Pompa SPS

Pompa SPS adalah merupakan jenis dari Centrifugal Pump yang pada dasarnya terdiri dari atas bagian yang berputar dan dikenal sebagai Impeller dan bagian yang tidak berputar dikenal sebagai Diffuser.

   Satu pasang Impeller ditambah Diffuser disebut sebagai satu Stage. Impeller-impeller disusun sedemikian pada sumbu/shaft dan ikut berputar dengan shaft tersebut. Diffuser-diffuser disusun dan di “press” sedemikian didalam housing sehingga tidak berputar sebagaimana housing itu diam.

Sesuai dengan kelas kapabilitasnya dalam memompa fluida , setiap kelas memiliki performance yang berbeda satu dengan yang lainnya. Hal ini disebabkan oleh :

1.      Kapasitas BFPD yang direkomendasikan

2.      Daya angkat setiap Stage (Head-Feet)

3.      Horse Power yang dibutuhkan setiap Stage (HP/Stage)

4.      Effisiensi pompa (Pump Efficiency)

Setiap pompa didesain untuk memompa fluida pada jumlah tertentu , misalnya DN450 didesain untuk menghasilkan nominal 450 BFPD pada 3600 RPM. Tetapi walaupun demikian kondisi-kondisi sumur , permukaan serta pra-perhitungan (Pump Sizing) juga mempengaruhi hasil produksi. Untuk menentukan daya angkat Head-Feet/Stage kita harus mengetahui :

1.      Hasil produksi yang diperoleh/diharapkan

2.      Type pompa (Pump Type)

3.      Frequency Power Supply atau RPM

Dalam SPS pada dasarnya terdapat 3 type konstruksi pompa yang penting diantaranya adalah :

1. Floater Type (FL) , merupakan konstruksi pompa dengan sistem Impeller-impeller yang bergerak.
2. Compression Type (C) , merupakan konstruksi pompa dengan sistem Shaftnya yang bergerak.
3. Bottom Floater Type (BFL) , merupakan konstruksi pompa dengan sistem kombinasi.

 Pada setiap type konstruksi menggunakan metode yang berlainan didalam menanggung “Thrust” yang dihasilkan oleh pompa.

A. FLOATER TYPE

            Pada type Floater , Impeller-impeller bebas bergerak keatas dan kebawah tidak tergantung pada pergerakan shaft. Didalam operasinya , masing-masing Impeller bebas bergerak tidak bergantung satu sama lain , dimana idealnya adalah mengambang antara kondisi Upthrust dan Downthrust. Pada setiap Impeller dipasang Upthrust Washer dan Downthrust Washer yang fungsinya mencegah terjadinya kerusakan dini bila terjadi beberapa atau seluruh Impeller beroperasi diluar daerah yang direkomendasikan. Berat daripada Shaft ditanggung oleh thrust bearing daripada protector. Kapasitas daripada thrust bearing protector juga menentukan jumlah stages yang dapat dipasang pada pompa diatasnya karena Head-Feet (dalam PSI) yang dihasilkan pompa dikali luas penampang shaft adalah gaya tekan yang harus diatasi oleh thrust bearing daripada protector.

B. COMPRESSION TYPE

            Pada type pompa compression ini , semua Impeller terikat pada Shaft dan tidak dapat bergerak bebas. Berat daripada shaft ditambah Impeller (dan kemudian didalam operasi bertambah dengan gaya tekan kebawah) ditanggung oleh thrust bearing protector. Maka daripada itu sangatlah penting untuk mengisi Gap yang terdapat antara shaft pompa/intake dengan shaft protector dengan shim agar seluruh thrust daripada pompa dibebankan kepada thrust bearing daripada protector , dan dalam beberapa keadaan juga untuk mengangkat impeller agar tidak bergesekan dengan diffuser dibawahnya.

C. BOTTOM FLOATER TYPE

            Konstruksi Bottom Floater merupakan kombinasi antara konstruksi Compression dan Floater . 40% dari jumlah stages dibagian atas berkonstruksi compression dan sisanya berkonstruksi floater. Beban daripada shaft ditanggung compression impeller yang kemudian ditransfer melalui thrust washer kepada diffuser dibawahnya.

Tujuan daripada desain konstruksi ini adalah untuk menghindarkan beban thrust yang dihasilkan pompa dari thrust bearing protector.Untuk mencapai produksi fluida yang optimal , seringkali kita harus men-tandem pompa untuk mencapai jumlah stages yang diperlukan. Namun sebelumnya harus diperhatikan prosedur yang terdapat pada masing-masing konstruksi pompa.    

Squeeze Cementing

Untuk menyempurnakan dan menutup rongga-rongga yang masih ada setelah primary cementing, dapat dilakukan squeeze cementing.

Aplikasi pokok untuk squeeze cementing antara lain adalah :

1.      Menyempurnakan primary cementing ataupun untuk perbaikan terhadap hasil penyemenan yang rusak.

2.      Mengurangi water-oil ratio, gas-oil ratio dan water-gas ratio

3.      Menutup kembali zona produksi yang diperforasi apabila pemboran mengalami kegagalan dalam mendapatkan minyak.

4.      Memperbaiki kebocoran pada pipa selubung

5.      Menghentikan lost circulation yang terjadi pada saat pemboran berlangsung

            Pertimbangan yang paling penting dalam operasi squeeze cementing adalah teknik penempatan dan pembuatan suspensi semen yang akan digunakan.

            Squeeze cementing juga dapat digunakan untuk menurunkan ratio fluida produksi. Volume gas yang besar memungkinkan untuk terjadinya pengurangan tekanan reservoir lebih cepat, bersamaan dengan pembentukan harga pemisah yang berlebih pada fasilitas produksi permukaan oleh volume air yang besar. Bagian perforasi tertentu mungkin harus ditutup dengan pemompaan suspensi semen, sehingga volume gas dan air dapat dikurangi dengan penyemenan dibagian atas dan bawah perforasi secara berurutan

            Lost circulation seringkali dapat diatasi dengan squeeze cementing, dengan catatan proses penyemenan harus sesuai dengan jenis lost circulation yang terjadi. Ada empat metode squeeze cementing yang saat ini digunakan, yaitu bradenhead methods, packer squeeze methods, balanced plug methods, dan dump bailer methods.

a. Bradenhead Method

Dalam metode ini drill pipe diturunkan hingga berada tepat diatas perforasi (atau zona) yang akan mendapatkan squeezed off. Kemudian semen ditempatkan guna menutupi zona tersebut. Pipe rams lalu ditutup dan diterapkan tekanan hasil perhitungan dari permukaan guna melakukan squeeze off terhadap perforasi tersebut.

b. Packer Squeeze Method

Pada metode ini retrievable packer atau retainer packer diturunkan hingga berada tepat diatas zona yang akan di squeezed off. Retrievable packer, ditempatkan pada pipa bor. Retainer packer dijalankan dengan wire line dan diset dengan special setting kit. Jika volume total semen telah di squeezed off, maka semen berlebih harus dipompakan agar kembali sehingga tidak akan menyemen pipa bor.

c. Hesitation Squeeze

Metode ini secara khusus digunakan pada zona dengan permeabilitas rendah. Sebuah pipa bor digunakan dalam menempatkan semen sepanjang zone of interest dan bubur semen dipompa dan dihesitasi.

d. Plugging-back Operation

Operasi ini meliputi penempatan cemen plug sepanjang zona yang akan di plug off.

Plug semen digunakan untuk :

·      Meninggalkan lower depleted zones.

·      Plug off atau meninggalkan seluruh sumur atau sebagian dari sebuah open hole.

·      Memberikan kick of point untuk operasi side track drilling.

·      Menutup zona lost circulation pada open hole.

e. Balanced Plug Method

Pada metode ini hanya digunakan pipa bor. Pre-flush dipompakan sebelum semen dan lalu diikuti oleh fluida pembatas (spacer).

Prinsipnya adalah menempatkan kolom semen pada pipa bor yang tingginya harus sama dengan yang terdapat pada annulus.

PEMBORAN HORIZONTAL (Minyak Bumi)

Pemboran horizotal (horizontal drilling) merupakan ilmu pengetahuan terapan dari Teknik Perminyakan yaitu suatu pengetahuan  tentang teknik pengeboran dalam membengkokkan arah lubang sumur dari kedalaman  vertikal kearah horizontal pada jarak dan arah tertentu untuk mencapai suatu formasi yang dituju¹⁾. Kalau dilihat secara sederhana pengeboran sebuah sumur seolah-olah sangat mudah dilakukan sampai menembus suatu lapisan formasi yang mengandung minyak dan gas, tetapi pada pengeboran horizontal dilakukan dengan peralatan yang canggih dan rumit. Keberhasilan dalam menggunakan semua peralatan tersebut didapat melalui studi dan pengalaman.

 GAMBAR

 GAMBARAN UMUM PEMBORAN HORIZONTAL
 

       Dengan semakin berkembangnya teknologi sumur horizontal ini, menyebabkan orang semakin tertarik untuk melakukan pemboran sumur horizontal karena sumur horizontal memberikan produktivitas yang lebih baik dibandingkan dengan sumur vertikal.

       Pengeboran horizontal pada umumnya dilakukan berdasarkan beberapa pertimbangan antara lain adalah mengurangi terjadinya water coning dengan interval yang terbaik dari suatu lapisan minyak tertentu. Pemboran horizontal sering juga dilakukan pada lapisan minyak yang tipis (thin reservoir), permeabilitas rendah, banyak memiliki rekahan vertikal. Juga pada formasi minyak yang terdapat dibawah suatu kota, dibawah daerah terlarang atau yang dilindungi. Teknik pemboran ini juga dapat dilakukan untuk memproduksi formasi dibawah laut yang tidak jauh dari pantai.

       Dengan adanya pemboran horizontal dapat mengoptimalkan perolehan minyak bumi, sehingga area pengurasan pada zona produktif dapat diperluas. Sudut kemiringan atau inklinasi pemboran horizontal dapat mencapai 90° terhadap posisi vertikal dan menuju kedalam formasi produktif secara horizontal mengikuti bidang penyebaran dari batuan reservoir yang bertujuan untuk³⁾:

·         Meningkatkan laju produksi dan tingkat rekoveri.

·         Mengurangi jumlah sumur pengembangan.

            Tujuan utama dilakukannya pemboran horizontal adalah untuk mengoptimalkan produktivitas sumur dengan cara memperluas daerah pengurasan suatu sumur.

               Saat sekarang ini pemboran horizontal dapat diklafikasikan dalam empat (Gambar 2) kategori yang menggunakan build rate yang berbeda dengan sudut inclinasi dapat mencapai 90° terhadap vertikal, yaitu pemboran horizontal dengan menggunkan ultra short radius, short radius, medium radius, dan long radius (konvensional).

·    Long Radius

Long radius merupakan sistem yang standar digunakan pada lapangan minyak untuk teknologi pengeboran direktional. Long radius atau konvensional sumur horizontal mempunyai biuld-rate 2° sampai 6°/100 feet (30 m) dan build radiusnya 1000ft-3000ft. Panjang bagian horizontalnya dapat mencapai 1000ft-5000ft.

Pemboran long radius mempunyai tiga bagian (fase) mulai dari ujung kepala sumur sampai pada bagian bawah .Fase 1 adalah pemboran vertical sampai KOP (Kick of  Point). Fase 2 pemboran berarah dari KOP sampai titik target, dan Fase 3 adalah pemboran yang mempunyai arah horizontal. Penentuan kedalaman total dari tiap-tiap fase disensuaikan dengan kemiringan formasi.

·    Medium Radius

Teknik  pengeboran medium radius pada sumur horizontal telah dikembangkan dengan memodifikasi dari pemboran yang konvensional dan menghasilkan build rate antara 6^o sampai 60°/ 100ft (30m). Teknik medium radius mempunyai jari-jari kelengkungan  antara 125 – 700 feet, dengan panjang horizontal section mencapai 3000 feet (915 m), dan dengan diameter yang sama pada sumur long radius.

·    Short Radius

Pada pemboran lateral Short Radius menghasilkan  tingkat pembentukan build rate antara 1,5 sampai 3°/feet. Teknik medium radius mempunyai jari-jari kelengkungan  antara 20ft– 40ft, dengan panjang horizontal section mencapai lebih kecil daari 800ft

 Pemboran lateral short radius ini akan membutuhkan peralatan yang sangat spesial untuk mendukung sistem pemboran horizontal ini.

·    Ultrashort – Radius

       Kategori yang keempat ini, kadang – kadang terpisah untuk metoda Ultrashort – Radius, mengunakan aksi dari jetting nozzle dari tekanan tinggi pada ujung nozzle di akhir dari arah flexible pipe. Sudut build rate  kemungkin dapat mencapai 90°/feet.

Sumber : Rubiandini Rudi RS, Dr, Ir, Ing, 1993. ”Horizontal Drilling Technology”.