Working F luid Level/Operating F luid Level (WF L, ft)

A.Static F luid Level

B. Working F luid Level/Operating F luid Level (WF L, 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 :

= _midperf − Pwf + , eet ……… - )

Gf Gf

Dimana :

SFL = Statik Fuid Lefel, ft WFL = Working Fluid Level. Ft Ps = Tekanan Statik, psi

Pwf = Tekanan Alir dasar sumur, psi q = Rate prouksi, B/D

D = kedalaman sumur, ft Pc = Tekanan di casing, psi

Suction head adalah silinder atau torak yang semula berada dipermukaan cairan (dalam bak) air akan naik mengikuti torak sampai pada mencapai ketinggian Hs, dimana : Hs = ^{144 × P ...} (3-37) ρ Dimana: Hs = suction head, ft

P = tekanan permukaan cairan, psi Ρ= densittas fluida, lb/cuft

D. Kavitasi dan Net Positive Suction Head (NPH S)

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 s uatu 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

PSDmin = WFL +^Pb + P

, feet ... (3-38) Gf Gf

3.3.3.2.2. Pump Setting Depth Maksimum

Merupakan keadaan yang ditunjukkan oleh Gambar 3.13B . (Posisi maksimum) juga kedudukan yang kurang menguntungkan. Keadaan ini memungkinkan terjadinya overload, yaitu pengangkatan beban kolom fluida yang terlalu berat. PSD maksimum dapat didefinisikan :

−

Pc (3-39)

PSD_{max =} D−

, feet ...

Gambar 3.13. Berbagai Posisi Pompa Pada Kedalaman Sumur

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

pada permukaan dari fluida di annulus. Kejadian ini mempengaruhi besarnya suction head pompa

Untuk casing head tertutup, maka :

Kedalaman pompa optimum = WFL + ^PIP− P c

...

(3-40) G_f

Untuk casing head terbuka, maka :

Kedalaman pompa optimum = WFL + ^PIP

−

_P_atm

...(3-41) G_f

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 :

A

Pb V

A

P 2 V St =

q

P 3 Gf + Pb Gf ... (3-42) sc h(V)

q

sc h(V) Dimana : A = 808,3141 / ρfsc

Dengan melakukan integrasi numerik, Persamaan (3-42) dapat ditulis dalam bentuk sederhana : Sti n ... (3-43) =

∑ ∆

(Sti) i=1 dimana: n A.∆ P ₃ Sti =∑ Vi ...(3-44)

q

sc 1=i hi

Untuk mendapatkan tekanan intake P3.1 maka :

A.∆ P ₃

St1 = St1 = ^Vi ...(3-45)

q

Untuk mendapatkan P3.2 maka : A.

∆

_P V V St2 3 1 2 = St1 + St2 =

q

sc + ... (3-46) h1 h2

Untuk mendapatkan P3.n maka :

∆

_P V V

St2 = St1 3 1 + 2

+ St2+...+ St n =

q

sc h1 h2

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 :

∆

P hp i = 3 ... -0,433 i=1 hi

∆

P hp i (HP)I = 3 . .. .. .. ... ... .. .. ... .. ... .. .. .. .. ... . (3-49) 0,433 hi

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

HP1 =

∑

∆

( HP )_i ... .. .. .. ... .. .. .. .. ... .. .. .. .. ... .. .. .. (3-50) Pemilihan motor baik single motor maupun tandem didasarkan pada tabel yang di sediakan oleh pabrik pembuatnya terlampir. Besarnya horse power yang dibutuhkan motor pada hasil perhitungan tidak tersedia dalam tabel, maka dipilih motor yang memiliki horse power lebih besar yang mendekati.

3.3.3.6. Pemilihan Switchboard dan Transformer

Menentukan switchboard yang akan dipakai perlu diketahui terlebih dahulu berapa besarnya voltage yang akan bekerja pada switchboard tersebut. Besarnya

tegangan yang bekerja dapat dihitung dari persamaan berikut ini :

Keterangan :

Vs = surface voltage, Volt Vm = motor voltage, volt Vc = correction voltage, volt L = Panjang kabel, ft

Voltage drop = kehilangan voltage, volt/100.

Menentukan besarnya tegangan transformer yang diperlukan dihitung dengan persamaan berikut :

T = Vs ×^Im^×^1,73, KVA ... (3-53) 1000

Keterangan :

T = ukuran transformer, KVA Vs = Surface voltage, volt Im = Ampere motor, ampere.

BAB IV

EVALUASI DAN PERENCANAAN ULANG

E LE CTRI C SUBMER SIBL E 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

= 0,076

3. SG Fluida Campuran = SG air + SG minyak = 0,904 + 0,076

= 0,980

4. Gradient Fluida (Gf) = SG Fluida Campuran x 0,433 Psi/ft

= 0,980 x 0,433 Psi/ft = 0,424 Psi/ft

4.1.2. Penentuan Tekanan Reservoir (Pr) dan Tekanan Alir Dasar Sumur (Pwf) Ps Pc 1. SFL = Dmidfer - − Gf Gf Ps = (Dmidfer - SFL) × Gf = (2000,8 - 1427,489) × 0,424 = 243,084 Psi Pwf Pc 2. WFL = Dmidfer - − Gf Gf Pwf = (Dmidfer – WFL) × Gf = (2000,8 – 1712,357) × 0,424 = 122,30 Psi

4.1.3. Penentuan

Pump I ntake Pr essure

(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

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)

= 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)

= 9,94 psi/ 0,424 psi/ft = 23,424 ft

5. Menentukan Total Dynamic Head (TDH) Total Dynamic Head (TDH) = HD + HF + HT

= 1712,597 + 15,164 + 23,424 = 1751,285 ft

4.1.5. Penentuan Efisiensi Volumetris (%EV)

1. Menentukan Head per stage, (ft/stage) dengan persamaan :

Head per Stage (feet/stage) =

TDH

Stages

= 1751,285/ 97 = 18,054 ft /stage

2. Berdasarkan Head per stage sebesar 18,054 ft/stage, maka dari lampiran D.1. Grafik Performance Curve untuk tipe ESP

IND-675 49 Hz diperoleh harga laju fluida ( Q theoritical ) sebesar 437,5 B/D.

3. Menentukan persentase efisiensi volumetris

oactual

s ens o umetr s =Q x

theoritical

= (305,5/437,5)x 100% = 69,83 %

Pompa Jumlah Pwf TDH Head/ Qaktual Qteoritis EV EP Terpasang Stage (Psi) (feet) Stage (BPD) (BPD) % % IND-675 97 122,3 1751,285 18,054 305,5 412,5 69,83 46,25

Tabel.IV-1. Hasil Perhitungan Persentase Efisiensi Volumetris (% EV) Sumur P-346

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

E lectric 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

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 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 = 47⁰

•

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.

= 1712,357 + (0/0,424) = 1712,357 ft PSD max = D - ^Pc Gf = 2000,8 – (0/0.424) = 2000,8 ft

2. Menentukan PSD asumsi (PSDmin < PSDobs < PSD maks)

Total Dynamic Head (TDH) ditentukan berdasarkan PSD asumsi, dengan PSD min 1712,357 ft dan PSD maks 2000,8 ft, dimana untuk evaluasi ini PSD asumsi berkisar dari 1750 ft sampai 1950 ft.

3. Menghitung Pump Intake Pressure (PIP), dengan langkah-langkah perhitungan sebagai berikut :

a. Menghitung tekanan alir dasar sumur (Pwf) pada Qasumsi 245 bpd, pada PSD 1800 ft dengan metode IPR Pudjo Soekarno

adalah 150 Psi

b. Perbedaan Kedalaman = Mid Perforasi – Pump Setting Depth = 2000,8 – 1800

= 200,8 ft

c. Perbedaan Tekanan = Perbedaan Kedalaman x Gf

= 200,8 x 0,424 = 85,21 Psi

d. Pump Intake Pressure = Pwf – Perbedaan Tekanan = 150 – 85,21

= 64,79 Psi 4. Penentuan Total Dynamic Head (TDH)

1. Menentukan Fluid Over Pump (FOP) Fluid Over Pump (FOP) = PIP/Gf

= 64,79 /0,424 = 152,68 ft

2. Menentukan Vertikal Lift (HD)

Vertical Lift (HD) = Pump Setting Depth (TVD) – FOP

= 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 :

1001,85 Qt 1,85 2,083

C 34,3

Friction Loss (F) =

ID

4,8655

Friction Loss = 1,96 ft per 1000 ft Tubing Friction Loss (HF)

Tubing Friction Loss = Friction Loss x PSD

=

1,96 ftX 1800 ft 1000 ft = 3,53 ft 4. Menentukan Tubing Head (HT)

Tubing Head (HT) = Tubing Pressure (psi)/ Gf (psi/ft)

= 9,94 psi/ 0,424 psi/ft = 23,42 ft

5. Menentukan Total Dynamic Head (TDH) Total Dynamic Head (TDH) = HD + HF + HT

= 1647,32 + 3,53 + 23,42 = 1674,28 ft

6. Menentukan head sebagai berikut :

Berdasarkan pembacaan pada Pump Performance Curve Lampiran A.6 untuk pompa IND-675 49 Hz dengan laju produksi 245 bfpd diperoleh head sebesar 19,7 ft/stage.

Perhitungan Total Dynamic Head (TDH) untuk Qasumsi yang lain dapat dilakukan dengan cara yang sama, dimana hasil perhitungannya ditunjukkan dalam Tabel IV.2 di bawah ini. Perhitungan yang lain dapat dilihat pada Tabel IV.3.

1800 ft Q

Perbedaan Perbedaan PIP FOP HF TDH Head

Bpd

Kedalaman Tekanan Psi ft ft ft 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

Tabel.IV-2. Hasil Perhitungan TDH dan Head Pada PSD 1800 ft

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

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

Tabel.IV-3. Laju Produksi pada Berbagai PSD dengan 97 stage

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.

PSDexisting PSD Opt Q EP Sumur Pompa Stages

ft Ft bfpd (%)

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

Tabel 4.4. Hasil pemilihan pump setting depth (PSD) Optimum pada sumur

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

•

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)

= 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 :

ρ_fsc xh

P3 = P2 - St

808,3141

= 799,05 - ((288,58 x 20,16)/808,3141) x 85 = 187,27 Psi

4. Dengan langkah perhitungan yang sama, tekanan intake untuk asumsi laju produksi dan jumlah stage lainnya ditunjukkan dalam Tabel IV.4. Berdasarkan tabel tersebut kemudian dibuat grafik tekanan intake pompa (P3) untuk masing-masing stage pompa dengan skala yang sama pada kurva IPR sumur P.346 yang telah dibuat sebelumnya.

QL P2 ^P3 ^Head/ bfpd Psi 95 100 110 120 Stages 70 80 90 175 769,05 261,48 188,97 116,46 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

Tabel.IV-5. Hasil Perhitungan Tekanan Intake Pompa IND-750 49 Hz Pada Sumur P-346

Gambar 4.2 Hubungan Kurva Intake (P3) vs IPR Pudjo Soekarno Pada Sumur P-346 Dengan Tipe Pompa ESP IND 750-49 Hz

Q EP

Sumur Pompa Stages

bfpd (%)

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

Tabel.IV-6. Hasil Pemilihan Jumlah Stage Pompa Untuk Pump Setting Depth (PSD) Tetap dengan Tipe Pompa dan Jumlah Stage Berubah.

Pemilihan laju produksi dilakukan berdasarkan kemampuan reservoir dan target laju produksi sehingga dipilih 110 stages dan laju produksi 347,55 bfpd sehingga tidak terjadi down thrust dan pompa bekerja sesuai dengan kapasitasnya.

4.2.3

Pump Setting Depth

(PSD)

,

Tipe dan Jumlah Stage Pompa Berubah Merupakan evaluasi dengan mengubah-ubah jumlah tingkat (stage) dan tipe pompa dan Pump Setting Depth ( PSD ). Untuk meningkatkan efisiensi pengangkatan dilakukan evaluasi jumlah tingkat pompa dan mengganti tipe pompa

yang sesuai dengan ukuran casing dan laju produksi yang diinginkan serta merubah kedalaman Pump Setting Depth ( PSD ).

Data-data pendukung :

•

Water-Cut = 90,4 %

•

Laju Alir Minyak(Qo) = 29,2 BOPD

•

Laju Alir total (QL) = 305,5 BFPD

•

Water Specific Gravity (SGw) = 0,904

•

Oil Specific Gravity (SGo) = 0,076

•

API Gravity = 47 ⁰

•

Tekanan Statis (Ps) = 243,084 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

Q TDH ^Head Head IND 1000 /50 Hz

/stages 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 Tabel IV.7. Hasil Perhitungan TDH dan Head Pompa IND 7500 / 49 Hz pada

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 ters ebut 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

E lectric 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.

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.

Dalam dokumen Tugas Besar Mekflu (Halaman 75-124)