EVALUASI DAN PERENCANAAN ULANG ELECTRIC

SUBMERSIBLE PUMP (ESP)

PADA SUMUR “X” LAPANGAN “Y”

SKRIPSI

Oleh :

113040065/ TM SATYA WICAKSANA

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 :

113040065 / TM

SATYA WICAKSANA

Disetujui untuk :

Fakultas Teknologi Mineral Jurusan

Teknik Perminyakan UPN”Veteran”

Yogyakarta Oleh :

Pembimbing I Pembimbing II

Ir. Djoko Askeyanto, MS. 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 kira-

kira 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 …………………………………………………………………

4.5 Hasil Perhitungan Tekanan Intake Pompa IND-750 49 Hz Pada Sumur

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 lapisan-

lapisan 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)

Stuktur ini terletak di sebalah barat Kuala Simpang, mempunyai bentuk

struktur antiklin dengan kedalaman hidrokarbon antara 240-950 m.

Struktur Rantau

b)

Struktur ini terletak di sebelah Utara Kuala Dalam, mempunyai bentuk

struktur antiklin dengan kedalaman hidrokarbon antara 1030-1230 m.

Stuktur Serang Jaya

c)

Struktur ini terletak di sebelah Barat Serang Jaya, mempunyai bentuk

struktur antiklin dengan kedalaman hidrokarbon antara 1330-1340 m.

Struktur Kuala Simpang

d)

Struktur ini terletak pada formasi keutapang, mempunyai bentuk struktur

antiklin dengan kedalaman hidrokarbon antara 600-1050 m.

Struktur Kuala Simpang Barat

e)

Struktur ini terletak diantara struktur sungai Buluh dan struktur Serang

Jaya, lapisan hidrokarbon terdapat pada formasi Keutapang.

Struktur Kuala Dalam

f)

Struktur ini menghasilkan Minyak pada formasi Keutapang, bentuk

struktur antiklin dengan kedalaman lapisan antara 1090-1250 m.

Struktur Sungai Buluh

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 Oil Producer

Suspended

Shut-In

Well Injector

Suspended Jumlah

A1 2 2 17 2 2 25 A2 1 1 8 1 3 14 B 1 16 17 C1 2 2 16 3 23 C2 2 16 1 13 32 D1 1 11 6 18 D2 1 16 8 25 D3 1 1 14 5 21 D4 4 20 10 34 E1 1 8 9 E2 1 1 2

Jumlah 8 15 143 7 47 220

Peta Lapangan Rantau Status @ Februari 2011:

Gambar 2.4. Peta Lapangan Rantau12)

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 :

)P(PqJPI

wfs −== STB/Day/Psi ........................................................... (3-1)

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.

dPwf

dqPI = ........................................................................................... (3-2)

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 :

dLdPk

Aqv

µ−== .................................................................................... (3-3)

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 :

( )

( )rwreBPwfPehk

qOo

oO / ln

007082,0

µ−

= ............................................................ (3-4)

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 :

2

max,

8,02,01

−

−=

r

wf

r

wf

t

t

PP

PP

qq ........................................................ (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 :

2

Pr8,0

Pr2,01

max

−

−=

PwfPwfQ

q

Langkah 4.

Untuk membuat kurva IPR, anggap beberapa harga Pwf dan menghitung harga

Qo, yaitu :

Qo = Qomax

−

−

2

8,02,01Ps

PwfPs

Pwf

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 :

2

PrPwf2A

PrPwf1AAo

maxqt,qo

+

+= ............................................ (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 III-

1, sebagai berikut:

Tabel III-1

Konstanta Cn untuk masing-masing An1)

An Co C1 C2

Ao

A1

A2

0,980321

-0,414360

-0,564870

-0,115661.10-1

0,392799.10-2

0,762080.10-2

0,179050.10-4

0,237075.10-5

-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 ;

( )rwfRWF

PPPExpPPPWC

WC /@ 21 ×=

= .................................................. (3-8)

dimana P1 dan P2 tergantung dari harga water cut. Dari hasil analisis regresi

menghasilkan persamaan berikut :

)ln(16062071 WCP −= ........................................................................ (3-9)

)ln(110604,0517792,02 WCP ×+−= ............................................... (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 :

QoWC100

WCQw ×

−= ........................................................ (3-11)

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.

eldL

dPdLdP

=

+

accf dLdP

dLdP

+

.................................................... (3-12)

dLgVdP

dgVf

gcg

dLdP

cc

ρρφρ ++=

2sin

2

................................................... (3-13)

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 :

h = fgd

Lv2

2

⋅ ......................................................................................... (3-14)

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 :

hf = 2,0830

8655,4

85,185,1 )3.34/(100ID

QC

................................................... (3-15)

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 4400-

4800 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) = V

q fscsc

×

×

350ρ

...............................................................................(3-21)

Mensubtitusikan Persamaan (3-21) kedalam Persamaan (3-19) didapatkan

persamaan sebagai berikut :

Gf = V

q fscsc ρ×

350433,0 .................................................................(3-22)

ρfsc adalah berat 1 bbl cairan ditambah gas yang terpompakan (per bbl cairan)

pada kondisi standart.

ρfsc = (350(WC)τWSC) + [350 (1- WC)τoSC] + (GIP)(GLR) ρgsc.....(3-23)

dengan memasukkan Persamaan (3-23) ke Persamaan (3-19) menghasilkan

persamaan :

d (St) = dPVh

Vqsc fsc )(433,0

350

×× ρ.................................................(3-24)

Jumlah stage total dari pompa didapat dengan mengintegrasikan

persamaan diatas antara tekanan intake (P3) dan tekanan discharge (P2):

∫2

3

P

P

d (St)= dPVh

Vqsc

P

Pfsc )(433,0350 2

3∫

×× ρ..........................................(3-

25)

atau

St = dPVh

Vfscqsc

P

P )(3141.808 2

3∫

× ρ

........................................................(3-26)

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

d (HP) = dPVhVhp

)()(

433,01

................................................................(3-28)

Total horse power (Hp) yang diperlukan, diperoleh dengan

mengintegrasikan persamaan diatas antara tekanan intake (P3) dann tekanan

dicharge (P2):

∫2

3

P

P

d (HP) = dPVhVhpP

P )()(

433,01 2

3∫

......................................................(3-29)

atau

HP = dPVhVhpP

P )()(

433,01 2

3∫

...........................................................(3-30)

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 :

)(3141,80832 PP

hxS

fsct −

=

ρ...................................................................(3-31)

Atau harga tekanan intake (P3) dapat ditulis :

tfsc S

xhPP

−=

3141,80823

ρ.......................................................................(3-32)

Sedangkan untuk Persamaan (3-30) bila diintegrasikan menjadi :

)(433,01

32 PPh

hpHP −

= ..................................................................(3-33)

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 :

feetGfPc

GfPsDSFL perfmid ,

+−= .......................................................(3-35)

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 :

feetGfPc

GfPwfDWFL midperf ,

+−= …………………………………(3-36)

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 = ρ

P×144 .................................................................................(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 bersama-

sama 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 + feetGfP

GfPb ,+ .........................................................(3-38)

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 :

feetGfPc

GfPbDPSD ,max

−−= ..........................................................(3-39)

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 + f

c

GPPIP − ................................(3-40)

Untuk casing head terbuka, maka :

Kedalaman pompa optimum = WFL + f

atm

GPPIP − .............................(3-41)

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 = +∫ GfVh

VqA Pb

Psc )(3

GfVh

VqA P

Pbsc )(

2

∫ ........................................(3-42)

Dimana :

A = 808,3141 / ρfsc

Dengan melakukan integrasi numerik, Persamaan (3-42) dapat ditulis

dalam bentuk sederhana :

Sti = )(1

Stii

n∆∑

=................................................................................(3-43)

dimana:

Sti = ihiV

qPAn

i sc∑=

∆

1

3. ......................................................................(3-44)

Untuk mendapatkan tekanan intake P3.1 maka :

St1 = ΔSt1 = ihiV

qPA

sc

∆ 3. ................................................................(3-45)

Untuk mendapatkan P3.2 maka :

St2 = ΔSt1 + ΔSt2 =

+

∆

2

2

1

13.hV

hV

qPA

sc

.......................................(3-46)

Untuk mendapatkan P3.n maka :

St2 = ΔSt1 + ΔSt2+............+ ΔStn =

+++

∆

n

n

sc hV

hV

hV

qPA .....

2

2

1

13 …...... (3-47)

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 :

HPi = i

in

i hphP

∆∑= 433,0

3

1

..................................................................(3-48)

Δ(HP)I =i

i

hphP

∆433,0

3 .........................................................................(3-49)

Maka Persamaan (3-29) dapat ditulis kembali menjadi :

HP1 = i

n

iHP)(

1∆∑

=

...........................................................................(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 = KVAVs ,1000

73,1Im×× .......................................................................(3-53)

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)

1. SFL = Dmidfer -

−

GfPc

GfPs

Ps = (Dmidfer - SFL) × Gf

= (2000,8 - 1427,489) × 0,424

= 243,084 Psi

2. WFL = Dmidfer -

−

GfPc

GfPwf

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) = StagesTDH

= 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

% Efisiensi Volumetris (EV) = %100xQQ

ltheoritica

oactual

= (305,5/437,5)x 100%

= 69,83 %

Tabel.IV-1. Hasil Perhitungan Persentase Efisiensi Volumetris (% EV)

Sumur P-346

Pompa

Terpasang

Jumlah

Stage

Pwf

(Psi)

TDH

(feet)

Head/

Stage

Qaktual

(BPD)

Qteoritis

(BPD)

EV

%

EP

%

IND-675 97 122,3 1751,285 18,054 305,5 412,5 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 P-

346 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 + GfPc

= 1712,357 + (0/0,424)

= 1712,357 ft

PSD max = D - GfPc

= 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 :

Friction Loss (F) = 8655,4

85,185,1

3,34100083,2

ID

QtC

Friction Loss = 1,96 ft per 1000 ft

Tubing Friction Loss (HF)

Tubing Friction Loss = Friction Loss x PSD

= ft

ftftX1000

180096,1

= 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

Q Bpd

1800 ft

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 Pompa Stage PIP, psi Q, bfpd 1750 IND 675, 49 Hz 97 -4,76 380,60 1800 IND 675, 49 Hz 97 -5,28 381,17 1850 IND 675, 49 Hz 97 15,21 382,65 1900 IND 675, 49 Hz 97 35.93 383,45 1950 IND 675, 49 Hz 97 57,02 383,75

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 Pompa Stages PSDexisting

ft

PSD Opt

Ft

Q

bfpd

EP

(%)

P-346 IND 675/49 Hz 97 1969,64 1950 383,75 52,12

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 = P2 - Stxhfsc

3141,808

ρ

= 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/

70 80 90 95

100

110

120

Stages

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

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 Pompa Stages Q

bfpd

EP

(%)

P-346 IND 750/49 Hz 110 347, 55 52,24

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.

Q =

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 Psi

• 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

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

70 80 90 95 100 110 120

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 1844 2028,4 2212,8

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 mengubah-

ubah kedalaman dari PSD minimum sampai dengan PSD maksimum dimana pada

evaluasi tersebut menggunakan tipe dan stage pompa yang terpasang di sumur P-

346 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 IND-

750/ 449 Hz dan stage berubah, diperoleh jumlah stage usulan pada sumur P-

346 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.

12. ........................., Penyusunan Plan of Development (POD)

Full Scale Waterflood Lapisan Z-600 Lapangan Rantau, Region Sumatera, Standart Chartered, Jakarta, 2011