ISSN: Ali Musnal Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Universitas Islam Riau Jalan Kaharuddin Nasution 113 Pekanbaru

Jurnal

aintis

ISSN: 1410-7783

Volume 11 Nomor 2, Oktober 2010, 89-98

Perhitungan Laju Produksi Minyak Optimum Agar Tidak Terjadi Pelepasan Gas dari Minyak dengan Menggunakan Electric Submercible Pump Calculation 0f Rate Optimum Oil Production to Overcome Solution Gas from Oil Using Electric Submercible Pump Ali Musnal Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Universitas Islam Riau Jalan Kaharuddin Nasution 113 Pekanbaru 28284

Abstrak Suatu sumur yang diproduksi akan mengalami penurunan tekanan, sehingga reservoir tidak dapat melakukan pengangkatan fluida secara alami (flowing), maka pengangkatan buatan (artificial lift) dapat diterapkan pada sumur tersebut. Salah satunya dengan menggunakan Elektrical Submersible Pump (ESP).Elektrical Submersible Pump atau yang lebih dikenal dengan pompa listrik bawah permukaan merupakan sebuah rangkaian pompa sentrifugal yang memiliki stage yang digerakkan arus listrik yang mengalir dari permukaan. Jenis pompa ini dapat digunakan pada sumur yang relatif dalam dengan laju produksi 100 sampai 90000 bfpd.Untuk mengoptimalkan pengoperasian pompa ESP ini, maka perlu dilakukan perhitungan, salah satunya yaitu terhadap stages yang digunakan. Pemilihan stages optimum ini dilakukan agar gas tidak terbebaskan dari fluida minyak yang akan diproduksikan. Berdasarkan hasil Penelitian dari data lapangan PT. CPI sumur Denai diperoleh stages optimum 88 dari pompa SN3600, dengan laju produksi sebesar 3100 BFPD. Kata-kata kunci : Laju produksi, stage, pengangkatan buatan.

Abstract A well produced will decrease the pressure, so the reservoir can not do the removal of fluid in nature (flowing well), then the removal of artificial can be applied to the wells. One of them by using electrical submercible pump ( ESP). In optimizing the operation of the ESP pump SN3600 and the rate of production, it is necessary to reevaluation, one that is against the stages are used. Selection of the optimum stages is done so that the fluid which will produce enough of the capacity type pump mounted to the production rate of more optimally. The based on the research from PT.CPI field is Denai well optained optimum stages 88 stages with the desired production rate 3100 BFPD, but for the next production at the well pump can not be used again,because the resulting production rate at the end of the production is bellow the optimum range flow rate pump SN3600. Keywords : production rate, stage, artificial lift

I.

PENDAHULUAN

Electric Submercible Pump (ESP) adalah pompa sentrifugal yang terdiri dari beberapa stage (tingkat)yang dipasang pada poros pompa. Satu stage terdiri dari satu impeller dan satu diffuser. Impeler yang berputar mengangkat fluida, sedangkan diffuser yang diam mengarahkan fluida keatas atau ke impeller tingkat berikut dan seterusnya hingga impeller terakhir. Dalam pemilihan Stage perlu diketahui dasar dari electric submersible pump beserta dengan segala aspeknya yang dapat mempengaruhi dalam pemilihan stage yang memungkinkan agar fluida yang akan diangkat mencukupi dari kapasitas pompa yang dipasang.

J. Saintis, Vol.11 No.2, 2010: 89-98 Pemilhan stage yang optimum merupakan salah satu cara untuk menghasilkan laju aliran yang maksimal dengan mengoptimalkan pemasangan stage yang ideal. Kurva Performance Pompa Untuk menentukan range dari kapasitas pompa, maka dipergunakan suatu kurva yang dinamakan Pump Performance Curve. Selain itu Performance Curve ini dapat juga menentukan kemampuan spesifik dari desain stage pompa.

Gambar 1. Pump performance Curve (Brown KE, 1998)

Data yang dapat ditunjukkan pada kurva pompa adalah : 1. Kapasitas output (BPD) 2. Daya angkat tiap stage (feet atau meter) 3. Daya yang dibutuhkan tiap stage (Hp) 4. Effisiensi pompa Setiap pompa dicantumkan pada bagian atas dari beberapa stage yang dipakai untuk pengujian, tipe dari pompa (kapasitas aliran), seri pompa (menyatakan diameter pompa) dan kecepatan pengujian (frekuensi atau rpm). Head feet per stage Untuk mengetahui head feet of lift per stage maka perlu mengetahui laju aliran, tipe pompa dan frekwensi atau rpm nya. Sumber data dari grafik menunjukkan laju aliran dalam barrel per day (BPD). Data ini merupakan masukan grafik tersebut. Dengan menentukan laju aliran yang diinginkan akan didapat head feet untuk daya angkat 100 stage pada sumbu bagian tegak, harga ini dibagi dengan seratus untuk mendapatkan Head feet of lift per stage. Horse power per stage Cara yang sama seperti di atas digunakan untuk menentukkan horse power per stage yangdiinginkan. Bila laju aliran yang diinginkan diketahui, maka power untuk 100 stage akan didapat pada sumbu tegak kurva, lalu dibagi seratus untuk mendapatkan horse power tiap stage. Effisiensi pompa Dengan test data : output hp pompa Q  TDH  SG (1) Effisiensi pompa   input brake hp 1.35770 Pi

90

Perhitungan Laju Produksi Minyak Optimum: (Ali Musnal)

dimana: Q = Laju produksi, b\d TDH = Total dynamic head, ft PI = Input brake, hp SG = Spesifik gravity cairan (air = 1.0) Harga effisiensi maksimum ini biasanya sekitar 55 % - 75 %. Productivity Index (PI) adalah indeks yang digunakan untuk menyatakan kemampuan dari suatu sumur pada kondisi tertentu, dimana PI juga merupakan perbandingan antara laju produksi yang dihasilkan oleh suatu sumur pada suatu harga tekanan alir dasar sumur dengan pressure draw down (Pr─Pwf). Pernyataan itu dapat ditulis : Q (2) PI  Pr  Pwf Inflow Performance Relationship (IPR) Inflow Performance Relationship (IPR) adalah kelakuan aliran air, minyak, dan gas dari formasi ke dasar sumur yang dipengaruhi oleh Produktivitas index. Untuk membuat grafik IPR diperlukan data laju produksi (qo), tekanan alir dasar sumur (Pwf), yang diperoleh dari uji produksi dan tekanan statik dari uji tekanan. Sementara itu fluida yang mengalir dalam media berpori dapat berupa satu fasa atau lebih, tergantung dari tekanan reservoirnya. Kurva IPR Kombinasi Kurva IPR kombinasi dapat dilihat pada gambar 2.2 dibawah ini, pada gambar dapat dilihat fluida yang mengalir kombinasi yaitu aliran fluida satu fasa dan dua fasa, untuk itu kurva IPR terdiri dari dua bagian,juga : - Bagian kurva yang lurus, untuk kondisi Pr > Pb dan Pwf  Pb. - Bagian kurva yang lengkung, untuk kondisi Pwf < Pb. Pembuatan kurva IPR untuk dua hal diatas tergantung kepada Pwf tes, lebih besar atau lebih kecil dari Pb. Pada bagian garis IPR yang lengkung (Pwf < Pb) berlaku hubungan sebagai berikut: Untuk Pwf < Pb Q  Q b  Q max

Q

max

 Qb 

2   Pwf   Pwf   - Qb  1 - 0.2   - 0.8     Pb   Pb   

PI . Pb 1.8

dimana :

Qb  PIPr - Pb untuk Pwf > Pb

91

J. Saintis, Vol.11 No.2, 2010: 89-98

Gambar 2. Kurva IPR Kombinasi (Brown KE, 1998)

Dasar-dasar perhitungan Sebelum dilakukan pemasangan pompa terlebih dahulu dilakukan pengukuran terhadap besarnya kapasitas pompa yang dibutuhkan dengan penentuan parameter-parameter seperti :  Sgmix  Wc * Sgwater  1  wc  * Sgoil  Pr  depth sfl  * Sgmix * 0.433  Pwf  depth  wfl  * Sgmix * 0.433 Q  PI  Pr oduktivityIndeks = Pr  Pwf  Qo  PI Pr Pwf ) Untuk kondisi 2 fasa maka perhitungannya : 2    pwf   pwf   )).8 *   Q = Qb   Q max Qb) * 1  0.2 * (   pb    pb    PI .Pb  Qmax  Qb  1.8 1.852 0.2083 x 100 / C  x Q1.852  x Pump Set /100 Friction loss = f  ID 4.8655 TDH  Total DynamicHead = Wfl  Frictionloss   Pwh    Sgmix * 0.433 

  Pwh  Wfl  TDH  Friction Loss    Sgmix * 0.433   Pwf  0.433 SGmix  PSD  Wfl  Tujuan penelitian ini adalah untuk mengetahui sejauh mana jumlah stages dari (ESP) yang optimum untuk mendapatkan laju produksi, dimana gas tidak terproduksi sehingga pompa dapat bekerja secara efisien. Adapun tujuan dari penulisan ini adalah untuk mengevaluasi pompa ESP yang digunakan pada sumur produksi dan mendapatkan stages optimum yang digunakan pada pompa. 

92

Perhitungan Laju Produksi Minyak Optimum: (Ali Musnal)

II. METODE PENELITIAN Metoda dari Penelitian ini dilakukan dengan menganalisa teori tentang pompa Electrik Submercible Pump yang dikaitkan kurva Inflaw Performance Relationship dan dari kajian teori ini di aplikasikan dilapangan minyak dengan melakukan pengambilan data lapangan, III. HASIL DAN PEMBAHASAN Sumur Denai Data awal produksi tanggal 09 April 2008 :  BFPD = 1864, BOPD = 55, WC = 97,03%, SFL = 651 ft  WFL= 2666 ft, OTP = 165 Psi, PSD = 4719 ft, Pb= 243 psi, oAPI= 33  Pompa yang dipasang SN 3600 / 61 /120HP Dari data test sumur diatas maka perkirakan kinerja aliran fluida dari formasi kedasar sumur (IPR) dari Vogel Kombinasi dengan prosedur sebagai berikut : 141,5 1. SG oil = 131,5  API =

141,5 131,5  33

= 0,86 2. SGmix

= (Wc x Sgwater) + ((1-WC) x Sgoil)

= (0,9703x 1) + ((1 – 0,9703) x 0,86)) = 0,996 3. Pr = 0,433 SGmix   PSD  SFL = 0,433  0,996  4719  651 = 1754 psi 4. Pwf = 0,433  SGmix  PSD  WFL  = 0,433 0,996  4719  2666 = 885 Psi Qf 5. PI  Pr - Pwf 1864 = 1754  885 = 2,15 BFPD/Psi 6. Qb = PI Pr  Pb  = 2,15 1754 243 = 3249 BFPD PI . Pb 7. Q max  q b  1.8 2,15 . 243 = 3249  = 3539 BFPD 1.8 Selanjutnya kita asumsikan berbagai harga Pwf dan hitung laju alir fluida.

93

J. Saintis, Vol.11 No.2, 2010: 89-98 Untuk Pwf < Pb : Q  q b  q

max

2   Pwf   Pwf   - qb  1 - 0.2   - 0.8     Pb   Pb   

Pwf = 200 psi 2   200   200   Q  3249  3539 - 3249 1 - 0.2   - 0.8     243   243    = 3336 BFPD Maka untuk harga Pwf yang lain dapat kita lihat pada tabel berikut :

Tabel 1. Hasil Perhitungan Penentuan Kurva IPR

Pwf ass 1754,06 1600 1400 1200 1000 800 600 400 243 100 0

Qf 0 331 760 1189 1618 2047 2476 2905 3249 3468 3539

Qo 0 20 46 71 97 123 149 174 195 208 225

Qw 0 311 714 1117 1521 1924 2327 2731 3054 3260 3314

IPR

1800 1600 1400

Pwf1200 (psi) 1000 800 600

Qb=3249

400 200 0 0

500

IPR

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Q (bfpd)

Gambar 3. Kurva IPR

Dari kurva IPR untuk sumur Denai diatas, pada saat tekanan buble point (Pb) = 243 psi , laju alir (Qb) berada pada 3249 BDPD. Q pada saat Pb ini disebut juga dengan Q optimum. Dengan jenis pompa yang dipasang, kita lihat apakah stages yang digunakan sudah merupakan stages yang optimum dan laju alir yang dihasilkan pada saat awal produksi sesuai dengan yang diinginkan. Untuk evaluasi lebih lanjut kita tentukan terlebih dahulu laju alir yang diinginkan atau laju alir designnya dengan mengasumsikan beberapa stages yang tersedia dilapangan untuk pompa SN3600. 94

Perhitungan Laju Produksi Minyak Optimum: (Ali Musnal)

ESP Design Pada kasus ini pompa yang digunakan SN3600/61/120HP. Dari data yang diketahui dapat dilakukan perhitungan stages untuk memperoleh stages optimumnya dan laju produksi yang bisa dihasilkan pompa ESP ini. Dari perhitungan Vogel Kombinasi yang digunakan, akan diketahui berapa produksi, tekanan dan WFL yang dihasilkan oleh sumur ini. Untuk itu kita akan mengevaluasi lagi laju produksi yang bisa dihasilkan oleh pompa ESP yang digunakan.  WFL pada Qoptimum adalah : Qoptimum PI  Pr  Pwf 3249 2,15  1754  Pwf

 3249  Pwf = 1754     2,15  = 243 Psi Pwf = KedalamanDatum  WFL   0,433  SGmix 243 = 4719 WFL  0,433 0,996   243 WFL = 4719     0,433  0,996  = 4155,55 ft









3249 BFPD x (42 gallon/1440 menit) = 94,76 gallon/menit Friction Loss ( f ) 1.852 0.2083 x 100 / C  x Q1.852 PSD f   ID 4.8655 100 1.852 1.852 0.2083 x 100 / 80 x 94,76 4719 f   4.8655 2.992 100 f  328,8 ft OTP Head OTP = 0,433  SGmix 165 = 0,433  0,996 = 382,59 ft Pb 243 FAPmin= = 0.433 x SGmix 0.433 x 0.996 = 563,45 ft Total Dynamic Head Optimum TDH = (WFL) + (Friction loss + OTP head) = 4155,55  328,8  382,59 = 4867 ft PIP  Pc PSDopt = WFL  GF 95

J. Saintis, Vol.11 No.2, 2010: 89-98 Perhitungan Stages Q = 0 dengan 61 stg 1. HEAD = (Head/Stg) x Stg = 64 x 61 = 3904 ft 1.852 0.2083 x 100 / C  x Q1.852 PSD 2. f   ID 4.8655 100 1.852 1.852 0.2083 x 100 / 80 x0 4719 f  x 4.8655 2,992 100 = 0 ft  OTP  3. WFL = HD  Hf     SGmix  0,433 

 165  = 3904  0     0,996  0,433  = 3521,41 ft 4. TDH = WFL+ hf + OTP head = 3521,41 + 0 + 382,59 = 3904 ft 5. PWF = PSD  WFL  SGmix * 0,433 = 4719  3521,41  0.996 * 0,433 = 516,48 Tabel 2. Perhitungan Stages 61 Q (b/d)

Q (gal/min)

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000

14,95 29,9 44,85 59,8 74,75 89,7 104,65 119,6 134,55 149,5 164,45 179,4

HD/STG 64 64 63,8 62,9 61 58,7 55 50 44 35 24 11 0

HD(TDH) 3904 3904 3891,8 3836,9 3721 3580,7 3355 3050 2684 2135 1464 671 0

D 2,992 2,992 2,992 2,992 2,992 2,992 2,992 2,992 2,992 2,992 2,992 2,992 2,992

c 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80

Hf 0,00 10,76 38,83 82,28 140,18 211,91 297,03 395,17 506,04 629,39 765,00 912,68 1072,27

0TP 165 165 165 165 165 165 165 165 165 165 165 165 165

OTP Head 383 383 383 383 383 383 383 383 383 383 383 383 383

sgmix 0,996 0,996 0,996 0,996 0,996 0,996 0,996 0,996 0,996 0,996 0,996 0,996 0,996

WFL 3521 0 3470 3372 3198 2986 2675 2272 1795 1123 316 -624 1455

Pwf 516,48 0 538,49 580,91 655,86 747,30 881,35 1055,21 1260,87 1550,83 1898,70 2304,38 2662,59

Selanjutnya dapat lihat apakah stages 61 yang digunakan pompa SN3600 merupakan stages yang optimum. Untuk lebih jelasnya dapat dihitungan beberapa stages yang tersedia dilapangan untuk pompa SN3600. Pompa yang digunakan pada sumur Denai ini adalah SN3600/61/120HP. Berikut ini adalah tabel hasil beberapa stages yang tersedia dilapangan dan hasil hitungan laju produksi untuk masing masing stages pompa SN3600 :

96

Perhitungan Laju Produksi Minyak Optimum: (Ali Musnal) Tabel 3.

STAGES

Q (bfpd)

61

2260

68

2500

71

2650

88

3100

94

3242

100

3400

dari plot kurva IPR Vs stages seperti yang terlihat pada gambar dibawah ini :

Gambar 4. Kurva Q Vs Stages sumur Denai

Dari gambar diatas plot antara IPR dengan Asumsi beberapa stages terlihat bahwa stages optimum yang dapat adalah stages 88 dengan laju alir yang diinginkan atau Qdesign = 3120 bfpd. Dari hasil perhitungan yang di peroleh diatas pompa SN3600 dengan stages 61 dengan Qdesign 2250 BFPD bisa kita optimalkan lagi produksinya dengan menggunakan stages optimum yaitu dengan stages 88 dengan Qdesign 3100 BFPD. Sumur Denai pada awal produksi menghasilkan laju produksi 1864 BFPD, Dilihat dari laju produksi yang dihasilkan ini berarti pompa SN3600 tidak lagi bekerja pada bekerja range optimum operasi pompa. Dari kurva IPR untuk sumur Denai diatas, pada saat tekanan buble point (Pb) = 243 psi , laju alir (Qb) berada pada 3294 BDPD. Q pada saat Pb ini disebut juga dengan Q optimum. effisiensi pompa pada akhir produksi tanggal 16 Mei 2008 adalah : Qactual Effisiensi Pompaakhir = x100% Qdesign 1922 = x100% 3120 = 61,6%

97

J. Saintis, Vol.11 No.2, 2010: 89-98 Untuk sumur Denai stages 61 yang digunakan pada pompa SN3600 bukan merupakan stages yang optimum dan setelah dilakukan evaluasi dengan perhitungan stages maka diperoleh stages optimum yang dapat digunakan pada pompa ini adalah stages 88 dengan Qdesign = 3100 BFPD. IV. KESIMPULAN Berdasarkan dari hasil penelitian yang penuliskan lakukan dapat disimpulkan sebagai berikut : 1 Beradasarkan hasil perhitungan untuk sumur Denai stages optimum yang dihasilkan pada pompa SN 3600 adalah 88 stages dengan Q = 3100 bfpd. 2 Dengan adanya perubahan stages dari pompa SN 3600 untuk sumur Denai terjadi penambahan laju produksi dari 1864 BFPD menjadi 3100 BFPD. 3 Dari hasil perhitungan kelihatan stages 94 dan 100, menghasilkan laju produksi lebih besar dari laju produksi Qb, dimana akan terjadi pelepasan gas dari oil. 4 Untuk menghindari terjadinya penurunan kinerja pada pompa, stages optimum harus berada dibawah laju alir optimumnya V. DAFTAR PUSTAKA Archer, J.S, Wall, C.G, 1986, Petroleum Enggineering Princlaples and pratices,Page 92-121, Graham and Trotoman Ltd. Ali Musnal, 2003, Teknik Produksi I dan II, UIR, Pekanbaru. Brown K E, 1998, The Technologi of Artificial Lift Methods, Vol 1-4 , penn Weil Publishing Company, Tulsa Oklahoma. Dake, L.P, 1986, Fundamental Of Reservoir Enggenering, Page 103 – 130, Elseiver Scinentfy Publising Co. Fakultas Pasca Sarjana, 1991, Analisa Sistem Nodal untuk Pengangkatan Buatan ( Pompa Suckerod, Pump Sentrifugal, dan Gas Lift, ITB,Bandung. T.e.w. Nind “ Asosoated Professor Departement of Geological Sciences Universitiy of Saskathewan”, McGraw- Hill Book Compony, Newyork sanfransisco Toronto London.” Principles of oil Well Production. Daftar Simbol : Q : Laju produksi, b\d PSD : Pump setting depth TDH : Total dynamic head, ft FAP : Fluid above Pump PI : Input brake, hp HD : Head SG : Spesifik gravity cairan (air = 1.0) HF : Fraction loss PI : Produktivitas Indeks STG : Stage Pwf : Flowing well Pressure(Tekanan Alir dasar sumur) Wfl : Working fluid level Sg mix : Specific gravity mixer Pb : bubble point pressure OTP : Out Tubing Prssure

98