TAHAPAN PRODUKSI / METODE PRODUKSI
BAB I
Pendahuluan
1.1. Latar Belakang
Pada prinsipnya, yang dipelajari dalam teknik buatan adalah cara-cara mengangkat fluida dari dalam reservoir ke permukaan. Hal utama yang harus diperlihatkan didalam memproduksi suatu sumur yakni “laju buatan”, dimana besarnya harga laju buatan yang diperoleh dengan sistem buatan tertentu harus ialah laju bikinan optimum, baik ditinjau dari sumur itu sendiri maupun dari lapangan secara keseluruhan.
Dua hal pokok yang mendasari teknik bikinan yakni:
1. Gerakan fluida dari deretan ke dasar sumur, melalui media berpori
2. Gerakan fluida dari dasar sumur ke permukaan, lewat 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 kesanggupan 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 dikenali ialah penurunan tekanan yang terjadi selama fluida mengalir didalam pipa. Besarnya penurunan tekanan yang terjadi mampu dihitung dengan memakai berbagai meode yang tersedia (Vertical Flow Performance).
Pada sumur “sembur alam” yang diproduksikan, terdapat dua kondisi permukaan yang biasa ditemui, adalah sumur diproduksikan dengan menggunakan “jepitan” (Choke/Bean Performance) atau sumur diproduksi tanpa choke di permukaan. Choke lazimnya dipasang pada permulaan masa produksi, kemudiian dengan bertambahnya waktu ukuran choke akan bertambah sampai kesannya choke akan dilepas seluruhnya semoga tetap diperoleh laju produksi yang optimum.
“Sembur buatan” dijalankan dengan maksud untuk mempertahankan tingkat bikinan agar tetap tinggi, alasannya adalah kesanggupan buatan sebuah sumur akan terus menyusut dengan bertambahnya waktu. Atau kesanggupan sumur yang bersangkutan untuk berproduksi sejak permulaan ditemukan sungguh kecil, sehingga perlu dikerjakan sumur produksi.
Sesudah fluida hingga ke permukaan dan melewati choke, fluida akan melalui pipa-pipa (sistim) di permukaan untuk dialirjan ke kemudahan permukaan. Hal utama yang harus diamati dalam aliran pipa horizontal yakni penentuan penurunan tekanan sepanjang pemikiran pipa penentuan diameter pipa yang diharapkan. Dalam memperkirakan penurunan tekanan yang terjadi, dapat digunakan banyak sekali kolerasi yang telah tersedia (Horizontal Flow Performance).
Fluida produksi dari kepala sumur dialirkan dengan pipa alir (flow line) ke daerah pengumpulan (block station) dan fluida tersebut dapat terdiri dari minyak, air dan gas. Sesuai dengan usul dari pabrik pengilangan minyak (refinery) ataupun pesyaratan yang mesti dipenuhi sebelum dikapalkan, maka antara minyak, air, dan gas mesti dipisahkan. Hampir semua perusahaan pipa minyak mengharapkan biar minyak yang ditransport tidak mengandung lebih dari 2-3% air dan padatan. Proses pemisahaan fluida bikinan meliputi banyak sekali 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 bagian, maupun merupakan campuran-campuran dari pada bagian yang membentuk satu sistim pemisahan. Minyak yang sudah dipisahkan dialirkan dan ditampung pada yangki penimbunan (storage tank), lalu akan dikirim ke refinery atau ke terminal pengapalan dengan jalan mengalirkan melalui pipa salur (pipe line).
Secara garis besar eksploitasi energy geothermal diarahkan pada dua tujuan yang hingga sekarang sudah dikembangkan. Kedua tujuan tersebut adalah:
1. Pemanfaatan energy geothermal 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 mampu mengetahui bagaimana proses-proses yang dilalui pada tahapan buatan.
1.3. Rumusan Masalah
1. Apa saja tahapan buatan itu ?
2. Jelaskan tahapan buatan sembur alam (Natural Flowing) !
3. Jelaskan tahapan bikinan sembur bikinan (Artificial Lift) !
4. Sebutkan perlengkapan baawah permukaan !
5. Sebutkan peralatan permukaan !
BAB II
Tahapan Produksi
Secara lazim tahapan atau tata cara buatan dibagi menjadi dua, yaitu :
a. Tahapan sembur alam (Natural Flowing)
b. Tahapan sembur produksi (Artificial Lift), antara lain mencakup sistem 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 selaku sumur “sembur alam”. Keadaan demikian biasanya dapat ditemui pada permulaan era bikinan duatu sumur, tetapi kondisi ini tidak mampu terus dipertahankan, disebabkan tekanan reservoir yang mau terus menerus menyusut dari waktu ke waktu.
“Sembur bikinan” dikerjakan dengan maksud untuk mempertahankan tingkat produksi agar tetap tinggi, alasannya kemampuan buatan suatu sumur akan terus berkurang dengan bertambahnya waktu. Atau kesanggupan sumur yang bersangkutan untuk berproduksi semenjak permulaan ditemukan sangat kecil, sehingga perlu dilaksanakan sembur buatan.
2.1. SEMBUR ALAM (NATURAL FLOWING)
Bila tekanan reservoir cukup besar, sehingga mampu mendorong fluida reservoir sampai ke permukaan disebut selaku “sumur sembur alam”. Sumur sembur alam mampu diproduksikan dengan atau tanpa “jepitan” (choke) di permukaan. Sebagian besar sumur sembur alam menggunakan choke di permukaan dengan banyak sekali alasan, antara lain:
a. Sebagai pengaman
b. Untuk menjaga bikinan, sebesar yang diharapkan
c. Mempertahankan batas atas laju buatan, untuk menangkal masuknya pasir
d. Untuk memproduksikan reservoir pada laju yang paling efisien
e. Untuk menghalangi water atau gas coning
Biasanya choke dipasang pada awal buatan (choke / bean performance), kemudian dengan bertambahnya waktu ukuran choke akan bertambah, dan pada risikonya choke akan dilepaskan seluruhnya biar tetap diperoleh laju buatan yang optimum.
Beberapa faktor yang mesti diperhatikan dalam menentukan laju bikinan maupun memeriksa kelakuan sumur sembur alam, ialah:
· Inflow Performance Relationship
· Tubing (Vertical Flow) Performance
· Sistim di permukaan
· Fasilitas perlengkapan di permukaan
· Fasilitas perlengkapan baawah permukaan
Semua aspek di atas berkaitan erat satu dengan lainnya, dan akan mensugesti aliran minyak, gas, dan air dari reservoir hingga ke kemudahan di permukaan.
Fonseca (1972) memperlihatkan diskusi berikut tentang kemudahan yang ada di lapangan untuk melengkapi kontinuitas sistim dan cara control masing-masing:
a. Antara batuan reservoir dan sumur minyak terdapat perlengkapan bawah permukaan yang terdiri dari casing, tubing, packer, bridge plug, bottom-hole choke, katup-katup, seating nipple, perlengkapan pengaman dan lain-lain. Semua peralatan yang dipasang ini disebut selaku keadaan mekanis sebuah sumur dan didesain sedemikian rupa sehingga akan terjadi relasi antara reservoir dan sumur; dan memungkinkan untuk melakukan control yang efektif terhadap deretan produktif, mencakup kemungkinan workover khusus, stimulasi, dan operasi rekomplesi untuk problema produksi.
b. Antara sumur minyak dan sistim flowline terdapat perlengkapan permukaan untuk menngontrol sumur, meliputi fasilitas pengawalan dan akomodasi untuk memungkinkan dilakukannya operasi khusus sehubungan dengan kelakuan sumur bikinan. Komponen utama dari sistim ini ialah flowline choke yang mengontrol tekanan pedoman di permukaan (tubing dan casing), dan pada dasar lubang.
c. Antara flowline dan akomodasi permukaan, terdapat peralatan untuk memisahkan fasa-fasa yang berlainan (gas, minyak, dan air).
Gambar 3.2 menunjukkan denah sistim fatwa keseluruhan pada sumur minyak.
2.2. SEMBUR BUATAN (ARTIFICIAL LIFT)
Maksud “sembur bikinan” (artificial lift) yaitu untuk menjaga tekanan produksi dasar-sumur yang menyusut sehingga formasi mampu menawarkan fluida reservoir yang diharapkan. Pada tahap awal sebuah sumur mampu mampu melakukan peran ini dengan tenaganya sendiri. Pada tahap masa anutan yang lebih akhir, sumur cuma bisa memproduksikan sebagian dari fluida yang diharapkan. Selama tahap periode pemikiran sumur ini dan khususnya sesekali sehabis sumur mati, suatu sistem sembur bikinan yang sesuai mesti dipasang sehingga tekanan aliran dasar-sumur yang diperlukan mampu dipertahankan.
Mempertahankan tekanan fatwa dasar-sumur yang diharapkan ialah dasar untuk perencanaan (rancangan) setiap instalasi sembur buatan. Jika suatu tekanan “drawdown”yang diputuskan sebelumnya dapat dipertahankan, sumur akan memproduksikan fluida yang diharapkan. Banyak tipe metode sembur bikinan 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 telah rendah atau bahkan telah tidak bisa mengalirkan minyak ke permukaan mampu ditingkatkan / di“hidup”kan lagi dengan memakai gas (gas lift) ataupun pompa. Pemakaian pompa dan gas lift pada sebuah lapangan perlu memperhatikan karakteristik fluida yang mau diproduksikan, kemiringan sumur, laju buatan yang diharapkan, kekompakan deretan, dan lain-lain. Produksi dengangas lift, yakni suatu sistem fluida pengangkat dimana gas tekanan relative tinggi (mminimum 250 psi) dipakai sebagai media pengangkat melalui proses mekanis.
Gas-lift yaitu proses pengangkatan fluida dari sumur dengan memakai gas yang diinjeksikan ke dalam sumur. Proses pengangkatan ini berjalan alasannya:
a. Penurunan gradient fluida dalam tubing
b. Pengembangan gas yang diinjeksikan, dan
c. Pendorongan minyak oleh gas injeksi bertekanan tinggi
Gas-lift mampu diterapkan nyaris pada setiap lapangan asalkan ada cukup gas dan bukan minyak-berat. Ada dua metode gas-lift yang mampu diterapkan, yakni:
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 memiliki PI tinggi dan tekanan dasar-sumur tinggi.
b) Intermittent gas lift. Dalam cara ini gas diinjeksikan secara periodik. Waktu dari injeksi diatur oleh sebuah alat di permukaan yang disebut sebagai “intermitter”, atau oleh katup (valve) yang dipasang pada tubing dan sensitive kepada perbedaan tekanan antara casing dan tubing. Metode ini lebih cocok untuk sumur-sumur dengan tekanan dasar-sumur rendah.
Beberapa keunggulan gas lift ketimbang metode sembur buatan lain, adalah:
a) Biaya perlengkapan awal untuk instalasi gas-lift lazimnya lebih rendah, utamanya sekali untuk pengangkatan sumur dalam (deep lift).
b) Pasir (bahan abrasif) yang ikut terproduksi tidak menghancurkan kebanyakan instalasi gas-lift.
c) Gas-lift tidak tergantung/dipengaruhi oleh design sumur
d) Umur peralatan lebih usang
e) Biaya operasi biasanya lebih kecil,utamanya sekali untuk deeplift
f) Ideal untuk sumur-sumur dengan GOR tinggi atau yang memproduksikan buih gas (gas-cut foam).
Meskipun demikian metode gas-lift memiliki batas-batas berikut :
a. Gas harus tersedia
b. Sentralisasi kompresor sukar untuk sumur-sumur dengan jarak terlalu jauh.
c. Gas injeksi yang tersedia sungguh korosif , kecuali dimasak sebelum digunakan
2.2.1.1 Continuous Gas Lift
Gambar 3.3 menunjukkan tipe instalasi ajaran continue. Ada enam katup (valve) didalam sumur. Empat katup bagian atas dipakai selaku katup pengosongan sumur (unloading valve) dari fluida workover , untuk meraih katup operasi kelima (operating valve). Satu katup pelengkap dibawah “titik injeksi” (point of injection) ditambahkan untuk kondisi keselamatan atau kondisi sumur yang berganti. 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 hingga katup ini dibutuhkan untuk mengosongkan sumur lagi pada kasus lain,mirip sesudah 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 ketika static dapat mencapai 70% dari kedalaman sumur).
b)
Productivity index (PI) rendah,namun tekanan dasar sumur tinggi
Productivity index (PI) rendah,namun tekanan dasar sumur tinggi
2.2.1.2 Intermittent Gas Lift
Pada metode ini gas diinjeksikan secara terputus yaitu gas diinjeksikan selama beberapa dikala , lalu injeksi tidak boleh selama selang waktu tertentu , dan kemudian diinjeksikan lagi,dan seterusnya. Pengaturan frekuensi atau siklus injeksi tersebut dapat dikerjakan dengan memakai:
a. Surface-controller dengan menggunakan “jam” (clock)
b. Choke, yang bekerja atas pergantian tekanan casing atau tubing.
Penghentian injeksi gas dibutuhkan untuk member kesempatan terhadap cairan masuk dan terkumpul didalam tubing diatas titik-injeksi. Setelah terkumpul gres 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 membutuhkan waktu yang usang
Intermittent gas-lift mampu dipakai pada dua kondisi sumur , ialah :
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 dahulu membentuk kolom (slug) diatas katup (gas-lift) didalam tubing. Karena gas diinjeksikan dan tekanan naik didalam annulus,maka katup membuka pada tekanan-bukanya yang disertai oleh anutan gas kedalam tubing. Gas ini akan mendorong kolom minyak keatas. Selama pendorongan ini sebagian cairan akan mengalir kembali kebawah. Pada waktu kolom tadi meraih permukaan,kolom selanjutnya telah terbentuk sebab fatwa dari deretan. 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 produksi diproduksikan dengan pemompaan sucker-rod,yang paling biasa yaitu sistim pemompaan beam. Walaupun sistim sucker-rod beam secara mekanis sederhana dan sudah terbukti berumur lama (kekal) dan irit dalam operasi , banyak faktor yang harus dipertimbangkandalam perencanaan sistim yang tepat. Design engineer mesti mengetahui sepenuhnya fungsi dan sisi rumit tiap bagian dari sistim keseluruhan bila kinerja optimum yang diharapkan. Walaupun kelihatan sederhana,kelakuan sistim beam dan sucker-rod kompleks sekali didalam praktek lapangan.
Metode pemompaan sumur-minyak mampu dibagi kedalam dua golongan utama , yakni :
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 memakai selain sucker-rod.
Dari dua kalangan diatas yang pertama diwakili sistim pemompaan beam , dan kedua diwakili sistim pemompaan hidrolik dan sentrifugal.
Sistim pemompaan terdiri dari lima bab yakni :
1) Pemompa penggagas 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 mengganti 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 terhadap sistim.
Gambar 3.5 memperlihatkan berbagai komponen suatu sisitim lengkap pemompaan beam. Butir (3) dan (4) diatas menawarkan unit pemompaan beam.
Gambar 3.6 menunjukkan susunan perlengkapan 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 memakai pitman arm dan walking beam disangga oleh “Sampson post” dan “saddle bearing”.
“Horse head” dan “bridle” (susunan kabel penggantung) dipakai untuk memastikan bahwa pemasangan “sucker rod string” (rangkaian sucker rod) yaitu 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 dipakai untuk mempertahankan sekat (seal) cairan yang bagus untuk permukaan.
Gambar 3.7 adalah salah satu instalasi pompa bawah-permukaan (subsurface pump) tipe “tubing-pump”, yang terdiri dari empat komponen 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 dikala langkah naik (upstroke), sebelah kiri; dan langkah turun (downstroke), sebelah kanan.
2.2.3. Pompa Listrik Sentrifugal Submergible (ESP)
Electric Submergible Pump (ESP) ialah pompa jenis sentrifugal yang sigerakkan oleh tenaga motor listrik. Pompa ini disebut pompa submergible sebab 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 berikutnya, pompa ESP memungkinkan dipakai pada sumur dalam dan menawarkan laju buatan yang besar. Selain untuk sumur produksi, pompa ESP digunakan pada proyek-proyek water-flooding dan pressure maintenancedimana dipasang pada sumur-sumur injeksi. Selain itu mampu digunakan pada sumur yang dikomplesi tidak memakai tubing (tubingless completion) dan bikinan dilaksanakan lewat casing.
System pompa ESP atau pompa listrik sentrifugal terdiri dari tujuh komponen dasar, adalah:
a. Motor listrik
b. Protector
c. Separator gas
d. Pompa sentrifugal bertingkat banyak (multistage)
e. Kabel listrik
f. Switchboard
g. Transformer
Pada pemakaian wajar , pompa ESP atau sentrifugal dimasukkan ke dalam tubing dan dicelupkan ke dalam fluida sumur. Instalasi ini mampu digunakan pada lubang bengkok (crooked hole) atau sumua-sumur yang dibor secara berarah (directional).
Keuntungan pompa ESP yakni 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 yakni pompa setrifugal bertingkat banyak, dimana poros pompa sentrifugal dihubungkan pribadi dengan motor penggagas. Motor penggerak memakai 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, yakni:
· Peralatan bawah permukaan
· Peralatan permukaan
2.2.3.1 Peralatan Bawah Permukaan
Lima unsur peralatan di bawah permukaan diperlihatkan pada gambar 3.9, berisikan:
1) Motor listrik sebagai unit aktivis
Sebagai unit pelopor pppompa yakni tipe motor induksi tiga-fasa yang berii minyak untuk pendingin dan pelumas. Untuk pendinginan dapat juga digunakan fluida sumur pada ketika 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 pencetus motor ke poros pompa.
· Tempat alas dorong pompa (pump thrust bearing) mengangkat daya dorong axial yang dihasilkan pompa
· Ruang kawasan pengembangan dan penyusutan minyak-motor pada saat unit dikerjakan atau dimatikan.
3) Separator gas
Memisahkan gas bebas dari fluida dan mengarahkan keluar dari pump intake. Merupakan bab yang terpasang antara protector dan pompa dan bertindak sebagai pump intake.
4) Pompa sentrifugal bertingkat banyak (multistage)
Pada pompa sentrifugal bertingkat banyak, setiap tingkatnya berisikanimpeller berputar dan stationary diffuser. Tipe tingkat yang digunakan memilih 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; mempunyai perisai (armor) dari baja, perunggu, atau monel tergantung pada kebutuhan dan keadaan sumur.
2.2.3.2 Peralatan Permukaan
Peralatan di atas permukaan berisikan:
1) Switchboard
Terdiri dari unit sederhana tombol penghubung magnetic (push-button magnetic contactor) dengan proteksi kepada kelebihan-beban (overload) hingga rangkaian yang lebih rumit dengan sekering pemutushubungan (fused disconnect), pencatat ammeter, perlindungan di bawah voltase (under-voltage) dan perlindungan kelebihan-beban, lampu sinyal, pengaturan waktu (timer) untuk pemompaan intermittent, dan instrument operasi otomatis control jarak jauh.
2) Transformer
Untuk mengganti voltase utama ke voltase yang diharapkan motor.
3) Junction box
Terletak antara kepala sumur (wellhead) dan switchboard untuk alasan keselamatan, tahan cuaca dan di vent untuk mengeliminasi gerakan gas. Gas dapat bergerak ke atas melalui kabel dan melewati permukaan kabel switchboard yang menimbulkan ancaman kebakaran atau kesanggupan meledak (potential explosion).
BAB III
Penutup
3.1. Kesimpulan
Pada sumur “sembur alam” yang diproduksikan, terdapat dua keadaan permukaan yang biasa ditemui, ialah sumur diproduksikan dengan menggunakan “jepitan” (Choke/Bean Performance) atau sumur dibuat tanpa choke di permukaan. Choke umumnya dipasang pada permulaan masa bikinan, kemudiian dengan bertambahnya waktu ukuran choke akan bertambah hingga akibatnya choke akan dilepas semuanya agar tetap diperoleh laju produksi yang optimum.
“Sembur buatan” dikerjakan dengan maksud untuk menjaga tingkat buatan semoga tetap tinggi, alasannya kesanggupan buatan sebuah sumur akan terus menyusut dengan bertambahnya waktu. Atau kesanggupan sumur yang bersangkutan untuk berproduksi semenjak awal didapatkan sungguh kecil, sehingga perlu dikerjakan sumur buatan.
Sesudah fluida sampai ke permukaan dan melalui choke, fluida akan lewat pipa-pipa (sistim) di permukaan untuk dialirjan ke kemudahan permukaan. Hal utama yang mesti diamati dalam anutan pipa horizontal ialah penentuan penurunan tekanan sepanjang aliran pipa penentuan diameter pipa yang diperlukan. Dalam memperkirakan penurunan tekanan yang terjadi, dapat dipakai berbagai kolerasi yang sudah tersedia (Horizontal Flow Performance).
3.2. Kritik dan Saran
Dalam makalah ini penulis menginginkan apa yang berguna dalam makalah ini hendaknya pembaca bias mengambil ilmu sebagai penambahan pengetahuan tentang sistem perkiraan cadangan.