EVALUASI DAN PERENCANAAN ULANG ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP (ESP) PADA SUMUR “X” LAPANGAN “Y”
SKRIPSI
Oleh : SATYA WICAKSANA 113040065/ TM
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN” YOGYAKARTA 2011
EVALUASI DAN PERENCANAAN ULANG ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP (ESP) PADA SUMUR “X” LAPANGAN “Y” SKRIPSI
Diajukan guna memenuhi syarat penulisan Tugas Akhir untuk meraih gelar Sarjana Teknik di Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Mineral Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta
Oleh : SATYA WICAKSANA 113040065 / TM
Disetujui untuk : Fakultas Teknologi Mineral Jurusan Teknik Perminyakan UPN”Veteran” Yogyakarta Oleh :
Pembimbing I
Ir. Djoko Askeyanto, MS.
Pembimbing II
Ir. H. Avianto Kabul Pratiknyo, MT.
KATA PENGANTAR
Puji syukur penulis panjatkan kehadirat Allah
SWT yang telah
melimpahkan rahmat dan karunia-Nya sehingga penulis dapat menyelesaiakan Skripsi
dengan
judul
EVALUASI
DAN
PERENCANAAN
ULANG
ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP (ESP) SUMUR “X” LAPANGAN “Y”. Skripsi ini disusun untuk memenuhi salah satu syarat guna mendapatkan gelar Sarjana Teknik di Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta Pada kesempatan ini penulis mengucapkan banyak terima kasih kepada : 1. Prof. Dr. Didit Welly Udjianto, MS., selaku Rektor UPN “Veteran” Yogyakarta 2. Dr. Ir. Koesnaryo, M.Sc., IPM., selaku Dekan Fakultas Teknologi Mineral UPN “Veteran” Yogyakarta. 3. Ir. Anas Puji Santoso, MT selaku Ketua Jurusan Teknik Perminyakan UPN “Veteran” Yogyakarta. 4. Ir. Djoko Askeyanto, MS., selaku Dosen Pembimbing I. 5. Ir. H. Avianto Kabul Pratiknyo, MT., selaku Dosen pembimbing II. 6. Kedua Orang Tua dan semua teman-teman yang selalu mendoakan agar Skripsi ini segera selesai. Penulis menyadari bahwa masih ada kekurangan dalam penulisan Tugas Akhir ini baik yang disadari maupun tidak. Saran serta masukan yang bersifat konstruktif dari semua pihak sangat penulis harapkan. Akhir kata, semoga Tugas Akhir ini dapat bermanfaat bagi kita semua yang selalu haus akan ilmu pengetahuan.
Yogyakarta, Agustus 2011
Penulis
RINGKASAN Cekungan Sumatera Utara mempunyai dua lapangan besar, yaitu Lapangan Pangkalan Susu dan Lapangan Rantau. Lapangan Rantau terletak kirakira 150 km di sebelah barat laut kota medan atau kira-kira 65 km sebelah barat laut kota Pangkalan Brandan. 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 reservoar secara natural flow dengan produksi water cut tinggi sehingga digunakan artificial lift dalam hal ini electric submersible pump. Evaluasi untuk perencanaan ulang pompa benam listrik dibagi dalam tiga tahap yaitu mengubah kedalaman pompa dengan tipe dan stage tetap, mengubah tipe dan stage pompa pada kedalaman yang tetap dan mengubah kedalaman, tipe dan stage pompa. Laju produksi dari sumur P-346 ini tidak sesuai dengan batas kapasitas produksi yang direkomendasikan pompa yang terpasang, dengan efisiensi volumetris sebesar 69,83 % dan efisiensi pompa 46,25 %. Harga efisiensi ini masih dapat ditingkatkan dengan melakukan perencanaan ulang untuk memperoleh laju produksi yang sesuai dengan produktivitas formasinya. Pada Pump Setting Depth Tetap dengan Tipe dan Stage Pompa Berubah Sumur P-346 pada PSD (TVD) 1969,44 feet pompa IND 750 49 Hz/ 110 stages menghasilkan laju produksi sebesar 347,55 BFPD, dengan efisiensi pompa 52,24 %, Pump Setting Depth Berubah dengan Tipe dan Stage Pompa tetap pada PSD Observasi (TVD) 1950 ft dengan laju produksi 383,75 BFPD yang menghasilkan efisiensi pompa 52,12 %. Pada Pump Setting Depth Berubah dengan Tipe dan Stage Pompa Berubah sumur P-346 pada kedalaman PSDobs (TVD) 1800 ft IND 750 49 Hz /95 stage yang menghasilkan laju produksi sebesar 406 BFPD, dengan efisiensi pompa 54,67 %, jadi pompa yang diusulkan adalah Pump Setting Depth Berubah 1800 ft dengan Tipe dan Stage Pompa Berubah yaitu IND 750 49 Hz/ 95 stages dengan effisiensi pompa 54,67 %.
DAFTAR ISI
HALAMAN JUDUL HALAMAN PENGESAHAN KATA PENGANTAR RINGKASAN DAFTAR ISI DAFTAR GAMBAR DAFTAR TABEL DAFTAR LAMPIRAN BAB I. PENDAHULUAN ................................................................................... BAB II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN RANTAU……………………………….................................................. 2.1. Sejarah Lapangan ........................................................................... 2.1.1. Geologi Regional ......................................................... 2.1.2. Stratigrafi ...................................................................... 2.1.3. Struktur ......................................................................... 2.2. Kondisi Geologi Lokal ................................................................... 2.3. Fluida Reservoir .......................................................................... 2.4. Sifat Fisik Batuan ......................................................................... 2.5. Sejarah Pengembangan dan Produksi ............................................ BAB III. TEORI DASAR ................................................................................... 3.1. Produktivitas Formasi ..................................................................... 3.1.1. Productivity Index (PI) .................................................. 3.1.2. Inflow Performance Relationship (IPR)........................ 3.2. Kelakuan Aliran Fluida Dalam Pipa Vertikal ................................. 3.3. Electrical Submersible Pump .......................................................... 3.3.1. Peralatan Electric Submersible Pump ........................... 3.3.1.1.Peralatan di Atas Permukaan ......................... 3.3.1.2.Peralatan di Bawah Permukaan ..................... 3.3.2. Krakteristik Kerja Electric Submersible Pump ............. 3.3.2.1.Kurva Kelakuan Electric Submersible Pump 3.3.2.2.Brake Horse Power ........................................ 3.3.2.3.Kurva Intake Tubing Pompa.......................... 3.3.3. Dasar Perhitungan Electrical Submersible Pump ......... 3.3.3.1.Perkiraan Laju Produksi Maksimum ............. 3.3.3.2.Pemilihan Ukuran dan Tipe Pompa ...............
3.3.3.3.Perkiraan Pump Setting Depth ...................... 3.3.3.4.Perkiraan Jumlah Tingkat Pompa .................. 3.3.3.5.Pemilihan Motor dan Horse Power ............... 3.3.3.6.Pemilihan Switchboard dan Transformer ...... BAB IV. EVALUASI
DAN
PERENCANAAN
ULANG
ELECTRIC
SUBMERSIBLE PUMP (ESP) DI SUMUR P-346 .............................. 4.1. Data dan Evaluasi di Lapangan Rantau Sumur P-346 .................... 4.1.1. Penentuan Specific Gravity Fluida Campuran .............. 4.1.2. Penentuan Tekanan Reservoir (Pr) dan Tekanan Alir Dasar Sumur (Pwf) ....................................................... 4.1.3. Penentuan Pump Intake Pressure (PIP) ........................ 4.1.4. Penentuan Total Dynamic Head (TDH) ....................... 4.1.5. Penentuan Efisiensi Volumetris (%EV) ....................... 4.2. Perencanaan Ulang Pompa Benam Listrik ...................................... 4.2.1. Pump Setting Depth Berubah dengan Tipe dan Jumlah Stage Pompa Tetap........................................................ 4.2.2. Pump Setting Depth Tetap dengan Tipe dan Jumlah Stage Pompa Berubah ................................................... 4.2.3. Pump Setting Depth, Tipe dan Jumlah Stage Pompa Berubah ......................................................................... BAB. V. PEMBAHASAN ...................................................................................... 5.1. Evaluasi Electric Submersible Pump (ESP) Terpasang Sumur P-346 Lapangan Rantau ................................................................. 5.2. Perencanaan Ulang Electris Submersible Pump (ESP) Terpasang Sumur P-346 Lapangan Rantau ...................................................... 5.2.1. Pump Setting Depth (PSD) Berubah, dengan Tipe dan Jumlah Stage Pompa Tetap .......................................... 5.2.2. Pump Setting Depth (PSD) Tetap, dengan Tipe dan Jumlah Stage Pompa Tetap .......................................... 5.2.3. Pump Setting Depth (PSD), tipe dan Jumlah Stage Pompa Berubah ............................................................ BAB.VI. KESIMPULAN ...................................................................................... DAFTAR PUSTAKA ............................................................................................. DAFTAR SIMBOL ................................................................................................ LAMPIRAN
DAFTAR GAMBAR
Gambar Halaman 2.1 Peta Lokasi Struktur Kuala Simpang Barat ................................................. 2.2
Penampang Cekungan Sumatera Utara........................................................
2.3
Kolom Stratigrafi Cekungan Sumatera Utara ..............................................
2.4
Peta Lapangan Rantau .................................................................................
3.1
Grafik Friction Loss William-Hazen ..........................................................
3.2
Instalsi Electric Submersible Pump ..........................................................
3.3
Skema Imppeler dan Diffuser ....................................................................
3.4
Cable Pack-Off Pada Tubing Hanger ..........................................................
3.5
Junction Box
3.6
Pressure Sensing Instrument .......................................................................
3.7
Motor Pompa Benam Listrik .......................................................................
3.8
Jenis Labyrinth Type Protector ....................................................................
3.9
Jenis Rotary Gas Separator .......................................................................
............................................................................................
3.10 Unit Pompa Benam Listrik ....................................................................... 3.11 Kabel ............................................................................................................ 3.12 Kurva Kelakuan Pompa Benam Listrik ....................................................... 3.13 Berbagai Posisi Pompa Pada Kedalaman Sumur ....................................... 4.1
Kurva Hubungan TDH vs QL dan Head Pompa vs QL Pada PSD 1800 ft........................................................................................
4.2 Hubungan Kurva Intake (P3) vs IPR Pudjo Soekarno Pada Sumur P-346 Dengan Tipe Pompa ESP IND 750-49 Hz………………………………..
4.3
Kurva plot TDH vs Head pada PSDobs 1800 ft dengan pompa IND 750/49 HZ ..............................................................................................................
DAFTAR TABEL
Tabel
Halaman
2.1.
Status Tiap Blok Lapangan Rantau……………………………………
3.1
Konstanta Cn untuk masing-masing An ................................................
4.1
Hasil Perhitungan Persentase Effisiensi Volumetris (% EV) Sumur P-346 ........................................................................................
4.2
Hasil Perhitungan TDH dan Head Pada PSD 1800 ft ...........................
4.3
Laju Produksi pada Beberapa PSD dengan 97 Stage
4.4
Hasil Pemilihan Pump Setting Depth (PSD) Optimum pada Sumur P-346 ………………………………………………………………… Hasil Perhitungan Tekanan Intake Pompa IND-750 49 Hz Pada Sumur
4.5
........................
P-346 ………………………………………………………………... 4.6.
Hasil Pemilihan Jumlah Stage Pompa Untuk Pump Setting Depth (PSD) Tetap dengan Tipe Pompa dan Jumlah Stage Berubah………………..
4.7.
Hasil Perhitungan TDH dan Head Pompa IND 7500 / 49 Hz pada PSDobs 1800 ft.......................................................................................
DAFTAR LAMPIRAN
A.
Grafik friction loss William – Hazen ..........................................................
B.1. Gambar Penampang Sumur P-346 ............................................................. B.2 Laporan Hasil Pengukuran Sonolog Lapangan Rantau ............................... C.
Kurva IPR Metode Pudjo Sukarno Sumur P-346 ........................................
D.1. Recommended Operating Range Pump Performance Curve IND 675 49 Hz 1 Stage ....................................................................................................... D.2. Recommended Operating Range Pump Performance Curve IND 675 49 Hz 97 Stage ....................................................................................................... D.3. Recommended Operating Range Pump Performance Curve IND 750 49 Hz 1 Stage ....................................................................................................... D.4. Recommended Operating Range Pump Performance Curve IND 750 49 Hz 110 Stage...................................................................................................... D.5. Recommended Operating Range Pump Performance Curve IND 750 49 Hz 95 Stage ....................................................................................................... E.1. Kurva Hubungan Q vs Head dan Q vs TDH................................................ E.2. Hubungan Kurva Intake (P3) vs IPR Pudjo Soekarno Pada Sumur P-346 dengan Tipe Pompa IND 750 49 Hz ............................................................ E.3. Kurva Plot TDH vs Head pada PSDobs 1800 ft dengan Pompa IND 750 49 Hz
............................................................................................................
F.
Hasil Advance Decline Type Curve Zona 600 Blok D1 .............................
G.
Rantau Base Map Status Februari 2011 .......................................................
DAFTAR PUSTAKA
1. Anas Puji Santoso, Ir. MT., “Teknik Produksi I”, Jurusan Teknik Perminyakan UPN Veteran Yogyakarta, 1998. 2. Beggs, Dale, “The Gas Production Operations”, OGCI Publications, Oil & Gas Consultans International Inc., Tulsa, Oklahoma, 1991. 3. Brown, KE., “The Technology of Artificial Lift Methods”, Volume 1, Petroleum Publishing Company, Tulsa Oklahoma, 1977. 4. Brown, KE., “The Technology of Artificial Lift Methods”, Volume 2A, Petroleum Publishing Company, Tulsa Oklahoma, 1980. 5. Brown, KE., “The Technology of Artificial Lift Methods”, Volume 2B, Petroleum Publishing Company, Tulsa Oklahoma, 1980. 6. Brown, KE., “The Technology of Artificial Lift Methods”, Volume 4, Petroleum Publishing Company, Tulsa Oklahoma, 1984. 7. Imam W. Sujanmo, “Electrical Submersible Pumping”, Rangkuman Tentang Teori ESP, Pabelokan, 1995. 8. Pudjo Sukarno, “Production Optimization With Nodal System Analysis”, PT. Indrillco Sakti, Jakarta, 1990. 9. ......................., “Oil Dynamics Incorporated Catalog”, Oil Dynamics Inc., Tulsa, Oklahoma,1996. 10. ......................., “Quality Submersible Pumps For The Petroleum Industry”, Reda For The Long Run, Reda Pump Company, A Division of TRW Inc., Bartlesville, Oklahoma, 1996.
DAFTAR SIMBOL
A
=
Konstanta untuk menentukan jumlah stage Pompa.
An
=
Konstanta ke-n untuk WC berbeda.
API
=
American Petroleum Institute.
Bbl
=
Barrel.
B/D
=
Barrel per day.
BFPD
=
Barrel fluid per day.
BOPD
=
Barrel oil per day.
BWPD
=
Barrel water per day.
Bg
=
Faktor volume formasi gas, Res Bbl/SCF.
Bo
=
Faktor volume formasi minyak, Res Bbl/STB.
Bw
=
Faktor volume formasi air, Res Bbl/STB.
Cn
=
Konstanta ke-n untuk harga An.
Cp
=
Centipoise.
D
=
Kedalaman pompa, feet.
Dg
=
Densitas gas, gr/cc.
d(P)
=
Perubahan tekanan, psi.
dP/dZ
=
Gradien tekanan, psi/ft.
d(St)
=
Perubahan stage pompa.
EV
=
Effisiensi volumetris, %.
f
=
Faktor gesekan.
fns
=
Faktor gesekan no-slip.
FOP
=
Fluid over Pump. Feet.
ftp
=
Faktor gesekan dua fasa.
g
=
Percepatan gravitasi, ft/dt2
GL
=
Laju flux massa cairan, lbm/sec-sq ft.
Gg
=
Laju flux massa gas, lbm/sec-sq ft.
Gm
=
Laju flux massa fluida campuran, lbm/sec-sq ft.
GLR
=
Gas Liquid Ratio, SCF/STB.
GOR
=
Gas Oil Ratio, SCF/STB.
GT
=
Gradien temperatur, 0F/100 ft.
h
=
Head per stage, ft/stg.
HD
=
Vertical lift, feet.
HF
=
Friction loss, feet.
HL
=
Liquid hold-up.
HP
=
Horse power.
Hs
=
Suction head, feet.
HT
=
Tubing head, feet.
ID
=
Inside diameter, inch.
Im
=
Motor ampere, amp.
KB
=
Kelly bushing.
KVA
=
Kilo Volt Ampere.
L
=
Panjang kabel, feet.
M
=
Berat molekul gas.
MD
=
Measured Depth, feet.
NFR
=
Froude Number.
NLV
=
Liquid velocity number.
NRe
=
Reynold Number.
OD
=
Outside Diameter, feet.
Patm
=
Tekanan atmosfer, psi
Pb
=
Tekanan gelembung, psi.
Pc
=
Tekanan casing, psi.
Pd
=
Tekanan discharge pompa (P2 = P3.0), psi.
PI
=
Index Produktivitas formasi, Bbl/day/psi
PIP
=
Tekanan intake pompa (P3 = P3.n), psi.
Pr
=
Tekanan reservoar, psi.
Ps
=
Tekanan statik reservoar, psi.
PSD
=
Pump Setting Depth, feet.
Psi
=
Pound per square inch.
Pt
=
Tekanan tubing, psi
Pwf
=
Tekanan alir dasar sumur, psi
P3.i
=
Sembarang tekanan intake diatas Pb.
P3.j
=
Sembarang tekanan intake dibawah Pb.
Qg
=
Laju produksi gas, SCF/Day.
Qo
=
Laju Produksi minyak, STB/Day.
Qw
=
Laju produksi air, STB/Day.
Qz
=
Laju produksi kepasiran, STB/Day.
qsc
=
Laju produksi pada kondisi standart, STB/D.
Rs
=
Kelarutan gas dalam minyak, SCF/STB.
SFL
=
Static Fluid Level, feet.
SGf
=
Spesific Gravity Fluida.
SGg
=
Gas Spesific Gravity.
SGo
=
Oil Spesific Gravity.
SGw
=
Water Spesific Gravity.
Stg
=
Stage (Tingkat).
T
=
Ukuran Transformer, KVA.
TDH
=
Total Dynamic Head, feet.
TVD
=
True Vertical Depth, feet.
V
=
Kecepatan aliran dalam pipa, ft/dt.
Vc
=
Correction voltage, volt.
VF
=
Volume Factor, Res. Bbl/STB.
Vm
=
Motor Voltage, volt.
Vs
=
Surface voltage, volt.
VSL
=
Kecepatan superficial cairan, ft/dt.
Vsg
=
Kecepatan superficial gas, ft/dt.
Vm
=
Kecepatan superficial fluida campuran, ft/dt.
Vt
=
Volume total fluida, B/D.
W
=
Berat Material, lb.
WC
=
Water-cut, %.
WFL
=
Working Fluid Level, feet.
Z
=
Faktor deviasi gas.
μg
=
Viskositas gas, cp.
μo
=
Viskositas minyak, cp.
μw
=
Viskositas air, cp.
ρg
=
Densitas gas, lbm/cuft.
ρo
=
Densitas minyak, lbm/cuft.
ρw
=
Densitas air, lbm/cuft.
ρtp
=
Densitas fluida dua fasa, lbm/cuft.
ρsc
=
Densitas fluida pada kondisi standart, lbm/cuft.
τf(V)
=
Densitas fluida pada kondisi standart, ppb.
τOSC
=
Densitas minyak pada kondisi standart, ppb.
τWSC
=
Densitas air pada kondisi standart, ppb.
λL
=
No-Slip Liquid Hold-up.
H(θ)
=
Liquid Hold-up@Elevasi (900 - θ0).
BAB I PENDAHULUAN
Evaluasi volumetris Electric Submersible Pump (ESP) yang dilakukan pada sumur produksi merupakan hal penting dalam proses pengembangan suatu lapangan produksi, maka dengan evaluasi ini dapat diketahui apakah pompa yang terpasang tersebut beroperasi sesuai dengan yang direncanakan atau tidak. Memproduksikan minyak pada lapangan tidak terlepas dengan adanya penurunan tekanan reservoar sehingga terjadinya penurunan rate produksi, penurunan working fluid level terhadap setting depth pompa, dan juga dapat menyebabkan adanya penurunan efisiensi volumetris pompa. Maksud dan tujuan dari penulisan tugas akhir ini untuk mengevaluasi electric submersible pump yang terpasang pada sumur kajian P-346 yang hasilnya dapat digunakan untuk perencanaan produksi lebih lanjut, dengan tujuan adalah meningkatkan produktivitas suatu sumur yang ditandai dengan meningkatnya indeks produktivitas dan laju produksi. Berkaitan dengan permasalahan tersebut, maka untuk meningkatkan harga volumetris pompa yang telah menurun perlu dilakukan disain ulang pompa dengan cara melakukan kembali pengaturan pump setting depth, total dinamik head dan stages pompa sesuai dengan kebutuhan. Pendekatan yang dilakukan adalah menentukan besarnya efisiensi volumetris pompa, diperoleh dengan cara membandingkan antara laju produksi aktual dengan laju produksi teoritis yang diberikan oleh pompa terpasang. Hasil akhir yang diharapkan adalah peningkatan efisiensi volumetris pompa pada sumur kajian setelah dilakukan disain ulang dan mendapatkan laju produksi optimum.
BAB II TINJAUAN UMUM LAPANGAN RANTAU
2.1.
Sejarah Lapangan Pertamina UEP – I Pangkalan Brandan mempunyai dua lapangan minyak
pada cekungan Sumatera Utara, yaitu Lapangan Rantau dan Lapangan Pangkalan Susu. Lapangan Rantau terletak kira-kira 150 km di sebelah barat laut kota medan atau kira-kira 65 km sebelah barat laut kota Pangkalan Brandan. Lapangan Rantau pertama kali ditemukan oleh BPM pada tahun 1920 dengan pengeboran sumur R-1, struktur Kuala Simpang Barat ( KSB ) adalah salah satu dari beberapa struktur penghasil minyak yang ada di Lapangan Rantau. Letaknya di pinggir kota Kuala Simpang-Aceh Timur, atau lebih kurang 10 km dari kantor pusat Pertamina Lapangan Rantau. 2.1.1. Geologi Regional Cekungan Sumatera Utara terletak diantara Paparan Sunda yang berada didaerah lepas pantai sebelah Timur Laut dan Pegunungan Barisan yang teletak di sebelah Barat Daya. Disebelah Barat Laut, cekungan Sumatera Utara dibatasi oleh daerah tinggian Samalanga yang letaknya di daerah Aceh Utara. Cekugan Sumatera Utara terbentuk pada saat Tersier awal. Lapisan-lapisan Tersier bawah terutama terdiri dari pasir kuarsamika berikut beberapa lapisanlapisan karbonat asal genang laut yang terletak diatas batuan dasar Pratersier. Beberapa bagian cekungan terdiri dari : Depresi Paseh di sebelah Utara, Depresi Tamlang dan Depresi Medan.
G ambar 2.1. Peta Lokasi Struktur Kuala Simpang Barat11)
Gambar 2.2. Penampang Cekungan Sumatera Utara11)
Selama kala Miosen Tengah, sebagian besar daerah ini digenangi lautan terbuka yang mengakibatkan adanya pengendapan dari serpih Baong yang marine setebal 1500 m. Pada sekitar akhir kala Miosen Tengah, pegunungan Barisan terangkat dan menyalurkan bahan-bahan klastik ke cekungan busur belakang Sumatera Utara dan mengakibatkan terbentuknya formasi Keutapang dan formasi Seurula yang sebagian besar terdiri dari batu pasir dan serpih hasil susut lautan. Pengisian daerah cekungan berakhir pada kala Pliosan atas dengan diendapkannya formasi Julu Rayeu yang terdiri dari lapisan-lapisan terrestrial dan asal danau. Setelah itu, seluruh daerah tersebut dipengaruhi oleh perlipatan Plio-Plistosen yang mengakibatkan adanya konfigurasi struktur dewasa ini. Suatu sesar yang berakar dalam dan mengarah barat laut memotong daerah cekungan ini sehingga menyebabkan bagian-bagian cekungan kelihatannya menurun terhadap bagian pantai sebelah timur. Batas barat cekungan ini dibentuk oleh kakim Pegunungan Barisan dan ditandai oleh daerah-daerah sesar bongkah.
2.1.2. Stratigrafi Secara umum stratigrafi cekungan Sumatera Utara dari tua ke muda terdiri dari : Formasi Prapat, Formasi Bampo, Formasi Belumai, Formasi Baong, Formasi Keutapang, Formasi Seurula, Formasi Julu Rayeu. Kolom stratigrafi Cekungan Sumatera Utara dapat dilihat pada gambar 2-3
Gambar 2.3. Kolom Stratigrafi Cekungan Sumatera Utara11)
2.1.3. Struktur Cekungan Sumatera Utara mempunyai dua lapangan besar, yaitu Lapangan Pangkalan Susu dan Lapangan Rantau. Lapangan Pangkalan Susu terdiri dari delapan struktur meliputi : Struktur Gebang, Paluh Tabuhan Timur, Paluh Tabuhan Barat, Paluh Tabuhan Tengah, Securai, Besitang, Basilam dan Wampu. Sedangkan Lapangan Rantau terdiri dari 6 Struktur yaitu :
a) Struktur Rantau Stuktur ini terletak di sebalah barat Kuala Simpang, mempunyai bentuk struktur antiklin dengan kedalaman hidrokarbon antara 240-950 m. b) Stuktur Serang Jaya Struktur ini terletak di sebelah Utara Kuala Dalam, mempunyai bentuk struktur antiklin dengan kedalaman hidrokarbon antara 1030-1230 m. c) Struktur Kuala Simpang Struktur ini terletak di sebelah Barat Serang Jaya, mempunyai bentuk struktur antiklin dengan kedalaman hidrokarbon antara 1330-1340 m. d) Struktur Kuala Simpang Barat Struktur ini terletak pada formasi keutapang, mempunyai bentuk struktur antiklin dengan kedalaman hidrokarbon antara 600-1050 m. e) Struktur Kuala Dalam Struktur ini terletak diantara struktur sungai Buluh dan struktur Serang Jaya, lapisan hidrokarbon terdapat pada formasi Keutapang. f) Struktur Sungai Buluh Struktur ini menghasilkan Minyak pada formasi Keutapang, bentuk struktur antiklin dengan kedalaman lapisan antara 1090-1250 m. 2.2.
Kondisi Geologi Lokal Struktur KSB ditemukan melalui interpretasi Seismik pada kegiatan
eksplorasi tahun 1975-1977. Dari hasil interpretasi seismik dan studi geologi bawah permukaan,luas struktur KSB diperkirakan ± 9 km2, yang memanjang dari Barat Laut ke Tenggara. Tiga patahan melintang dan dua patahan membujur membagi struktur lapangan ini menjadi lima bagian, yaitu : Block A, B, C1, C2, dan D. Struktur KSB terdiri dari beberapa zone produktif. Zona produktif yang tercakup dalam studi ini adalah 1050 C, 1180 B, 1200 A dan 1300 A. Gambar 2-4 adalah contoh peta Struktur KSB zone 1300 A. Struktur KSB terletak pada formasi Keutapang dengan bentuk struktur antiklin.
2.3.
Fluida Reservoir
Minyak yang dihasilkan dari struktur KSB adalah minyak ringan -
API. Minyak ini termasuk dalam kategori
sweet crude dengan kadar belerang dibawah 2 %. Dasar rangkaian pembentuk adalah Naftein Base dan tidak mengandung wax ( paraffin content sangat kecil ). Tekanan jenuh berkisar 0.42 centipoise dan faktor volume formasi berkisar antara 1.25 sampai 1.5 volume/volume. Specific gravity gas yang diproduksikan kurang lebih antara 0.85 sampai 0.9.
2.4.
Sifat Fisik Batuan Formasi yang membentuk struktur KSB mempunyai tekanan ov C/100 m untuk kedalaman dibawah 500 m. porositas
rata-rata diperkirakan sebesar 23% dan permeabilitas dalam arah horizontal diperkirakan sebesar 40 mD dan permeabilitas dalam arah vertical diperkirakan sebesar 60-70% dari harga permeabilitas horisontalnya. Batuan formasi yang membentuk struktur KSB sebagian besar berupa batu pasir sisipan batu lanau di selingi sisipan tipis serpih. Formasi bersifat water wet dengan sifat-sifat yang memungkinkan timbulnya penurunan permeabilitas serta masalah-masalah kepasiran yang menyertai masalah kenaikan kadar air produksi.
2.5.
Sejarah Pengembangan dan Produksi Sumur eksplorasi Kuala Simpang Barat-1 ( KSB-1 ) merupakan sumur
pertama yang di bor pada struktur KSB pada tanggal 24 februari 1979, menembus formasi Seurula, Keutapang, dan berhenti beberapa meter dalam formasi Baong pada kedalaman akhir 1232 m. Tujuan pemboran sumur KSB-1 adalah untuk menilai kemungkinan adanya akumulasi hidrokarbon pada lapisan-lapisan batu pasir Keutapang Bawah. Pada pemboran tersebut ternyata lapisan batu pasir Keutapang Bawah menunjukkan adanya akumulasi hidrokarbon yang memiliki prospek untuk dikembangkan.
Sampai saat ini ( Februari 2011 ) Lapangan Rantau dibagi 5 Blok dengan status sebagai berikut : Tabel II.1. Status Tiap Blok Lapangan Rantau12) Blok A1
Oil Producer 2
Suspende d 2
ShutIn 17
Well Injector 2
A2 1 1 8 B 1 16 C1 2 2 16 C2 2 16 D1 1 11 D2 1 16 D3 1 1 14 D4 4 20 E1 1 8 E2 1 1 Jumla 8 15 143 h Peta Lapangan Rantau Status @ Februari 2011:
Suspende d 2
1 3 1
7
3
13 6 8 5 10
47
Gambar 2.4. Peta Lapangan Rantau12)
Jumlah 25 14 17 23 32 18 25 21 34 9 2 220
BAB III TEORI DASAR
Dalam memproduksikan fluida dari formasi produktif dengan pompa benam listrik sebagai artificial lift, diperlukan pengkaitan secara terpadu antara parameter reservoar dan produksi dengan pompa benam listrik, sesuai dengan hal tersebut maka dalam bab ini akan dibahas prinsip-prinsip dasar yang melatarbelakangi penggunaan pompa benam listrik pada sumur-sumur produksi.
3.1. Produktivitas Formasi Produktivitas
formasi
adalah
kemampuan
suatu
formasi
untuk
memproduksikan fluida yang dikandungnya pada kondisi tekanan tertentu. Pada umumnya sumur-sumur yang baru diketemukan mempunyai tenaga pendorong alamiah yang mampu mengalirkan fluida hidrokarbon dari reservoar ke permukaan dengan tenaganya sendiri, dengan berjalannya waktu produksi, kemampuan dari formasi untuk mengalirkan fluida tersebut akan mengalami penurunan, yang besarnya sangat tergantung pada penurunan tekanan reservoar. Parameter
yang
menyatakan
produktivitas
formasi
adalah
Index
Iroduktivitas (PI) dan Inflow Performance Relationship (IPR).
3.1.1. Index Produktivitas Index Produktivitas (PI) merupakan index yang digunakan untuk menyatakan kemampuan suatu formasi untuk berproduksi pada suatu beda 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). PI dituliskan dalam bentuk persamaan : PI = J =
q STB/Day/Psi ........................................................... (3-1) (Ps − Pwf )
Keterngan : q
=
gross liquid rate, STB/hari
Ps
=
tekanan static reservoar, psi
Pwf
=
tekanan alir dasar sumur, psi
Ps-Pwf
=
draw-down pressure, psi
Jarang fluida formasi satu fasa, bila tekanan reservoar dibawah tekanan bubble point minyak, dimana gas semula larut akan terbebaskan, membuat fluida menjadi dua fasa. Menurut Muskat, bentuk IPR pada kondisi tersebut melengkung, sehingga PI menjadi suatu perbandingan antara perubahan laju produksi dq dengan perubahan tekanan alir dasar sumur, dPwf. PI =
dq ........................................................................................... (3-2) dPwf
3.1.2. Inflow Performance Relationship (IPR) 3.1.2.1. Kurva IPR Satu Fasa Aliran fluida dalam media berpori telah dikemukakan oleh Darcy (1856) dalam persamaan : v=
q k dP .................................................................................... (3-3) =− A µ dL
Persamaan tersebut mencakup beberapa anggapan, diantaranya adalah : a.
Aliran mantap
b.
Fluida yang mengalir satu fasa
c.
Tidak terjadi reaksi antara batuan dengan fluidanya
d.
Fluida bersifat incompressible
e.
Viskositas fluida yang mengalir konstan
f.
Kondisi aliran Isotermal
g.
Formasi homogen dan arah aliran horizontal Persamaan diatas selanjutnya dikembangkan untuk kondisi aliran radial,
dimana dalam satuan lapangan persamaan tersebut berbentu : q O = 0,007082
k o h (Pe − Pwf ) ............................................................ (3-4) µ o BO ln (re / rw)
Dimana: q
= Laju aliran fluida, bbl/hari
qo
= Laju aliran fluida dipermukaan, STB/hari
h
= Ketebalan lapisan, ft
k
= Permeabilitas batuan, md
µo
= Viscositas minyak, cp
Bo
= Faktor volume formasi minyak, bbl/STB
Pwf
= Tekanan alir dasar sumur, psi
Pe
= Tekanan formasi pada jarak re, psi
re
= Jari-jari pengurasan sumur, ft
rw
= Jari-jari sumur, ft
Persyaratan yang harus dipenuhi untuk menggunakan Persamaan (3-4) adalah : a.
Fluida berfasa tunggal
b.
Aliran Mantap (steady state)
c.
Formasi homogen, horizontal
d.
Fluida incompresible Dengan demikian apabila variabel-variabel dari Persamaan (3-4) diketahui,
maka laju produksi (potensi) sumur dapat ditentukan.
3.1.2.2. Kurva IPR Dua Fasa untuk membuat kurva IPR dimana fluida yang mengalir dua fasa, vogel mengembangkan
persamaan
hasil
regresi
yang
sederhana
dan
mudah
pemakaiannya, yaitu : qt qt ,max
Pwf = 1 − 0,2 Pr
P − 0,8 wf Pr
2
........................................................ (3-5)
Selain itu dalam pengembangannya dilakukan anggapan : 1. Reservoar bertenaga dorong gas terlarut 2. Harga skin disekitar lubang bor sama dengan nol
3. Tekanan reservoar di bawah tekanan saturasi (Pb) Prosedur pembuatan kurva IPR untuk aliran dua fasa dari Vogel adalah sebagai berikut : Langkah 1. Mempersiapkan data-data penunjang meliputi : •
Tekanan Reservoar/Tekanan statis (Ps)
•
Tekanan alir dasar sumur (Pwf)
•
Laju Produksi Minyak (Qo)
Langkah 2. Menghitung harga (Pwf /Ps) Langkah 3. Mensubtitusikan harga (Pwf/Ps) dari langkah 1 dan harga laju produksi (Qo) ke dalam Persamaan (3-5), dan menghitung harga laju produksi maksimum (Qomax), yaitu : q Pwf Pwf = 1 − 0,2 − 0,8 Q max Pr Pr
2
Langkah 4. Untuk membuat kurva IPR, anggap beberapa harga Pwf dan menghitung harga Qo, yaitu : Pwf Qo = Qomax 1 − 0,2 Ps
2 Pwf 0 , 8 − Ps
Langkah 5 Memplot Qo terhadap Pwf pada kertas grafik linier. Kurva yang diperoleh adalah kurva kinerja aliran fluida dari formasi ke lubang sumur.
3.1.2.3. Kurva IPR Tiga Fasa Metode Pudjo Sukarno Asumsi yang digunakan metode ini adalah : 1. Faktor skin sama dengan nol 2. Minyak, air dan gas berada pada satu lapisan dan mengalir bersama-sama secara radial.
Untuk menyatakan kadar air dalam laju produksi total digunakan parameter ”water cut (WC)”, yaitu perbandingan laju produksi air dengan laju produksi total. Dimana harga water cut dinyatakan dalam persen. Dalam perkembangan kinerja aliran tiga fasa dari formasi produktif ke lubang sumur telah digunakan 7 kelompok data hipotesis reservoar, yang mana untuk masing-masing kelompok dilakukan perhitungan kurva IPR untuk lima harga water-cut berbeda, yaitu 20%, 40%, 60%, 80% dan 90%. Dalam metode Pudjo Sukarno membuat persamaan sebagai berikut : qo Pwf Pwf = Ao + A1 + A 2 qt, max Pr Pr
2
............................................ (3-6)
Dimana: An (n=0, 1 dan 2) adalah konstanta persamaan, yang harganya berbeda untuk water cut yang berbeda................................................................ (3-7) An = Co + C1 (water cut) + C2 (water cut) 2 Cn (n = 0, 1, dan 2) untuk masing-masing harga An ditunjukkan dalam Tabel III1, sebagai berikut: Tabel III-1 Konstanta Cn untuk masing-masing An1) An
Co
C1
C2
Ao
0,980321
-0,115661.10-1
0,179050.10-4
A1
-0,414360
0,392799.10-2
0,237075.10-5
A2
-0,564870
0,762080.10-2
-0,202079.10-4
Sedangkan hubungan antara tekanan alir dasar sumur terhadap water cut dapat dinyatakan sebagai Pwf / Pr terhadap WC ( WC @ Pwf = Pr) dimana ( WC @ Pwf = Pr) telah ditentukan dengan analisis regresi yang menghasilkan persamaan berikut ; WC = P1 × Exp(P2 Pwf / Pr ) .................................................. (3-8) WC @ PWF = PR
dimana P1 dan P2 tergantung dari harga water cut. Dari hasil analisis regresi menghasilkan persamaan berikut : P1 = 1606207 − ln(WC ) ........................................................................ (3-9) P2 = −0,517792 + 0,110604 × ln(WC ) ............................................... (3-10) dimana water cut dinyatakan dalam persen (%) dan merupakan data uji produksi Prosedur pembuatannya kinerja aliran tiga fasa dari Metode Pudjo Sukarno adalah sebagai berikut : Langkah 1. Mempersiapkan data-data penunjang meliputi : • Tekanan Reservoar/Tekanan Statis Sumur • Tekanan Alir Dasar Sumur • Laju Produksi Minyak dan Air • Harga Water Cut (WC) berdasarkan data Uji Produksi (%) Langkah 2. Penentuan WC@ Pwf ≈ Ps Menghitung terlebih dahulu harga P1 dan P2 yang diperoleh dari Persamaan (3-9) dan (3-10). Kemudian hitung harga WC@ Pwf ≈ Ps dengan Persamaan (3-8). Langkah 3. Penentuan konstanta A0, A1 dan A2 Berdasarkan harga WC@Pwf≈Ps kemu dian menghitung harga konstanta tersebut menggunakan Persamaan (3-7) dimana konstanta C0, C1 dan C2 diperoleh dalam Tabel III-1. Langkah 4. Penentuan Qt maksimum Menghitung Qt maksimum dari Persamaan (3-6) dan konstanta A0, A1 dan A2 dari langkah 3. Langkah 5. Penentuan Laju Produksi Minyak (Qo) Berdasarkan Qt maksimum langkah 4, kemudian menghitung harga laju produksi minyak qo untuk berbagai harga Pwf.
Langkah 6. Penentuan Laju Produksi Air (Qw) Menghitung besarnya laju produksi air dari harga Water Cut (WC) pada tekanan alir dasar sumur (Pwf) dengan persamaan :
WC Qw = × Qo ........................................................ (3-11) 100 − WC Langkah 7. Membuat tabulasi harga-harga Qw, Qo dan Qt untuk berbagai harga Pwf pada Ps aktual . Langkah 8. Membuat grafik hubugan antara Pwf terhadap Qt, dimana Pwf mewakili sumbu y dan Qt mewakili sumbu x.
3.2. Kelakuan Aliran Fluida Dalam Pipa Vertikal Di lapangan minyak, untuk suatu bottom hole flowing pressure Pwf tertentu, formasi akan memproduksi minyak tertentu dan untuk mengangkat fluida kepermukaan melalui tubing kita harus mengetahui pressure loss akibat aliran fluida didalam tubing. Dengan mengetahui pressure loss tersebut, kita dapat mengetahui tekanan dipermukaan kurang dari tekanan atmosfer fluida tidak akan mengalir kepermukaan dengan rate yang diharapakan. Friction Loss Fluida yang mengalir didalam pipa maka akan mengalami tegangan geser (shear stress) pada dinding pipa, sehingga terjadi kehilangan sebagian tenaganya yang sering disebut dengan friction loss. Persamaan gradien tekanan pada umumnya digunakan untuk setiap fluida yang mengalir pada sudut kemiringan pipa tertentu dinyatakan dengan tiga komponen, yaitu adanya perubahan energi potensial (elevasi), adanya gesekan pada dinding pipa dan adanya perubahan energi kinetik. dP dP dL = dL + el
dP dP + dL .................................................... (3-12) dL f acc
fρV 2 ρVdP dP g ................................................... (3-13) ρ φ = + + sin dL gc g c dL 2gc d Keterangan ρ
= densitas fluida, lb/cuft
V
= kecepatan aliran, ft/dt
f
= Faktor gesekan
d
= diameter dalam pipa, inch
θ
= sudut kemiringan pipa
g
= percepata Gravitasi, ft/dt2
gc
= faktor konversi
Darcy dan Weisbah’s menghitung kehilangan energi karena gesekan dengan persamaan : Lv 2 h=f ......................................................................................... (3-14) d ⋅ 2g Keterangan : h = friction loss, ft f = friction factor L = Panjang pipa, ft V = kecepatan aliran rata-rata dalam pipa, ft/s2 Berdasarkan persamaan diatas, Wiliam –hazen membuat suatu persamaan empiris untuk friction loss (hf), yaitu : 100 hf = 2,0830 C
1,85
(Q / 34.3)1,85 ................................................... (3-15) 4 ,8655 ID
Dimana : Hf
= feet friction loss per 1000 feet
C
= Konstanta dari bahan yang digunakan dalam pembuatan pipa
Q
= laju produksi, bpd
ID
= diameter dalam pipa inchi
Berdasarkan persamaan tersebut, William-Hazen membuat rafik friction loss seperti yang ditunjukkan dalam Gambar 3.1.
Gambar 3.1. Grafik friction loss William – Hazen10)
3.3. Electrical Submersible Pump (ESP) Pompa benam listrik dibuat atas dasar pompa sentrifugal bertingkat banyak dimana keseluruhan pompa dan motornya ditengelamkan ke dalam cairan. Pompa ini digerakkan dengan motor listrik dibawah permukaan melalui suatu poros motor (shaft) yang memutar pompa, dan akan memutar sudu-sudu (impeller) pompa. Perputaran sudu-sudu itu menimbulkan gaya sentrifugal yang digunakan untuk mendorong fluida ke permukaan.
Gambar 3.2. Instalasi Electric Submersible Pump5)
Gambar 3.3. Skema Imppeler dan Diffuser 4)
3.3.1. Peralatan Electrical Submersible Pump (ESP) Peralatan pompa benam listrik dapat dibagi menjadi dua bagian yaitu: 1. Peralatan diatas permukaan. 2. Peralatan dibawah permukaan. 3.3.1.1. Peralatan di Atas Permukaan Peralatan diatas permukaan terdiri atas : Wellhead, Junction Box, Switchboard dan Transformer. 1. Wellhead Wellhead atau kepala sumur dilengkapi dengan tubing hanger khusus yang mempunyai lubang untuk cable pack off atau penetrator. Cable pack off biasanya tahan sampai tekanan 3000 psi. Tubing hanger dilengkapi
lubang hidraulic
control line, saluran cairan hidraulik untuk menekan subsurface ball valve agar terbuka Wellhead juga harus dilengkkapi dengan “seal” agar tidak bocor pada lubang kabel dan tulang. Wellhead didesain untuk tahan terhadap tekanan 500 psi sampai 3000 psi. Gambar 3.4.
Gambar 3.4. Cable Pack-Off pada Tubing Hanger10)
2. Junction Box Junction Box merupakan suatu tempat yang terletak antara switchboard dan wellhead yang berfungsi untuk tempat sambungan kabel atau penghubung kabel yang berasal dari dalam sumur dengan kabel yang berasal dari switchboard. Junction Box juga digunakan untuk melepaskan gas yang ikut dalam kabel agar tidak menimbulkan kebakaran di switchboard. Fungsi dari junction box antara lain : •
Sebagai ventilasi terhadap adanya gas yang mungkin bermigrasi ke permukaan melalui kabel agar terbuang ke atmosfer.
•
Sebagai terminal penyambungan kabel dari dalam sumur dengan kabel dari switchboard. Gambar 3.5.
Gambar 3.5. Junction Box5)
3. Switchboard Switchboard adalah panel kontrol kerja dipermukaan saat pompa bekerja yang dilengkapi motor controller, overload dan underload protection serta alat pencatat (recording instrument) yang bisa bekerja secara manual ataupun otomatis
bila terjadi penyimpangan. Switcboard dapat digunakan untuk tegangan 44004800 volt. Fungsi utama dari switcbord adalah : •
Mengontrol kemungkinan terjadinya downhole problem seperti overload atau underload current.
•
Auto restart underload pada kondisi intermittent well.
•
Mendeteksi unbalance voltage.
Switchboard biasanya dilengkapi dengan ampermeter chart yang berfungsi untuk mencatat arus motor versus waktu ketika motor bekerja.
4. Transformer Transformer merupakan alat untuk mengubah tegangan listrik, bisa untuk menaikkan atau menurunkan tegangan. Alat ini terdiri dari core (inti) yang dikelilingi oleh coil dari lilitan kawat tembaga. Keduanya, baik core maupun coil direndam dengan minyak trafo sebagai pendingin dan isolasi. Perubahan tegangan akan sebanding dengan jumlah lilitan kawatnya. Tegangan input transformer biasanya diberikan tinggi agar ampere yang rendah pada jalur transmisi, sehingga tidak dibutuhkan kabel (penghantar) yang besar. Tegangan input yang tinggi akan diturunkan dengan menggunakan step-down transformer sampai dengan tegangan yang dibutuhkan oleh motor.
3.3.1.2. Peralatan Bawah Permukaan Peralatan dibawah permukaan dari pompa benam listrik terdiri atas pressure testing sensing instrument, electric motor, protector, intake, pump unit dan electri cable serta alat penunjang lainnya. 1. PSI Unit (Pressure Sensing Instruments) PSI (Pressure Sensing Instrument) adalah suatu alat yang mencatat tekana dan temperatur sumur. Secara umum PSI unit mempunyai 2 komponen pokok, yaitu :
a. PSI Down Hole Unit Dipasang dibawah Motor Type Upper atau Center Tandem, karena alat ini dihubungkan pada Wye dari Electric Motor yang seolah-olah merupakan bagian dari motor tersebut. b. PSI Surface Readout Merupakan bagian dari system yang mengontrol kerja Down Hole Unit serta menampakkan (Display) informasi yang diambil dari Down Hole Unit.
Gambar 3.6. Pressure Sensing Instrument10)
2. Motor (Electric Motor) Jenis motor ESP adalah motor listrik induksi 2 kutub 3 fasa yang diisi dengan minyak pelumas khusus yang mempunyai tahanan listrik
(dielectric
strength) tinggi. Tenaga listrik untuk motor diberikan dari permukaan mulai kabel listrik sebagai penghantar ke motor. Putaran Motor adalah 3400 RPM – 3600 RPM tergantung besarnya frekuensi yang diberikan serta beban yang diberikan oleh pompa saat mengangkat fluida.
Secara garis besar motor ESP seperti juga motor listrik yang lain mempunyai dua bagian pokok, yaitu: − Rotor (bagian yang berputar) − Stator (bagian yang diam Stator menginduksi aliran listrik dan mengubah menjadi tenaga putaran pada rotor, dengan berputarnya rotor maka poros (shaft) yang berada ditengahnya akan ikut berputar, sehingga poros yang saling berhubungan akan ikut berputar pula (poros pompa, intake dan protector). Untuk jenis motor listrik induksi dikenal putaran medan magnet yang biasa disebut Syncronous Speed yaitu putaran medan magnet atau putaran motor kalau seandainya tidak ada faktor kehilangan atau internal motor losses yang diakibatkan oleh beban shaft (shaft load) dan frictions. Putaran motor yang biasanya tertera pada nama plate dari pabrik misalnya : 3500 RPM/60 Hz Panas yang ditimbulkan oleh putaran rotor akan dipindahkan ke housing motor melalui media minyak motor , untuk selanjutnya dibawa ke permukaan oleh fluida sumur . Fungsi dari minyak tersebut adalah : − Sebagai pelumas − Sebagai tahanan (isolasi) − Sebagai media penghantar panas motor yang ditimbulkan oleh perputaran rotor ketika motor tersebut sedang bekerja. Minyak tersebut harus mempunyai spesifikasi tertentu yang biasanya sudah ditentukan oleh pabrik yaitu berwarna jernih tidak mengandung bahan kimia, dielectric strength tinggi, lubricant dan tahan panas. Minyak yang diisikan akan mengisi semua celah-celah yang ada dalam motor , yaitu antara rotor dan stator. Panas yang ditimbulkan oleh putaran rotor akan dipindahkan ke housing motor melalui media minyak motor, untuk selanjutnya dibawa ke permukaan oleh fluida sumur. Untuk mendapatkan pendinginan yang sempurna maka pemasangan ESP unit sangat dianjurkan diatas perforasi untuk memastikan fluida yang masuk ke intake melewati seluruh housing motor.
Tetapi ESP karena sesuatu pertimbangan bisa juga dipasang dibawah perforasi dengan memakai casing shroud (selubung pelindung) yang digantungkan dibagian atas intake sampai ke bagian bawah motor. Untuk mendapatkan pendingin yang baik, pihak pabrik sudah menentukan bahwa kecepatan fluida yang melewati motor (Velocity) harus > 1 ft/sec. Kurang dari itu motor akan menjadi panas dan kemungkinan bisa terbakar.
Gambar 3.7. Motor Pompa Benam Listrik9)
3. Protector Protector sering juga disebut Seal Section. Alat ini berfungsi untuk menahan masuknya fluida sumur kedalam motor, menahan thrust load yang ditimbulkan oleh pompa pada saat pompa mengangkat cairan, juga untuk menyeimbangkan tekanan yang ada didalam motor dengan tekanan didalam annulus. Secara prinsip protector mempunyai 4 fungsi utama yaitu:
− Untuk mengimbangi tekanan dalam motor dengan tekanan diannulus. − Tempat duduknya thrust bearing untuk meredam gaya axial yang ditimbulkan oleh pompa. − Menyekat masuknya fluida sumur kedalam motor − Memberikan ruang untuk pengembangan dan penyusutan minyak motor akibat perubahan temperatur dalam motor pada saat bekerja dan pada saat dimatikan. Secara umum protector mempunyai dua macam type, yaitu : 1. Positive Seal atau Modular Type protector 2. Labyrinth Type Protector Untuk sumur-sumur miring dengan temperatur > 3000F disarankan menggunakan protector dari jenis seal atau modular type protector.
4. Intake (Gas Separator) Intake atau Gas separator dipasangkan dibawah pompa dengan cara menyambungkan sumbunya (shaft) memakai coupling. Intake ada yang dirancang untuk mengurangi volume gas yang masuk ke dalam pompa, disebut dengan gas separator, tetapi ada juga yang tidak. Untuk yang terakhir ini disebut dengan intake saja atau standart intake. Ada beberapa intake yang diproduksikan oleh reda yang populer dipakai, yaitu : •
Standart intake, dipakai untuk sumur dengan GLR rendah. Jumlah gas yang masuk pada intake harus kurang dari 10% sampai dengan 15 % dari total volume fluida. Intake mempunyai lubang untuk masuknya fluida ke pompa, dan dibagian luar dipasang selubung (screen) yang gunanya untuk menyaring partikel masuk ke intake sebelum masuk kedalam pompa.
•
Rotary Gas Separator dapat memisahkan gas sampai dengan 90%, dan biasanya dipasang untuk sumur-sumur dengan GLR tinggi. Gas separator jenis ini tidak direkomendasikan untuk dipasang pada sumur-sumur yang abrasive.
•
Static Gas Separator atau sering disebut reverse gas separator, yang dipakai untuk memisahkan gas hingga 20% dari fluidanya.
Gambar 3. 8. Jenis Labyrinth Type Protector9)
5. Unit Pompa Unit pompa merupakan Multistage Centrifugal Pump, yang terdiri dari: impeller, diffuser, shaft (tangkai) dan housing (rumah pompa). Di dalam housing pompa terdapat sejumlah stage, dimana tiap stage terdiri dari satu impeller dan satu diffuser. Jumlah stage yang dipasang pada setiap pompa akan dikorelasi langsung dengan Head Capacity dari pompa tersebut. Dalam pemasangannya bisa menggunakan lebih dari satu (tandem) tergantung dari Head Capacity yang dibutuhkan untuk menaikkan fluida dari lubang sumur ke permukaan. Impeller
merupakan bagian yang bergerak, sedangkan diffuser adalah bagian yang diam. Seluruh stage disusun secara vertikal, dimana masing-masing stage dipasang tegak lurus pada poros pompa yang berputar pada housing.
Gambar 3.9. Jenis Rotary Gas Separator9) Prinsip kerja pompa ini, yaitu fluida yang masuk kedalam pompa melalui intake akan diterima oleh stage paling bawah dari pompa, impeller akan mendorongnya masuk, sebagai akibat proses centrifugal maka fluida akan terlempar keluar dan diterima diffuser. Oleh diffuser, tenaga kinetis (velocity) fluida akan diubah menjadi tenaga potensial (tekanan) dan diarahkan ke stage selanjutnya. Pada proses tersebut fluida memiliki energi yang semakin besar
dibandingkan pada saat masuknya. Kejadian tersebut terjadi terus-menerus sehingga tekanan head pompa berbanding linier dengan jumlah stages, artinya semakin banyak stages yang dipasangkan, maka semakin besar kemampuan pompa untuk mengangkat fluida.
Gambar 3.10. Unit Pompa Benam Listrik9) 6. Electric Cable Tenaga listrik untuk menggerakan motor yang berada didasar sumur disuplai oleh kabel yang khusus digunakan untuk pompa ESP. Kabel yang dipakai adalah 3 jenis konduktor. Dilihat dari bentuknya ada dua jenis, yaitu flat cable type dan round cable type. Fungsi kabel tersebut adalah sebagai media penghantar arus listrik dari switchboard sampai ke motor di dalam sumur. Secara umum ada 2 jenis /kelas kabel yang lazim digunakan di lapangan, yaitu : − Low temperatur cable, yang biasanya dengan material isolasi nya terdiri dari jenis polypropylene ethylene (PPE) atau nitrile. Direkomendasikan untuk pemasangan pada sumur-sumur dengan temperatur maximum 205oF
− High temperatur cable, banyak dibuat dengan jenis ethylene prophylene diene methylene (EPDM). Direkomendasikan untuk pemasangan pada sumur-sumur dengan temperatur yang cukup tinggi sampai 400oF Kerusakan pada round cable merupakan hal yang sering kali terjadi pada saat menurunkan dan mencabut rangkaian ESP. Untuk menghindari atau memperkecil kemungkinan itu, maka kecepatan string pada saat menurunkan rangkaian tidak boleh melebihi dari 1500 ft / jam dan harus lebih pelan lagi ketika melewati deviated zone atau dog leg.Kabel harus tahan terhadap tegangan tinggi, temperatur, tekanan migrasi gas dan tahan terhadap resapan cairan dari sumur maka kabel harus mempunyai isolasi dan sarung yang baik. Bagian dari kabel biasanya terdiri dari : − Konduktor (conductor ) − Isolasi (Insulation) − Sarung (sheath) Jaket
Gambar 3.11. Kabel4) 7. Check Valve Check valve dipasang pada tubing (2-3 joint) diatas pompa. Bertujuan untuk menjaga fluida tetap berada di atas pompa. Check valve tidak dipasang maka kebocoran fluida dari tubing (kehilangan fluida) akan melalui pompa yang
dapat menyebabkan aliran balik dari fluida yang naik ke atas, sebab aliran balik (back flow) tersebut membuat putaran impeller berbalik arah, dan dapat menyebabkan motor terbakar atau rusak. Check valve umumnya digunakan agar tubing tetap terisi penuh dengan fluida sewaktu pompa mati dan mencegah supaya fluida tidak turun kebawah.
8. Bleeder Valve Bleeder Valve dipasang satu joint diatas check valve, mempunyai fungsi mencegah minyak keluar pada saat tubing di cabut. Fluida akan keluar melalui bleeder valve.
9. Centralizer Berfungsi untuk menjaga kedudukan pompa agar tidak bergeser atau selalu ditengah-tengah pada saat pompa beroperasi, sehingga kerusakan kabel karena gesekan dapat dicegah.
3.3.2. Karakteristik Kinerja Electrical Submersible Pump (ESP) Motor Listrik berputar pada kecepatan relatif konstan, memutar pompa (impeller) melewati poros (shaft) yang disambungkan dengan bagian protector. Power disalurkan ke peralatan bawah permukaan melalui kabel listrik konduktor yang di lem pada tubing, cairan memasuki pompa yang sedang beroperasi. Kelakuan pompa berada pada harga efisiensi tertinggi apabila hanya cairan yang terproduksi. Tingginya
volume gas bebas menyebabkan operasi pompa
tidak efisien.
3.3.2.1. Kurva kelakuan Electrical Submersible Pump (Pump Performance Curve) Beberapa kinerja dari berbagai pompa dihadirkan dalam bentuk katalog yang diterbitkan oleh produsen. Kurva kinerja dari suatu pompa benam listrik
menampilkan hubungan antara : Head capacity, Rate Capity, Horse Power dan efisiensi pompa yang disebut dengan “Pump Performance Curve”. Kapasitas berkaitan dengan volume, laju alir cairan yang diproduksikan, termasuk juga gas bebas atau gas yang terlarut dalam minyak. Head pompa benam listrik berkaitan dengan specific gravity fluida, dimana jika head diubah menjadi tekanan maka harus dikalikan dengan specific gravity fluida, maka dapat dinyatakan sebagai berikut : Tek. Operasi Pompa = (head / stage) x (gradien tekanan fluida) x (jumlah stage) Bila gas dan cairan sedang dipompa, kapasitas dan head per stage juga gradien tekanan fluida berubah sebagaimana tekanan fluida naik dari tekanan intake ke tekanan discharge. Dengan demikian persamaan diatas dapat ditulis sebagai berikut: d(P) = h (V) + Gf(V)+ d(St).................................................................(3-16) Dimana : d(P)
= Perubahan tekanan yang dihasilkan pompa
h
= head per stage, ft/stage
Gf(V) = gradien tekanan fluida, psi/ft d(St)
= perubahan jumlah stage
Tanda kurung dalam Persamaan (3-16) merupakan fungsi dari kapasitas (V) dan dinyatakan dlm persamaan : V = qsc x VF (aliran satu fasa). VF merupakan Volume Factor untuk berbagai tekanan dan temperatur, dan dinyatakan dengan persamaan : VF
= WC + (1-WC) Bo + [GLR – (1-WC) Rs] Bg.......................(3-17)
Tekanan alir dasar sumur (Pwf) diatas harga tekanan gelembung (bubble Point-Pb) bentuk kurva IPR digambarkan dalam persamaan linier : qsc
= PI (Pr – Pwf)........................................................................(3-18)
Gradien tekanan fluida dalam berbagai tekanan dan temperatur dinyatakan dalam persamaan : Gf(V) = 0,433 x ρ (V) ........................................................................(3-19) ρ (V) = W / 350 .................................................................................(3-20)
W adalah berat material pada berbagai tekanan dan temperatur, yang mana sama dengan berat pada kondisi standart. Dituliskan dengan persamaan : ρ (V) =
qsc × ρ fsc 350 × V
...............................................................................(3-21)
Mensubtitusikan Persamaan (3-21) kedalam Persamaan (3-19) didapatkan persamaan sebagai berikut : 0,433 q sc × ρ fsc = .................................................................(3-22) V 350
Gf
ρfsc adalah berat 1 bbl cairan ditambah gas yang terpompakan (per bbl cairan) pada kondisi standart. = (350(WC)τWSC) + [350 (1- WC)τoSC] + (GIP)(GLR) ρgsc.....(3-23)
ρfsc
dengan memasukkan Persamaan (3-23) ke Persamaan (3-19) menghasilkan persamaan : 350 d (St) = 0,433 × qsc × ρ fsc
V dP .................................................(3-24) h(V )
Jumlah stage total dari pompa didapat dengan mengintegrasikan persamaan diatas antara tekanan intake (P3) dan tekanan discharge (P2): P2
∫
P3
d
350 (St)= 0,433 × qsc × ρ fsc
P 2 V dP ..........................................(3 ∫ h(V ) P 3
25) atau St
808.3141 P 2 V ∫ = dP ........................................................(3-26) qsc × ρfsc P 3 h(V )
3.3.2.2. Brake Horse Power Kurva kinerja pompa yang ditunjukkan dalam Gambar 3.12 menyatakan horse power per stage yang didasarkan atas specific gravity fluida perhitungan. Dengan demikian horse power dapat dinyatakan didalam persamaan : HP = (hp per stage) x SGf x stage
Karena Parameter-parameter dipengaruhi oleh kapasitas V, yang berubah antara intake dan tekanan discharge, persamanan diatas menjadi : d (HP) = hp (V) x τf (V) x d (St).........................................................(3-27) Dengan mensubtitusikan Persamaan (3-22) dan Persamaan (3-27) ke persamaan diatas maka diperoleh persamaan 1 hp (V ) d (HP) = dP ................................................................(3-28) 0,433 h(V ) Total
horse
power
(Hp)
yang
diperlukan,
diperoleh
dengan
mengintegrasikan persamaan diatas antara tekanan intake (P3) dann tekanan dicharge (P2): P2
∫
P3
1 hp (V ) d (HP) = dP ......................................................(3-29) ∫ 0,433 P 3 h(V ) P2
atau 1 hp (V ) = dP ...........................................................(3-30) ∫ 0,433 P 3 h(V ) P2
HP
3.3.2.3. Kurva Intake Pompa Peramalan
kurva
intake
pompa
Electrical
Submersible
Pump
dipertimbangkan untuk dua hal yaitu : •
Memompa cairan
•
Memompa cairan dan gas
Keduanya diasumsikan bahwa pompa diletakkan didasar sumur dan yang tetap adalah tekanan wellhead dan ukuran tubing. Kasus kedua dianggap semua gas dipompakan bersama-sama cairan. Variabel yang terpengaruh adalah jumlah stages pompa. Peramalan kurva intake untuk pompa benam listrik adalah untuk kasus yang kedua.
A. Pompa benam Listrik Memompa Cairan Karena cairan memiliki sedikit sifat kompresibilitas, volume cairan produksi dapat dikatakan konstan dan sama hingga permukaan (qsc). Dengan demikian
head perstage akan konstan juga dari Persamaan (3-26) dapat diintegrasikan menjadi : 808,3141 ( P2 − P3 ) ...................................................................(3-31) St = hxρ fsc Atau harga tekanan intake (P3) dapat ditulis : ρ fsc xh P3 = P2 − S t .......................................................................(3-32) 808,3141 Sedangkan untuk Persamaan (3-30) bila diintegrasikan menjadi : 1 hp HP = ( P2 − P3 ) ..................................................................(3-33) 0,433 h Dengan mensubtitusikan Persmaan (3-32) ke Persamaan (3-33) menjadi : HP
= hp x ρfsc x St .........................................................................(3-34)
B. Pompa Benam Listrik Memompa Cairan dan Gas Gas memiliki sifat kompresibilitas yang tinggi, sehingga volume cairan V yang dihasilkan berubah akibat perubahan tekanan dari tekanan intake (P2) sampai tekanan discharge (P3). Faktor volume (VF) antara tekanan intake (P2) sampai tekanan discharge (P3) didapat dari Persamaan (3-60) dan laju alir ditentukan dengan Persamaan (3-5) atau Persamaan (3-6). 3.3.3. Dasar Perhitungan Electrical Submersible Pump Pada prinsipnya perencanaan atau desain suatu unit pompa benam listrik untuk sumur-sumur dengan WC tinggi adalah sama seperti perencanaan unit pompa benam listrik 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%.
Gambar 3.12. Kurva Kelakuan Pompa Benam Listrik5)
3.3.3.1. 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 ke lubang 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 seperti yang telah dijelaskan sebelumnya.
3.3.3.2. Pemilihan Ukuran dan Tipe Pompa Pada umumnya pemilihan tipe pompa didasarkan pada besarnya rate produksi yang diharapkan pada rate pengangkatan yang sesuai dan ukuran casing (Check
clearances).
Terproduksinya
gas
bersama-sama
dengan
cairan
memberikan pengaruh dalam pemilihan pompa, karena sifat kompresibilitas gas yang tinggi, menyebabkan perbedaan volume fluida yang cukup besar antara intake pompa dan discharge pompa. Hal ini akan mempengaruhi efisiensi pompa ESP itu sendiri.
3.3.3.3. Perkiraaan Pump Setting Depth. Perkiraan pump setting depth merupakan suatu batasan umum untuk menentukan letak kedalaman pompa dalam suatu sumur adalah bahwa pompa harus ditenggelamkan didalam fluida sumur. Sebelum perhitungan perkiraan setting
depth
dilakukan,
terlebih
dahulu
diketahui
parameter
yang
menentukannya, yaitu Static Fluid Level (SFL) dan Working Fluid Level (WFL) dimana untuk menentukannya digunakan alat sonolog atau dengan operasi wireline, bila sumur tersebut tidak menggunakan packer.
A.Static Fluid Level Static fluid level pada sumur dalam keadaan mati (tidak diproduksikan), sehingga tidak ada aliran, maka tekanan didepan perforasi sama dengan tekanan statik sumur. Sehingga kedalaman permukaan fluida di annulus (SFL, ft) adalah : Ps Pc , feet .......................................................(3-35) + SFL = Dmid perf − Gf Gf
B. Working Fluid Level/Operating Fluid Level (WFL, ft) Bila sumur diproduksikan dengan rate produksi sebesar q (bbl/D, dan tekanan alir dasar sumur adalah Pwf (Psi), maka ketinggian (kedalaman bila diukur dari permukaan) fluida di annulus adalah : Pwf Pc , feet …………………………………(3-36) WFL = Dmidperf − + Gf Gf
Dimana : SFL
= Statik Fuid Lefel, ft
WFL = Working Fluid Level, ft
Ps
= Tekanan Statik sumur, psi
Pwf
= Tekanan Alir dasar sumur, psi.
q
= Rate produksi, B / D
D
= Kedalaman sumur, ft
Pc
= Tekanan di casing, psi
Gf
= Gradient Fluida sumur, psi/ft
C. Suction Head (Tinggi Hisap) Suction head adalah silinder atau torak yang semula berada dipermukaan cairan (dalam bak) air akan naik mengikuti torak sampai pada mencapai ketinggian Hs, dimana : Hs
=
144 × P
ρ
.................................................................................(3-37)
Dimana: Hs
= suction head, ft
P
= tekanan permukaan cairan, psi
Ρ
= densittas fluida, lb/cuft
D. Kavitasi dan Net Positive Suction Head (NPHS) Tekanan absolut pada cairan pada suatu titik didalam pompa berada dibawah tekanan saturasi (Pb) pada temperatur cairan, maka gas semula terlarut dalam cairan terbebaskan. Gelembung-gelembung gas ini akan mengalir bersamasama dengan cairan sampai pada daerah yang memiliki tekanan tinggi akan dicapai dimana gelembung tadi akan mengecil. Fenomena ini disebut sebagai kavitasi yang dapat menurunkan efisiensi dan merusak pompa. Kejadian ini berhubungan dengan kondisi penghisapan dan apabila kondisi penghisapan berada diatas Pb, maka kavitasi tidak terjadi. Kondisi minimum yang dikehendaki untuk mencegah kavitasi pada suatu pompa disebut Net Positive Suction Head (NPHS). NPHS adalah tekanan absolut diatas tekanan saturasi yang diperlukan untuk menggerakkan fluida masuk kedalam fluida.
3.3.3.2.1. Pump Setting Depth Minimum Pump setting depth minimum merupakan keadaan yang diperlihatkan dalam Gambar 3.13.A. Posisi minimum dalam waktu yang singkat akan terjadi pump-off, oleh karena ketinggian fluida level diatas pompa relatif sangat kecil atau pendek sehingga hanya gas yang akan dipompakan. Pada kondisi ini Pump Intake Pressure (PIP) akan menjadi kecil. PIP mencapai dibawah harga Pb, maka akan terjadi penurunan efisiensi volumetris dari pompa (disebabkan terbebasnya gas dari larutan). PSD minimum dapat ditulis dengan persamaan : PSDmin = WFL +
Pb P + , feet .........................................................(3-38) Gf Gf
3.3.3.2.2. Pump Setting Depth Maksimum Merupakan keadaan yang ditunjukkan oleh Gambar 3.13B. (Posisi maksimum) juga kedudukan yang kurang menguntungkan. Keadaan ini memungkinkan terjadinya overload, yaitu pengangkatan beban kolom fluida yang terlalu berat. PSD maksimum dapat didefinisikan : Pb Pc , feet ..........................................................(3-39) − PSDmax = D − Gf Gf
Gambar 3.13. Berbagai Posisi Pompa Pada Kedalaman Sumur7)
3.3.3.2.3. Pump Setting Depth Optimum. Merupakan kedudukan yang diharapkan dalam perencanaan pompa benam listrik seperti dalam Gambar 3.13.C (Pompa dalam keadaan optimum) menentukan kedalaman yang optimum tadi (agar tidak terjadi pump-off dan overload serta sesuai dengan kondisi rate yang dikehendaki), maka kapasitas pompa yang digunakan harus disesuaikan dengan produktivitas sumur. Penentuan PSD optimum ini dipengaruhi oleh terbuka dan tertutupnya casing head yang mana akan mempengaruhi tekanan casing atatu tekanan yang bekerja pada permukaan dari fluida di annulus. Kejadian ini mempengaruhi besarnya suction head pompa Untuk casing head tertutup, maka : Kedalaman pompa optimum = WFL +
PIP − Pc ................................(3-40) Gf
Untuk casing head terbuka, maka : Kedalaman pompa optimum = WFL +
PIP − Patm .............................(3-41) Gf
3.3.3.4. Perkiraan Jumlah Tingkat Pompa Untuk menghitung jumlah tingkat pompa (stage), sebelumnya dihitung dahulu Total Dynamic Head (TDH, ft) pada laju produksi yang diinginkan. Diambil suatu harga rate produksi V, maka h akan berubah pada saat cairan melewati pompa. Persamaan (3-27) dapat digunakan jika variabel V/h(V) dapat dikurangi untukk menyederhanakan fungsi tekanan. Keberadaan gas dibagian intake pompa dimana tekanan intake dibawah Pb maka Persamaan (3-26) harus dipecah menjadi dua yaitu : St
=
A qsc
Pb
∫
P3
V A Gf + h(V ) qsc
P2
∫
Pb
V Gf ........................................(3-42) h(V )
Dimana : A
= 808,3141 / ρfsc
Dengan melakukan integrasi numerik, Persamaan (3-42) dapat ditulis dalam bentuk sederhana :
n
Sti
= ∑ ∆( Sti ) ................................................................................(3-43) i =1
dimana: A.∆P3 V i ......................................................................(3-44) 1= i qsc h i n
Sti
=
∑
Untuk mendapatkan tekanan intake P3.1 maka : St1
A.∆P3 V i ................................................................(3-45) = ΔSt1 = qsc h i
Untuk mendapatkan P3.2 maka : St2
A.∆P3 = ΔSt1 + ΔSt2 = qsc
V1 V2 + .......................................(3-46) h1 h 2
Untuk mendapatkan P3.n maka : St2
A.∆P3 = ΔSt1 + ΔSt2+............+ ΔStn = qsc
V1 V2 Vn + …...... (3-47) + + .... h1 h 2 h n
3.3.3.5. Pemilihan Motor dan Horse Power Horse power diperoleh dengan cara integrasi Persamaan (3-27) antara tekanan intake dan tekanan discharge. Karena variabel hp (V) / h (V) tidak dapat diurai kebentuk fungsi yang lebih sederhana. Interval tekanan intake dan tekanan discharge dibagi ke dalam tiap step kenaikan tekanan atau dengan mengambil P3 konstanta, Persamaan (3-27) dapat ditulis sebagai berikut : n
HPi
=
∑ i =1
∆P3 h p i ..................................................................(3-48) 0,433 h i
∆P3 h pi .........................................................................(3-49) Δ(HP)I = 0,433 h i Maka Persamaan (3-29) dapat ditulis kembali menjadi : n
HP1
=
∑ i =1
∆( HP)i ...........................................................................(3-50)
Pemilihan motor baik single motor maupun tandem didasarkan pada tabel yang di sediakan oleh pabrik pembuatnya terlampir. Besarnya horse power yang dibutuhkan motor pada hasil perhitungan tidak tersedia dalam tabel, maka dipilih motor yang memiliki horse power lebih besar yang mendekati. 3.3.3.6. Pemilihan Switchboard dan Transformer Menentukan switchboard yang akan dipakai perlu diketahui terlebih dahulu berapa besarnya voltage yang akan bekerja pada switchboard tersebut. Besarnya tegangan yang bekerja dapat dihitung dari persamaan berikut ini : Vs
= Vm + Vc, Volt........................................................................(3-51)
Vc
= (L/100) x Voltage , Volt ......................................................(3-52)
Keterangan : Vs
= surface voltage, Volt
Vm
= motor voltage, volt
Vc
= correction voltage, volt
L
= Panjang kabel, ft
Voltage drop = kehilangan voltage, volt/100. Menentukan besarnya tegangan transformer yang diperlukan dihitung dengan persamaan berikut : T=
Vs × Im× 1,73 , KVA .......................................................................(3-53) 1000
Keterangan : T
= ukuran transformer, KVA
Vs
= Surface voltage, volt
Im
= Ampere motor, ampere.
BAB IV EVALUASI DAN PERENCANAAN ULANG ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP ( ESP ) DI SUMUR P-346
Evaluasi electric submersible pump (ESP) pada sumur P-346 dilakukan untuk mengetahui perbandingan antara produktivitas formasi sumur
kajian
terhadap kapasitas pompa yang sedang digunakan, dengan tujuan meningkatkan efisiensi pompa agar diperoleh laju produksi optimum yang sesuai dengan produktivitas formasinya.
4.1. Data dan Evaluasi Di Lapangan Rantau P-346 Berikut adalah perhitungan untuk Sumur P-346 dengan pompa terpasang adalah ESP IND 675 97 stages 49 Hz. Data yang digunakan untuk evaluasi ini diambil pada bulan 23 Maret 2011. •
Water-Cut ( WC )
=
90,4
%
•
Laju Alir Minyak(Qo)
=
29,2
BOPD
•
Laju Alir total (QL)
=
305,5 BWPD
•
Water Specific Gravity (SGw)
=
0,904
•
Oil Specific Gravity (SGo)
=
0,076
•
API Gravity
=
47 °
•
Static Fluid Level (SFL)
=
1427,489 ft
•
Working Fluid Level (WFL)
=
1712,357 ft
•
Tekanan Tubing
=
9,94 Psi
•
ID Tubing
=
1,995 inch
•
Kedalaman Sumur
TVD =
2138,56 ft
•
Mid Perforasi (Datum)
TVD =
2000,8 ft
•
Pump Setting Depth (PSD) TVD =
1969,64 ft
4.1.1. Penentuan Specific Gravity Fluida Campuran
1. Specific gravity air
= Water Cut x SG Air = 0,904 x 1 = 0,904
2. Specific gravity minyak
= Oil Cut x SG minyak = (1-0,904) x 0,792 = 0,076
3. SG Fluida Campuran
= SG air + SG minyak = 0,904 + 0,076 = 0,980
4. Gradient Fluida (Gf)
= SG Fluida Campuran x 0,433 Psi/ft = 0,980 x 0,433 Psi/ft = 0,424 Psi/ft
4.1.2. Penentuan Tekanan Reservoir (Pr) dan Tekanan Alir Dasar Sumur (Pwf)
Ps Pc 1. SFL = Dmidfer - − Gf Gf Ps = (Dmidfer - SFL) × Gf = (2000,8 - 1427,489) × 0,424 = 243,084 Psi
Pwf Pc 2. WFL = Dmidfer - − Gf Gf Pwf = (Dmidfer – WFL) × Gf = (2000,8 – 1712,357) × 0,424 = 122,30 Psi
4.1.3. Penentuan Pump Intake Pressure (PIP) 1. Perbedaan Kedalaman
= Mid Perforasi-Pump Setting Depth (PSD) = 2000,8 – 1969,64 = 31,16 ft
2. Perbedaan Tekanan
= Perbedaan Kedalaman x Gf
= 31,16 x 0,424 = 13,223 psi 3. Pump Intake Pressure
= Pwf – Perbedaan Tekanan = 122,3 – 13,223 = 109,077 psi
4.1.4
Penentuan Total Dynamic Head (TDH)
1. Menentukan Fluid Over Pump (FOP) Fluid Over Pump (FOP)
= PIP/Gf = 109,077 /0,424 = 257,043 ft
2. Menentukan Vertikal Lift (HD) Vertical Lift (HD)
= Pump Setting Depth (TVD) –FOP = 1969,64 – 257,043 = 1712,597 ft
3. Menentukan Tubing Friction Loss (HF) Friction Loss (F) tubing 2 3/8” (1,995 ID) dengan volume total fluida (Vt) 305,5 bfpd, diperoleh dari Lampiran A adalah 7,75 ft per 1000 ft. Tubing Friction Loss = Friction Loss x PSD = 7,75 x 1969,64 = 15,264 ft 4. Menentukan Tubing Head (HT) Tubing Head (HT)
= Tubing Pressure (psi)/ Gf (psi/ft) = 9,94 psi/ 0,424 psi/ft = 23,424 ft
5. Menentukan Total Dynamic Head (TDH) Total Dynamic Head (TDH) = HD + HF + HT = 1712,597 + 15,164 + 23,424 = 1751,285 ft
4.1.5. Penentuan Efisiensi Volumetris (%EV)
1. Menentukan Head per stage, (ft/stage) dengan persamaan :
Head per Stage (feet/stage) =
TDH Stages
= 1751,285/ 97 = 18,054 ft /stage 2. Berdasarkan Head per stage sebesar 18,054 ft/stage, maka dari lampiran D.1. Grafik Performance Curve untuk tipe ESP IND-675 49 Hz diperoleh harga laju fluida ( Qtheoritical ) sebesar 437,5 B/D. 3. Menentukan persentase efisiensi volumetris
Q % Efisiensi Volumetris (EV) = oactual Qtheoritical
x100%
= (305,5/437,5)x 100% = 69,83 %
Tabel.IV-1. Hasil Perhitungan Persentase Efisiensi Volumetris (% EV) Sumur P-346 Pompa Terpasang IND-675
Jumlah
Pwf
TDH
Stage
(Psi)
(feet)
97
122,3 1751,285
Head/ Stage
Qaktual
Qteoritis
(BPD) (BPD)
18,054 305,5
412,5
EV
EP
%
%
69,83 46,25
Evaluasi pada electric submersible pump terpasang pada sumur kajian (Sumur P-346) mempunyai harga efisiensi pompa (EP) yang kurang yaitu sebesar 46,25 %, harga efisiensi volumetris pompa tersebut menyebabkan laju produksi yang dihasilkan (actual) tidak sesuai lagi dengan laju produksi yang diinginkan dan laju produksi ini masih berada dibawah kapasitas produksi pompa yang direkomendasikan oleh pabrikan pompa. Kondisi ini masih dapat dioptimalkan dengan menggunakan jenis pompa yang sama yaitu IND 675 atau mengganti dengan jenis pompa yang lain dengan penyesuaian jumlah stagenya dan merubah pump setting depth berdasarkan laju produksi yang diinginkan untuk mendapatkan laju produksi optimum yang sesuai dengan produktivitas formasinya, maka
diperlukan perencanaan ulang terhadap pompa terpasang baik dari tipe, jumlah stage maupun dari PSD-nya.
4.2. Perencanaan Ulang Electric Submersible Pump sumur P-346 Perencanaan Ulang dilakukan dengan pengaturan dan penyesuaian kembali tipe pompa, jumlah stage, dan pump setting depth untuk mendapatkan laju produksi yang diinginkan sesuai dengan produktivitas formasi, sehingga diperoleh laju produksi (QL) yang optimum. Dasar perencanaan ulang suatu unit electric submersible pump dibagi menjadi tiga metode. Pertama dilakukan perencanaan ulang terhadap electric submersible pump untuk Pump Setting Depth (PSD) berubah dengan tipe dan jumlah stage pompa tetap, yang kedua untuk Pump Setting Depth (PSD) tetap dengan tipe pompa dan jumlah stage berubah dan yang ketiga perencanaan ulang electric submergible pump untuk Pump Setting Depth (PSD), tipe dan jumlah stage pompa berubah.
4.2.1. Pump Setting Depth Berubah dengan Tipe dan Stage Pompa Tetap Optimasi Pump Setting Depth (PSD) dilakukan dengan mengubah-ubah kedalaman dari PSD minimum sampai dengan PSD maksimum dimana pada evaluasi tersebut menggunakan tipe dan stage pompa yang terpasang di sumur P346 yaitu dengan menggunakan pompa IND-675 49 Hz 97 stages. Pada sumur P-346 digunakan data-data sebagai berikut : •
Water-Cut
=
90,4
%
•
Laju Alir Minyak(Qo)
=
29,2
BOPD
•
Laju Alir total (QL)
=
305,5 BFPD
•
Water Specific Gravity (SGw)
=
0,904
•
Oil Specific Gravity (SGo)
=
0,076
•
API Gravity
=
47 0
•
Static Fluid Level (SFL)
=
1427,489 ft
•
Working Fluid Level (WFL)
=
1712,357 ft
•
Tekanan Statis (Ps)
=
243,084 Psi
•
Tekanan Alir Dasar Sumur (Pwf)
=
122,3 Psi
•
Tekanan Casing
=
0 Psi
•
Tekanan Tubing
=
9,94 Psi
•
ID Tubing
=
1,995 inch
•
Kedalaman Sumur
TVD =
2138,56 ft
•
Mid Perforasi (Datum)
TVD =
2000,8 ft
•
Pump Setting Depth (PSD) TVD =
1969,64 ft
Adapun langkah-langkahnya adalah : 1. Menentukan Pump Setting Depth Minimum dan Maksimum. PSD min
= WFL +
Pc Gf
= 1712,357 + (0/0,424) = 1712,357 ft PSD max
=D-
Pc Gf
= 2000,8 – (0/0.424) = 2000,8 ft 2. Menentukan PSD asumsi (PSDmin < PSDobs < PSD maks) Total Dynamic Head (TDH) ditentukan berdasarkan PSD asumsi, dengan PSD min 1712,357 ft dan PSD maks 2000,8 ft, dimana untuk evaluasi ini PSD asumsi berkisar dari 1750 ft sampai 1950 ft. 3. Menghitung Pump Intake Pressure (PIP), dengan langkah-langkah perhitungan sebagai berikut : a.
Menghitung tekanan alir dasar sumur (Pwf) pada Qasumsi 245 bpd, pada PSD 1800 ft dengan metode IPR Pudjo Soekarno adalah 150 Psi
b.
Perbedaan Kedalaman = Mid Perforasi – Pump Setting Depth = 2000,8 – 1800 = 200,8 ft
c.
Perbedaan Tekanan
= Perbedaan Kedalaman x Gf = 200,8 x 0,424 = 85,21 Psi
d.
Pump Intake Pressure = Pwf – Perbedaan Tekanan = 150 – 85,21 = 64,79 Psi
4. Penentuan Total Dynamic Head (TDH) 1. Menentukan Fluid Over Pump (FOP)
Fluid Over Pump (FOP)
= PIP/Gf = 64,79 /0,424 = 152,68 ft
2. Menentukan Vertikal Lift (HD)
Vertical Lift (HD)
= Pump Setting Depth (TVD) –FOP = 1800 – 152,68 = 1647,32 ft
3. Menentukan Tubing Friction Loss (HF)
Friction Loss (F) tubing 2-3/8” (1,995 ID) dengan volume total fluida (Vt) 245 BFPD dapat diperoleh dari kurva Friction Loss William Hazen atau dengan menggunakan persamaan : 1,85
Friction Loss (F)
100 Qt 2,083 C 34,3 = ID 4,8655
1,85
Friction Loss = 1,96 ft per 1000 ft Tubing Friction Loss (HF) Tubing Friction Loss = Friction Loss x PSD =
1,96 ftX 1800 ft 1000 ft
= 3,53 ft
4. Menentukan Tubing Head (HT) Tubing Head (HT)
= Tubing Pressure (psi)/ Gf (psi/ft)
= 9,94 psi/ 0,424 psi/ft = 23,42 ft 5. Menentukan Total Dynamic Head (TDH) Total Dynamic Head (TDH) = HD + HF + HT = 1647,32 + 3,53 + 23,42 = 1674,28 ft 6. Menentukan head sebagai berikut : Berdasarkan pembacaan pada Pump Performance Curve Lampiran A.6 untuk pompa IND-675 49 Hz dengan laju produksi 245 bfpd diperoleh head sebesar 19,7 ft/stage.
Perhitungan Total Dynamic Head (TDH) untuk Qasumsi yang lain dapat dilakukan dengan cara yang sama, dimana hasil perhitungannya ditunjukkan dalam Tabel IV.2 di bawah ini. Perhitungan yang lain dapat dilihat pada Tabel IV.3. Tabel.IV-2. Hasil Perhitungan TDH dan Head Pada PSD 1800 ft 1800 ft Q Bpd
Perbedaan Kedalaman
Perbedaan Tekanan
PIP Psi
FOP ft
HF ft
TDH ft
Head ft/stgs
11
200,8
85,21
154,79
364,77
0,01
1408,67
2089,53
69
200,8
85,21
134,79
317,64
0,34
1456,13
2049,22
175
200,8
85,21
94,79
223,37
1,89
1551,94
1961,87
245
200,8
85,21
64,79
152,68
3,53
1624,28
1900,43
347
200,8
85,21
14,79
34,85
6,72
1745,29
1820,77
412
200,8
85,21
-25,21
-59,41
9,23
1842,07
1767,03
465
200,8
85,21
-65,21
-153,67
11,55
1938,64
1706,56
489
200,8
85,21
-85,21
-200,8
12,68
1986,60
1679,16
Dari contoh perhitungan pada tabel di atas, maka dibuat grafik hubungan asumsi untuk pada berbagai asumsi harga PSD dengan berbagai asumsi laju
produksi versus Total Dynamic Head dan Grafik hubungan antara asumsi laju produksi versus Head pada skala grafik yang sama seperti ditunjukkan pada Gambar 4.1. Hasil pemilihan Perkiraan PSD observasi yang menghasilkan laju produksi optimum untuk sumur P-346 ditunjukkan pada Tabel IV.3 di bawah ini.
Gambar 4.1 Kurva Hubungan TDH vs QL dan Head Pompa vs QL Pada PSD 1800 ft
Tabel.IV-3. Laju Produksi pada Berbagai PSD dengan 97 stage PSD, ft 1750 1800 1850 1900 1950
Pompa IND 675, 49 Hz IND 675, 49 Hz IND 675, 49 Hz IND 675, 49 Hz IND 675, 49 Hz
Stage 97 97 97 97 97
PIP, psi -4,76 -5,28 15,21 35.93 57,02
Q, bfpd 380,60 381,17 382,65 383,45 383,75
Dari tabel dapat dilihat bahwa pada pump setting depth (PSD) 1750 ft hingga 1800 ft, pump intake pressure (PIP) yang didapat merupakan harga yang sangat kecil, pada saat PIP berharga kecil jumlah laju gas yang diproduksi lebih besar sehingga volume net oil yang didapatkan akan lebih sedikit. Oleh karena itu pada tekanan 57,02 psi pada PSD 1950 ft, gas yang terbebas lebih sedikit jika dibandingkan PIP pada PSD lainya. Tabel.IV.4. Hasil Pemilihan Pump Setting Depth ( PSD ) Optimum
pada Sumur P-346 Sumur
P-346
Pompa
IND 675/49 Hz
PSDexisting
PSD Opt
Q
EP
ft
Ft
bfpd
(%)
1969,64
1950
383,75
52,12
Stages
97
4.2.2. Pump Setting Depth Tetap Dengan Tipe dan Jumlah Stage Berubah
Merupakan evaluasi dengan mengubah-ubah jumlah tingkat (stage) dan tipe pompa pada Pump Setting Depth tetap. Untuk meningkatkan efisiensi pengangkatan dilakukan evaluasi jumlah tingkat pompa dan mengganti tipe pompa yang sesuai dengan ukuran casing dan laju produksi yang diinginkan. Data-data pendukung : •
Water-Cut
=
90,4
%
•
Laju Alir Minyak(Qo)
=
29,2
BOPD
•
Laju Alir total (QL)
=
305,5
BFPD
•
Water Specific Gravity (SGw)
=
0,904
•
Oil Specific Gravity (SGo)
=
0,076
•
API Gravity
=
47 0
•
Tekanan Statis (Ps)
=
243,084
Psi
•
Tekanan Alir Dasar Sumur (Pwf)
=
122,3
Psi
•
Tekanan Tubing
=
9,94
Psi
•
ID Tubing
=
1,995
inch
•
Kedalaman Sumur
TVD =
2138,56
ft
•
Mid Perforasi (Datum)
TVD =
2000,8
ft
•
Pump Setting Depth (PSD) TVD =
1969,64
ft
Adapun langkah-langkah perhitungan untuk menentukan jumlah stage pompa yang sesuai pada PSD dan pompa tetap untuk sumur P-346, berikut perhitungannya :
1. Menggunakan tipe pompa IND 750/49 Hz,dari performance curve ESP IND750 / 49 Hz didapatkan : • Batas bawah kapasitas produksi yang direkomendasikan : 327 BPD •
Batas atas kapasitas produksi yang direkomendasikan
: 776 BPD
2. Menghitung ρfsc dan γfsc ρfsc = 350 WC γwsc + 350 (1-WC) γosc = (350 x 0,904x 0.904) + (350 (1 – 0,931) x 0,076) = 288,58 lb/STB γwsc = (ρfsc/350) = (288,58 / 350) =0,82 3. Misalkan asumsi laju produksi 245 bfpd dan pwf 150 psi, maka prosedur perhitungannya sebagai berikut :
a. Menentukan Head per Stage(h) dari Pump Performance Curve ESP IND 750 40 Hz diperoleh harga = 20,16 ft/stage. b. Menentukan tekanan discharge (P2) D
= Dmidfer – (Pwf/Gf) = 2000,8 – (150/0.424) = 1647,32
P2
= 100 + (D x Gf) = 100 + (1647,32 x 0,424) = 799,05 Psi
c. Mengasumsikan jumlah tingkat pompa yang bervariasi ( misal 60, 70, 80, 95, 100, 110 dan 120 stage) untuk tiap-tiap jumlah stage dihitung tekanan intake-nya (P3). Misalkan diambil asumsi jumlah stages adalah 85 maka : P3
ρ fsc xh = P2 - St 808,3141 = 799,05 - ((288,58 x 20,16)/808,3141) x 85 = 187,27 Psi
4.
Dengan langkah perhitungan yang sama, tekanan intake untuk asumsi laju produksi dan jumlah stage lainnya ditunjukkan dalam Tabel IV.4. Berdasarkan tabel tersebut
kemudian dibuat grafik tekanan intake pompa (P3) untuk masing-masing stage pompa dengan skala yang sama pada kurva IPR sumur P.346 yang telah dibuat sebelumnya.
Tabel.IV-5. Hasil Perhitungan Tekanan Intake Pompa IND-750 49 Hz Pada Sumur P-346 QL bfpd
P2 psi
P3
Head/ Stages
70
80
90
95
100
110
120
175
769,05
261,48
188,97
116,46
80,20
43,95
-28,56
-101,07
20,31
245
799,05
295,23
223,25
151,28
115,29
79,30
7,33
-64,64
20,16
347
849,05
358,97
288,96
218,95
183,95
148,94
78,93
8 92
19,61
412
889,05
406,97
338,10
269,23
234,80
200,37
131,50
62,63
19,29
465
929,05
460,46
393,52
326,58
293,11
259,64
192,70
125,76
18,75
Q=
Gambar 4.2 Hubungan Kurva Intake (P3) vs IPR Pudjo Soekarno Pada Sumur P-346 Dengan Tipe Pompa ESP IND 750-49 Hz
Tabel.IV-6. Hasil Pemilihan Jumlah Stage Pompa Untuk Pump Setting Depth (PSD) Tetap dengan Tipe Pompa dan Jumlah Stage Berubah Sumur
P-346
Pompa
IND 750/49 Hz
Q
EP
bfpd
(%)
347, 55
52,24
Stages
110
Pemilihan laju produksi dilakukan berdasarkan kemampuan reservoir dan target laju produksi sehingga dipilih 110 stages dan laju produksi 347,55 bfpd sehingga tidak terjadi down thrust dan pompa bekerja sesuai dengan kapasitasnya.
4.2.3
Pump Setting Depth (PSD), Tipe dan Jumlah Stage Pompa Berubah
Merupakan evaluasi dengan mengubah-ubah jumlah tingkat (stage) dan tipe pompa dan Pump Setting Depth ( PSD ). Untuk meningkatkan efisiensi pengangkatan dilakukan evaluasi jumlah tingkat pompa dan mengganti tipe pompa yang sesuai dengan ukuran casing dan laju produksi yang diinginkan serta merubah kedalaman Pump Setting Depth ( PSD ). Data-data pendukung : •
Water-Cut
=
90,4
%
•
Laju Alir Minyak(Qo)
=
29,2
BOPD
•
Laju Alir total (QL)
=
305,5
BFPD
•
Water Specific Gravity (SGw)
=
0,904
•
Oil Specific Gravity (SGo)
=
0,076
•
API Gravity
=
47 0
•
Tekanan Statis (Ps)
=
243,084
•
Tekanan Alir Dasar Sumur (Pwf)
=
122,3 Psi
•
Tekanan Tubing
=
9,940
Psi
•
ID Tubing
=
1,995
inch
•
Kedalaman Sumur
TVD =
2138,56
ft
•
Mid Perforasi (Datum)
TVD =
2000,8
ft
•
Pump Setting Depth (PSD) TVD =
1969,46
ft
Psi
Perencanaan Pompa ESP untuk Pump Setting Depth berubah dengan jumlah stages dan tipe pompa berubah,langkah perhitungannya sama seperti perhitungan sebelumnya.Langkah perhitungannya sebagai berikut : 1. Mengasumsikan PSDobs yang berada dalam range PSDmin dan PSDmaks. 2. Memilih tipe pompa yang sesuai dengan produktivitas formasi dan ukuran casing. 3. Menentukan Total Dynamic Head (TDH) dan Head pompa pada PSDobs dengan asumsi laju produksi dan asumsi jumlah stages.
4. Mengulangi langkah 1 sampai 3 untuk PSDobs lainnya. 5. Memilih pompa pada PSDobs yang menghasilkan laju produksi yang berada dalam batas kapasitas pompa yang direkomendasikan dan sesuai dengan produktivitas formasi. Berdasarkan langkah perhitungan diatas,maka dapat dilakukan pemilihan tipe pompa dan perkiraan jumlah stages serta PSDobs-nya,misal : 1. Asumsi PSDobs : 1750 ft,1800 ft,1850 ft,1900 ft,1950 ft 2. Tipe Pompa : ESP IND 750 / 49 Hz 3. Jumlah stages : 70, 80, 90, 95, 100, 11, dan 120 stages. Hasil perhitungan TDH dan Head untuk berbagai jumlah stage pompa ditunjukkan pada tabel 4.6 dan hasil plot kurva TDH vs Head pompa ditunjukkan pada gambar 4.3
Tabel IV.7. Hasil Perhitungan TDH dan Head Pompa IND 7500 / 49 Hz pada PSDobs 1800 ft Q
TDH
Head /stages
Head
IND
1000 /50 Hz
100
70
80
90
95
110
120
11
1408,67 21,33
1493,1
1706,4
1919,7
2026,35 2133 2346,3
2559,6
69
1456,13 20,83
1458,1
1666,4
1874,7
1978,85 2083 2291,3
2499,6
175
1551,94 20,31
1421,7
1624,8
1827,9
1929,45 2031 2234,1
2437,2
245
1624,28 20,16
1411,2
1612,8
1814,4
1915,2
2016 2217,6
2419,2
347
1745,29 19,61
1372,7
1568,8
1764,9
1862,95 1961 2157,1
2353,2
412
1842,07 19,29
1350,3
1543,2
1736,1
1832,55 1929 2121,9
2314,8
465
1938,64 18,75
1312,5
1500
1687,5
1781,25 1875 2062,5
2250
489
1986,90 18,44
1290,8
1475,2
1659,6
1751,8
2212,8
1844 2028,4
Gambar 4.3 Kurva plot TDH vs Head pada PSDobs 1800 ft dengan pompa IND 750/49 HZ Titik perpotongan dari kedua kurva terjadi dari gambar tersebut pada harga laju produksi sebesar 406 BPD pada jumlah stages 95 dengan effisiensi pompa sebesar 54,67 %.
BAB V PEMBAHASAN
5.1. Evaluasi Electric Submersible Pump Terpasang Sumur P-346 Lapangan Rantau Evaluasi terhadap ESP sangat penting dilakukan agar dapat mengetahui apakah pompa yang terpasang dapat beroperasi sesuai dengan yang diharapkan, yang mana hasil dari evaluasi tersebut dapat digunakan untuk perencanaan lebih lanjut dengan tujuan untuk meningkatkan dan laju produksi. Optimasi yang dilakukan hanya terbatas pada pompa yang saat ini terpasang pada sumur P-346 karena optimasi pada pompa terpasang lebih effisien dan menyingkat waktu. Dari evaluasi sumur P-346 yang menggunakan pompa terpasang tipe ESP IND-675/49 Hz 97 stage dengan kedalaman Pump Setting Depth (PSD) 1969,64 ft dan Total Dynamic Head (TDH) sebesar 1751,285 ft dan menghasilkan laju produksi sebesar 305,5 BFPD dengan besar laju produksi teoritis sebesar 437,5 BFPD sehingga diperoleh efisiensi volumetris sebesar 69,83 % dan efisiensi pompa 46,25 %, maka untuk itu sumur P-346 perlu dilakukan optimasi karena laju produksi aktualnya berada dibatas bawah kemampuan pompa yang terpasang sehingga pompa akan mengalami kerusakan serta optimasi untuk meningkatkan laju produksi sesuai dengan yang diharapkan. 5.2. Perencanaan Ulang Electric Submersible Pump Terpasang Sumur P-346 di Lapangan Rantau Optimasi suatu unit pompa benam listrik dibagi menjadi tiga cara. Pertama dilakukan optimasi terhadap pompa benam listrik dengan mengevaluasi dan merubah PSD,tipe pompa dan stage pompa tetap, yang kedua optimasi pompa benam listrik untuk PSD tetap dengan tipe dan jumlah stage berubah, dan yang ketiga optimasi pompa benam listrik untuk PSD, jumlah stage dan tipe pompa berubah.
5.2.1. Pump Setting Depth ( PSD ) Berubah, dengan Tipe Pompa dan Jumlah Stage Pompa Tetap. Desain ulang yang pertama yaitu dengan mengubah PSD, tipe dan stage pompa tetap. Optimasi Pump Setting Depth (PSD) dilakukan dengan mengubahubah kedalaman dari PSD minimum sampai dengan PSD maksimum dimana pada evaluasi tersebut menggunakan tipe dan stage pompa yang terpasang di sumur P346 yaitu dengan menggunakan pompa IND-675 49 Hz 97 stages. Kemudian menghitung TDH dari tiap tiap asumsi laju produksi dan menentukan Head berdasarkan pembacaan pada Pump Performance Curve untuk pompa IND-675 49 Hz. Setelah itu dibuat grafik hubungan asumsi untuk pada berbagai asumsi harga PSD dengan berbagai asumsi laju produksi versus Total Dynamic Head dan Grafik hubungan antara asumsi laju produksi versus Head pada skala grafik. Hasil pemilihan Perkiraan PSD observasi yang menghasilkan laju produksi optimum untuk sumur P-346. Pada desain ini, diperoleh laju alir optimum sebesar 383,75 BFPD pada Pump Setting Depth (PSD) 1950 ft dengan efisiensi pompa 52,12%, sehingga mengalami peningkatan sebesar 5,87 % dari efisiensi pompa terpasang. 5.2.2. Pump Setting Depth ( PSD ) Tetap dengan Tipe Pompa dan Stage Pompa Berubah.
Metode optimasi dengan mengubah-ubah jumlah tingkat (stage) dan tipe pompa pada Pump Setting Depth tetap. Pada awalnya sumur P-346 menggunakan pompa IND-675 dengan jumlah stages 97 pada PSD 1969,44. Untuk meningkatkan laju produksi perlu dilakukan perubahan pada tipe pompa dan jumlah stage. Perubahan tipe pompa menggunakan tipe pompa IND 750/49 Hz dengan mempertimbangkan kapasitas produksi pompa yang direkomendasikan. Dengan mengasumsikan laju produksi sebesar 245 bfpd dan pwf 150 psi, kemudian dilakukan perhitungan Head per Stage(h) dari Pump Performance Curve ESP IND 750 49 Hz , tekanan discharge (P2), dan tekanan intake-nya (P3) setelah mengasumsikan jumlah tingkat pompa yang bervariasi untuk tiap-tiap jumlah
stage. Kemudian dibuat grafik tekanan intake pompa (P3) untuk masing-masing stage pompa dengan skala yang sama pada kurva IPR sumur P-346 yang telah dibuat. Hasil optimasi pada sumur kajian dengan menggunakan metode di atas, dilakukan berdasarkan kemampuan reservoir dan target laju produksi sehingga dipilih 110 stages dan laju produksi 347,55 BFPD dan efisiensi pompa sebesar 52,24 % sehingga mengalami peningkatan efisiensi pompa sebesar 5,59 % dari efisiensi pompa yang terpasang dan pompa bekerja sesuai dengan kapasitasnya.
5.2.3. Pump Setting Depth ( PSD ), Tipe Dan Jumlah Stage Pompa Berubah Metode evaluasi dan optimasi ketiga yang dilakukan adalah dengan mengubah Pump Setting Depth ( PSD ), Tipe Pompa Dan Jumlah Stage. Untuk meningkatkan efisiensi pengangkatan dilakukan optimasi jumlah tingkat pompa dan mengganti tipe pompa yang sesuai dengan ukuran casing dan laju produksi yang diinginkan serta merubah kedalaman Pump Setting Depth ( PSD ). Langkah langkah perhitungan Optimasi Pompa ESP untuk Pump Setting Depth, tipe dan jumlah stage berubah sama seperti sebelumnya. Setelah mengasumsikan PSDobs yang berada dalam range PSDmin dan PSDmaks, dapat ditentukan Total Dynamic Head (TDH) dan Head pompa pada PSDobs dengan asumsi laju produksi dan asumsi jumlah stages. Berdasarkan langkah perhitungan tersebut, maka dapat dilakukan pemilihan tipe pompa dan perkiraan jumlah stages serta PSDobs-nya. Pemilihan tipe pompa pada PSDobs didasarkan laju produksi yang berada dalam batas kapasitas pompa yang direkomendasikan dan sesuai dengan produktivitas formasi. Setelah dibuat plot kurva TDH vs Head pompa, dapat dipilih stage pompa yang optimum dari perpotongan kurva. Hasil optimasi pada sumur P-346 dengan merubah Pump Setting Depth (PSD) pada pompa IND – 675 49 Hz di 1800 ft , diperoleh titik perpotongan dari kedua kurva yaitu pada harga laju produksi sebesar 406 BPD pada jumlah stages 95 dengan effisiensi pompa sebesar 54,67 %, sehingga meningkat 8,42 % dari efisiensi pompa yang terpasang.
BAB VI KESIMPULAN
Dari hasil evaluasi dan optimasi penggunaan Electric Submersible Pump (ESP) pada sumur P-346 di Lapangan Rantau, dapat disimpulkan sebagai berikut : 1. Sumur P-346 menggunakan pompa IND-675/ 49 Hz/ 97 Stage, pada kedalaman Pump Setting Depth (PSD) 1969,64 ft, mempunyai Total Dynamic Head (TDH) sebesar 1751,285 ft, laju produksinya sebesar 305,5 bfpd (qo = 29,2 bopd), laju produksi teoritis 437,5 bfpd, dengan effisiensi volumetris sebesar 69,83% dan efisiensi pompa sebesar 46,25 % sehingga perlu dilakukan optimasi ESP. 2. Dari hasil perhitungan PSD berubah, tipe pompa IND-675/ 49 Hz/ 97 stage, pada sumur P-346 diperoleh PSD observasi yaitu 1950 ft dengan laju produksi sebesar 383,75 bfpd, dengan effisiensi pompa sebesar 52,12 % sehingga mengalami peningkatan efisiensi pompa 5,87 %. 3. Dari hasil perhitungan PSD tetap di 1969,64 ft dan tipe pompa berubah IND750/ 449 Hz dan stage berubah, diperoleh jumlah stage usulan pada sumur P346 sebesar 110 stage. Dengan laju produksi sebesar 347,55 bfpd dengan effisiensi pompa sebesar 52,24 % dan mengalami peningkatan efisiensi sebesar 5,59 %. 4. Dari hasil perhitungan PSD berubah 1800 ft, tipe pompa berubah IND-750 dengan stage berubah 95, diperoleh laju produksi optimum pada sumur P-346 sebesar 406 bfpd dengan effisiensi pompa sebesar 54,67 %. Peningkatan efisiensi pompa dari yang terpasang sebesar 8,42 %. 5. Dari hasil evaluasi dan perencanaan ulang yang dilakukan pada sumur P-346, maka sumur direkomendasikan berubah menggunakan pompa IND-750/ 45 Hz dengan Pump Setting Depth (PSD) berubah di 1800 ft dengan stage 95.Diharapkan akan meningkatkan laju produksi sebesar 406 bfpd dengan effisiensi pompa sebesar 54,67 %.
DAFTAR PUSTAKA 1. Anas Puji Santoso., “Teknik Produksi I”, Diktat Kuliah, Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral, UPN “Veteran” Yogyakarta, 1998. 2. Beggs, H. D., “Production Optimization Using Nodal Analysis”, Oil and Gas Consultant International Inc., Tulsa, Oklahoma, 1991. 3. Brown, E., Kermit, “The Technology of Artificial Lift Method”, Volume I, II dan IV Division of PennWell Publishing Co., Tulsa, Oklahoma, 1984. 4. Mohammad Aries Affandi., “Evaluasi dan Perencanaan Ulang Pompa Benam Listrik Untuk Sumur-Sumur Dengan GLR Tinggi Di Lapangan Atti dan South Zelda Repsol YPF-MAXUS SES ‘’, Tugas Akhir, Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral, UPN “Veteran” Yogyakarta, 2001. 5. Pudjo Sukarno “Production Optimization With Nodal System Analysis”, PT. Indrillco Sakti, Jakarta, 1990. 6. ………………., “Data-data Sumur-sumur di Lapangan Kawengan”, File Room, PT. Pertamina DOH Jabati, Cepu, 2004. 7. ………………., “ Recommended Practice For Sizing and Selection of Electric Submersible Pump Instalations”, Second Edition, 1986. 8. ………………., “Oil Dynamics Incorporated Catalog”, Oil Dynamics Inc., Tulsa, Oklahoma, 1996. 9. ………………., “Quality Submergible Pumps For The Petroleum Industry “, Reda For The Long Run, Reda Pump Company, A Division of TRW Inc., Bartlesville, Oklahoma, 1996. 10. ........................., “SubPUMP Technical Reference”, Dwight’s Software and Consulting. 11. ........................., “Data Lapangan dan Produksi”, UEP – I Pangkalan Brandan, Februari, 2009.
Penyusunan Plan of Development (POD) 12. ........................., Full Scale Waterflood Lapisan Z-600 Lapangan Rantau, Region Sumatera, Standart Chartered, Jakarta, 2011
