya pasir atau padatan ke dalam pompa.
      • Mengurangi/menghindari terjadinya tubing stertch.
    2. Ada dua macam tipe Gas Anchor :
      • Poorman type. Larutan dalam minyak yang masuk ke dalam anchor akan melepaskan diri dari larutan (bouyancy effect). Minyak akan masuk ke dalam barrel melalui suction pipe, sedangkan gas yang telah terpisah akan dialirkan ke annulus. Apabila suction pipe terlalu panjang atau diameternya terlalu panjang atau diameternya terlalu kecil, maka akan terjadi pressure lost yang cukup besar sehingga menyebabkan terjadinya penurunan PI sumur pompa. Sedangkan apabila suction pipe terlalu pendek, maka proses pemisahan gas kurang sempurna. Diameter suction pipe terlalu besar menyebabkan ruang annulus antara dinding anchor dengan suction pipe menjadi lebih kecil, sehingga kecepatan aliran minyak besar dan akibatnya gas akan masih terbawa oleh butiran-butiran minyak. Diameter gas anchor yang terlalu besar akan menyebabkan penurunan PI sumur pompa.
      • Packer type, minyak masuk melalui ruang dinding anchor dan suction pipe. Kemudian minyak jatuh di dalam annulus antara casing dan gas anchor dan ditahan oleh packer, selanjutnya minyak masuk ke dalam pompa melalui suction pipe. Disini minyak masuk ke dalam annulus sudah terpisah dari gasnya.
  7. Tangkai pompa, atau biasa disebut dengan sucker rod string terdiri dari :
    • Sucker rod, merupakan batang/rod penghubung antara plunger dengan peralatan di permukaan. Fungsi utamanya adalah melanjutkan gerak naik turun dari horse head ke plunger. Berdasarkan konstruksinya, maka sucker rod dibagi menjadi 2 (dua) yaitu berujung box-pin dan berujung pin-pin. Untuk menghubungkan antara dua buah sucker rod digunakan sucker rod coupling. Umumnya panjang satu single dari sucker rod yang sering digunakan berkisar antara 25-30 ft. Dalam perencanaan sucker rod selalu diusahakan atau yang dipilih yang ringan, artinya memenuhi kriteria ekonomis, tetapi dengan syarat tanpa mengabaikan kelebihan (allowable stress) pada sucker rod tersebut. Sucker rod yang dipilih dari permukaan, sampai unit pompa di dasar sumur (plunger) tidak perlu sama diameternya, tetapi dapat dilakukan/dibuat kombinasi dari beberapa tipe dan ukuran rod. Sucker string yang merupakan kombinasi dari beberapa tipe dan ukuran tersebut. Disebut Tappered Rod String.
    • Poni rod, merupakan rod yang mempunyai panjang yang lebih pendek dari panjang rod umumnya (25 feet). Fungsinya adalah untuk melengkapi panjang dari sucker rod, apabila tidak mencapai kepanjangan yang dibutuhkan ukurannya adalah : 2, 4, 6, 8, 12 feet.
    • Polished rod, adalah tangkai rod yang berada di luar sumur yang mengubungkan sucker rod string dengan carier bar dan dapat naik turun di dalam stuffing box. Diameter stuffing box lebih besar daripada diameter sucker rod, yaitu : 1 1/8, 1 ¼, 1 ½, 1 ¾. Panjang polished rod adalah : 8,11,16, 22 feet.

1.2. Prinsip Kerja Pompa Sucker Rod
Gerak rotasi dari prime mover diubah menjadi gerak naik turun oleh sistem pitman-crank assembly, kemudian gerak naik turun ini oleh horse head, dijadikan gerak lurus naik turun (angguk) untuk menggerakan plunger melalui rangkaian rod. Pada saat up stroke, plunger bergerak ke atas menyebabkan tekanan di bawah turun. Karena tekanan dasar sumur lebih besar dari tekanan dalam pompa, akibatnya standing valve terbuka dan minyak masuk ke dalam barrel. Pada saat down stroke, beban fluida yang ada di dalam barrel dan tekanan yang diakibatkan oleh naiknya plunger, maka standing valve menutup sedangkan travelling valve pada plunger terbuka akibat tekanan minyak yang tidak di dalam barrel, selanjutnya pada saat up stroke maksimum minyak akan dipindahkan ke dalam tubing. Proses ini dikakukan secara berulang-ulang, sehingga minyak dapat mengalir ke permukaan.

1.3. Tipe Unit Pompa di Dalam Sumur (Sub Surface Pump)
Unit pompa di dalam sumur dapat dibedakan atas beberapa tipe, antara lain :
A. Tipe Rod Pump/Insert Pump (R-TYPE)
Unit pompa keseluruhan (working barrel, standing valve, plunger, travelling valve) di masukan ke dalam sumur bersama-sama dengan rod lewat dalam tubing. Untuk keperluan reparasi dan penggantian pompa cukup dicabut sucker rod-nya saja, dengan demikian seluruh unit pompa akan ikut terangkat ke atas. Tipe pompa demikian ini sering digunakan pada sumur-sumur yang dalam.
Tipe ini dibagi atas 3 (tiga) golongan :

  • Stationary barrel, Top anchor, misalnya RWA.
  • Stationary barrel, Bottom anchor, misalnya RWB.
  • Travelling barrel, Bottom anchor, misalnya RWT.
B. Tubing Pump (T-TYPE)
Pompa semacam ini dimasukan ke dalam sumur bersama-sama dengan tubing, sedangkan plunger dan travelling valve diikatkan pada ujung bawah dari sucker rod dan di turunkan sampai standing valve. Apabila pompa hendak dicabut baik sucker rod maupun tubing harus pula dicabut bersama-sama. Tipe ini sering digunakan pada sumur-sumur dangkal dan produktifitasnya kecil. Untuk suatu tubing dengan ukuran tertentu, volume rod pump lebih kecil daripada tubing pump. Karena diameter working barrel pada rod pump lebih kecil daripada diameter dalam tubing, panjang pompa berkisar antara 4 – 22 feet.
Tipe tubing pump ada 2 (dua) jenis, yaitu :

  • Tubing pump dengan regular shoes.
  • Tubing pump dengan extenstion shoes dan nipple pada bagian bawah pompa.
Catatan :
Kode-kode huruf yang terdapat pada jenis pompa sucker rod :
  • T di depan menyatakan Type Tubing Pump
  • R di depan menyatakan Type Rod Pump
  • W di tengah menyatakan Full barrel
  • L di tengah menyatakan Linear barrel
  • E di belakang menyatakan Extention Shoe nipple
  • A menyatakan Stationary-barrel dimana bagian atas yang disambung pada tubing.
  • B menyatakan Stationary-barrel dengan bagian atas dan bawah disambung dengan tubing.
  • T di belakang menyatakan travelling barrel.

Teknik Produksi : Natural Flow (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.

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 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-faktor yang telah disebutkan tadi, faktor berikut ini dapat juga merupakan faktor yang mempengaruhi perencanaan peralatan produksi seperti :
  • Fleksibilitas untuk sistem produksi di masa yang akan datang (artificial lift).
  • Jenis material untuk kondisi-kondisi khusus (korosi, dsb).
  • Faktor kemudahan pemasangan dan penanganan serta keamanan kerja.
Penampang sumur, via yasekhamefstp.wordpress.com


2. Peralatan Sumur Sembur Alam
Peralatan dari sumur sembur alam pada dasarnya dapat dibagi menjadi dua komponen besar, yaitu peralatan di atas permukaan dan di bawah permukaan.

2.1. Peralatan di Atas Permukaan
Peralatan yang terletak di atas permukaan untuk sumur sembur alam terdiri dari wellhead dan silang sembur.

A. Wellhead
Adalah peralatan yang digunakan untuk mengontrol sumur dipermukaan. Wellhead tersusun dari dua rangkaian didalamnya, yaitu casing head dan tubing head
 
Wellhead, via croftsystems.net

  • Casing head. Merupakan fitting (sambungan tempat menggantungkan casing dan mencegah terjadinya kebocoran). Di antara casing string pada casing head terdapat seal untuk menahan aliran fluida keluar. Pada casing terdapat pula gas-outlet yang berfungsi untuk :
    • Meredusir tekanan gas yang mungkin timbul di antara casing string.
    • Mengalirkan fluida di annulus (produksi).
  • Tubing head, adalah bagian dari wellhead untuk menyokong rangkaian tubing yang berada di bawahnya dan untuk menutup ruangan yang terdapat diantara casing dan tubing, sehingga aliran fluida dapat keluar melalui tubing. Alat ini terletak di bawah X-mastree dan berfungsi untuk menggantungkan tubing dan menghubungkan tubing dengan sistem kerangan (X-mastree). Fungsi utama dari tubing head, adalah :
    • Sebagai penyokong rangkaian tubing.
    • Menutup ruang antara casing-tubing pada waktu pemasangan X-mastree atau perbaikan kerangan/valve.
    • Fluida yang mengalir dapat dikontrol dengan adanya connection di atasnya.

B. Silang Sembur (X-mastree).
Alat ini merupakan susunan kerangan (valve) yang dipasang diatas tubing head, berfungsi sebagai pengaman dan pengatur aliran produksi di permukaan yang dicirikan oleh jumlah sayap/lengan (wing) dimana choke atau bean atau jepitan berada. Peralatan ini terbuat dari bahan besi baja yang berkualitas tinggi, sehingga selain dapat menahan tekanan tinggi dari sumur juga dapat menahan reaksi dari air formasi yang bersifat korosif yang mengalir bersama-sama dengan minyak atau dapat menahan pengikisan pasir yang terbawa ke permukaan. Peralatan pada X-mastree terdiri dari : 
X-mastree, (sumber tertera)
  1. Manometer tekanan dan temperatur, ditempatkan pada tubing line dan casing line, adalah peralatan yang digunakan untuk mengukur besarnya tekanan pada casing (Pc) dan tekanan pada tubing (Pt)   
  2. Master valve/gate, berfungsi untuk membuka atau menutup sumur, jumlahnya satu atau tergantung pada kapasitas dan tekanan kerja sumur. Untuk sumur-sumur yang bertekanan tinggi, disamping master gate dipasang pula valve lain yang terletak di bawah master gate.
  3. Wing valve/gate, terletak di wing/lengan dan jumlahnya tergantung kapasitas dan tekanan kerja sumur yang berfungsi untuk mengarahkan aliran produksi sumur.
  4. 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 diamater tertentu, sehingga pengaturan aliran tergantung pada diameter orificenya. terbuat dari bahan besi baja pejal dimana pada bagian dalam terdapat lubang kecil berbentuk silinder sebagai tempat untuk mengalir minyak dan gas menuju separator. Besar perbedaan tekanan aliran fluida sebelum dan sesudah melewati choke pada dasarnya tergantung dari diameter choke yang digunakan.
    • Adjustable choke : choke ini lebih fleksibel karena diameter orifice dapat diatur sesuai posisi needle terhadap seat sehingga pengaturan alirannya pun fleksibel sesuai keperluan (tekanan dan laju aliran), diameternya dapat disetel sesuai dengan kebutuhan, dengan jalan memutar handwheel yang terdapat di atasnya, tanpa harus melepas untuk menggantinya. Pemasangan jenis choke ini dimaksudkan untuk mencegah terjadinya penggantian choke yang terlalu sering, terutama pada sumur-sumur yang menggunakan christmas tree singgle wings.
  5. 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.

2.2. Peralatan di Bawah Permukaan
Peralatan di bawah permukaan sumur sembur alam meliputi sekumpulan peralatan di dalam sumur yang terdiri dari tubing, packer, nipple, sliding sleeve door, bottom hole choke, blast joint dan flow coupling.

a. Tubing
Merupakan pipa vertikal di dalam sumur yang berfungsi untuk mengalirkan fluida reservoir dari dasar sumur ke permukaan. atau mengalirkan fluida injeksi ke dalam sumur. Disamping itu, tubing dapat pula digunakan dalam pekerjaan swabb, squeeze cementing, sirkulasi pembersihan sumur dan mengalirkan fluida serta material peretak hidraulis dan pengasaman.
Di dalam sumur, tubing digantungkan pada tubing hanger dan biasanya ditempatkan beberapa feet di atas zona perforasi. Diameter tubing berkisar antara 2 inci sampai 4,50 inci dengan panjang setiap single berkisar antara 6 – 9,50 meter.
Baik 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 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, P berarti high strength.
Untuk jenis sambungan, baik tubing maupun coupling dibagi atas External Upset End (EUE), Non External Upset End (NUE) dan Integral Joint. Sedangkan bentuk ulir dikenal dengan API round threads dan butterss threads

b. Packer
Berfungsi untuk menyekat annulus antara casing dan tubing serta memberikan draw-down yang lebih besar. Fungsi pokok dari packer adalah memisahkan atau mengisolasi annulus tubing-casing dan membantu efisiensi produksi. 

c. Nipple
Merupakan alat yang berfungsi untuk menempatkan alat-alat kontrol aliran di dalam tubing. Terdapat dua jenis nipple, yaitu leading dan no-go nipple yang mempunyai diameter dalam sedikit lebih kecil 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.

d. Sliding sleeve door
Digunakan untuk memproduksi hidrokarbon dari beberapa zona produktif dengan menggunakan single tubing string. Dengan adanya alat ini dimungkinkan ada hubungan antara annulus dengan tubing.

e. Bottom hole choke
Disamping choke yang dipasang di permukaan, kadang-kadang juga dibutuhkan choke yang dipasang di dalam sumur. Pemasangan bottom hole choke ini diantaranya dimaksudkan untuk :
  • Mendapatkan koefisien pemakaian tenaga ekspansi gas yang lebih tinggi.
  • Memperpanjang umur sumur sembur alam dengan jalan membebaskan gas yang berasal dari larutan minyak untuk memperingan kolom minyak dan menambah besar kecepatan alir di dalam tubing.
  • Mengurangi atau mencegah pembekuan (freezing) pada alat-alat kontrol di atas permukaan dengan jalan memasang choke pada ujung bawah tubing.
  • Mencegah atau mengurangi air yang masuk ke dalam sumur dengan jalan menjaga tekanan dasar sumur tetap konstan.
  • Mencegah terjadinya endapan hydrate, karbonat dan parafin yang mengalir bersama-sama dengan fluida dari formasi ke permukaan.
f. Blast joint
Merupakan sambungan pada tubing yang memiliki dinding tebal, dipasang tepat di depan formasi produktif (berhadapan dengan lubang perforasi) untuk menahan semburan aliran fluida formasi.

g. Flow coupling
Alat ini memiliki bentuk sama dengan blast joint, pemasangnnya terletak di atas dan di bawah nipple dan berfungsi untuk menahan turbulensi fluida akibat adanya kontrol aliran yang dipasang pada nipple.

Teknik Produksi : Well Completion

Setelah pemboran telah mencapai formasi yang merupakan terget terakhir dan pemboran telah selesai, maka sumur perlu dipersiapkan untuk diproduksikan. Persiapan atau penyempurnaan sumur untuk diproduksikan ini disebut dengan komplesi sumur atau well completion. Pada well completion, dilakukan pemasangan alat-alat dan perforasi apabila diperlukan dalam usahanya untuk mengalirkan hidrokarbon ke permukaan. Tujuannya adalah untuk menyerap hidrokarbon secara optimal. 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.
 
1. Jenis-jenis Well Completion
Well completion berdasarkan fungsi dan tujuannya dapat dibagi menjadi tiga bagian, yaitu formation completion, tubing completion dan well head completion.

1.1. Formation Completion
Metode formation (down hole) completion dapat dibagi menjadi tiga bagian yaitu open hole completion, perfarated casing completion dan sand exclusion types.


1.1.1. Open Hole Completion
Metode ini merupakan metode yang sederhana dimana casing dipasang hanya sampai puncak formasi produktif sehingga formasi produktif tidak tertutup secara mekanis. Dengan demikian aliran fluida reservoir dapat langsung masuk ke dalam sumur tanpa halangan. Metode ini hanya cocok digunakan pada formasi yang kompak atau tidak mudah runtuh. Bila laju produksi besar maka produksi dilakukan melalui casing sedangkan untuk laju produksi kecil produksi dilakukan melalui tubing.
Penggunaan metode open hole completion memiliki beberapa keuntungan diantaranya adalah Fluida mengalir ke lubang sumur dengan diameter penuh dan tanpa hambatan, sehingga dengan cara ini umumnya dapat diperoleh laju produksi yang lebih besar dibandingkan dengan cara lain. Memperkecil kemungkinan terjadinya kerusakan formasi (formation damage). Interpretasi log yang dilakukan memberikan hasil yang cukup baik, dan mudah ditambah kedalaman bila diperlukan serta mudah ditambah secara liner atau perforated completion.
Sedangkan kerugiannya adalah sukar dilakukan pengontrolan terdapat produksi air atau gas, dan sukar melakukan stimulasi pada interval produksi bila diperlukan suatu selective stimulation. Harus sering dibersihkan pada interval formasi produktifnya, terutama bila formasinya kurang kompak, serta pemasangan casing dilakukan dengan coba-coba sebelum pemboran terhadap formasi produktif.  

1.1.2. Perforated Casing Completion
Dalam metode ini casing produksi dipasang sampai dasar formasi produktif dan disemen. Selanjutnya lubang diperforasi pada interval-interval yang diinginkan. Dengan adanya casing maka formasi yang mudah gugur dapat ditahan. Perforated casing completion umumnya digunakan pada formasi-formasi dengan faktor sementasi (m) sebesar 1,4.
Adapun keuntungan dalam penggunaan metode ini adalah dapat mengontrol air dan gas berlebihan, stimulasi dan treatment dapat dilakukan lebih selektif. Kemudian akan mudah untuk menambah kedalaman jika diperlukan. Casing produksi yang dipasang hingga dasar formasi akan menghalangi masuknya pasir, komplesi tambahan dapat dilakukan sesuai dengan teknik pengontrolan pasir yang dikehendaki, serta dapat disesuaikan dengan semua konfigurasi multiple completion. Sedangkan kerugiannya adalah memerlukan biaya perforasi yang besar, interpretasi log kritis, dan kemungkinan terjadinya kerusakan formasi lebih besar.
Open dan Cased Hole Completion, via DrillingFormulas.com

1.1.3. Sand Exclusion Type Completion
Metode ini digunakan untuk mencegah terproduksinya pasir dari formasi produktif yang kurang kompak. Metode yang umum digunakan untuk menanggulangi masalah kepasiran adalah liner completion, gravel pack completion dan sand consolidation.
  • Metode pertama adalah Liner Completion biasa digunakan untuk formasi produktif dengan faktor sementasi antara 1,4 sampai 1,7. Liner completion dapat dibedakan menjadi dua berdasarkan cara pemasangannya, yaitu screen liner completion dan perforated liner completion
    • Pada metode Screen Liner Completion, casing dipasang sampai puncak dari lapisan atau zona produktif. Kemudian liner dipasang pada formasi produktif sehingga pasir yang ikut aliran produksi tertahan oleh screen tersebut.. Dalam screen liner completion, dijumpai beberapa macam jenis screen liner yang dapat digunakan, yaitu slotted screen liner, wire wrapped screen liner dan prepack screen liner
    • Sedangkan dalam metode Perforated Liner Completion, casing dipasang di atas zona produktif, kemudian zona produktif dibor dan dipasang casing liner dan disemen. Selanjutnya liner diperforasi untuk produksi. 
  • Metode kedua adalah metode Gravel Pack Completion. Metode ini dilakukan bila screen liner masih tidak mampu menahan terproduksinya pasir. Caranya adalah dengan menginjeksikan sejumlah gravel dan fomasi produktif disekeliling casingnya hingga fluida akan tertahan oleh pasir yang membentuk barrier di belakang gravel dan gravel ditahan oleh screen. Dari keadaan lubang sumur ketika gravel pack ini dipasangkan, pemasangannya dibagi menjadi eksternal dan internal.  
Gravel Pack, via petrowiki.org

    • External gravel pack, adalah jenis gravel pack yang diterapkan pada kondisi open hole. Open hole (external) gravel pack akan sesuai untuk diterapkan pada sumur yang indeks produktivitasnya tidak mengalami penurunan yang besar selama produksi.   
    • Internal gravel pack, adalah jenis gravel pack yang diterapkan pada kondisi lubang bor dalam keadaan tercasing dan terperforasi. Faktor utama yang harus diperhatikan dalam cased hole gravel pack ini adalah dilakukan pembersihan lubang perforasi dengan menggunakan fluida komplesi sebelum gravel dimasukkan ke dalam lubang sumur atau formasi, hal ini dapat mencegah terjadinya sumbatan pada alur maupun lubang perforasi. Metode cased hole (internal) gravel pack dapat diterapkan pada dua situasi : 
      • Formasi dengan internal produksi yang panjang, dimana penempatan pasir (sand) consolidation tidak dapat diterapkan. 
      • Formasi yang berlapis-lapis, dimana produksi diharapkan dapat dilakukan melalui satu rangkaian pipa produksi.
  • Metode terakhir dari tipe komplesi Sand Exclusion adalah Sand Consolidation, dimana masalah kepasiran juga terjadi di dalam komplesi formasi yang secara alamiah tidak terkonsolidasi. Dalam hal ini para ahli mencoba untuk meningkatkan pengontrolan pasir dengan melakukan konsolidasi batuan. Cara ini dikenal dengan sand consolidation. Metode ini umumnya dilakukan pada lapisan tipis berbutir relatif besar, permeabilitas seragam (uniform) dan clean sand. Prinsip dari metode ini adalah menginjeksikan bahan kimia ke dalam lapisan pasir sehingga butiran pasir yang terlepas menjadi tersemen. Bahan kimia yang umum digunakan adalah epoxy resin, furun dan phenol formaldehyde.

1.2. Tubing Completion
Penentuan jenis tubing completion terutama didasarkan atas jumlah tubing yang akan digunakan dimana hal ini erat hubungannya dengan jumlah atau zone produktif yang dimiliki serta produktivitas formasinya. Tubing completion dapat dibedakan menjadi tiga jenis yang didasarkan jumlah production string (pipa produksi) yang digunakan dalam satu sumur. Jenis-jenis tersebut adalah : single completion, comingle completion, multiple completion.

1.2.1. Single Completion
Merupakan metode produksi yang hanya menggunakan satu pipa produksi dimana sumurnya hanya memiliki satu zone produktif. Berdasarkan kondisi reservoir dan lapisan batuan produktifnya, single completion dibedakan menjadi dua jenis, yaitu open hole dan perforated completion. Open Hole Completion merupakan cara komplesi yang dilakukan bila formasinya cukup kompak. Sedangkan Perforated Completion, yaitu cara komplesi yang dilakukan bila formasinya kurang kompak dan bila diselingi lapisan-palisan tipis dari air atau gas.

1.2.2. Commingle Completion
Metode jenis ini dilakukan pada sumur yang mempunyai reservoir berlapis atau memilki lebih dari satu zone lapisan produktif. Metode ini dapat diterapkan dengan syarat tidak menimbulkan interflow antara lapisan produktif. Macam-macam commingle completion dapat digolongkan pada beberapa jenis sebagai berikut :
  1. Single tubing dengan single packer, merupakan cara produksi yang dipakai untuk sumur yang mempunyai dua lapisan produktif, dimana dua lapisan produktif tersebut dibatasi oleh packer. Fluida produksi dari lapisan bawah diproduksikan melalui tubing, sedangkan untuk lapisan di atasnya diproduksikan melalui annulus antara tubing dan casing. Jenis komplesi ini diterapkan untuk sumur yang produktivitasnya rendah. Keuntungan metode ini terutama adalah biaya ringan karena hanya menggunakan satu tubing. Sedangkan kerugiannya hanya lapisan bawah yang dapat dilakukan pengangkatan buatan bila nanti diperlukan, production casing tidak terlindungi dari tekanan sumur dan fluida korosif, endapan-endapan solid dari lapisan di atasnya dapat merusak tubing string, dan diperlukan untuk mematikan lapisan bawah bila akan dilakukan work over (kerja ulang) pada lapisan tersebut.  
  2. Single Tubing dengan Dual Packer dan Tubing. Pada komplesi ini diinginkan untuk memproduksikan fluida formasi bagian atas melalui dalam tubing dengan bantuan croos over atau dengan regulator flow choke. Sedangkan untuk fluida formasi dari bawah diproduksikan malalui tubing itu juga, dan kemudian melalui annulus tubing dan casingKomplesi jenis ini akan lebih murah jika dibandingkan dengan multiple completion tapi cukup menimbulkan kesulitan bila terjadi gangguan pada salah satu lapisan produktifnya harus mematikan lapisan yang lain untuk melakukan kerja ulang. Dalam hal perencanaan pamakaian tubing juga mendasarkan pada cara single completion, hanya perlu dipertimbangkan produktivitas lapisan secara keseluruhan untuk mendapatkan kapasitas tubing yang sesuai. Komplesi ini dapat dipasang pada packer dibagian bawah untuk memisahkan aliaran fluida masing-masing lapisan.

1.2.3. Multiple Completion
Multiple completion merupakan metode komplesi yang digunakan untuk sumur yang mempunyai lapisan lebih dari satu zone produktif. Dimana setiap lapisan produktif tersebut diproduksikan sendiri-sendiri secara terpisah sesuai dengan produktivitas masing-masing. Metode komplesi ini dapat dilakukan dengan berbagai cara sebagai berikut :
  1. Two Packer-two Tubing Strings “paralel” Dual Completion, Metode komplesi jenis ini, fluida dialirkan melalui dua tubing yang terpisahkan oleh dua packer. Dengan demikian masalah kepasiran dan artificial lift dapat diselesaikan dengan baik, akan tetapi biaya komplesinya menjadi mahal, dikarenakan setiap lapisan mempunyai komplesi sendiri-sendiri.
  2. Dual Well with Two Alternated Completion, Metode ini didasarkan letak kedua lapisan produktif yang akan diplilh untuk diselesaikan, maka dapat diproduksikan melalui rangkaian tubing yang panjang atau yang pendek.
  3. Triple Completion-Three Zones, Two Paker or Three Packer and Twoor Three Tubing Strings, Komplesi jenis ini diselesaikan dengan dua atau tiga tubing dan dua atau tiga packer. Dengan cara ini dapat menghasilkan total produksi harian yang tinggi tiap lubang sumur dan pada umumnya dapat memperbaiki ongkos yang telah dikeluarkan. Tetapi komplesi ini sulit untuk dipasang dan mudah dikenai problem komunikasi antar lapisan.
  4. Multiple Packer Completion, Jenis komplesi ini memisahkan aliran fluida dari masing-masing zona yang dilakukan dengan memakai packer. Kelemahan metode ini adalah artificial lift sulit diterapkan dan workover tidak mudah dilakukan.
  5. Multiple Tubingless Completion, Sistem komplesi ini tidak memakai production tubing, tetapi menggunakan casing berukuran kecil, biasanya berukuran 27/8”. Metode ini sesuai untuk sumur-sumur yang mempunyai masa produksi relatif panjang, adanya masalah fracturing, acidizing, sand control dan masalah lain yang memerlukan stimulasi atau treatment. Untuk sumur yang menghasilkan fluida bersifat korosif, cara ini tidak cocok karena casing produksi disemen secara permanen. 
Multiple Zone Completion, via DrillingFormulas.com
1.3. Wellhead Completion
Wellhead atau kepala sumur adalah suatu istilah yang digunakan untuk menguraikan peralatan yang terpaut pada bagian atas dari rangkaian pipa didalam suatu sumur untuk menahan dan menopang rangkaian pipa, menyekat daripada masing-masing casing dan tubing serta untuk mengontrol produksi sumur. Komponen-komponen utama dari wellhead terdiri dari casing head, tubing head dan christmas tree.

1.3.1. Casing Head  
Casing head disebut juga sebagai landing base, digunakan untuk menahan casing berikutnya yang lebih kecil, memberikan suatu hubungan dengan annulus dan sebagai landasan dari BOP. Casing head dapat dibagi menjadi dua, yaitu lower casing head dan intermediate casing head
Casing Head, via FMCTechnologies.com
  • Lower casing head, merupakan casing head paling bawah yang berpaut dengan bagian atas surface casing serta menyekat annulus antara rangkaian casing.
  • Intermediate Casing Head, disebut juga sebagai casing head spool, yang berfungsi untuk menahan casing berikutnya yang lebih kecil dan memberikan suatu hubungan dengan annulus antara kedua casing.

1.3.2. Tubing Head
Tubing head ditempatkan diatas casing head dan berfungsi untuk menggantungkan tubing string dan memberikan suatu pack off antara tubing string dan production string. Disamping itu juga memberikan hubungan annulus casing dan tubing melalui outlet samping. Pemilihan tubing head untuk single completion maupun untuk multiple completion didasarkan pada perencanaan mangkuk tubingnya (tempat menggantungnya tubing hanger). Fungsi utama dari tubing head adalah :
  1. Sebagai penyokong (support) rangkaian tubing.  
  2. Menutup ruang antara casing dan tubing.  
  3. Cairan dan gas dapat dikontrol dengan adanya connection diatas permukaan
Tubinh Head, via www.diytrade.com
Adapun bagian-bagian dari peralatan tubing head adalah sebagai berikut :
  1. Top flange, disini dilengkapi dengan locksrew yang berfungsi untuk menahan tubing hanger pada tempatnya dan memberikan tekanan pada tubing hanger seal dan seal annulus.
  2. Tubing hanger, fungsinya untuk menggantung tubing dan memberikan penyekat antara tubing dengan tubing head.
  3. Outlet, merupakan saluran keluar yang jumlahnya bisa satu atau dua buah.   
  4. Lower flange, merupakan tempat untuk memasang bit guide dan secondary seal.

1.3.3. Christmas-tree
Christmas-tree atau X-mas tree merupakan suatu susunan dari katup-katup (valve) dan fitting yang ditempatkan di atas tubing head untuk mengatur sarta mengalirkan fluida dari sumur. Chistmas-tree dibuat dari baja berkualitas tinggi, sehingga di samping mampu menahan tekanan tinggi, juga mampu menahan aliran air formasi yang bersifat korosif yang mengalir bersama-sama minyak atau dapat menahan pengikisan yang disebabkan oleh pasir yang terbawa oleh aliran fluida formasi. Komponen-komponen yang terdapat di christmas-tree adalah :
  • Mastre gate, berfungsi untuk menutup sumur bila diperlukan dan untuk sumur tekanan tinggi, biasanya dipasang dua buah.
  • Wing valve, digunakan untuk membuka dan menutup dari aliran bercabang.
  • Manometer, berfungsi untuk mengukur tekanan casing (Pc) dan tekanan tubing (Pt)
  • Choke, berfungsi untuk menahan sebagian aliran fluida sehingga produksi fluida formasi diatur menurut kebutuhan
X-mass tree, via SAPWELLSGLOBAL.com


Choke
Choke atau beam (jepitan) digunakan pada sumur-sumur sembur alam (natural flow atau flowing well) dan pada sumur gas lift, yaitu pada inlet gas injeksinya. Fungsinya untuk mengontrol atau mengatur produksi minyak dan gas dari sumur tersebut. Choke ini terbuat dari besi baja berkualitas tinggi supaya dapat menahan kikisan pasir serta fluida yang korosif. Ada dua macam choke yang terkenal dalam industri minyak dan gasbumi, yaitu positive choke dan adjustable choke.
  • Positive choke terbuat dari besi baja pejal, dimana pada bagian dalamnya terdapat lubang dengan ukuran tertentu (orifice), dimana minyak atau gas dapat mengalir didalamnya. Karena aliran fluida melalui choke ini, maka akan terjadi penurunan tekanan yang besarnya tergantung pada besarnya diameter orifice dari choke tersebut. Positive choke ini hanya mempunyai satu ukuran orifice untuk setiap choke (fixed orifice).   
  • Adjustable Choke, untuk mencegah penutupan sumur sewaktu mengganti ukuran choke atau perubahan laju produksi, maka lebih praktis memakai adjustable choke, yaitu dengan memutar handweel yang akan menaik-turunkan stem tip menjauhi/medekati removable seat, dimana ini berarti memperbesar/memperkecil ukuran orifice. Di sini fluida harus mengalir mengelilingi stem tip terlebih dahulu, sehingga aliran akan lebih bersifat turbulen, sehingga ini akan memperbesar kemungkinan terjadinya sumbatan (plug) pada orifice oleh pasir atau padatan-padatan lainnya. Karena sifat dan konstruksinya ini, maka jenis choke ini sangat sesuai pemakaiannya bila kita harus sering mengubah-ubah laju produksi.
Seringkali, positive dan adjustable choke mempunyai choke body yang sama, sehingga choke dapat diganti dari adjustable ke positive atau sebaliknya, tanpa melepas choke body dari X-mas tree.


2. Tahap Perforasi
Pembuatan lubang menembus casing dan semen sehingga terjadi komunikasi antara formasi dengan sumur yang mengakibatkan fluida formasi dapat mengalir ke dalam sumur disebut dengan perforasi. Alat untuk melakukan perforasi disebut dengan perforator. Perforator dibedakan atas dua tipe yakni Bullet/Gun perforator dan Shape charge/Jet perforator.
Gambaran proses perforasi, via Halliburton.com
a. Bullet / Gun perforator
Komponen utama dari bullet perforator meliputi fluida seal disk, gun barrel, gun body, bullet, thread sell, shear disk, powder centrifuge, contact-pin assembly, back contact spring, dan electrick wire.
Fluida seal disk berfungsi menahan masuknya fluida sumur ke dalam alat dimana dapat melemahkan kekuatan membakar powder. Gun body terdiri dari silinder besi panjang yang dilengkapi dengan suatu alat kontrol untuk penembakan dimana barrel disekrupkan dan juga untuk menempatkan sumbu (igniter) dan propelant dengan shear disk didasarnya, untuk memegang bullet ditempatnya sampai tekanan maksimum tercapai karena terbakarnya powder. Sedangkan Electric Wire merupakan kawat listrik yang meneruskan arus untuk pengontrolan pembakaran powder charge.
Prinsip kerja bullet perforator adalah susunan gun yang sudah ditempatkan dengan interval tertentu diturunkan kedalam sumur dengan menggunakan kawat (electric wire-line cable) dimana kerja gun dikontrol dari permukaan melalui wireline untuk melepaskan peluru (penembakan) baik secara sendiri maupun serentak. Karena arus listrik melalui wireline timbul pembakaran pada propelant dalam centrifuge-tube sehingga terjadi ledakan yang melontarkan bullet dengan kecepatan tinggi.

b. 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.


2.1.Kondisi Kerja Perforasi
2.1.1. 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 :
  1.  Komplesi multizona.
  2.  Komplesi gravel-pack (cased-hole).
  3.  Komplesi dengan menggunakan liner.
  4.  Komplesi pada casing intermidiate.
Masalah/problem yang sering timbul dengan teknik overbalance ini adalah :
  1. Terjadinya kerusakan formasi (damage) yang lebih besar, akibat reaksi antara lumpur komplesi dengan mineral-mineral batuan formasi.
  2. Penyumbatan oleh bullet/charge dan runtuhan batuan.
  3. Sulit mengontrol terjadinya mud-loss dan atau kick.
  4. Clean-up sukar dilakukan.
2.1.2. 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 :
  1. Dengan Ph < Pf, memungkinkan terjadinya aliran balik : dari formasi ke sumur, sehingga hancuran hasil perforasi (debris) dapat segera terangkat keluar dan tidak menyumbat hasil perforasi.
  2. Tidak memungkinkan terjadinya mud-loss dan skin akibat reaksi antara lumpur dengan mineral batuan.
  3. Clean-up lebih cepat dan efektif.

2.2.Teknik/Cara Perforasi
Berdasarkan cara menurunkan gun ke dalam sumur, ada dua teknik perforasi, yaitu dengan wireline (wireline conveyed perforation) dan dengan tubing (tubing conveyed perforation).

2.2.1. Wireline Conveyed Perforation
Pada sistem ini gun diturunkan ke dalam sumur dengan menggunakan wireline (kawat listrik).
  • 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.
  • Wireline conveyed tubing gun. Gun berdiameter kecil dimasukkan kedalam sumur melalui X-mastree dan tubing string, setelah tubing dan packer terpasang diatas 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.
2.2.2. 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 X-mastree 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 ini dapat dilakukan baik pada kondisi overbalance maupun underbalance dan setelah perforasi dilakukan, gun dibiarkan tetap tergantung atau dijatuhkan ke dasar sumur (rathole).


3. Tahap Penimbaan (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 halnya penurunan densitas, untuk tujuan menurunkan tekanan hidrostatik fluida dalam sumur agar lebih kecil dari tekanan formasi, dapat dilakukan dengan dua cara, yaitu dengan pengisapan dan timba. 
Macam-macam swab-cup, via OilfieldSupply.com
  • Pengisapan, dengan memasukkan karet penghisap (swabb-cup) yang berdiameter persis sama dengan tubing untuk swabbing. Dengan cara menari swab-cup keatas, maka tekanan dibawah swab-cup menjadi kecil sehingga akan terjadi surge dari bawah yang akan mengakibatkan aliran.
  • Timba, mekanisme dengan cara ini adalah 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 formasiakan melebihi tekanan hidrostatik kolom lumpur.