i
PERHITUNGAN PENGGUNAAN PROGRESSIVE CAVITY PUMP PADA SUMUR CKM-01 LAPANGAN BRANTAS
SKRIPSI
Oleh :
Oleh:
PERSADAN CANISIUS KABAN 113.130.138
JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL
UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”
YOGYAKARTA 2019
ii
PERHITUNGAN PENGGUNAAN PROGRESSIVE CAVITY PUMP PADA SUMUR CKM-01 LAPANGAN BRANTAS
SKRIPSI
Oleh :
PERSADAN CANISIUS KABAN 113.130.13
JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL
UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”
YOGYAKARTA 2019
Diajukan guna memenuhi syarat penulisan skripsi untuk meraih gelar Sarjana Teknik di Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Mineral Universitas
Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta
iii
PERHITUNGAN PENGGUNAAN PROGRESSIVE CAVITY PUMP PADA SUMUR CKM-01 LAPANGAN BRANTAS
SKRIPSI
Oleh :
PERSADAN CANISIUS KABAN 113.130.138
Disetujui untuk
Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Mineral
Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta Oleh
Pembimbing I Pembimbing II
Dr. Ir. Dedy Kristanto, MT Ir. Suwardi, MT
iv
HALAMAN PERSEMBAHAN
Tugas akhir ini saya persembahkan untuk:
Orang tua
Everybody who help me mengerjakan skripsi which is sangat berati
Ma friends yang asking me kapan saya wisuda
GOD *put god at the first list*
Siapa saja yang kita kenal mar dorang so lupa deng yang pernah ba singgah di kita pe kontrakan
Sapa sing dak tresnani mugi-mugi berkat.
Naung marhapu leleng I son ujungi aha na au buhai
v
PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH
Saya menyatakan bahwa judul dan keseluruhan isi dari skripsi ini adalah asli karya ilmiah saya dan saya menyatakan bahwa dalam rangka menyusun, berkonsultasi dengan dosen pembimbing hingga menyelesaikan skripsi ini tidak pernah melakukan penjiplakan (plagiasi) terhadap karya orang atau pihak lain baik karya lisan maupun tulisan, baik secara sengaja maupun tidak sengaja.
Saya menyatakan bahwa apabila dikemudian hari terbukti bahwa skripsi saya ini mengandung unsur jiplakan (plagiasi) dari karya orang atau pihak lain, maka sepenuhnya menjadi tanggung jawab saya, diluar tanggung jawab Dosen Pembimbing saya. Oleh karenanya, saya sanggup bertanggung jawab secara hukum dan bersedia dibatalkan/dicabut gelar kesarjanaan saya oleh Otoritas/Rektor Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta.
Yogyakarta, 17 Oktober 2019 Yang menyatakan, Persadan Canisius Kaban
Nomor telepon / HP : 0811.58.1995
Alamat email : persadankaban@gmail.com
Nama dan alamat orang tua : Andreas Kaban dan Magrietha Benedicta Pelealu / Cendrawasih lorong sawerigading 1 No. 25 D. Kecamatan muntikulore, Palu Timur, Sulawesi Tengah.
vi
KATA PENGANTAR
Puji syukur kepada Tuhan Yesus Kristus dan Bunda Maria karena telah memberikan rahmat, karunia, dan kasih-NYA untuk menyusun dan menyelesaikan Skripsi ini yang berjudul “PERHITUNGAN PENGGUNAAN PROGRESSIVE CAVITY PUMP PADA SUMUR CKM-01 LAPANGAN BRANTAS“.
Dalam kesempatan ini Penyusun mengucapkan terima kasih kepada : 1. Dr. M. Irhas Effendi, M.S., selaku Rektor UPN ”Veteran” Yogyakarta.
2. Dr. Ir. Suharsono, MT., selaku Dekan Fakultas Teknologi Mineral UPN
”Veteran” Yogyakarta.
3. Dr. Ir. Drs. H. Herianto ,MT., selaku Ketua Jurusan Teknik Perminyakan UPN ”Veteran” Yogyakarta.
4. Ir. Suwardi, MT selaku Sekretaris Jurusan Teknik Perminyakan UPN
”Veteran” Yogyakarta.
5. Dr. Ir. Dedy Kristanto, MT., selaku Dosen Pembimbing I dalam penulisan kripsi ini.
6. Ir. Suwardi, MT., selaku dosen Pembimbing II dalam penulisan skripsi ini.
7. Semua pihak yang telah membantu penyusunan Skripsi ini.
Saya menyadari sepenuhnya bahwa Skripsi ini masih jauh dari kesempurnaan.
Oleh karena itu segala saran serta kritikan sangat Penyusun harapkan demi perbaikan serta peningkatan mutu selanjutnya. Akhir kata semoga Skripsi ini dapat bermanfaat bagi saya dan semua pihak yang membacanya.
Yogyakarta, 17 Oktober 2019 Penyusun
(Persadan Canisius Kaban)
vii RINGKASAN
Sumur CKM-01 terletak di ketaling timur yang dikelola PT. Pertamina asset 1 jambi. Sumur CKM-01 menggunakan artificial lift Progressive cavity Pump (PCP) yang berkerja pada 125 RPM berproduksi sebesar 565 BFPD dengan water cut (WC) sebesar 96,67% didapat perolehan minyak (qo) sebesar 17,84 BOPD. Berdasarkan analisa potensi sumur yang ditunjukkan oleh IPR didapat laju produksi maksimal (Qmaks) sebesar 580,189 BFPD dengan kondisi Qexisting 536 BFPD sehingga tidak ada problem produktivitas formasi. Berdasarkan pump performance curve PCP 75-750 memiliki kapasitas dalam memproduksikan maksimal sebesar 324 m3/day (1,944 BFPD) pada kecepatan maksimal 400 RPM untuk batasan safety keamanan di lapangan batas kecepatan diantara 100 – 200 RPM.
Langkah-langkah perhitungan dimulai dengan mengumpulkan data komplesi sumur antara lain letak geografis lapangan, kondisi lapangan, kondisi geologi lapangan, stratigrafi lapangan, nama lokasi, nama sumur, daerah/region, stratigrafi sumur, kedalaman sumur, tipe sumur, dan lapisan perforasi. Untuk data produksi antara lain Gross production, Water Cut (WC), Net production, Pressure static, Pwf, Specific Gravity Oil (SG), dan Specific Gravity Water (SGw).
Sedangkan data untuk Progressive Cavity Pump 75-750 yaitu Pump Curve, tipe pompa, dan Pump RPM. Selanjutnya menganalisa produktifitas formasi menggunaan metoda Vogel.
Dari hasil perhitungan sumur CKM-01 yang menggunakan pompa PCP 75-750 didapat efisiensi pompa sebesar 57% saat kondisi optimum efisiensi pompa naik menjadi 62%, perhitungan evaluasi hanya menaikkan letak dari PSD dari sebelumnya 1906,56 ft menjadi 1232,24 ft, untuk menjaga agar life time dari elastomer, rotor dan stator bisa lebih lama dan mengurangi problem yang sedang terjadi yaitu kepasiran. Pompa 75-750 yang digunakan itu berarti angka 75 menunjukkan 75x100 m kedalaman yang dapat dicapai serta angka 750 menunjukkan 750 bbl/rpm/day kapasitas yang dapat diangkat.
viii DAFTAR ISI
Halaman
HALAMAN JUDUL ... i
HALAMAN PENGAJUAN ... ii
HALAMAN PENGESAHAN ... iii
HALAMAN PERSEMBAHAN ... iv
PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH ... v
KATA PENGANTAR ... vi
RINGKASAN ... vii
DAFTAR ISI ... viii
DAFTAR GAMBAR ... x
DAFTAR TABEL ... xi
BAB I. PENDAHULUAN ... 1
1.1. Latar Belakang ... 1
1.2. Rumusan Masalah ... 1
1.3. Maksud dan Tujuan ... 2
1.4. Metodelogi ... 2
1.5. Hasil Yang Diperoleh ... 3
1.6. Sistematika Penulisan... 3
BAB II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN ... 4
2.1. Sejarah Jambi Field ... 4
2.2. Stratigragi Regional ... 5
2.3. Evaluasi Batuan Induk Ketaling Timur... 7
2.4. Penampang Sumur ... 8
2.5. Sejarah Produksi ... 9
BAB III. TEORI DASAR ... 13
3.1. Produktivitas Formasi ... 13
3.1.1. Produktivity Index (PI) ... 13
3.1.2. Inflow Performance Relationship (IPR) ... 14
3.1.2.1. Kurva IPR Dua Fasa Vogel ... 14
3.2. Kelakuan Aliran Fluida dalam Pipa dan Friction loss 17 3.2.1. Sifat Fisik Fluida ... 17
3.2.2. Friction Loss ... 19
ix DAFTAR ISI
(Lanjutan)
Halaman
3.2.3. Tekanan Head dan Gradien Tekanan ... 20
3.3. Progressive Cavity Pump ... 21
3.3.1. Prinsip Kerja Progressive Cavity Pump ... 23
3.3.2. Peralatan Progressive Cavity Pump ... 24
3.3.2.1. Peralatan Atas Permukaan ... 25
3.3.2.2. Peralatan Dibawah Permukaan ... 26
3.3.3. PCP Troubleshooting ... 29
3.3.4. Prosedur Pemilihan Artificial Lift ... 31
3.3.5. Dasar Evaluasi PCP ... 31
3.3.5.1. Perkiraan Pump setting Depth ... 31
3.3.5.2. Pump Setting Depth Minimum ... 32
3.3.5.3. Pump Setting Depth Maximum ... 33
3.3.5.4. Pump Setting Depth Optimum ... 33
3.3.5.5. Submergen ... 34
3.3.5.5. Pump Intake Pressure ... 34
3.3.5.6. Menentukan Total Dynamic Head ... 34
3.3.5.7. Menentukan Efisiensi Pompa ... 35
BAB IV. EVALUASI PROGRESSIVE CAVITY PUMP (PCP) TERPASANG PADA SUMUR CKM-01 LAPANGAN BRANTAS ... 36
4.1. Pompa PCP Terpasang ... 36
4.2. IPR Pudjo Sukarno ... 38
4.3. Penentuan Gradien Fluida ... 40
4.4. Menentukan Pump Intake Pressure ... 41
4.5. Penentuan Total Dynamic Head (TDH) ... 42
4.6. Menganalisa pompa existing dilihat dari efisiensi .... 43
4.7. Menganalisa pompa terpasang dilihat dari pump performance curve ... 44
4.8. Evaluasi Pompa ... 45
BAB V. PEMBAHASAN ... 50
BAB VI. KESIMPULAN ... 52
DAFTAR PUSTAKA ... 53
LAMPIRAN ... 54
x
DAFTAR GAMBAR
Gambar Halaman
1.1. Diagram alir Evaluasi Proggresive Cavity Pump ... xiii
2.1. Lapangan Brantas ... 4
2.2. Stratigrafi Lapangan Jambi. ... 6
2.3. Penampang Sumur CKM-01 . ... 9
2.4. Plot Sejarah Produksi CKM-01 ... 12
3.1. Grafik Friction Loss Hazen-William ... 20
3.2. Instalasi Progressive Cavity Pump ... 23
3.3. Prinsip Kerja PCP ... 24
3.3. Power Unit ... 25
3.4. Drive Head ... 25
3.5. Variable Speed Drive (VSD) . ... 26
3.7. Rod ... 27
3.8. Rotor . ... 27
3.9. Stator ... 28
3.10. Elastomer ... 28
3.11. Tag bar ... 29
3.12. Centralizer ... 29
3.13. Berbagai Posisi Pompa pada Kedalaman Sumur ... 32
4.1. Grafik IPR pada Sumur CKM-01 ... 40
4.2. Pump Performance Curve 75-750 existing ... 44
xi
DAFTAR TABEL
Tabel Halaman
I-1. Sejarah Produksi CKM-01 ... 10
III-1. Konstanta Cn Untuk Masing-masing An ... 15
IV-1. Perolehan Data Sumur CKM-01 Lapangan Brantas ... 37
IV-2. Sumur CKM-01 IPR Pudjo Sukarno... 40
IV-3. Tabel Perbedaan Submergen PSD existing dengan PSD Opt ... 41
IV-4. Tabel Perbedaan Harga PIP ... 42
IV-5. Perbandingan Harga TDH... 43
IV-6. Perbandingan Hasil PCP Existing dan Optimum ... 45
IV-7. Tabel Perbedaan Submergen PSD existing dengan PSD Opt ... 46
IV-8. Tabel Perbedaan Harga PIP ... 46
IV-9. Perbandingan Harga TDH... 48
1 BAB I PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang
Proses produksi merupakan suatu tahapan pengambilan cadangan minyak dan gas dari reservoir. Dalam proses pengambilan cadangan tersebut, tenaga dorong yang digunakan pada mulanya merupakan suatu tenaga dorong alamiah atau naturalflow. Seiring berjalannya waktu, tenaga dorong yang digunakan tersebut tidak mampu lagi untuk mengalirkan cadangan minyak dan gas bumi dari reservoir ke permukaan. Tenaga dorong alamiah yang tidak mampu lagi untuk mengalirkan minyak dan gas bumi ke permukaan disebabkan oleh menurunnya tekanan reservoir (Pr) sumur tersebut.
Untuk dapat mengalirkan minyak dan gas bumi ke permukaan, maka digunakan teknik pengangkatan buatan atau biasa disebut dengan Artificial lift Artificial lift bertujuan untuk menurunkan tekanan alir dasar sumur (Pwf).
Artificial lift terbagi atas beberapa macam, diantaranya adalah gas lift, Sucker Rod Pump (SRP), Hydraulic Pump Unit (HPU), Progressing Cavity Pump (PCP), Jet Pump dan Electric Submersible Pump (ESP). Penggunaan artificial lift disesuaikan dengan kondisi reservoir dan kondisi sumur.
Pada penelitian tugas akhir kali ini pada sumur CKM-01 terdapat problem yaitu kepasiran yang diproduksikan pada formasi Air Benakat dimana formasi ini memiliki tebal lapisan sekitar 450 m dengan kebanyakan mengandung mineral batupasir dengan sisipan batulempung dan problem lainnya posisi Pump Setting Depth terpasang pada kedalaman 1906,56 ft dimana kedalaman tersebut sangat dekat dengan zona perforasi sumur di kedalaman 1948,91 ft. sehingga perlu dilakukannya analisa terhadap pompa PCP tersebut pada sumur CKM-01 dan bagaimana effisiensi pompa pada sumur tersebut.
1.2. Rumusan Masalah
Apakah pemasangan pompa PCP 75-750 sudah sesuai dengan kondisi yang terdapat pada sumur?
4
Apakah efisiensi volumetrik pompa PCP 75-750 yang terpasang sudah maksimal?
1.3. Maksud dan Tujuan
Maksud dari penulisan tugas akhir ini adalah untuk menganalisa dan mengevaluasi PCP Pump pada sumur CKM-01 sehingga dapat mengetahui apakah produksi sumur tersebut telah berjalan dengan optimal.
Adapun Tujuan dari tugas akhir ini adalah untuk mengetahui penggunaan Progressive Cavity Pump (PCP) pada sumur yang bersangkutan dapat menanggulangi problem kepasiran yang ada.
1.4. Metodelogi
Metodologi dalam penulisan penelitian “evaluasi Progressive Cavity Pump pada sumur CKM-01 di lapangan Brantas” adalah:
1. Mengumpulkan data
a) Data komplesi pada sumur CKM-01 yaitu :
Letak Geografis lapangan, kondisi geologi lapangan, stratigrafi lapangan, nama lokasi, nama sumur, daerah/region, stratigrafi sumur, kedalaman sumur, tipe sumur, dan lapisan perforasi.
b) Data produksi harian pada sumur CKM-01 :
Gross Production, Water Cut (Wc), Net Production, Static Fluid Level (SFL).
c) Data reservoir pada sumur CKM-01 :
Pressure static (Ps), Pwf, Temperature (T), Specific gravity Oil (SG), dan Specific Gravity water (SG).
d) Data Progressive Cavity Pump pada sumur CKM-01 : Pump type, dan pump chart.
2. Melakukan perhitungan Progressive Cavity Pump (PCP) pada sumur CKM-01
a) Menentukan potensi formasi produktif actual dengan menggunakan Metode IPR Pudjo sukarno
5
b) Perhitungan PIP untuk mengetahui tekanan fluida yang masuk kedalam pompa
c) Perhitungan TDH untuk mengetahui total pengangkatan fluida dari optimal pompa tercelup sampai kepermukaan
d) Menganalisa pompa terpasang dilihat dari efisiensi volumetris pompa
e) menganalisa penggunaan pompa untuk menanggulangi kepasiran dilihat dari efisiensi volumetris pompa
1.5. Hasil Yang Diperoleh
Berdasarkan hasil perhitungan yang diperoleh dapat diketahui apakah pompa tersebut sudah optimal dengan kondisi sumur tersebut dengan mengetahui effisiensi penggunaan pompa serta dapat menanggulangi kepasiran dengan menggunakan pompa PCP.
1.6. Sistematika Penulisan
Sistematika penulisan skripsi ini dibagi menjadi enam bab diantaranya : BAB I. Pendahuluan
BAB II. Tinjauan Umum Lapangan BAB III. Dasar Teori
BAB IV. Perhitungan Progressive Cavity Pump (PCP) BAB V. Pembahasan
BAB VI. Kesimpulan
6 BAB II
TINJAUAN UMUM LAPANGAN
2.1 Sejarah Jambi Field
PT Pertamina EP Ubep jambi memiliki 2 area operasi yakni Area Operasi Jambi Utara dan Area Operasi Jambi Timur. Area operasi jambi Utara terdiri dari lapangan Ketaling Timur, Ketaling Barat, Setiti, Sungai Gelam dan Tuba Obi.
sementara untuk Area Operasi Jambi Selatan terdiri dari lapangan Bajubang, Kenali Asam, Bungin Batu dan Tempino. Terletak pada 103º.50’ BT sampai dengan 104º.50’ BT dan pada 1º.40 LS sampai dengan 1º.50 LS. Letak lapangan Brantas berada di Ketaling Timur, Kabupaten Muaro Jambi, terletak di sebelah tenggara kota jambi dan berjarak sekitar 40 km. Penampakan dari lapangan Brantas dapat dilihat pada Gambar 2.1 di bawah.
Gambar 2.1 Letak Lapangan Brantas (Pertamina Jambi, Workshop., 2009)
Lapangan Jambi ditemukan oleh NIAM pada tahun 1922 melalui pemboran sumur BJG-1 dengan hasil gas di lapangan Bajubang yang kemudian disusul dengan penemuan minyak dilapangan Betung (1922), Kenali Asam
Lokasi Lapangan Brantas Kota Jambi
7
(1929), Tempino (1930), Setiti (1936), Meruo Senami (1938) dan lapangan- lapangan lainnya. Pengelolaan lapangan sejak diketemukan hingga saat ini :
1922 – 1945 : NIAM.
1945 – 1948 : PERMIRI.
1948 – 1959 : NIAM.
1960 – 1968 : P.N. PERTAMINA.
1968 – 1971 : P.N. PERTAMINA.
1971 – 1992 : PERTAMINA.
1992 – 1997 : JOB – Ptm Asamera Jambi Ltd (KAS-TPN-BJG).
1997 – 2002 : JOB – Ptm Gulf Resources Jambi Ltd.
2002 – 25/01/05 : JOB – Ptm Pearl Oil Jambi Ltd.
26/01/05 – Sekarang : PT PERTAMINA UBEP (JAMBI).
2.2 Stratigrafi Regional
Penataan stratigrafi regional yang dihubungkan dengan kejadian geologi yang lebih luas, telah dibahas oleh beberapa ahli geologi dan diterbitkan oleh beberapa ahli geologi dan diterbitkan antara lain: Spruyt (1956), De Coster &
Adiwijaya (1974), Team Shell (1978), S Gafoer (1986, 1991), dan Pertamina (1991). Runtunan batuan Tersier Sub Cekungsn Jambi terletak tidak selaras diatas batuan Pra-Tersier. Batuan Pra-Tersier terdiri atas Formasi Terantam, Formasi Gangsal, Formasi Pengabuhan, Formasi Mentulu, dan batuan terobosan Diorit, dan Pegmatit Granit. Sedangkan Tersier terdiri atas Formasi Lahat, Formasi Talang Akar, Formasi Gumai, Formasi Air Benakat, Formasi Muara Enim, dan Formasi Kasai yang termuda adalah endapan vulkanik dan endapan aluvial.
Gambar 2.2. di bawah menunjukan stratigrafi lapangan jambi.
Gambar 2.2 Stratigrafi Lapangan Jambi (Pertamina Jambi, Workshop., 2009)
9
a. Formasi Lahat
Formasi lahat terdiri dari batupasir, batulanau, batulempung, dan konglomerat dengan sisipan batubara, komponen klastik batusabak, filit meta sedimen, marmer,basalt, andesit, urat kuarsa, dan felspar. Dibagian atas terdapat sisa tumbuhan terkarbonkan dan batubara, sedangkan bagian bawah terdapat pelapisan bersusun dan pelapisan silang siur. Formasi ini menutup tidak selaras diatas batuan Pra-Tersier, dengan ketebalan mencapai 800 meter. Penyebaran ini terutama terletak dikaki pegunungan Tiga Puluh dan di pegunungan Dua Belas.
b. Formasi Talang Akar
Formasi Talang Akar terdiri atas batupasir konglomerat, batupasir halus kasar, Batu lanau, Batulempung, dan serpih. Formasi ini menumpang tidak selaras diatas formasi lahat dan dibeberapa tempat menumpang tidak selaras diatas batuan pratersier. Bagian bawah terdiri atas batupasir kuarsa dan batupasir konglomeratan, sedangkan bagian atas disusun oleh batuasir kuarsa, gampingan dan mengandung glaukonit. Secara setemat dijumpai lensa-lensa batugamping, batulanau, dan batupasir halus yang mengandung moluska, foraminifera, damar dan batubara. Penyebaran formasi ini terletak dibagian timur dan Selatan Pegunungan Tiga Puluh dan dilereng Pegunungan Dua Belas. Ketebalannya mencapai 350 meter dan menipis kearah Pegunungan Tiga Puluh dan Pegunungan Dua Belas.
Umur Formasi Talang Akar berdasarkan hasil analisa palinologi dan foraminifera pada perconto pada batulanau adalah Oligosen Akhir-Miosen Awal dengan lingkungan pengendapan sub litoral yang tertutup dan suasana reduksi (S.Gafoer, 1988, Purnamaningsih, 1985, Sudijono, 1884 dan james, 1979).
c. Formasi Gumai
Formasi Gumai terdiri atas serpih gamping, napal, batulempung dengan sisipan batupasir tufaan dan batupasir gampingan. Formasi ini menumpang selaras diatas formasi Talang Akar dan penyebarannya terletak diUtara dan di Tenggara pegunungan Tiga Puluh , Pegunungan Dua Belas bagian Utara, dan sebelah baratdaya Muara Bungo ketebalannya 350 meter membentuk perbukitan kecil .
Hasil analisis paleontologi perconto serpih gampingan, menunjukkan umur Miosen Awal sampai Miosen Tengah dengan lingkungan pengendapan laut dengkal sampai dalam (S.Gafoer,1991)
d. Formasi Air Benakat
Formasi Air Benakat terdiri atas batulempung, batupasir dengan sisipan batulempung tufaan, napal, dan serpih yang tersingkap baik dihulu Sungai Bulian.
Formasi ini menumpang selaras di atas Formasi Gumai, penyeberannya meluas didaerah bergelombang disekitar Bajubang, Merlung, Senamat dan Dusun Baru.
Ketebalan Formasi ini mencapai 450 meter. Hasil analisa paleontologi pada perconto batupasir lempungan, menunjukkan umur tidak lebih tua dari Miosen Tengah dan diendapkan pada lingkungan sub litoral (S.Gafoer,1988. Menurut James (1979) formasi ini berumur Miosen Tengah-Miosen Akhir.
e. Formasi Muara Enin
Formasi Muara Enin terdiri atas batu lempung, batulanau, dan batupasir tufaan dengan sisipan batubara, sedangkan bagian atas terdiri atas perselingan batulempung dengan sisipan batubara, tersingkap baik didaerah Mersam dan Muara Tembesi. Formasi ini menumpang selaras diatas formasi Air Benakat, dan penyebarannya meluas terutama didaerah bergelombang antara Pegunungan Tiga Puluh, Pegunungan Dua Belas, dan didaerah pelepat. Tersingkap baik didaerah Mersam dan Muara Tembesi. Ketebalannya mencapai 800 meter. Fosil tidak dijumpai namun berdasarkan kedudukan stratigrafinya ditafsirkan berumur Miosen Akhir-Pilosen Awal dengan lingkungan pengendapan peralihan antara laut dangkal dan darat (S.Gafoer drr,1991 dan De Coster, 1974).
f. Formasi Kasai
Formasi Kasai terdiri atas konglomerat, batupasir kuarsa, dan batulempung tufaan yang mengandung kayu terkersikkan dengan tufa batuapung dan lignit.
Secara umum formasi ini menumpang tidak selaras di diatas Formasi Muara Enim, tetai dibeberapa tempat selaras. Formasi Kasai tersebut meluas didaerah bungo, Muara Tembesi, dan Muara Tebo. Tersingkap baik disepanjang Sungai
11
Batang Tebo.Ketebalan Formasi ini mencapai 400 meter. Terbetuknya formasi ini berkaitan erat dengan kegiatan gunung apai dijalur Bukit Barisan. Pada formasi ini diketemukan fosil moluska air tawar, dan ditafsirkan berumur Plio-Plestosen dengan lingkungan pengendapan darat sampai payau (Tobler,1906)
2.3. Evaluasi Batuan Induk Ketaling timur
Berikut akan diuraikan mengenai keadaan geologi Lapangan minyak Kotajambi dimana analisa batuan induknya berdasarkan data keratan dan inti bor yang dianalisa dibeberapa sumuran Ketaling Timur dari atas kebawah yaitu : a. Formasi Muara Enim
Kedalaman dari permukaan hingga 200 meter, terdiri dari batu pasir sedikit gampingan dan dolomitan, berumur miosen tengah sampai miosen akhir, mempunyai harga TOC 0,27% - 1,58%, ”organic metter ” Tipe III(”gas Prone”) dengan temperatur kurang matang. Maka Formasi Muara Enim Ini kecil kemungkinannya sebagai batuan induk minyak, namun dapat menggenerasi berukuran gas dengan kapasitas sedang.
b. Formasi Air Benakat
kedalaman 200 meter hingga 1300 meter, berupa batu pasir dengan perlapisan batu lempung, serpih, dolomit dan lignit. Interval dikedalaman 200 meter sampai dengan 850 meter mewakili umur miosen awal hingga Miosen Tengah mempunyai harga TOC pada umumnya diatas 0.6%,”organic metter” tipe III dan II. Pada kedalaman 875 meter hingga 1300 terdapat perlapian serpih cukup tebal namun kurang berpotensi sebagai batuan induk minyak dan hanya menggenerasikan gas dengan kapasitas kecil sampai sedang . Zona matang dikenali dibawah kedalaman 1800 meter dan ”oil window” (harga RO = 0.6%) ditafsirkan pada kedalaman 2225 meter (berdasarkan refleksi vitrinit). Migrasi dengan karakteristik minyak ringan dan minyak berat terjadi kedalaman 400 meter hingga 650 meter, yang berasal dari endapan yang lebih dalam.
c. Formasi Gumai
Berumur oligeen Akhir hingga Miosen Awal, umumnya adalah serpih ,
mempunyai harga TOC 0.72% dan ”organic matter” Tipe III dan II. Formasi ini kurang berpotensi sebagai batuan induk minyak, namun edikit bararti untuk menggenerasikan gas.
Sebagai ringkasan dari keterangan diatas bawah tingkat awal kematangan antara kedalaman 800 meter – 1800 meter dan tingkat matang adalah dibawah 1800 meter. Pada tingkat matang akan mengenerasikan hidrokarbon secara maksimum dan akan mencapai puncaknya pada kedalaman dibawah 2400 meter.
Formasi Gumai ebagai batuan induk merupakan ”gas prone” minyak yang terdapat dibagian bawah Formasi Air Benakat adalah hasil migrasi dari daerah lain . Data pengukuran gavitasi minyak distruktur Ketaling Timur menunjukkan adanya perbedaan jenis minyak di interval kedalaman yang berbeda,yaitu:
Interval kedalaman 791 meter – 794 meter : 30.3ºAPI
Interval kedalaman 845 meter – 848 meter: 22.5 ºAPI
Interval kedalaman 887 meter – 891 meter: ºAPI
Perbedaan nilai gravitasi minyak tersebut kemungkinan pertama adalah disebabkan oleh adanya batuan induk berbeda atau kedua adalah batuan induknya sama dimana minyak yang bersifat mobile (”moveable oil” dari yang bernilai gravitasi rendah) kemudian bermigrasi keatas lagi mengikuti pila patahan turun yang terbentuk distruktur ketaling timur.
13 BAB III TEORI DASAR
Metode pengangkatan buatan (artificial lift) diterapkan apabila tekanan reservoir sudah tidak mampu lagi mengangkat fluida reservoir ke permukaan, sehingga diperlukan pengangkatan buatan berupa Progressive cavity Pump (PCP). PCP merupakan salah satu metode pengangkatan buatan yang dipakai di PT Pertamina. Bab ini membahas prinsip-prinsip dasar yang melatar belakangi penggunaan pompa pada sumur-sumur produksi.
3.1 Produktifitas Formasi
Produktifitas formasi merupakan kemampuan suatu formasi untuk memproduksikan fluida yang dikandungnya pada kondisi tekanan tertentu.
Sumur-sumur yang baru umumnya mempunyai tenaga pendorong alamiah yang mampu mengalirkan fluida hidrokarbon dari reservoir ke permukaan dengan tenaganya sendiri. Penurunan kemampuan produksi terjadi dengan berjalannya waktu produksi dimana kemampuan dari formasi untuk mengalirkan fluida tersebut akan mengalami penurunan yang besarnya sangat tergantung pada penurunan tekanan reservoir.
Parameter yang menyatakan produktifitas formasi adalah Productivity Index (PI) dan Inflow Performance Relationship (IPR).
3.1.1 Produktivity Index
Productivity Index (PI) merupakan indeks yang digunakan untuk menyatakan kemampuan suatu formasi untuk berproduksi pada suatu benda tekanan tertentu dengan perbedaan tekanan dasar sumur pada keadaan statis (Ps) dan tekanan dasar sumur pada saat terjadi aliran (Pwf) yang secara matematis dituliskan sebagai berikut:
) (Ps Pwf PI q
STB/day/psi ... (3-1)
Keterangan :
PI = Produktivity Index bbl/day q = laju alir fluida produksi, bbl/day Ps = tekanan statik reservoir, psi Pwf = tekanan alir dasar sumur, psi
3.1.2 Inflow Performance Relationship (IPR)
Inflow Performance Relationship (IPR) merupakan pernyataan PI secara grafis yang menggambarkan perubahan-perubahan dari harga tekanan alir dasar sumur (Pwf) versus laju alir (q) yang dihasilkan karena terjadinya perubahan tekanan alir dasar sumur tersebut. Jarang fluida tersebut satu fasa, bila tekanan reservoir di bawah tekanan bubble point minyak, dimana gas semula larut akan terbebaskan, membuat fluida menjadi dua fasa. Bentuk IPR pada kondisi tersebut melengkung, sehingga PI menjadi suatu perbandingan antara perubahan laju produksi dq dengan perubahan tekanan alir dasar sumur, dPwf.
3.1.2.1 Kurva IPR Tiga Fasa Pudjo Sukarno
Metode ini dikembangkan dengan menggunakan simulator, yang juga digunakan untuk mengembangkan kurva IPR gas – minyak. Anggapan yang digunakan pada waktu pengembangan metode ini adalah :
1. Faktor skin sama dengan nol.
2. Gas, minyak dan air berada dalam 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 reservoir, yang mana untuk masing- masing kelompok dilakukan perhitungan kurva IPR untuk lima harga water cut berbeda, yaitu 20%, 40%, 60%, 80% dan 90%.
15
Dalam metode Pudjo Sukarno membuat persamaan sebagai berikut :
𝑞𝑜
𝑞𝑡𝑚𝑎𝑥= 𝐴0+ 𝐴1(𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑟 ) + 𝐴2(𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑟 )2 ... (3-2) Keterangan :
An = Konstanta persamaan (n=0,1 dan 2) dimana harganya berbeda untuk water cut yang berbeda. Hubungan antara konstanta tersebut dengan water cut ditentukan pula dengan analisis regresi:
An = C0 +C1 (WC) + C2 (WC)2 ... (3-3) Cn = konstanta untuk masing-masing harga An (dalam Tabel III-1).
TABEL III-1. Konstanta Cn Untuk Masing-masing An
An C0 C1 C2
A0 0,980321 -0,115661 x 10-1 0,27959 x 10-4 A1 -0,414360 0,392799 x 10-2 0,237075 x 10-5 A1 -0,564870 0,762080 x 10-2 -0,202079 x 10-4
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 analisi regresi dan menghasilkan persamaan berikut :
𝑊𝐶
𝑊𝐶 @ 𝑃𝑤𝑓=𝑃𝑟= 𝑃1 × 𝐸𝑥𝑝 [𝑃2× 𝑃𝑤𝑓/𝑃𝑟] ... (3-4) Dimana harga P1 dan P2 tergantung dari harga water cut dan dapat ditentukan dengan persamaan berikut :
P1 = 1,606207 – 0,130447 x Ln (WC) ... (3-5) P2 = -0,517792 + 0,110604 x Ln (WC) ... (3-6) 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 Reservoir/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 (3-5) dan (3-6). Kemudian hitung harga WC@ Pwf ≈ Ps dengan Persamaan (3-4).
Langkah 3.
Penentuan konstanta A0, A1 dan A2
Berdasarkan harga WC@Pwf≈Ps kemudian menghitung harga konstanta tersebut menggunakan Persamaan (3-3) dimana konstanta C0, C1 dan C2 diperoleh dalam Tabel III-1.
Langkah 4.
Penentuan Qt maksimum
Menghitung Qt maksimum dari Persamaan (3-2) dan konstanta A0, A1 dan A2 dari langkah 3.
Langkah 5.
Penentuan Laju Produksi Minyak (Qo)
Berdasarkan Qt maksimum langkah 4, kemudian menghitung harga laju produksi minyak qo untuk berbagai harga Pwf.
Langkah 6.
Penentuan Laju Produksi Air (Qw)
Menghitung besarnya laju produksi air dari harga Water Cut (WC) pada tekanan alir dasar sumur (Pwf) dengan persamaan :
WC Qo 100
Qw WC
... (3-7) Langkah 7.
17
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 dan Friction Loss
Fluida yang mengalir dari formasi produktif ke lubang sumur dipengaruhi oleh beberapa faktor antara lain:
1) Sifat fisik fluida 2) Sifat fisik batuan
3) Geometri dari sumur dan daerah pengurasan 4) Jenis tenaga pendorong reservoir
Umumnya aliran fluida menuju ke lubang sumur dianggap radial, dengan demikian kapasitas aliran minyak yang bergerak menuju ke lubang sumur dapat di jabarkan sebagai berikut
𝑞𝑜 =0,007082×𝑘𝑜×ℎ(𝑃𝑟−𝑃𝑤𝑓)
𝜇𝑜×𝛽𝑜×ln 0,472𝑟𝑤𝑟𝑒 ... (3-8) Keterangan :
Pr = Tekanan rata-rata reservoir, Psi Pwf = Tekanan alir dasar sumur, Psi
Qo = kapasitas produksi minyak, STB/hari βo = Factor volume formasi minyak, BBL/STB ko = Permeabilitas efektif minyak, mD
h = Tebal formasi produktif atau interval perforasi, ft o = Viscositas minyak, cp
re = Jari-jari pengurasan, ft rw = Jari-jari sumur, ft
Gambar 3.1 Aliran Fluida dari Reservoir sampai tanki penampung (Kementrian Pendidikan dan Kebudayaan Republik Indonesia, PK. Teknik
Produksi Migas semester 3)
Sebagai catatan, minyak dianggap fluida yang incompressible, sebenarnya minyak adalah fluida yang slightly compressible dan fluida yang incompressible adalah air.
3.2.1 Sifat fisik Fluida
Sifat fisik fluida (gas, minyak dan air) perlu diketahui karena merupakan variabel utama aliran fluida dalam media berpori maupun dalam pipa. Sifat fisik fluida yang akan dibahas adalah sifat fisika fluida yang mempengaruhi perencanaan Progressing Cavity Pump (PCP) yaitu kelarutan gas dalam minyak (Rs), kandungan aromatik, viskositas, densitas dan specific gravity fluida (SGmix).
a. Kelarutan Gas Dalam Minyak (Rs)
Sistem minyak pada tekanan yang tinggi, gas akan terlarut dalam minyak, dengan demikian harga kelarutan gas meningkat dan sebaliknya apabila terjadi
19
penurunan tekanan, fasa gas akan terbebaskan dari larutan minyak. Jumlah gas yang terlarut akan konstan, apabila tekanan mencapai tekanan saturasi (Bubble Point Pressure-Pb).
b. Viskositas
Viskositas merupakan keengganan suatu fluida untuk mengalir. Harga viskositas ini dipengaruhi oleh temperatur dan tekanan, pada temperatur yang tinggi harga viskositas fluida akan mengecil dan sebaliknya pada temperatur rendah harga viskositas akan semakin besar.
c. Densitas dan Specific Gravity Fluida
Densitas suatu fluida adalah bilangan yang menunjukkan berapa berat (gram atau lb) fluida tersebut dalam volume 1 cm3 atau cuft, atau dinyatakan dalam rumus sebagai berikut :
h A
m
.
gr/cm3 atau lb/cuft ... (3-9) d. Specific Gravity fluida
Specific Gravity fluida (SG) adalah perbandingan antara densitas fluida tersebut dengan fluida yang lain pada kondisi standar (14,7 psi, 60 oF). Untuk menghitung besarnya SG fluida tertentu, biasanya air diambil sebagai patokan densitas sebesar 62,40 lb/cuft. Sehingga specific gravity fluida secara sistematis ditulis dengan persamaan :
SGf = 40 , 62
... (3-10)
Dalam teknik Perminyakan specific gravity sering dinyatakan dengan
oAPI, dengan persamaan : SGoil =
o API
5 , 131
5 ,
141 ... (3-11)
Untuk fluida campuran, besarnya specific gravity dapat ditentukan dengan persamaan berikut :
SGmix = ((1-WC) x SG oil) + (WC x SG water) ... (3-12) Keterangan :
ρ = densitas fluida, gr/cm3 atau lb/cuft
m = berat fluida, gr atau lb A = luasan, cm2 atau ft2 h = tinggi, cm atau ft
oAPI = derajat API
SGf = specific Gravity fluida WC = water cut, %
3.2.2 Friction Loss
Bila fluida mengalir di dalam pipa maka akan mengalami tegangan geser (shear stress) pada dinding pipa, sehingga terjadi kehilangan sebagian tenaganya yang sering disebut dengan friction loss. Hazen-William membuat suatu persamaan empiris untuk friction loss, yaitu:
4,8655
85 , 1
85 ,
1 34,3 083 100
,
2 ID
Q
F C ... (3-13)
Keterangan :
F = Friction Loss / 1000 ft
C = konstanta Hazen-William120 Q = laju produksi, BPD
ID = diameter dalam tubing, inchi
Berdasarkan persamaan tersebut, Hazen-William membuat Grafik friction loss seperti yang ditunjukkan dalam Gambar 3.2
21
Gambar 3.2 Grafik Friction Loss Hazen-William (Brown, K. E., 1979)
3.2.3 Tekanan Head dan Gradien Tekanan
Tekanan hidrostatik suatu fluida adalah tekanan yang disebabkan oleh suatu kolom fluida pada suatu luasan. Bila dinyatakan secara matematis :
144 h
P 1 f , lb/in2 ... (3-14)
Pada suatu kolom fluida, tekanan pada suatu titik adalah sama dengan tekanan pada permukaan fluida ditambah dengan tekanan akibat kolom fluida setinggi titik tersebut dari permukaan. Ketinggian tersebut disebut Head.
SGf
x H P
433 ,
0 , ft ... (3-15) Gradien tekanan disebabkan oleh suatu kolom fluida pada satu unit ketinggian, sehingga bila persamaan (3-8) dimasukkan P = 1 psi dan H = 1 ft, maka gradien tekanan (Gf) adalah :
SGmix x
ft psi
Gf 0,433 / ... (3-16) 3.3 Progressive Cavity Pump
Progressive Cavity Pump atau biasa disebut pompa PCP merupakan salah satu alat dari artificial lift untuk meningkatkan laju produksi dalam industri perminyakan. Sejarah PCP dimulai pada akhir tahun 1920-an dimana Seorang warga Perancis Rene Moineau mendesain rotary compresor dengan sistem mekanisme rotasi baru yang digunakan untuk penggunaan tekanan fluida yang bervariasi. Dia menamakan alatnya sebagai “Capsulism”. Di pertengahan tahun 1950-an, prinsip PCP diaplikasikan untuk aplikasi motor hidrolik yang berbanding terbalik dengan penggunaan PCP.
Kemudian pada tahun 1980-an, PC pump digunakan sebagai metode artificial lift, lebih dikenal sebagai pompa alternatif dari metode pengangkatan konvensional yang umumnya dipakai dalam industri perminyakan. Sekarang PC pump digunakan untuk pengangkatan fluida dengan kedalaman lebih dari 2000 meter. Alat ini menawarkan banyak keuntungan dibandingkan peralatan pengangkatan traditional. Tentunya, yang lebih penting adalah biaya produksi yang lebih rendah per barrelnya.
Elemen Utama & Desain PCP Pompa ini memiliki 2 elemen utama yaitu rotor dan stator. Rotor sebagai penggerak PCP, berbentuk batang spiral yang terbuat dari alloy steel atau stainless steel yang dibalut dengan chrome. Ada juga yang terbuat dari chrome secara keseluruhan. Biasanya memiliki panjang 1.5 – 14 meter dengan diameter ¾ - 1 inch. Sedangkan stator sebagai seal rotor (wadahnya) yang berbentuk spiral, terbuat dari steel tube diluarnya dan elastomer berbahan nitrile rubber atau viton rubber didalamnya (merupakan co-polymer acrylonitrile & butadine). Stator dengan desain khusus memiliki elastomer yang terbuat dari teflon. Biasanya memiliki panjang yang kurang lebih sama dengan rotor yaitu sekitar 1.5-14 meter namun dengan ukuran diameter yang lebih besar antara 2.5-4.5 inch.
23
Desain PC Pump terdiri dari single external helical gear (rotor) yang berputar secara ekesentrik didalam double internal helical gear (stator), didalam stator terdapat karet untuk tempat berputarnya rotor karet ini bernama elastomer.
Keunggulan PC pump terletak pada ketahanan yang lebih tinggi terhadap solid content yang terdapat pada bawah sumur dibandingkan dengan metode artificial lift lain, PC Pump menggunakan peralatan yang lebih praktis dibanding artificial lift lain yang kompleks peralatan yang digunakan. PC pump sangat baik dalam mengatasi masalah kepasiran dan parafin. Keunggulan lain PCP ialah:
a. Desain pemasangan peralatan yang cukup sederhana b. Dapat dioperasikan pada sumur dangkal
c. Tidak terjadi gas lock.
d. Mampu mengangkat hampir keseluruhan jenis oil (sekitar 5-42 0API) e. Harga relatif murah dan rendah pemakaian energi listriknya
f. Mudah perawatan dan pemeliharaannya
Kekurangan PC Pump terletak pada rentannya dengan temperature yang tinggi. Batas maksimum suhu tertinggi adalah 250 F. Beberapa kekurangan PC Pump adalah
a. Temperature maksimum 250 0F dikarenakan elastomer sensitif terhadap temperature tinggi.
b. Sensitif terhadap tekanan yang berlebihan
c. Tidak kompatibel dengan beberapa chemical, H2S & oil gravity yang tinggi.
d. Kedalaman yang bisa dicapai sekitar 6000 ft. Sangat rendah bila dibandingkan dengan ESP & gas lift yang mencapai 15,000 ft.
e. Flow rate PC pump hanya sekitar 8000 bpd. Sangat rendah bila dibandingkan dengan ESP yang mencapai 50,000 bpd & Gas Lift yang mencapai 80,000 bpd. (Dunia Migas).
Gambar 3.3 Instalasi Progressive Cavity Pump (R&M, PC pump short course.,2012) 3.3.1 Prinsip kerja Progressive Cavity Pump
Prinsip Kerja PC Pump bekerja atas dasar Progressing Cavity yaitu proses pemindahan rongga-rongga yang terbentuk antara rotor dan stator yang berlangsung secara terus menerus dengan mengandalkan 2 elemen utama yang telah dijelaskan seperti diatas. Dimana rotor yang berputar didalam stator dan berputar secara eksentris didalam stator. Pompa (rotor & stator) berada dibawah lubang perforasi jika masalah pada sumur adalah gas sedangkan pompa berada diatas lubang perforasi jika masalah yang terjadi pada sumur adalah kepasiran dan jarak pemasangan pompa minimal 100 m atau 330 ft dibawah fluid level untuk mengantisipasi loss flow yang terjadi. Fluida mengalir kedalam stator dan terus mengair melalui tubing hingga ke permukaan.
25
Gambar 3.4 Prinsip Kerja PCP (Pertamina Jambi, Workshop., 2009) 3.3.2 Peralatan Progressive Cavity (PCP)
secara umum peralatan PCP dibagi menjadi dua bagian yaitu : 1. Peralatan Atas Permukaan
2. Peralatan Bawah Permukaan 3.3.2.1 Peralatan Atas permukaan:
Peralatan diatas permukaan berfungsi sebagai penggerak peralatan yang berada di bawah permukaan:
a. Power unit
b. Drive Head – Electric motor, dan Gear Box, Pull eye c. Variable Speed Drive (VSD)
a. Power Unit
Power unit merupakan bagian yang terpenting unttuk operasi produksi sebagai alat vital untuk mengalirkan tenaga kelistrikan.
Gambar 3.5 Power Unit
(NOV, Progressing Cavity Pump System, catalog)
b. Drive head
Merupakan suatu rangkaian yang terpasang diatas wellhead, drive head meneruskan tenaga dari Power unit untuk menggerakan komponen yang terdapat didalamnya. Komponen-komponen drive head sebagai berikut:
-electric motor -Gear box -Pull eye
27
Gambar 3.6 Drive Head (R&M, Pc Pump Technology.,2012)
c. Variable Speed Drive (VSD)
Merupakan peralatan yang digunakan untuk mengubah frekuensi dari power unit menuju Drive head. Frekuensi yang diubah akan mempengaruhi cepat lambatnya pompa dalam berputar.
Gambar 3.7 Variable Speed Drive (VSD) (Petroskills, Progressive cavity Pumping System) 3.3.2.2. Peralatan bawah permukaan.
Peralatan bawah permukaan ini yang berada di bawah surface hingga yang terbenam ke dalam fluida sumur sehingga dapat mengangkat fluida ke permukaan, peralatan ini terdiri dari beberapa bagian yaitu :
- casing - Rotor
- tubing - Stator
- sucker rod - Elastomer
- polish rod - Tig bar / stop bin
- pony rod - Centralizer
a. Casing
Casing merupakan suatu pipa baja yang berfungsi antara lain untuk melindungi formasi produktif dari tekanan di sekitarnya, mempermudah pengaliran fluida dari formasi produktif dan agar sumur tidak runtuh. Gambar casing dilihat pada Gambar 3.8 dan spesifikasi casing terdapat pada Tabel III-2.
Gambar 3.8 Casing
(Petroskills, Progressive cavity Pumping System) Casing
29
Tabel III-2 Spesifikasi Casing
b. Tubing
Tubing merupakan pipa alir vertikal yang ditempatkan di dalam casing produksi yang berfungsi untuk mengalirkan fluida produksi dari sumur ke permukaan atau mengalirkan fluida injeksi ke dalam sumur.
API (American Petroleum Institute) menspesifikasikan tubing menjadi 9 grade yaitu : H-40, J-55, K-55, C-75, L-80, N-80, C-95, P-105 dan P-110 di mana angka minimun yield strength dan abjad H, J dan N hanyalah kependekan verbal, sedangkan untuk K mempunyai ultimate strength yang lebih besar dibandingkan grade J, C, L berarti restricted yield point, P berarti high strength. Tubing dapat dilihat pada Gambar 3.9 dan spesifikasinya pada Tabel III-3.
Gambar 3.9
(Petroskills, Progressive cavity Pumping System) Tubing
31
Tabel III-3 Spesifikasi Tubing
c. Sucker rod
Merupakan penghubung antara rotor dengan peralatan penggerak yang ada di permukaan maka sucker rod yang digunakan harus kuat untuk memutar pompanya. Fungsinya untuk mengalirkan fluida yang terproduksi dari bawah permukaan ke atas permukaan. Sucker rod ini terletak didalam tubing dan di atas rangkaian rotor dan stator. Sucker rod pada rangkaian pcp dapat dilihat pada Gambar 3.10 dan spesifikasi terdapat pada Tabel III-4.
Gambar 3.10 Sucker rod
(Petroskills, Progressive cavity Pumping System)
TABEL III-4 Spesifikasi Sucker rod
Rod Grade/Type
Physical Properties Maximum Recommended Torque Ft. Lbs
Tensile Strength 1000 PSI
Yield Strength 1000 PSI
7/8” 1” 1 1/4"
D/54 115-140 85 Min 675 1,010 -
D/78 115-140 85 Min 735 1,100 2,000
D/75 115-140 90 Min 750 1,110 2,100
SS/96 136-150 115 Min 800 1,200 N/A
SS/97 140-150 115 Min 800 1,200 2,500
Weight,
lbbs/ft - 2,22 2,90 4,17
d. Polished rod
Merupakan peralatan yang menghubungkan putaran dari drive head ke sucker rod, ukurannya lebih besar dari sucker rod. Contoh spesifikasi polished rod 1-1/4” pada Tabel III-5.
Tabel III-5
Spesifikasi Polish rod 1-1/4”
e. Pony rod
Merupakan sucker rod yang mempunyai ukuran yang lebih pendek.
Fungsinya untuk melengkapi panjang dari sucker rod apabila panjang dari sucker rod tidak mencapai panjang yang dibutuhkan.
f. Rotor
Rotor ini bentuknya seperti ulir dan merupakan salah satu bagian PCP yang berputar komponen ini dimasukkan kedalam tubing dan dihubungkan
33
dengan rod diatasnya. Contoh Rotor pada Gambar 3.11 dan spesifikasi Rotor pada Tabel III-6.
Gambar 3.11 Rotor
(Moyno, maintenance and troubleshooting of progressing cavity Pump) Tabel III-6
Spesifikasi Rotor 75-750
Pump Rotor metric Imperial
Top connection 25,4 mm API 1 in API
Maximum outside diameter 56,36 mm 2,22 in
Max. orbit diameter (nominal) 70,5 mm 2,78 in
Rotor length 7,5 m 296,1 in
Rotor weight 83,6 kg 184,3 lb
Swept rotor angle 65,2o
Major diameter (nominal) 56,44 mm 2,22 in
Minor Diameter (nominal) 42,2 mm 1,66 in
Std. coating (material / thickness) Chrome / 0,51 mm Chrome / 0,02 in g. Stator
Stator berfungsi sebagai tempat atau dudukan dari rotor. Stator terbuat dari bahan campuran synthetic elastomer dengan steel tube yang tahan terhadap korosi dan abrasi. Contoh stator pada Gambar 3.12 dan Spesifikasinya pada Tabel III-7.
Gambar 3.12 Stator
(R&M, Pc Pump Technology,2012)
Tabel III-7
Spesifikasi Stator 75-750
Pump Stator metric Imperial
Discharge connection 88,9 mm EUE Pin 3,5 in EUE Pin
Intake connection ( on tag bar) 88,9 mm EUE Pin 3,5 in EUE Pin Thread adapter or coupling diameter (max
OD) 106,7 mm 4,2 in
Tube size (nominal) 95,5 mm 3,76 in
Stator Length (with tag bar) 7,5 m 295,33 in
Stator weight (without tag bar or fittings) 121,5 kg 267,8 lb
Standart tag bar length 406,4 mm 16 in
Tag bar to rubber distance 417,5 16,44 in
Cavities (engaged / pressure per) 14 / 531 kPa 14 / 76,7 psi h. Elastomer
Elastomer merupakan bagian dalam dari stator berbentuk karet yang sangat penting perannya dalam pertimbangan penggunaan pompa PCP ini.
Elastomer reaktif terhadap chemical yang terdapat pada fluida produksi (minyak) dan bisa menyebabkan kerusakan terhadap elastomer tersebut. Desain rubber elastomer disesuaikan dengan bentuk rotor dan karakteristik dari reservoir setiap sumur. Rubber elastomer dapat menahan terperature sampai sebesar 120oF.
Mengingat bahwa elastomer mempunyai keterbatasan dan sangat penting dala pompa PCP ini, maka perlu diperhatikan batasan dari elastomer tersebut sehingga nantinya didapat jenis elastomer yang tepat untuk kandidat sumur. Contoh elastomer pada Gambar 3.13 dan spesifikasi elastomer pada Tabel III-6.
35
Gambar 3.13 Elastomer (R&M, Pc Pump Technology,2012)
Pada tipe elastomer terdapat tipe Nitrile Based Compound (NBR) dan Hydrogenated Nitrile Based Compund (HNBR). Dengan tipe dan tingkat kandungan Acrylonitrile (ACN) yang berbeda akan berpengaruh terhadap resistance dan Physical Properties
Tabel III-8
Spesifikasi dan Batasannya
i. Tag bar
Berfungsi untuk menahan agar rotor tidak jatuh kebawah. Tag bar berada di rangkaian terakhir dari pada rangkaian Pompa PCP di beberapa kasus tag bar sendiri sebagai alat additional / tambahan pada rangkaian pompa tergantung dari perusahaan menyarankan menggunakan tag bar atau tidak.
Gambar 3.14 Tag Bar (R&M, Pc Pump Technology,2012)
j. Centralizer
Alat ini berfungsi untuk menjaga agar rangkain tetap berada ditengah- tengah tubing sehingga memberikan putaran yang maksimum selain mencegah rangkain rod menempel pada tubing yang dapat menggesek dan mengikisnya,
Gambar 3.15 Centralizer
(Petroskills, Progressive cavity Pumping System) 3.3.3 PCP Troubleshooting
Untuk permasalahan yang terjadi pada saat kegiatan produksi menggunakan PCP ialah stucknya putaran rotor akibat bertumpuknya pasir antara rongga rotor dan elastomernya, dilapangan penanggulangannya yaitu dengan menghentikan proses produksi kemudian menaikkan rangkaian setelah itu dihentakkan sehingga pasir yang tersangkut akan lepas. Selain itu pemasalahan pada alat PCP yaitu:
- Abrasion
37
- Run dry
- Chemical attack - Hysteresis
- Incorrect rotor spacing out - Manufacturing problem
a. Abrasion
Abrasi ialah Terkikisnya peralatan bawah permukaan akibat partikel seperti pasir pada rotor dan elastomer. abrasi ini tidak dapat dihindari karena keunggulan dari PCP sendiri untuk sumur yang tinggi tingkat kepasirannya sehingga abrasi ini pasti akan terjadi pada peralatan pcp.
b. Run dry
Pengoprasian saat keadaan kering bisa mengakibatkan kerusakan pada elastomer sehingga permukaan elastomer akan melepuh dan terbakar jika dioperasikan dengan waktu yang lama maka elastomer menjadi lembek dan lengket pada rotor, elastomer akan mengeluarkan bau seperti karet terbakar dan lelehan dari elastomer yang terlihat pada stator.
c. Chemical attack
Chemical attack menjadikan elastomer menjadi keras dan rapuh, chemical attack dapat mengubah susunan geometry dari elastomer tersebut sehingga elastomer menjadi swelling. Rotor juga bisa terkena dampak dari chemical attack yang menyebabkan rotor seperti berlubang-lubang. Chemical attiack dan run dry untuk penampakan gejala problemnya hampir terlihat sama yang membedakan adalah jika chemical attack mempunyai ciri elastomer yang kasar dan pecahan yang dalam sepanjang elastomer.
d. Manufacturing problem
Kesalahan ataupun jeleknya kualitas dari manufacturing tersebut bisa menimbulkan kerugian ekonomis.
3.3.4 Prosedur pemilihan artificial lift
Tahap-tahap Pemilihan PCP sebagai artificial lift adalah sebagai berikut :
Data dari GnG
Pengujian sampel oleh mud log dan dari logging
Pengecekan apakah mengandung pasir, kontaminan scale, air formasi korosif atau tidak
Pembuatan IPR untuk melihat optimum
Plot IPR dengan pompa
Memilih pompa yang efektif dengan problem yang ada
Selain point-point diatas ada screening kriteria yang bisa menjadi acuan untuk pemilihan artificial lift pada sumur produksi
Tabel III-9. Screening kriteria dari PCP
From of lift PCP
Maximum operating depth, ft/m
12000 3658 Maximum operating
volume bfpd
4500 Maxium operating
temperature (oF/oC)
250o 121o Corrosion handling Fair
Gas handling Good
Solid handling Excellent Fluid gravity (oAPI) <40o
Servicing Workover / pulling rig
Prime mover Gas or
electric Offshore application Limited
System efficiency 50% to 75%
3.4 Dasar perhitungan progressive cavity pump
Parameter parameter yang diperlukan dalam analisa pompa PCP antara lain: data produksi dan data komplesi sumur, dari hasil analisa tersebut nantinya didapat efisiensi penggunaan pompa pada sumur tersebut.
3.4.1 Perkiraan Pump Setting Depth
Perkiraan Pump setting depth merupakan suatu batasan umum untuk menentukan letak kedalaman pompa dalam suatu sumur dimana pompa harus ditenggelamkan di dalam fluida sumur. Sebelum perhitungan perkiraan setting depth dilakukan, terlebih dahulu diketahui parameter yang menentukannya
39
working fluid level (WFL) dan Static Fliud Level (SFL) dimana untuk menentukannya digunakan alat sonolog atau dengan operasi wireline.
a. Working 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:
WFL = D mid perf - feet Gf
Pc Gf
Pwf ,
... (3-17)
Keterangan :
WFL = Working fluid level, ft Ps = Tekanan statik sumur, psi Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psi
q = Rate produksi, B/D
Dmid perf = Kedalaman mid perforasi, ft Pc = Casing head pressure, psi Gf = Gradient fluida, psi/ft
b. Static Fluid level (SFL,ft)
kondisi dimana perhitungan kolom fluida statis atau sumur saat ditutup 𝑆𝐹𝐿 = 𝐷𝑚𝑖𝑑𝑝𝑒𝑟𝑓𝑜− (𝑃𝑠
𝐺𝑓) , 𝑓𝑒𝑒𝑡 ... (3-18)
Gambar 3.16 Berbagai posisi Pompa pada Kedalaman Sumur (Pertamina Jambi, Workshop., 2009)
3.3.5.2 Pump Setting Depth Minimum
Pump setting depth minimum merupakan keadaan yang diperlihatkan dalam Gambar 3.13B. Posisi minimum dalam waktu yang singkat akan terjadi pump-off, oleh karena ketinggian fluida level di atas pompa relatif sangat kecil atau pendek sehingga gas yang akan dipompakan. Pada kondisi ini Pump Intake Pressure (PIP) akan menjadi kecil. Jika PIP mencapai harga di bawah Pb, maka akan terjadi penurunan effisiensi volumetric dari pompa (disebabkan terbebasnya gas dari larutan). PSD minimum dapat ditulis dengan persamaan :
𝑃𝑆𝐷𝑚𝑖𝑛 = 𝑊𝐹𝐿 +𝑃𝑏
𝐺𝑓+𝑃𝑐
𝐺𝑓, 𝑓𝑒𝑒𝑡 ... (3-19) 𝑃𝑆𝐷𝑚𝑖𝑛 = 𝑊𝐹𝐿 + [𝑃𝑐
𝐺𝑓] ... (3-20) 3.3.5.3 Pump setting Depth Maximum
Pump setting depth maksimum merupakan keadaan yang ditunjukkan oleh Gambar 3.13C. Posisi maksimum juga kedudukan yang kurang menguntungkan karena keadaan ini memungkinkan terjadinya overload, yaitu pengangkatan beban kolom fluida yang terlalu berat. PSD maksimum dapat didefinisikan :
𝑃𝑆𝐷𝑚𝑎𝑥 = 𝐷 −𝑃𝑏
𝐺𝑓−𝑃𝑐
𝐺𝑓, 𝑓𝑒𝑒𝑡 ... (3-21)
POMPA
POMPA MATI
A B C D
DYNAMIC FLUID LEVEL
KONDISI OPERASI
POSISI 1 MINIMUM
POSISI 2 MAXIMUM
POSISI 3 OPTIMUM STATIC
FLUID LEVEL
41
𝑃𝑆𝐷𝑚𝑎𝑥 = 𝐷 − [𝑃𝑐
𝐺𝑓] ... (3-22) 3.3.5.4 Pump Setting Depth Optimum
Kedudukan ini yang paling dikehendaki dalam perencanaan pompa PCP seperti dalam gambar 3.16D (Pompa dalam keadaan optimum). Selanjutnya untuk menentukan kedalaman pompa 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 formasi dari sumur yang bersangkutan. Akan tetapi dalam penentuan PSD optimum ini dipengaruhi oleh terbuka dan tertutupnya casing head yang mana akan mempengaruhi tekanan casing atau tekanan yang bekerja pada permukaan dari fluida di annulus. Hal ini akan mempengaruhi besarnya suction head dari pompa.
a. Untuk casing head tertutup, maka : Kedalaman pompa optimum = WFL +
f c
G P PIP
... (3-23) b. Untuk casing head terbuka, maka :
Kedalaman pompa optimum = WFL +
f atm
G P PIP
... (3-24) 3.3.5.5 Submergen
Submergen merupakan penentuan apakah posisi pompa tercelup fluida atau tidak dimana posisi kedalaman Pump Setting Depth (PSD) dibawah Working Fluid Level (WFL) sekitar 100 ft.
𝑆𝑢𝑏𝑚𝑒𝑟𝑔𝑒𝑛 = 𝑃𝑆𝐷 − 𝑊𝐹𝐿 ... (3-25) 3.3.5.6 Pump Intake Pressure (PIP)
Pump intake merupakan kondisi tekanan pompa untuk mendorong fluida kepermukaan di mana kondisi fluida pada sumur dan pompa seimbang/statis.
Untuk menentukan Pump Intake pressure dapat ditulis dengan persamaan : A. Perbedaan kedalaman :
Δd = midperfo – PSD ... (3-26)
B. Perbedaan tekanan :
ΔP = Δd x GF ... (3-27)
C. PIP = PWF – ΔP ... (3-28) 3.3.5.7 Menentukan Total Dynamic Head (TDH)
Total Dynamic Head (TDH) merupakan total ketinggian (head) yang dibutuhkan untuk mengangkat fluida dengan laju produksi yang diinginkan dari kolom working fluid level (WFL) sampai ke permukaan. Dalam memilih pompa dan mmotor yang dipakai, perlu diketahui laju produksi yang diinginkan, friction loss dan TDH-nya. Secara matematis total dynamic head (TDH) dapat dicari dengan langkah sebagai berikut:
A. Menentukan Fluid Over Pump:
𝐹𝑂𝑃 =𝑃𝐼𝑃
𝐺𝐹 ... (3-29) B. Menentukan Vertikal lift (Hp):
𝐻𝑝 = 𝑃𝑆𝐷 − 𝐹𝑂𝑃 ... (3-30) C. Menentukan friction loss dengan menggunakan persamaan (3-19).
𝐻𝑓 = 𝑓𝑟𝑖𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛 𝑙𝑜𝑠𝑠 × ( 𝑃𝑆𝐷
1000𝑓𝑡),feet ... (3-31) D. Menentukan tubing head
𝐻𝑡 =𝑡𝑢𝑏𝑖𝑛𝑔 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑢𝑟𝑒
𝐺𝑓 ... (3-32) E. Menentukan Total Dynamic Head (TDH)
𝑇𝐷𝐻 = 𝐻𝐷 + 𝐻𝑓 + 𝐻𝑡 ... (3-33) 3.3.5.8 Menentukan Effisiensi Pompa
Penentuan effisiensi volumetric pompa progressive cavity pump untuk mengetahui keefektifan kerja dari pompa existing di sumur sudah optimum atau tidak. Besarnya effisiensi volumetric pompa diperoleh dengan membandingkan rate produksi actual terhadap rate produksi teoritis.
𝑄𝑡ℎ𝑒𝑜𝑟𝑦 = 𝑉. 𝑁 ... (3-34) Dimana : Qtheory = Theoritical flow rate, bpd
V = Pump displacement, bpd/rpm N = Rotation speed, RPM
43
𝐸𝑉 =𝑄𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙
𝑄𝑡ℎ𝑒𝑜𝑟𝑦× 100% ... (3-35) Keterangan : EV = volumetric pumping efficiency, 100%
Qactual = actual flow rate, bpd Qtheory = theoritical flow rate, bpd
44 BAB IV
PERHITUNGAN PROGRESSIVE CAVITY PUMP (PCP) TERPASANG PADA SUMUR CKM-01 LAPANGAN BRANTAS
Perhitungan pompa Progressive Cavity Pump (PCP) bertujuan untuk mengetahui apakah pompa sudah bekerja efisien atau tidak efisien. Evaluasi dilakukan dengan perhitungan volumetric pompa pada kondisi terpasang, sehingga dapat diketahui apakah efisiensi volumetric pompa terpasang pada sumur kajian dalam kondisi baik atau tidak. Data kajian yang digunakan sebagai penelitian adalah data dari sumur CKM-01 lapangan Brantas.
4.1 Data Pompa PCP Existing
Dalam melakukan perhitungan pompa Progressive Pavity Pump (PCP) diperlukan data penunjang seperti data sumur, data produksi dan data pompa sehingga evaluasi dapat dilakukan pada sumur tersebut. Dari hasil analisa tersebut dapat dilakukan interpretasi terhadap kinerja unit pompa.
Sumur CKM-01 Terletak di lapangan Brantas dimana sumur ini aktif berproduksi sejak November 1997 sampai sekarang telah melakukan pergantian artificial lift dari Sucker Rod Pump ke Progressive Cavity Pump 75-750.
Produktifitas formasi pada sumur ditentukan untuk mengetahui sejauh mana fluida dapat berproduksi dengan tekanan reservoir dan tekanan alir dasar sumur tertentu. Untuk mengetahui hal tersebut maka dapat dilakukan dengan pembuatan kurva IPR. Penentuan produktifitas formasi pada sumur Sumur CKM- 01 menggunakan metode Pudjo Sukarno. Berikut data-data dari sumur CKM-01 pada tabel 4.1
