Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 5, No. 1, Januari 2012
EVALUASI DAN DESAIN ULANG ELECTRIC SUBMERGIBLE PUMP (ESP) PADA SUMUR “X“ DI LAPANGAN “Y“
Sefilra Andalucia Mahasiswa Magister teknik Geologi UPN “ Veteran “ Yogyakarta
Abstract The rate of fluid production affects the selection of types and sizes of pumps. This happens because each type of pump has the optimum production rate according to the recommended based on the type and size of the pump. With the passage of time and amount of fluid that has been produced from the reservoir, then the current wells - those wells have decreased so that the pressure is not able to drain the fluid resevoar naturally flow with the production of high water cut so that the use of artificial lift in this case the Electric Submergible pump. The main purpose of ESP is to increase productivity and efficiency of the pump, in a way needed to do a redesign in order to optimize the use of pumps. Abstrak Laju produksi fluida berpengaruh terhadap pemilihan jenis dan ukuran pompa. Hal ini terjadi karena setiap jenis pompa memiliki laju produksi optimum sesuai yang dianjurkan berdasarkan jenis dan ukuran pompa tersebut. Dengan berlalunya waktu dan jumlah fluida yang terproduksikan dari reservoar tersebut, maka saat ini sumur – sumur tersebut sudah mengalami penurunan tekanan sehingga sudah tidak dapat untuk mengalirkan fluida resevoar secara natural flow dengan produksi water cut tinggi sehingga digunakan artificial lift dalam hal ini yaitu Electric Submergible Pump. Tujuan utama ESP adalah meningkatkan produktivitas dan effisiensi pompa tersebut, dengan cara perlu dilakukannya desain ulang agar lebih optimal dalam penggunaan pompa. Kata-kata kunci : Pemilihan Pompa, umur pemakaian, laju alir optimal, dan efisiensi pompa. PENDAHULUAN Berdasarkan kajian yang sebelumnya daerah telitian mempunyai cadangan awal minyak ditempat sebesar 9,692,63 Mstb. Produksi kumulatif sebesar 3,950,52 Mstb sedangkan untuk sisa cadangan sekarang sebesar 217.21 Mstb. Untuk rencana ke depan lapangan ini akan ditingkatkan produksinya, dengan jalan mengevaluasi kembali sumur yang telah mengalami penurunan produksi. Diantara sumur-sumur yang akan ditingkatkan produksinya terdapat sumur telitian yang mempunyai laju produksi maksimum 7196 BBL/Day berdasarkan potensi bulan September 2008 diharapkan dengan mengevaluasi dan mendesain ulang sumur telitian ini dapat menambah produksi di Lapangan North Pulai.
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 5, No. 1, Januari 2012
Lokasi Daerah Telitian Struktur di daerah telitian terletak di kecamatan Lirik, Indragiri Hulu-Riau pada Lintas Trans Sumatera Timur yang berjarak ± 320 km dari Jambi dan 180 km dari Pekanbaru dengan ketinggian 43,204 meter diatas permukaan laut. daerah telitian mempunyai luas dari arah Barat Laut – Tenggara dengan panjang 50 Km sedangkan lebarnya 10 Km. Secara georafis lapangan “Y“ berada pada 0º17 LS dan 102º16 BT. Daerah Penelitian terdapat di Cekungan Sumatera Tengah. Cekungan ini merupakan bagian dari cekungan di Pulau Sumatera yang terbagi menjadi 3 kawasan (Cekungan Sumatera Utara, Cekungan Sumatera Tengah, Cekungan Sumatera Selatan). Lapangan “Y“ terletak di Cekungan Sumatera Tengah pada Japura Blok (Gambar 1).
Gambar 1. Keadaan Geologi Daerah Telitian
ELECTRIC SUBMERGIBLE PUMP
Gambar 2. Susunan Lengkap Peralatan ESP
3)
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 5, No. 1, Januari 2012
Produktivitas Index (PI) Produktivitas Index (PI) merupakan index yang digunakan untuk menyatakan kemampuan suatu formasi untuk berproduksi pada suatu tekanan tertentu atau merupakan perbandingan antara laju produksi yang dihasilkan formasi produktif pada drawdown yang merupakan beda tekanan dasar sumur saat kondisi statis (Ps) dan saat terjadi aliran (Pwf) dan juga tekanan bubble point karena pada kondisi Pb dibawah Ps. Inflow Performance Relationship (IPR) Harga Index Produktivitas (PI) dari Persamaan (3-1) dapat dinyatakan dalam kurva IPR berupa garis linier. Jarang fluida berada dalam kondisi satu fasa, selanjutnya Pwf dibawah Pb dan kondisi yang terjadi setelah itu dua fasa dan untuk membuat kurva IPR dimana fluida yang mengalir dua fasa, Vogel mengembangkan persamaan hasil regresi yang sederhana dan mudah pemakaiannya, pada persamaan Vogel ini ada dua persamaan pada kondisi yang berbeda yaitu pada kondisi Pb dibawah Pwf dan kondisi Pb diatas Pwf. Kurva kelakuan Electrical Submercible Pump (Pump Performance Curve) Beberapa kinerja berbagai pompa dihadirkan dalam bentuk katalog yang diterbitkan oleh produsen. Kurva kinerja dari suatu electric submersible pump menampilkan hubungan antara : Head capacity, Rate Capacity, Horse Power dan efisiensi pompa yang disebut dengan “Pump Performance Curve”. Kapasitas berkaitan dengan volume, laju alir Dasar Perhitungan Electrical Submersible Pump Pada prinsipnya persaman atau desain suatu unit Electrical Submersible Pump untuk sumur-sumur dengan WC tinggi adalah sama seperti perencanaan unit Electrical Submersible Pump biasa, dimana dengan maksimalnya laju produksi yang diinginkan maka maksimal juga produksi air yang terproduksi. Kontrolnya dengan menghitung laju kritis dimana besarnya laju produksi minyak yang diinginkan lebih besar dari laju kritis sehingga terjadi water coning. Produksi tersebut terus dilakukan karena masih bernilai ekonomis dan terjadinya water coning bersifat wajar untuk sumur-sumur tua yang mempunyai water cut yang lebih besar dari 90 %. Perkiraan Laju Produksi Maksimum Laju produksi suatu sumur yang diinginkan harus sesuai dengan produktifitas sumur. Pada umumnya fluida yang mengalir dari formasi ke lubang sumur lebih dari satu fasa. Seperti yang telah dijelaskan dalam sub-bab sebelumnya, untuk aliran fluida dua fasa, Vogel membuat grafik kinerja aliran fluida dari formasi kelubang sumur berdasarkan data uji produksi. Sedangkan untuk aliran tiga fasa yaitu : gas, minyak dan air, maka dalam pengembangan kelakuan aliran tiga fasa dari formasi ke lubang sumur dapat menggunakan analisis regresi dari Metode Pudjo Sukarno. Contoh Evaluasi Sumur Kajian 1. Perhitungan Kurva IPR Untuk Perhitungan kurva IPR, terlebih dahulu mengetahui data-data yang diperlukan. Adapun data yang digunakan adalah sebagai berikut : Static Fluid Level (SFL) = 661,5 ft Working Fluid Level (WFL) = 976,5 ft Depth Mid Perforasi = 1780 ft Laju Produksi Total (Qt) = 2056 BFPD Laju Produksi Minyak (Qo) = 29 BOPD Kadar Air (WC) = 98.6 % Tekanan Gelembung (Pb) = 110 Psi
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 5, No. 1, Januari 2012
Ps Pwf
= =
488 349
Psi Psi
Karena harga Ps>Pb dan Pwftest>Pb, maka digunakan persamaan kurva IPR untuk 2 fasa. Adapun langkah-langkah perhitungan kurva IPR sebagai berikut : 1) Menentukan Productivity Index PI
=
Qt (Ps Pwf )
=
2056 ( 488 349 )
= 14,79 BFPD/Psi 2) Menentukan harga Qb Qb = PI x (Ps - Pb) =14,79 (BOPD/psi) x (488 – 110) (Psi) = 5591,14 BOPD 3) Menentukan harga Qomax Qomax
PIxPb Qb 1 .8
= =
14,79x110 78,86 1.8
= 6495,05 BOPD 4) Menentukan harga Qo untuk berbagai assumsi harga Pwf diatas harga Pb. Misal untuk harga Pwf = 400 Psi Qo = PI x (Ps – Pwf) = 14,79 x (488 – 400) = 1301,64 BOPD 5) Menentukan harga Qo untuk Pwf assumsi dibawah tekanan gelembung. Misal untuk harga Pwf = 100 Psi Qo
2 Pwf Pwf Qb Qo max qb x1 0.2 0.8 Pb Pb 2 100 = 100 5591 ,137 6495 ,05 5591 ,14 1 0.2 0.8
=
= 5733,074 BOPD 110 110 6) Mentabulasikan berbagai harga Pwf assumsi dengan berbagai Laju Alir. Kurva IPR dibuat dengan memplotkan harga Pwf dengan harga Qt. Dengan kurva IPR ini dapat diperkirakan laju produksi maksimum yang ingin diproduksikan.
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 5, No. 1, Januari 2012
Kurva IPR Persamaan Vogel Sumur "X" 600
500
Pwf, Psi
400
300
200
100
0 0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
Qmax, BFPD IPR
Gambar 3. Grafik Kurva IPR Sumur Telitian 2. Evaluasi Unit ESP yang Terpasang Type Pompa Terpasang HP Water-Cut Laju Alir Total (Qt) Water Specific Gravity (SGw) Oil Specific Gravity (SGo) API Gravity Working Fluid Level (WFL) Bubble Point (Pb) ID Tubing Tubing Pressure Mid Perforasi (MD) Pump Setting Depth (MD)
= IND 2000 / 73 Stages / 35 = = = = = = = = = = =
98,6 % 2056 BFPD 1.00 0.85 o 35 API 976,5 ft 110 Psi 2.441 inch 50 Psi 1780,5 ft 1213 ft
a. Penentuan Spesific Gravity Fluida Campuran 1. Water Phase Sp. Gr. = WC x Water Sp.Gr = 0,986 x 1,00 = 0,986 2. Oil Phase Sp. Gr. = Oil Cut x Oil Sp. Gr = (1-0,986) x 0,85
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 5, No. 1, Januari 2012
3. Sp. Gr. Fluida Campuran
4. Gradient Fluida (Gf)
= 0,0119 = Water Phase Sp. Gr. + Oil Phase Sp. Gr = 0,986+ 0,0119 = 0,998 = Sp. Gr. Fluida Campuran x 0,433 psi/ft = 0,998 x 0,433 psi/ft = 0,432 psi/ft
b. Penentuan Pump Intake Pressure (PIP) 1. Perbedaan Kedalaman = Mid Perforasi - Pump Setting Depth (PSD) = (1780,5 – 1213) ft = 567,5 ft 2. Perbedaan Tekanan = Perbedaan Kedalaman x Gf = 567,5ft x 0.432 psi/ft = 245,16 psi 3. Pump Intake Pressure (PIP) = Pwf – Perbedaan Tekanan = (349 – 245,16) psi = 103,84 psi Penentuan Total Dynamic Head (TDH) 1. Menentukan Fluid Over Pump (FOP)
PIP Gf 103,84Ps i = 0,432Ps i / ft
Fluid Over Pump (FOP)
=
= 240,37 ft 2. Menentukan Vertikal Lift (HD) Vertical Lift (HD)
= Pump Setting Depth (TVD) – FOP = (1213 – 240,37) ft = 972,63 ft 3. Menentukan Tubing Friction Loss (FF )
(Qt / 34.3)1,8 5 4,8 6 5 5 ID
1.8 5
F = 2.0830 x
100 C
F = 2.0830 x
100 120
(2056/ 34.3)1,8 5 4,8 6 5 5 2,441
1.8 5
F = 37,60 ft/1000 ft Tubing Friction Loss (HF)
= Friction Loss x PSD = (37,60 ft x 1213 ft) / 1000 ft = 45,61 ft.
4. Menentukan Tubing Head ( HT) Tubing Head (HT)
T u b inPgressu re Gf 50Ps i = 0,432Ps i / ft =
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 5, No. 1, Januari 2012
Total Dynamic Head (TDH)
= = = =
115,74 ft HD + HF + HT 972,63 ft + 45,61 ft + 115,74 ft 1133,98 ft
d. Penentuan Effisiensi Pompa (%EP) 1. Menentukan Head per stage, (ft/stage) dengan persamaan : Head per Stage (ft/stage)
TDH Stage 1133,98 = 73 =
= 15,53 ft/stage 2. Berdasarkan head/stage sebesar 15,53 ft/stage, maka dari Lampiran Grafik Performance Curve untuk tipe ESP IND 2000/60 Hz diperoleh harga laju fluida (Qtheorical) sebesar 2480 BPD. 3. Menentukan persentase effisiensi pompa (% EP) Persentase effisiensi pompa dapat dilihat dari Grafik Pump Performance Curve untuk tipe pompa IND 2000, 60 Hz. Dimana Qteoritis dapat ditarik ke atas untuk dipotongkan dengan Kurva Pump Efficiency lalu dibaca ke sebelah kanan yaitu sebesar 64 %.
Gambar 4. Tipe Pump Performance Curve
7)
HASIL
Tabel 1. Hasil evaluasi dan perencanaan ulang Sumur Kajian Perencanan Ulang Jumlah Metode PSD Tipe Pompa Stage
Laju Alir
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 5, No. 1, Januari 2012
PSD Berubah, Stage dan Tipe Pompa Tetap PSD Tetap, Tipe dan Stage Pompa Berubah
PSD Berubah Dengan Tipe dan Stage Pompa Berubah.
Ft 1400
60 Hz IND 2000
73
bpd 2400
1500 1600 1213 1213 1400 1500 1600 1400 1500 1600 1400 1500 1600
IND 2000 IND 2000 IND 4000 IND 4000 IND 4000 IND 4000 IND 4000 IND 4000 IND 4000 IND 4000 IND 4000 IND 4000 IND 4000
73 73 40 50 40 40 40 50 50 50 60 60 60
2390 2380 4900 5200 3800 -
Tabel 2. Perbandingan parameter sumur kajian sebelum dan sesudah evaluasi Sumur Kajian Parameter yang dibandingkan Sebelum Evaluasi Perencanaan Pump Intake Pressure,psi
103.84
271.02
Working Fluid Level,ft
976.5
976.5
Vertical Lift,ft
972.63
972.63
Friction Loss,ft
45.61
60.16
Tubing head,ft
115.74
115.74
Pump setting Depth,ft
1213
1600
Jumlah Stages
73
73
Tipe Pompa
IND 2000, 60 Hz
IND 2000, 60 Hz
Laju Alir, BPD
2056
2380
Efisiensi Pompa,%
64
70
PEMBAHASAN Dasar perencanaan ulang suatu unit Electric Submergible Pump dibagi menjadi 3 metode, yaitu : 1. PUMP SETTING DEPTH (PSD) BERUBAH DENGAN TIPE DAN STAGE POMPA TETAP Pompa yang terpasang saat ini adalah menggunakan Type Pompa IND 2000/ 60 Hz. Pada evaluasi ini dilakukan dengan mengasumsikan PSD dan laju produksi, kemudian dihitung harga TDH dan head dari masing-masing PSD asumsi. Harga
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 5, No. 1, Januari 2012
TDH dan head yang telah diperoleh kemudian diplot terhadap laju produksi dan berdasarkan grafik antara TDH dan head versus laju produksi sehingga terjadi perpotongan dan didapatkan laju produksi pada setiap PSD asumsi. Pada desain ini, didapatkan Pump Setting Depth usulan terletak pada 1600 ft, diperoleh laju alir optimum sebesar 2380 BFPD, dengan effisiensi pompa yaitu 70 %. 2. Pump setting depth (psd) tetap dengan tipe dan stage pompa berubah metode perencanaan pompa dengan mengubah-ubah tipe dan jumlah tingkat (stage) pompa pada pump setting depth tetap. Pemilihan pompa dibatasi oleh ukuran casing dan laju produksi yang diinginkan dimana laju produksi tersebut masih berada dalam range kapasitas produksi yang direkomendasikan, sehingga untuk meningkatkan efisiensi pengangkatan dilakukan evaluasi terhadap jumlah stage (tingkat) pompa. Hasil desain yang didapat adalah dengan menggunakan pompa tipe ind 4000/ 60 hz/ 40 stage, terletak pada psd tetap sebesar 1213 ft, diperoleh laju alir optimum sebesar 4900 bfpd, dengan effisiensi pompa 65 %. 3. Pump setting depth (psd) berubah, dengan tipe, dan stage berubah Desain ulang dilakukan dengan mengasumsikan harga laju produksi pada setiap Pump Setting Depth untuk menghitung Total Dynamic Head (TDH) dan dari asumsi laju produksi tersebut dapat ditentukan harga head capacity pompa dari Pump Performance Curve. Berdasarkan hasil tersebut dapat dibuat grafik TDH terhadap laju produksi dan head terhadap laju produksi, sehingga akan diperoleh titik perpotongan antara kurva TDH dengan head pompa, yang merupakan laju produksi pada masing-masing PSD asumsi. Hasil desain yang didapat adalah menggunakan tipe pompa IND 4000 / 60 Hz / 60 stage, terletak pada PSDobs 1400 ft, diperoleh laju alir optimum sebesar 3800 BFPD, dengan effisiensi pompa 67 %. KESIMPULAN Berdasarkan perhitungan yang dilakukan, maka diperoleh hasil sebagai berikut : 1. Sumur ”X” saat ini menggunakan pompa Reda type IND 2000/73 stages, menghasilkan laju produksi sebesar 2056 BFPD. Dari hasil perhitungan evaluasi, diperoleh laju alir teoritis sebesar 2480 BFPD, dengan efisiensi pompa 64 %. Laju alir produksi pada sumur ”X” ini masih dapat ditingkatkan lagi yaitu dengan melakukan perencanaan ulang. 2. Pada metode PSD Berubah, Tipe dan Stage Pompa Tetap, yaitu dengan menggunakan pompa tipe IND 2000/ 60 Hz/ 73 stage, terletak pada PSDobs sebesar 1600 ft. Desain ini menghasilkan laju alir optimum sebesar 2380 BFPD, dengan effisiensi pompa 70 %. 3. Pada metode PSD Tetap, Tipe dan Stage Pompa Berubah, yaitu dengan menggunakan pompa tipe IND 4000/ 60 Hz/ 40 stage, terletak pada PSD tetap sebesar 1213 ft. Desain ini menghasilkan laju alir optimum sebesar 4900 BFPD, dengan effisiensi pompa 65 %. 4. Pada metode PSD, Tipe dan Stage Pompa Berubah, yaitu dengan menggunakan pompa tipe IND 4000/ 60 Hz/ 60 stage, terletak pada PSDobs sebesar 1400 ft. Desain ini menghasilkan laju alir optimum sebesar 3800 BFPD, dengan effisiensi pompa 67 %.
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 5, No. 1, Januari 2012
5. Desain ulang yang di sarankan untuk Electric Submergible Pump yang sesuai dengan produktivitas sumur ”X” menggunakan metode yang pertama yaitu dengan PSD Berubah, Tipe dan Stage Pompa Tetap yaitu terletak pada PSDobs sebesar 1600 ft, dan diperoleh laju alir optimal sebesar 2380 BFPD, dengan effisiensi pompa tertinggi yaitu sebesar 70 %.
DAFTAR PUSTAKA Beggs, H. D., “Production Optimization Using Nodal Analysis”, Oil and Gas Consultant International Inc., Tuls, Oklahoma, 1991. Brown, E., Kermit, “The Technology of Artificial Lift Method”, Volume 1 Devision of Penn Well Publishing Co., Tuls, Oklahoma, 1984. Brown, E., Kermit, “The Technology of Artificial Lift Method”, Volume 2B Devision of Penn Well Publishing Co., Tuls, Oklahoma, 1984. Brown, E., Kermit, “The Technology of Artificial Lift Method”, Volume 4 Devision of Penn Well Publishing Co., Tuls, Oklahoma, 1984. Brown,K.E., ”The Technology of Artificial Lift Method”, Volume I, II-b, IV, Penn Well Books,Tulsa Oklahoma,1980. Data-data Sumur “X” Lapangan “Y” PT Pertamina EP Field Lirik Region Sumatera, 2008. Recommended Practice for Sizing and Selection of Electric Submersible Pump Installations”, Second Edition, American Petroleum Institute, Washington DC, 1986.
