DESAIN POMPA
ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP
DI PT
PERTAMINA EP ASSET 5 BUNYU FIELD
LAPORAN TUGAS AKHIR Oleh
DONDY ZOBITANA 12010195
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
AKADEMI MINYAK DAN GAS BALONGAN
DESAIN POMPA
ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP
DI PT
PERTAMINA EP ASSET 5 BUNYU FIELD
LAPORAN TUGAS Oleh :
DONDY ZOBITANA 12010195
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
AKADEMI MINYAK DAN GAS BALONGAN
ii
DESAIN POMPA
ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP
DI PT
PERTAMINA EP ASSET 5 BUNYU FIELD.
Dondy Zobitana, 12010195. Pembimbing I Ismanu Yudiantoro, S.T, M.T. Pembimbing II Agustina Prihantini, S.T
ABSTRAK
Laju produksi fluida berpengaruh terhadap pemilihan jenis dan ukuran pompa. Hal ini terjadi karena setiap jenis pompa memiliki laju produksi optimum sesuai yang dianjurkan berdasarkan jenis dan ukuran pompa tersebut. Dengan berlalunya waktu tekanan dan jumlah fluida yang terproduksikan dari sebuah reservoir akan terus menurun, sehingga sudah tidak dapat lagi mengalirkan fluida resevoir secara natural flow dengan produksi water cut tinggi, maka digunakan artificial lift dalam hal ini yaitu Electric Submergible Pump. Tujuan dari dilakukannya tugas akhir ini adalah untuk mengetahui metode yang di gunakan dalam pemilihan pompaElectrical Submersible Pump, pengoperasiannya di lapangan, dan juga troubleshooting pada saat pengoperasiannya di lapangan. Metode penelitian yang digunakan penulis pada tugas akhir ini adalah teknik pengumpulan data dengan wawancara yaitu mengajukan pertanyaan bedasarkan objek penelitian kepada pembimbing lapangan, pengumpulan data tertulis yaitu mempelajari literature yang berhubungan dengan objek yang sedang diteliti, dan yang terakhir yaitu pengambilan dokumentasi adalah metode mengambil data dengan pengambilan gambar yang di gunakan penulis sebagai bahan laporan. Hasil analisa yang didapatkan pada penelitian ini adalah dari grafikInflow Perfomance Relationship vsTubing Perfomance Relationship untuk sumur “M-150” yang telah di buat maka dapat di pastikan fluida yang dari dalam formasi tidak dapat mengalir ke permukaan karena tidak adanya perpotongan antara kurva Inflow Performance Relationship dan Tubing Perfomance Relationship, untuk itu sumur tersebut harus menggunakan
Education Details
2013-Now Oil and Gas Academy of Balongan Indramayu
Petroleum Engineering, Program D3, Indramayu, Indonesia
2010-2013 Senior High School 02Kuala Kapuas, Central Kalimantan
2007-2010 Junior High School 04 Kuala Kapuas, Central Kalimantan
2001-2007 Elementary School 06 Kuala Kapuas, Central Kalimantan
Personal Detail
Name :Dondy Zobitana
NIM :12010195
Mailing Address :Sakapurun Street No.33 Kapuas
City,Central Kalimantan
Contact Number :082217584834
2013-Now Member of IATMI (Association Of Indonesian
Petroleum Engineers)
2013-Now Basket Ball Player Of Oil and Gas Academy of Balongan
Indramayu
2013-Now Member of Student Units Activity in Departement
Basketball, Oil and Gas Academy of Balongan
2012-2013 Basket Ball Player Of senior High School SMAN 02 Kuala
Kapuas, Central Kalimantan
2010-2011 School Organization Of Senior High School SMAN 02
Practical Work
2015 Practicum Of “Penilaian Forrmasi”
2015 Practicum Of Mud Test
2015 Practicum Analysis Of Formation Fluid 2014 Practicum Of Chemistry II
2014 Practicum Of Physics II 2014 Practicum Of Geology 2013 Practicum Of Physics I 2013 Practicum Of Chemistry I
Workshop
2015 Conserving National Energy with Innovative Mindset
2014 Be Successful In Job Hunting
Field Travelling
2015 Educationand Training Centers Of Oil and Gas Cepu 2014 Museum Of Petroleum Indonesia
DESAIN POMPA
ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP
DI PT
PERTAMINA EP ASSET 5 BUNYU FIELD
LAPORAN TUGAS AKHIR
Diajukan guna memenuhi syarat untuk meraih gelar Diploma III pada Program
Studi Teknik Perminyakan Akademi Minyak dan Gas Balongan
Oleh :
DONDY ZOBITANA NIM : 12010195
Proposal ini telah disetujui dan disahkan oleh
Dosen Pembimbing Tugas Akhir
Indramayu…….2016
Dosen Pembimbing I, Dosen Pembimbing II,
v
KATA PENGANTAR
Puji syukur kepada Tuhan Yang Maha Esa, atas berkat dan kasih-Nya
penulis dapat menyelesaikan Laporan Tugas Akhiryang berjudul “Desain Pompa
Electrical Submersible PumpDi PT Pertamina EP Asset 5 Lapangan Bunyu”.
Pada kesempatan ini, saya mengucapkan terimakasih kepada :
1. Ibu Ir. Hj. Hanifah Handayani, M.T selaku ketua Yayasan Bina Islamy.
2. Bapak H. Drs. Nahdudin Islami, M.Si selaku Direktur Akamigas Balongan
Indramayu.
3. Bapak Ismanu Yudiantoro, M.T selaku Kepala Program Studi Teknik
Perminyakan Akamigas Balongan Indramayu.
4. Bapak Ismanu Yudiantoro, ST.MT, selaku Dosen Pembimbing dalam Tugas
Akhir ini.
5. Ibu Agustina Prihantini, S.T selaku Dosen Pembimbing II dalam Tugas Akhir
ini
6. Bapak Afrizal, selaku Junior Production Engineer dan pembimbing Tugas
Akhir PT. Pertamina EP Asset 5 Bunyu Field.
7. Kedua Orangtua yang telah memberi dukungan baik moril ataupun materil
Saya menyadari bahwa laporan ini masih belum sempurna, oleh karena itu
saya harapkan kritik dan saran yang bersifat membangun.
Indramayu….November2016
DAFTAR ISI
Halaman
JUDUL ...i
ABSTRAK ...ii
LEMBAR PENGESAHAN ...iii
LEMBAR PERSEMBAHAN ...iv
RIWAYAT HIDUP ...v
KATA PENGANTAR ...x
DAFTAR ISI...xii
DAFTAR TABEL ...xv
DAFTAR GAMBAR...xvi
DAFTAR LAMPIRAN ...xvii
DAFTAR SIMBOL ...xviii
BAB I PENDAHULAN...1
1.1 Latar Belakang...1
1.2 Tema ...2
1.3 Tujuan...2
1.3.1 Tujuan Umum...2
1.3.2 Tujuan Khusus ...2
1.4 Manfaat...3
1.4.1 Bagi Perusahaan ...3
xiii
LANJUTAN DAFTAR ISI
Halaman
1.4.3 Bagi Mahasiswa...4
1.5 Waktu dan Tempat Pelaksanaan...4
1.6 Batasan Masalah ...4
BAB II DASAR TEORI...5
2.1 Produktivitas Formasi...5
2.1.1 Productivty Index(PI)...5
2.1.2 Inflow Performance Relationship (IPR)...6
2.1.2.2 Kurva IPR Aliran Satu Fasa...6
2.1.2.3 Kurva IPR Aliran Dua Fasa………9
2.1.2.5 Kurva IPR Aliran Tiga Fasa………...10
2.1.2.5 Sifat Fisik Fluida Reservoir………12
2.2 MetodeArtificial Lift... ...18
2.3 Electric Submersible Pump... 18
2.4 Peralatan Electrical Submersible Pump...20
2.4.1 Peralatan Permukaan(surface)...20
2.5.1 Peralatan Bawah Permukaan(sub surface)...24
2.5 Alasan Penggunaan ESP...34
2.6 Problem PadaElectrical Submersible Pump...35
2.7 Metode DesainElectrical Submersible Pump ...36
BAB III METODOLOGI PENELITIAN ...40
LANJUTAN DAFTAR ISI
Halaman
3.2 Teknik Pengumpulan Data ...40
3.2.1 Wawancara ...40
3.2.2 Pengumpulan Data Tertulis ...41
3.2.3 Pengambilan Dokumentasi...41
BAB IV GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN ...43
4.1 Sejarah PT. PERTAMINA EP ...43
4.2 Visi dan Misi PT. Pertamina EP...46
4.3 Profil PT. Pertamina EP Asset Field Bunyu ...47
4.4 Visi dan Misi PT. Pertamina EP Asset 5 Field Bunyu...49
4.5 Letak Geografis ...49
4.6 Stratigrafi Regional Subcekungan Tarakan ...51
4.7 BAB V ANALISA...54
5.1 Data Sumur “M-150”...54
5.2 IPR Sumur “M-150”...56
5.3 Langkah Perhitungan Desain ESP...59
5.3.1 PenentuanStatic Fluid Level(SFL) danDynamic Fluid Level(DFL) ...59
5.3.2 PenentuanPump Setting Depth...60
5.3.3 PerhitunganTotal Dynamic Head(TDH) ...60
xv
BAB VI KESIMPULAN ...63 DAFTAR PUSTAKA
DAFTAR GAMBAR
Halaman
Gambar 2.1 Susunan Peralatan ESP... 23
Gambar 2.2Wellhead...24
Gambar 2.3Transformer...26
Gambar 2.4SwitchBoard... 27
Gambar 2.5Protector... 30
Gambar 2.6Gas Separator... 32
Gambar 2.7Bagian Pompa... 33
xvi
DAFTAR TABEL
Halaman Tabel 5.1 Data Sumur “M-150”... 55
Tabel 5.2 Hasil Perhitungan IPR dengan Metode Vogel ... 57
DAFTAR LAMPIRAN
1. Lampiran Pump Chart A2700N
xviii
DAFTAR SIMBOL
Bo = Faktor voleme formasi minyak, bbl/STB
C = Friction Factor Tubing
DFL = Dynamic fluid level, ft
F = Friction loss, ft/1000ft
FOP = Fluid over pump, ft
GF = Gradien fluida
h = Ketebalan lapisan, ft
HD = Vertical lift, ft
HF = Head friction, ft
HP = Hours power, HP
Ht = Well head tubing head, ft
k = Permeabilitas batuan, md
Pe = Tekanan formasi pada jarak re, psi
PI =productivity index, BPD / PSI. PIP = Pump intake pressure, psi
Ps = tekanan statik reservoir, Psi.
PSD = Pump setting depth, ft
Pwf = Tekanan alirsan dasar sumur, psi
Pwh = Tekanan di atas sumur, psi
q = Laju aliran fluida, bbl/day
Qtest = tes laju produksi BPD.
re = Jari–jari penguras sumur, ft
rw = jari–jari sumur, ft
SFL = Static fluid level, ft
SG = Spesific gravity
TDH = Total dynamic head, ft
Vo = Viskositas minyak, cp
1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 LATAR BELAKANG
Proses pengangkatan fluida dari sumur ke permukaan terdiri dari
beberapa metode, antara lain sumur sembur alam dan ada yang dibantu
dengan pengangkatan buatan yang sering disebut sumur sembur buatan
(artificial lift). Sumur sembur alam adalah sumur yang mengangkat fluida
reservoir dari dasar sumur ke permukaan dengan bantuan tekanan formasi
(natural flow). Ketika tekanan formasi sudah tidak mampu lagi untuk
mengangkat fluida formasi ke permukaan, maka digunakanlah
pengangkatan buatan yaitu salah satunya adalah dengan menggunakan
Electric Submersible Pump(ESP).
Penggunaan pompaelectrical submersible pump akan di sesuaikan
dengan spesifikasi sumur dan juga jenis liquid serta banyaknya liquid yang
akan di angkat, maka dari itu di perlukan desain pompa electrical
submersible pump yang tepat. Sehingga dalam pengoperasiannya
mendapatkan hasil yang effisien dan optimum serta tidak banyak
1.2 TEMA
Tema yang diambil dalam Tugas Akhir ini adalah tentangArtificial
Lift, adapun dari tema tersebut menyesuaikan dengan yang ada di kantor
maupun di lapangan.
1.3 TUJUAN
1.3.1 Tujuan Umum
1. Mengetahui informasi mengenai gambaran pelaksanaan
pekerjaan perusahaan atau di institusi tempat tugas akhir
berlangsung.
2. Menerapkan ilmu pengetahuan yang didapat dari bangku
perkuliahan.
3. Untuk meningkatkan daya kreativitas dan keahlian.
4. Mengetahui, mengenali dan memahami cara mendesain
Electrical Submersible Pumpyang ada di lokasi.
1.3.2 Tujuan Khusus
1. Menentukan desain pompa Electrical Submersible Pump
bedasarkan kondisi sumur.
2. Menentukanrateproduksi yang didesain pada sumur“M-150”.
3. Menentukan metode perhitungan yang sesuai dengan kondisi
3
4. Menentukan jumlah stage dan horse power yang digunakan
berdasarkan jenis pompa agar dapat memenuhi rate produksi
optimum.
5. Untuk menemukan permasalahan yang sering terjadi dalam
pengoperasian Electrical Submersible Pump atau
troubleshootingdi lapangan produksi Bunyu.
1.4 MANFAAT
1.4.1 BAGI MAHASISWA
1. Dapat memahami berbagai permasalahan yang terdapat
dilapangan sehubungan dengan tema yang diambil.
2. Mendapat pengetahuan dan keterampilan yang lebih aplikatif
dalam bidang yang diminati.
3. Dapat mengidentifikasi masalah, menganalisa, dan menentukan
solusi alternatif dalam memecahkan permasalahan di lapangan
sesuai dengan tema yang diambil.
1.4.2 BAGI AKADEMI MINYAK DAN GAS BALONGAN
1. Menciptakan jalinan kerjasama antara institusi tempat
dilaksanakannya tugas akhir dengan pihak kampus.
2. Memperbaharui kurikulum berdasarkan kebutuhan SDM yang
nyata di lapangan.
1.4.3 BAGI PERUSAHAAN
1. Dapat memanfaatkan tenaga mahasiswa untuk membantu
kegiatan operasional.
2. Mendapatkan pilihan alternatif dalam mencari calon karyawan
baru.
3. Dapat mengembangkan kemitraan dengan pihak kampus
sehubungan dengan kegiatan penelitian maupun
pengembangan.
1.5 WAKTU DAN TEMPAT PELAKSANAAN
Tugas Akhir dilaksanakan pada semester VI (enam), terhitung dari
tanggal 01 Februari 2016 sampai dengan 29 Maret 2016. Dengan tempat di
PT PERTAMINA EP ASSET 5 BUNYU FIELD.
1.6 BATASAN MASALAH
Masalah yang ditekankan dalam Laporan Tugas Akhir ini adalah
Metode Pemilihan Pompa Electrical Submersible Pump sehingga
5
BAB II TINJAUAN TEORI
2.1. ProduktivitasProduksi
Produktivitas formasi adalah kemampuan suatu formasi untuk
memproduksikan fluida yang dikandungnya pada kondisi tekanan tertentu.
Pada umumnya sumur-sumur yang baru ditemukan mempunyai tenaga
pendorong alamiah yang mampu mengalirkan fluida hidrokarbon dari
reservoir kepermukaan dengan tenaganya sendiri, dengan berjalannya waktu
produksi kemampuan dari formasi untuk mengalirkan fluida tersebut akan
mengalami penurunan, yang besarnya sangat tergantung pada penurunan
tekanan reservoir.
2.1.1 Produktivitas Index(PI)
Index adalah Kualitas kinerja aliran fluida dari formasi
produktif masuk ke lubang sumur. Produktifitas formasi adalah
kemampuan suatu formasi untuk memproduksikan fluida yang
dikandungnya pada kondisi tekanan tertentu. Parameter yang
menyatakan produktifitas formasi adalahProductivity Index (PI) dan
Inflow Performance Relationship (IPR). PI dapat berharga konstan
atau tidak, tergantung pada kondisi aliran yang terjadi.
Harga PI didapatkan dari persamaan:
PI = Qtest
Keterangan :
PI =Productivity index, BPD / PSI.
Qtest = Tes laju produksi BPD.
Ps = Tekanan statik reservoir, Psi.
Pwf = Tekanan alir dasar sumur, Psi
2.1.2 Inflow Performance Relationship(IPR)
Kurva IPR adalah sebuah kurva yang menggambarkan
kemampuan suatu sumur untuk berproduksi, yang dinyatakan dalam
bentuk hubungan antara laju produksi (q) terhadap tekanan alir dasar
sumur (Pwf).
Dalam persiapan pembuatan kurva IPR terlebih dahulu harus
diketahui Productiivity Index (PI) sumur tersebut, yang merupakan
gambaran secara kwalitatif mengenai kemampuan suatu sumur untuk
berproduksi.
2.1.2.1 Kurva IPR Aliran Satu Fasa
Kurva IPR untuk aliran satu fasa akan merupakan suatu garis
lurus dengan harga PI yang konstan untuk setiap harga Pwf. Hal ini
terjadi apabila tekanan reservoir (Pr) lebih besar dari tekanan
gelembung (Pb).
Berdasarkan definisi PI diatas, untuk suatu saat tertentu
dimana Ps konstan dan PI juga konstan, maka variabelnya adalah
laju produksi (q) dan tekanan alir dasar sumur (Pwf). Sehingga
7
Grafik 2.1 Kurva IPR satu fasa (2007, Buyoun Buo,Petroleum Production Engineering)
Untuk membuat kurva IPR diperlukan data-data sebagai
berikut:
a. laju alir produksi
b. tekanan dasar sumur (Pwf)
c. tekanan statis atau tekanan reservoir (Pr)
Ketiga data tersebut diperoleh dari hasil test produksi dari
sumur yang bersangkutan.
Aliran fluida dalam media berpori telah dikemukakan oleh
Darcy(1856) dalam persamaan:
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 bersifatincompressible.
e. Viskositas fluida yang mengalir konstan.
f. Kondisi aliran isotermal.
g. Formasi homogen dan arah aliran horizontal.
Persamaan diatas kemudian dikembangkan untuk kondisi
aliran radial, dimana dalam satuan lapangan persamaan tersebut
berbentuk:
q = Laju aliran fluida, bbl/day
Qo = Laju aliran fluida dipermukaan, STB/ day
h = Ketebalan lapisan, ft
k = Permeabilitas batuan, md
Vo = Viskositas minyak, cp
Bo = Faktor voleme formasi minyak, bbl/STB.
Pwf = Tekanan alirsan dasar sumur, psi
Pe = Tekanan formasi pada jarak re, psi
9 rw = jari – jari sumur, ft
Persyaratan yang harus dipenuhi untuk menggunakan
pesamaan (2.5) tersebut adalah:
a. Fluida berfasa tunggal
b. Aliran mantap(steady state)
c. Formasi homogen
d. Fluidaincompresible.
Dengan demikian apabila variable–viriable dari persamaan
diketahui, maka laju produksi (potensi) sumur dapat diketahui.
2.1.2.2 Kurva IPR Aliran Dua Fasa
Jika Pr dibawah Pb, maka gas membebaskan diri dari
minyak, maka bentuk kurva IPR akan merupakan suatu garis
lengkung, dan harga PI tidak lagi merupakan harga yang konstan,
karena kemiringan garis IPR akan berubah secara kontiniu untuk
setiap harga Pwf.
Untuk membuat kurva IPR dua fasa, Vogel menurunkan suatu persamaan dasar dengan anggapan skin sama dengan nol
Grafik 2.2 Kurva IPR dua Fasa (2007, Buyoun Buo,Petroleum Production Engineering)
Selain itu dalam pengembangannya dilakukan anggapan:
a. Reservoir bertenaga dorongan gas pelarut
b. Harga skin disekitaran lubang bor sama dengan nol
c. Tekanan reservoir dibawah tekanan saturasi (pb)
2.1.2.3 Kurva IPR Tiga Fasa Metode
Asumsi yang digunakan metode ini adalah:
a. Faktor skin sama dengan nol
b. 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 Q max
Pr
Pwf
(Psi)
11
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 hipotensi reservoir, yang mana untuk masing-masing
kelompok dilakukan perhitungan kurva IPR untuk lima harga water
cutberbeda, yaitu 20 %, 40 %, 60 %, 80 %, dan 90 %.
Dalam metodePudjo Sukarnomembuat persamaan sebagai berikut:
= + 1 + 2 ... .(2.8)
Dimana :
An ( n = 0, 1 dan 2) adalah konstanta persamaan, yang
harganya berbeda untukwater cut yang berbeda.
An = Co + C1(water cut) +C2(water cut)2... (2.9)
Cn (n = 0, 1 dan 2) untuk masing – masing harga An
ditunjukan dalam tabel 2.1, sebagai berikut:
Tabel 2.1 Konstanta Cn unntuk masing-masing An
An Co C1 C2
Ao 0,980321 -0,115661.10-1 0,179050.10-4
A1 -0,414360 0,392799.10-2 0,237075.10-5
A2 -0,564870 0,762080.10-2 -0.202079.10-4
Sedangkan hubungan antara tekanan alir dasar sumur
terhadap water cut dapat dinyatakan sebagai Pwf/ Pr, terhadap WC
(WC @ Pwf = Pr) telah ditentukan dengan analisis regresi yang
@ = ( ⁄ )... ...(2.10)
Dimana P1dan P2tergantung dari hargawater cut. Dari hasil
analisa regresi menghasilkan persamaan berikut:
P1=1,606207 − (WC)... ...(2.11)
P2=− 0,517792+ 0,110604 (WC)... ...(2.12)
Dimana water cut dinyatakan dalam persen (%) dan
merupakan data uji produksi.
2.1.2.4 Sifat Fisik Fluida Reservoir
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 fisik
fluida yang mempengaruhi pererncanaanElectric Submersible Pump
(ESP) yaitu specific gravity fluida (SG), oAPI, tekanan bubble point
(Pb), gas oil ratio (GOR), kelarutan gas dalam minyak (Rs), faktor
volume (FV), faktor compresibilitas (Z factor), viskositas (µ).
A. Specific Gravity Fluida (SGf)
Specific gravity fluida (SGf) adalah perbandingan antara
densitas fluida dengan fresh water pada kondisi standard (14,7 psi,
60oF) yaitu 62,4 lb/cuft atau 1 gr/cc. Sehinggaspecific gravityfluida
13
Sedangkan besaran yang digunakan untuk menyatakan
spesific gravity (SG) dari minyak adalahoAPI . Adapun harga oAPI
dapat ditentukan besaran SG dengan hubungan sebagai berikut :
API
Specific gravity fluida campuran (SGf mix) dapat dihitung
apabila harga specific gravity air (SGw), specific gravity minyak
(SGo) dan water cut (WC) diketahui, yaitu dengan menggunakan
persamaan berikut:
o wfmix WC SG WC SG
SG 1 ... (2.15)
Keterangan:
SGfmix =specific gravityfluida campuran
SGo =specific gravityminyak
SGw =specific gravityair
WC =water cut
B. Bubble Point Pressure(Pb)
Bubble point pressure adalah suatu tekanan dimana terjadi
pembentukan gas untuk pertama kali dari larutan minyak yang
disebabkan oleh penurunan tekanan secara isothermal pada reservoir.
Harga bubble point pressure dapat ditentukan dari uji laboratorium
C. Gas Oil Ratio (GOR)
Dalam teknik perminyakan terdapat banyak perhitungan dan
akan lebih mudah melakukan perhitungan dengan mengetahui aliran
suatu fasa sebagai rasio dari fasa yang mengalir lainnya. GOR adalah
perbandingan total besarnya laju alir gas terhadap laju alir minyak,
ditunjukkan dalam satuan SCF/STB.
o
D. FaktorKompresibilitas Gas (Z Factor)
Faktor Z adalah suatu pernyataan yang digunakan untuk
menyatakan bahwa kondisi gas nyata menyimpang dari kondisi gas
ideal, faktor Z merupakan factor koreksi yang biasa disebut factor
deviasi gas (factor penyimpangan gas). Faktor deviasi gas
menyatakan penyimpangan dari volume nyata terhadap volume
ideal. Faktor penyimpangan gas merupakan perbandingan volume
gas pada kondisi tekanan dan temperatur sebenarnya dengan volume
gas ideal pada kondisi standard (14,7 psi, 60oF)
Faktor deviasi gas secara umum sebagai fungsi dari
15
Untuk campuran gas yang mengandung komponen ikutan,
besaran kondisi kritis semu untuk tekanan dan temperatur menurut
Thomas, Hankinson, dan Philips dapat dibuat persamaan sebagai
berikut:
Dari harga tekanan dan temperatur tereduksi tersebut dapat
diketahui harga deviasi gas dari grafik compressibility factor. Secara
matematis faktor kompresibilitas dari gas dapat dibuat pada
persamaan berikut:
Z = Faktor penyimpangan gas nyata dengan gas ideal
P = Tekanan aktual, psi
T = Suhu aktual, R
Tpc =Pseudo critical temperatur, R
Ppc =Pseudo critical pressure,psi
Ppr =Pseudo reduced pressure
E. Kelarutan Gas Dalam Minyak (Rs)
Kelarutan gas dalam minyak didefinisikan sebagai
banyaknya cubic-feet gas dalam keadaan standard yang terlarut
dalam minyak mentah sebanyak satu barrel dalam tanki, dinyatakan
dalam satuan SCF/STB. Kelarutan gas dipengaruhi oleh tekanan,
temperatur, densitas, gas spesifik gravity, derajat API gravity
minyak.
Untuk menghitung gas terlarut pada tekanan dan temperatur
tertentu dapat menggunakan korelasi dari Standing yaitu:
205
Rs = kelarutan gas dalam minyak,
Bbl SCF
T = Temperatur,oF
P = Tekanan, psi.
F. Faktor Volume Formasi (FVF)
Faktor Volume Formasi didifinisikan sebagai perbandingan
volume fluida di dalam reservoir terhadap volume fluida pada
kondisi standard. Volume air, minyak maupun gas dalam reservoir
banyak dipengruhi oleh tekanan dan temperatur, hal ini berhubungan
17
Perubahan volume pada air sangat kecil sekali, ini
disebabkan karena kelarutan gas dalam air relatif kecil, maka harga
Bw sering dianggap 1 RB/STB, sehingga ini bisa diabaikan untuk
perhitungan air.
Perubahan volume minyak oleh perubahan tekanan dan
temperatur dihitung untuk menentukan faktor volume formasi
minyak. Faktor tersebut juga merupakan perubahan volume karena
masuknya fasa gas kedalam larutan minyak.
Faktor volume formasi didefinisikan sebagai perbandingan
volume fluida dalam reservoir dengan fluida pada kondisi standard.
G. Viskositas
Viskositas fluida adalah ukuran kekentalan fluida atau
keengganan fluida untuk mengalir, yang dipengaruhi oleh temperatur
dan tekanan. Viskositas biasanya dinyatakan dalam centipoise (Cp).
Apabila temperatur fluida naik maka harga viskositas cairan akan
berkurang (encer), jika temperatur fluida tetap maka viskositas
2.2. MetodeArtificial Lift
Suatu sumur produksi dapat mengalirkan fluida berdasarkan tenaga
pendorongnya dimana bila tenaga pendorong alami reservoir telah menurun
maka akan digunakan artificial lift. Artificial lift adalah metode untuk
mengangkathidrocarbon dari dalam sumur ke atas permukaan. Ini biasanya
dikarenakan tekanan reservoirnya tidak cukup tinggi untuk mendorong
minyak sampai ke atas ataupun tidak ekonomis jika mengalir secara
alamiah. Artificial lift juga merupakan suatu usaha untuk membantu
mengangkat fluida produksi sumur ke permukaan dengan jalan memberikan
energi mekanis dari luar.
Artificial lift umumnya terdiri dari beberapa macam yang
digolongkan menurut jenis peralatnnya sepertielectrical submersible pump,
gas lift, sucker rod pump, jet pump, progressive cavity pump, pungger
lift,dan otobial.
2.3. Electric submersible pump
Electric submersible pump yang merupakan jenis artificial lift
dengan harga yang cukup mahal dibandingkan dengan pengangkatan buatan
lainnya, tetapi dapat menghasilkan pengembalian biaya dengan cepat oleh
karena kemampuannya untuk menghasilkan laju produksi yang tinggi,
disamping itu dapat dioperasikan pada laju aliran fluida yang kandungan air
(water cut) yang tinggi. Electrical submersible pump adalah pompa yang
19
setiap tingkat mempunyai impeller, bagian berputar yang fungsinya
memberikan kecepatan terhadap cairan yang dipompakan dan diffuser
adalah bagian yang diam. Prinsip dasar Electric Submersible Pump adalah
dengan mengalirkan fluida dari satu tingkat ke tingkat selanjutnya, dimana
setiap tingkatnya terdiri dari bagian yang berputar (impeller) dan bagian
yang diam sebagai tempat fluidanya (diffuser). Impeller berfungsi untuk
mentransfer energi dengan memutar fluida sehingga meningkatkan energi
kinetiknya sedangkandiffuser berfungsi untuk megubahnya menjadi energi
potensial, sehingga meningkatkan tekanan keluar (discharge pressure) dan
fluida yang ada didiffuser akan diteruskan lagi ke tingkat yang di atasnya.
Dimana panjang pompa tergantung pada jumlahstagesyang digunakan.
Sistem kerja dari pompa submersible ini adalah dengan gerakan
centrifugal yang dimiliki stage yang banyak, dimana poros dari pompa
dihubungkan langsung dari motor penggerak. Motor penggerak ini
memanfaatkan energi listrik yang disuplai dari transformer dan
mengubahnya menjadi energi magnet pada laminasi stator kemudian stator
menginduksi arus pada rotor dan kemudian menyebabkan adanya medan
magnet pada rotor dan dengan adanya medan magnet yang berpindah maka
2.4. PeralatanElectrical submersible pump
Peralatan ESP terdiri dari dua bagian utama, yaitu komponen
permukaan dan komponen bawah permukaan.
Gambar 2.1 Susunan PeralatanElectrical submersible pump (Kermit E Brown, The Tecnology of Artificial Lift Methods, Voume 2b)
2.4.1 Peralatan Permukaan(Surface Equipment)
Pada Electrical submersible pump terdapat alat-alat
permukaan (surface equipment) seperti: wellhead, junction box,
switchboarddan transformer.
21
Wellhead atau kepala sumur dilengkapi dengan tubing
hangerkhusus yang mempunyai lubang untukcable pack-offatau
penetrator. Cable pack-off ini biasanya tahan sampai tekanan
3000 psi. Tubing hanger dilengkapi juga dengan lubang untuk
hidraulic control line, yaitu saluran cairan hidraulik untuk
menekansubsurface ball valveagar terbuka.
Wellhead juga harus dilengkapi dengan “seal” agar tidak
bocor pada lubang untuk kabel danline.Wellheaddi desain untuk
tahan terhadap tekanan 500 psi sampai 3000 psi.
Gambar 2.2Wellhead
(2013 ,Alwan Bate Bandera, Pengenalan Peralatan ESP)
2. Junction box
Junction box ditempatkan di antara kepala sumur dan
switchboard untuk alasan keamanan. Gas dapat mengalir keatas
melalui kabel dan naik ke permukaan menuju switchboard, yang
junction box ini adalah untuk mengeluarkan gas yang naik keatas
tadi. Junction box biasanya 15 ft (minimum) dari kepala sumur
dan normalnya berada diantara 2 sampai 3 ft di atas permukaan
tanah.
Fungsi darijunction boxantara lain:
a. Sebagai ventilasi terhadap adanya gas yang mungkin
bermigrasi kepermukaan melalui kabel agar terbuang ke
atmosfer.
b. Sebagai terminal penyambungan kabel dari dalam sumur
dengan kabel dariswichboard.
3. Switchboard
Switchboardadalah panel kontrol kerja di permukaan saat
pompa bekerja yang dilengkapi dengan motor controller,
overload dan underload protection serta alat pencatat (recording
instrument) yang bisa bekerja secara manual ataupun otomatis
apabila terjadi penyimpangan. Switchboard ini dapat digunakan
untuk tegangan dari 440 volt sampai 4800 volt.
Fungsi utama dariswitchboardadalah:
a. Untuk mengontrol kemungkinan terjadinya downhole
problem seperti: overloadatauunderload current.
b. Auto restartsetelahunderloadpada kondisiintermittent well.
23
Pada switchboard biasanya dilengkapi dengan ammeter
chart yang berfungsi untuk mencatat arus motor versus waktu
ketika motor bekerja.
Gambar 2.3 Switchboard
(2013, Alwan Bate Bandera, Pengenalan Peralatan ESP)
4. Transformer
Merupakan alat untuk mengubah tegangan listrik, bisa
untuk menaikan atau menurunkan tegangan. Alat ini terdiri dari
core (inti) yang dikelilingi oleh coil dari lilitan kawat tembaga.
Keduanya, baik coremaupuncoil direndam dengan minyak trafo
sebagai pendingin dan isolasi. Perubahan tegangan akan
sebanding dengan jumlah lilitan kawatnya. Biasanya tegangan
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.
Gambar 2.4 Transformer (2013 , Alwan Bate Bandera, Pengenalan Peralatan ESP)
2.4.2 Peralatan bawah Permukaan (Sub Surface) 1. Motor Listrik (Eletric Motor)
Jenis motor Pompa ESP adalah motor listrik induksi dua
kutub tiga fasa yang diisi dengan minyak Pelumas khusus yang
mempunyai tahanan listrik (dielectric strength) tinggi. Dipasang
paling bawah dari rangkaian, dan motor tersebut digerakkan oleh
arus listrik yang dikirim melalui kabel dari permukaan. Motor
berfungsi untuk menggerakan pompa dengan mengubah tenaga
listrik menjadi tenaga mekanik. Fungsi dari minyak tersebut
adalah:
25 b. Sebagai tahanan (isolasi)
c. Sebagai Media penghatar panas motor yang ditimbulkan oleh
perputaran rotor ketika motor tersebut sedang bekerja.
Jadi minyak tersebut harus mempunyai spesifikasi
tertentu yang biasanya sudah ditentukan oleh pabrik, yaitu
berwarna jernih, tidak mengandung bahan kimia, di electric
strength tinggi, lubricant dan tahan panas. Minyak yang diisikan
akan mengisi semua celah-celah yang ada dalam motor, yaitu
antara rotor dan stator. Motor berfungsi sebagai tenaga penggerak
pompa (prime mover), secara garis besar motor ini mempunyai
dua bagian pokok, yaitu
1. Stator
Stator Assembly adalah rangkaian komponen yang tidak
bergerak. Bentuknya seperti baja melingkar yang dililit oleh
kawat. Terdiri dari 3 komponen utama, housing, laminations,
danwindings.
Housing adalah tabung besi yang menutupi semua
komponen motor lainnya. Berfungsi sebagai cover dan
pelindung utama. Bagian ini adalah bagian yang langsung
bersentuhan dengan fluida formasi. Panas atau kalor dari hasil
penggerakan motor, akan ditransmisikan ke housing dan
kemudian dibawa oleh fluida yang terus mengalir melalui
Laminations adalah lembaran tipis seperti piringan yang
terbuat dari baja atau perunggu. Windings adalah kabel yang
terbuat dari Polyimid atau PEEK insulated magnet. Fungsi
utamanya untuk memberikan gaya magnet disekitar
laminations. Winding ini akan membentuk lilitan yang
mengelilingi laminations.
2. Rotor
Rotor adalah bagian yang berputar dari motor. Rotor
terdiri dari rotor lamination, copper bar, dan rotor bearing.
Rotor lamination memiliki diameter lebih kecil dari stator
lamination. Untuk copper bars didukung oleh copper dan
rings. Sedangkan bearing merupakan bagian yang vital dari
motor. Keguanaan utamanya adalah memberikan gaya axial
dan radial kepadashaftdan rotor. Tidak hanya itu, bearing juga
mempunyaifluid holes, tempat masuknya sirkulasi minyak dan
mendistribusikan pelumasan pada permukaan bearing. Jumlah
dari rotor dihitung darihorse poweer outputdari motor.
2. Protector
Protector merupakan suatu alat yang dipasang antara
intake atau gas separator dan motor. Protector digunakan untuk
menyamakan tekanan dalam motor dengan tekanan tenggelamnya
pompa. Dengan ini mencegah rusaknya dinding motor terhadap
27
kedalam motor. Protector juga memisahkan thrust pompa dari
bearing-bearing motor. Secara umum protector mempunyai 3
fungsi dasar yaitu:
1. Untuk melindungi tekanan dalam motor dari tekanan di
annulus.
2. Menjaga agar fluida sumur tidak masuk kedalam motor.
3. Tempat duduknya thrust bearing (yang mempunyai bantalan
axial dari jenis marine type) untuk merendam gaya axial yang
ditimbulkan oleh pompa
4. Memberikan ruang untuk pengembangan dan penyusutan
minyak motor sebagai akibat perubahan temperatur dari motor
pada saat bekerja dan saat dimatikan.
Gambar 2.5 Protector di Tempatkan diatas Motor ( 2009 ,Schlumberger, Tinjauan ESP)
3. Intake / Gas Separator
Sebelum memasuki pompa, minyak melalui intake yang
masuk kedalam pompa. Intake/gas separator dipasang antara
pompa dan protector. Pemakaian intake atau gas separator
tergantung jumlah gas yang masuk ke dalam pompa. Pompa
harus disuplay dengan fluida dalam hal ini berbentuk cairan dan
sedapat mungkin bebas dari gas.
Berdasarkan penggunaanya ada dua jenis intake section
yang umum digunakan,Standar Intake danGas Separator (GS).
Standar intake biasa digunakan jika kandungan gas tidak terlalu
tinggi. Digunakan karena jelas lebih murah operasionalnya dari
pada menggunakan GS. Hal penting yang harus ada pada standar
intake adalah adanya lubang tempat masuk fluida, adanya
saringan atau screenuntuk menyaring partikel-partikel berukuran
besar agar tidak masuk ke pompa, dan adanya terusan shaft dari
motor yang mentransmisikan putaran ke pompa. Ada dua tipe
standar intakeyang umum digunakan, yaitu tipeIntegral Standar
Intake dan tipe Bolt-on Standar Intake. Integral standar intake
biasa digunakan pada pompa berukuran besar, seri 562 keatas.
Gas Separatorharus digunakan jika kandungan gas relative
tinggi karena kalau tidak, keberadaan gas akan menyebabkan
efektifitas kerja pompa berkurang bahkan bisa menyebabkan
pompa kehilangan daya angkat sama sekali sehingga terjadi
under load. Perlu diketahui bahwa GS juga merupakan intake,
29
dari fluida formasi agar gas tidak ikut masuk ke pompa. Gas hasil
pemisahan biasanya dialirkan ke permukaan melalui annulus
antara tubing dengan separator. Ada dua macam tipe dari Gas
Separator yang umum digunakan, yaitu tipe Aliran Berlawanan
(Reverse Flow type)dan tipe Berputar(Rotary Type).
Gambar 2.6 Rangkaian Gas Separator (2010, Slide,Electric Submersible Pump)
4. Pump Unit
Unit pompa merupakan Multistages Centrifugal Pump,
yang terdiri dari: impeller, diffuser, shaft (tangkai) dan housing
(rumah pompa). Di dalam housing pompa terdapat sejumlah
diffuser. Jumlah stage yang dipasang pada setiap pompa akan
dikorelasi langsung dengan Head Capacity dari pompa tersebut.
Dalam pemasangannya bisa menggunakan Iebih atau satu
(tandem) tergantung dari Head Capacity yang dibutuhkan untuk
menaikkan fluida dari lubang sumur kepermukaan. 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 2.7 Bagian-bagian dari sebuah Pompa (2010, Slide,Electric Submersible Pump)
Prinsip kerja pompa ini, yaitu fluida yang masuk kedalam
pompa melalui intake yang akan diterima oleh stage paling
bawah dari pompa kemudian impeller akan mendorongnya
masuk, sebagai akibat proses centrifugal, maka fluida tersebut
31
tenaga kinetis (velocity) fluida akan diubah menjadi tenaga
potensial (tekanan) dan diarahkan ke stage selanjutnya.
5. Check Valve
Check valvebiasanya dipasang pada tubing (2 – 3 joint) di
atas pompa. Bertujuan untuk menjaga fluida tetap berada di atas
pompa. Jika 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. Jadi umumnya check valve digunakan agar tubing tetap
terisi penuh dengan fluida sewaktu pompa mati dan mencegah
supaya fluida tidak turun ke bawah.
6. Bleeder Valve
Bleeder valve dipasang satu joint di atas check valve,
mempunyai fungsi mencegah minyak keluar pada saat tubing
dicabut. Fluida akan keluar melaluibleeder valve.
7. Centralizer
Berfungsi untuk menjaga kedudukan pompa agar tidak
bergeser atau selalu di tengah-tengah pada saat pompa beroperasi,
sehingga kerusakan kabel karena gesekan dapat dicegah
8. PSI Unit
PSI atau Pressure Sensing Instrument adalah suatu alat
yang mencatat tekanan dan temperatur dalam sumur. Secara
umum PSI Unit mempunyai 2 komponen pokok, yaitu:
1. PSIDown Hole Unit
Dipasang di bawah motor Type Upper atau Center Tandem,
karena alat ini dihubungkan dari Electric Motor yang
seolah-olah merupakan bagian dari motor tesebut
2. PSISurface Readout
Merupakan bagian dari system yang mengontrol kerja Down
Hole Unit serta menampakkan (Display) informasi yang
diambil dariDown HoleUnit.
9. Electric Cable
Cablemerupakan komponen penting dalam menyalurkan
arus listrik dari permukaan ke pompa di dasar sumur. Untuk ESP
dibuat dari tembaga dan alumunium, kabel Al lebih murah dan
tahan korosi, tetapi lebih mudah patah dan sukar disambung
kembali. Bentuknya ada 2 macam yaitu bulat dan flat. Yang bulat
diletakkan pada tubing sedangkan yang flat untuk sekitar pompa
danprotectorkearah motornya.
Kabel yang digunakan harus berdiameter kecil, tahanan
listrik sedikit, tahan karat, dan bisa digulung. Dalam pemilihan
33
1000 ft. Kabel dengan bungkus polyethylene mempunyai
toleransi temperature sampai 130 F, polypropylene dengan armor
sampai 180 F, dan EPR lead sheath sampai 250 F. Kabel standar
didesain untuk maksimum temperatur 167 F dan 10 tahun masa
pakai.
2.5. Alasan Penggunaan ESP
Berikut beberapa alasan metodeElectric Submersibe Pump(ESP)
digunakan:
1. Jenis pompa ini dapat digunakan pada sumur-sumur yang relatif dalam
dengan laju produksi dari 200 BFPD sampai 60.000 BFPD.
2. Electrical submersible pump cocok digunakan untuk sumur dengan
kedalaman hingga 15000 ft.
3. Gas Oil Rate(GOR) yang rendah.
4. Panas yang dimiliki electrik motor dapat menurunkan viskositas
produksi fluida, dimana dapat mencairkan fluida dari sifat parafin.
5. Dapat digunakan sebagai sumur injeksi dengan membalikan arah putaran
dariimpeller.
6. Jenis pompa ini cocok untuk dipasang pada kondisi temperatur tinggi
hingga 250oF.
7. Dapat digunakan untuk sumur berarah (directional well) dengan
memasangcentralizer.
8. Dapat digunakan pada sumur korosif dengan syarat memasangResistant
35
2.6.
ProblempadaElectrical Sumbersibel Pump 1. Problem pasirUntuk sumur-sumur yang memproduksi dari lapisan batuan pasir
yang kurang kompak (sementasinya kurang baik), rateyang terlalu besar
akan menyebabkan batuan tererosi sehingga problem pasir mungkin
timbul.
2. Water coning
Bila reservoirnya water drive, rate yang berlebihan bisa
menyebabkan terjadinya water coning. ESP memungkinkan rate yang
besar dengan memasang pompa yang besar.
3. Cavitationdangas lock
Bila reservoirnya solution gas drive, rate yang kebesaran akan
menghasilkan Pwf turun mencapai bubble point. Bila tidak dipasang gas
separator yang sesuai bisa timbul cavitasi ataugas lock.Cavitasi timbul
bila gas timbul di dalam impeller dan menyebabkan vibrasi yang akan
merusak bearing. Bila gas nya dalam jumlah besar akan timbul gas lock
yang akan memblock aliran.
4. Dynamic fluid leveldekat dengan kedalaman pompa
Pada rate besar dynamic fluid level akan turun terus sehingga
bisa sampai dekat pump intake dan pompa kemasukan gas
5. Pendinginan motor
Pendinginan motor dari luar dilakukan oleh aliran produksi
melewati dinding luar motor. Agar pendinginan sempurna maka
kecepatan aliran melewati motor harus paling rendah 1 ft/sec.
6. Perubahan-perubahan fluida reservoir
a. Sg berubah bila water cut berubah. Perubahan sg akan berakibat
perubahan HP yang diperlukan sehingga merubah ampere.
b. Viscositas berubah bila temperature turun atau karena gas sudah
meninggalkan cairan, juga bisa terjadi karena adanya emulsi. Naiknya
viscosity akan menaikkan friction loss dan berakibat naiknya
discharge head. Naiknya discharge head akan menaikkan HP dan
ampere.
Terbentuknya endapan scale atau paraffin. Perubahan
temperatur dan pressure di reservoir bisa mengakibatkan endapan
scale atau paraffin.
2.7. Metode DesainElectric Submersible Pump
1. Melengkapi data-data yang diperlukan yaitu data komplesi, data
produksi, data reservoir dan fluida.
2. Membuat kurva IPR berdasarkan harga Pwf asumsi dengan harga Q
fluida.
3. MenentukanSpesific Gravity Mixdan Gradien Fluida
37
Gradien fluida = 0,433 x SG mix...(2.23)
Keterangan :
WC = Water Cut
SG oil = Spesific Gravity Oil
SG water = Spesific Gravity Water
SG mix = Spesific Gravity Mixing
4. MenentukanStatic Fluid LeveldanDynamic Fluid Level
Penentuan static fluid level dan dynamic fluid level digunakan
untuk mengetahui kolom tinggi fluida atau fluid level dalam sumur pada
saat sumur mati dan tekenan reservoir turun (SFL) dan pada saat sumur
mengalir dan mencapai titik setabil (DFL). Pada saat nilai SFL bernilai
(-) maka berarti tinggi fluida berada di surface dan untuk perhitungan
penempatan Pump Setting Depth menggunakan harga DFL dengan
perkiraan PSD berada 800 ft dari nilai DFL yang diketahui
(submargenc).
SFL = Dmid perfo - ...(2.24)
DFL = Dmid perfo - ...(2.25)
Keterangan :
SFL = Static Fluid Level
Ps = Static Pressure
GF = Gradien Fluid
DFL = Dynamic Fluid Level
5. MenentukanPump Setting Depth
PSD = DFL + 800...(2.26)
Keterangan :
PSD = Pump Setting Depth
6. MenentukanTotal Dynamic Head
Total dynamic head adalah usaha yang dilakukan pompa pada
cairan untuk mengangkat dari satu level ke level lainnya yang di
nyatakan dalam head. Total dynamic head dapat diketahui dengan cara
mencari tahu vertical lift, friction loss dan system pressure terlebih
dahulu lalu ketiga item tersebut dikonversi satuannya dari PSI menjadi
feet. jumlah keseluruhan dari ketiga item tersebut ialah total dynamic
head. Perhitungan TDH pada laju alir 2800 bfpd terhadap tekanan alir
bawah permukaan 1093 psi ialah:
a. Vertical Lift(HD)
Vertical Liftadalah jarak yang harus di tempuh antara dynamic fluid
levelsampai ke permukaan. Dalam menentukan vertical lift langkah
pertama adalah mengetahuifluid over pump:
Fluid over pump = ... (2.27)
Setelah mengetahui ketinggian fluida di atas pompa, barulah bisa
mengetahuiVertical Liftdengan persamaan:
39
b. Head Friction (HF)
Head Frictionadalah kehilangan sebagian tenaga disepanjang tubing
antara pompa sampai ke permukaan akibat friksi aliran di dalam
tubing. Sebelum menentukan head friction, terlebih dahulu
menghitungfriction lossdengan menggunakan persamaan:
Friction loss =
Setelah mengetahui hasil kehilangan tenaga dalam setiap 1000 ft
pada tubing yang terpasang, maka bisa dapatkan hasil head friction
dengan persamaan:
Head Friction = F x PSD... (2.30)
Keterangan :
PIP = Pump Intake Pressure
FOP = Fluid Over Pump
C = Constanta Tubing
F = Friction Loss
c. Wellhead Tubing Head (HT)
Wellhead Tubing Head merupakan jarak yang di akibatkan karena
adanya tekanan tubing. Menentukan Wellhead Tubing Head (HT)
menggunakan persamaan sebagai berikut:
Well head tubing head =Pwh
GF...(2.31)
7. Menentukan jenis Pompa dan Perhitungan JumlahStage
Berdasarkan nilai Total Dynamic Head yang sudah di tentukan
maka selanjutnya adalah menentukan jenis pompa yang paling efisiensi
berdasarkan test pabrik dengan air tawar. Penyajiannya secara grafis dari
hasil test tersebut dibuat grafik karakteristik (performance curve). Pada
grafik ini akan digambarkan head yang dihasilkan, efisiensi pompa,
brake horse powerterhadaprate.
8. Menentukan banyaknya stage yang akan kita gunakan seperti dibawah
ini.
JumlahStage = TotalDynamicHead
Head/Stage ... (2.33)
9. MenentukanHorse PowerYang Dibutuhkan Pompa
Horse power berhubungan dengan berapa tenaga yang kita
butuhkan untuk running pompa yang kita pilih, horse power dapat
ditentukan dengan perhitungan seperti dibawah ini,
40
BAB III
METODOLOGI PENELITIAN
3.1 Waktu dan Tempat Penelitian
Pelaksanaan tugas akhir ini di lakukan pada tanggal 1 Februari sampai
29 Maret 2016 di PT.Pertamina EP Asset 5 Pulau Bunyu Lapangan Fasilitas
Produksi Bunyu Nibung.
3.2 Teknik Pengumpulan Data
Dalam mendapatkan data-data yang berhubungan dengan objek yang
sedang diteliti, penulis menggunakan teknik pengumpulan data sebagai
berikut.
3.2.2 Wawancara
Wawancara merupakan teknik pengumpulan data dengan mengadakan
komunikasi secara langsung terhadap pembimbing lapangan dan para
pegawai di PT.Pertamina EP Asset 5 Lapangan Produksi Bunyu yang
berwenang memberikan data-data yang di butuhkan dalam pembuatan
laporan tugas akhir, serta membandingkan data yang di dapat selama
perkuliahan dengan data yang ada di lapangan. Penulis melakukan metode ini
sejak hari pertama melakukan tugas akhir di PT Pertamina EP Asset 5
Lapangan Produksi Bunyu, wawancara ini di lakukan kepada
operator-operator yang bertugas mengoperasikan sumur Electrical Submersible Pump
alat yang menunjang kegiatan produksi pada lapangan produksi bunyu. Hal
yang sama penulis lakukan juga kepada pembimbing lapangan dimana yang
di jelaskan adalah pengaruh desain pompaElectrcial Subemrsible pump pada
produksi.
3.2.3 Pengumpulan Data Tertulis
Dilakukan dengan mempelajari literature serta segala sesuatu yang ada
kaitannya dengan objek yang sedang di teliti dan dapat menunjang pembuatan
laporan tugas akhir ini sehingga dapat mempertegas teori dari keperluan
analisa mendapatkan data yang benar. Sehingga penulis dapat mengetahui
secara pasti dan jelas mengenai permasalahan yang ada kemudian dapat di
cari solusi pemecahannya. Dalam metode ini penulis melakukannya dengan
cara membaca katalog pompa Electrical Submersible Pump yang di gunakan
di fasilitas produksi tersebut, katalog tersebut di gunakan untuk mengetahui
spesifikasi yang tepat untuk di gunakan pada masing-masing sumur produksi
lapangan bunyu agar tidak mengalami kendala ketika sedang melakukan
proses produksi pada lapangan bunyu.
3.2.4 Pengambilan Dokumentasi
Pengambilan dokumentasi merupakan teknik pengambilan data secara
langsung berupa gambar yang dilakukan oleh penulis dengan mengambil foto
objek yang sedang di teliti. Metode ini di lakukan dengan maksud untuk
sebagai bahan laporan yang penulis kerjakan. Proses dokumentasi melalui
foto harus di lakukan dengan izin terlebih dahulu kepada Safety Officer
42
Pemilihan Jenis Pompa ESP
43
BAB IV
GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN
4.1. Sejarah PT. PERTAMINA EP
Pertamina adalah perusahaan minyak dan gas bumi yang dimiliki
Pemerintah Indonesia (National Oil Company), yang berdiri sejak tanggal
10 Desember 1957 dengan nama PT PERMINA. Pada tahun 1961
perusahaan ini berganti nama menjadi PN PERMINA dan setelah merger
dengan PN PERTAMIN di tahun 1968 namanya berubah menjadi PN
PERTAMINA. Dengan bergulirnya Undang Undang No. 8 Tahun 1971
sebutan perusahaan menjadi PERTAMINA. Sebutan ini tetap dipakai
setelah PERTAMINA berubah status hukumnya menjadi PT PERTAMINA
(PERSERO) pada tanggal 17 September 2003 berdasarkan Undang-Undang
Republik Indonesia Nomor 22 tahun 2001 pada tanggal 23 November 2001
tentang Minyak dan Gas Bumi.
PT PERTAMINA (PERSERO) didirikan berdasarkan akta Notaris
Lenny Janis Ishak, SH No. 20 tanggal 17 September 2003, dan disahkan
oleh Menteri Hukum & HAM melalui Surat Keputusan No. C-24025
HT.01.01 pada tanggal 09 Oktober 2003. Pendirian Perusahaan ini
dilakukan menurut ketentuan-ketentuan yang tercantum dalam
Undang-Undang No. 1 tahun 1995 tentang Perseroan Terbatas, Peraturan Pemerintah
44
Pemerintah No. 45 tahun 2001 tentang Perubahan atas Peraturan Pemerintah
No. 12 tahun 1998 dan peralihannya berdasarkan PP No.31 Tahun 2003
"TENTANG PENGALIHAN BENTUK PERUSAHAAN
PERTAMBANGAN MINYAK DAN GAS BUMI NEGARA
(PERTAMINA) MENJADI PERUSAHAAN PERSEROAN (PERSERO)".
Sesuai akta pendiriannya, Maksud dari Perusahaan Perseroan adalah
untuk menyelenggarakan usaha di bidang minyak dan gas bumi, baik di
dalam maupun di luar negeri serta kegiatan usaha lain yang terkait atau
menunjang kegiatan usaha di bidang minyak dan gas bumi tersebut.
Adapun tujuan dari Perusahaan Perseroan adalah untuk:
A. Mengusahakan keuntungan berdasarkan prinsip pengelolaan Perseroan
secara efektif dan efisien.
B. Memberikan kontribusi dalam meningkatkan kegiatan ekonomi untuk
kesejahteraan dan kemakmuran rakyat.
Untuk mencapai maksud dan tujuan tersebut, Perseroan
melaksanakan kegiatan usaha sebagai berikut:
A. Menyelenggarakan usaha di bidang minyak dan gas bumi beserta hasil
olahan dan turunannya.
B. Menyelenggarakan kegiatan usaha di bidang panas bumi yang ada pada
saat pendiriannya, termasuk Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi
(PLTP) yang telah mencapai tahap akhir negosiasi dan berhasil menjadi
C. Melaksanakan pengusahaan dan pemasaran Liquified Natural Gas
(LNG) dan produk lain yang dihasilkan dari kilang LNG.
D. Menyelenggarakan kegiatan usaha lain yang terkait atau menunjang
kegiatan usaha sebagaimana dimaksud dalam nomor 1, 2, dan 3.
Sesuai dengan ketentuan dalam Undang-Undang MIGAS baru,
Pertamina tidak lagi menjadi satu-satunya perusahaan yang memonopoli
industri MIGAS dimana kegiatan usaha minyak dan gas bumi diserahkan
kepada mekanisme pasar.
Gambar 4.1 Logo Pertamina
(Sumber www.pertaminaep.co.id)
Logo PT.Pertamina merupakan elemenyang membentuk huruf “P”
yang secara keseluruhan merupakan representasi bentuk panah yang terdiri
dari 3 warna. Semua itu mempunyai arti, yaitu :
Panah: Dimaksud bahwa PT.Pertamina yang bergerak maju dan progesif
Biru : Berani, handal dan dapat dipercaya serta tanggung jawab
Hijau : Mencerminkan sumber daya energi berwawasan lingkungan
46
4.2. Visi dan Misi PT. Pertamina EP
1. Visi
Menjadi Perusahaan Minyak Nasional Kelas Dunia
2. Misi
Menjalankan usaha inti minyak, gas, dan bahan bakar nabati
secara terintegrasi, berdasarkan prinsip-prinsip komersial yang kuat
3. Tata Nilai
a. Clean(Bersih)
Dikelola secara profesional, menghindari benturan kepentingan,
tidak menoleransi suap, menjunjung tinggi kepercayaan dan
integritas. Berpedoman pada asas-asas tata kelola korporasi yang
baik.
b. Competitive(Kompetitif)
Mampu berkompetisi dalam skala regional maupun internasional,
mendorong pertumbuhan melalui investasi, membangun budaya
sadar biaya dan menghargai kinerja
c. Confident(Percaya Diri)
Berperan dalam pembangunan ekonomi nasional, menjadi pelopor
dalam reformasi BUMN, dan membangun kebanggaan bangsa
d. Customer Focused(Fokus Pada Pelanggan)
Beorientasi pada kepentingan pelanggan, dan berkomitmen untuk
e. Commercial(Komersial)
Menciptakan nilai tambah dengan orientasi komersial, mengambil
keputusan berdasarkan prinsip-prinsip bisnis yang sehat.
f. Capable(Berkemampuan)
Dikelola oleh pemimpin dan pekerja yang profesional dan
memiliki talenta dan penguasaan teknis tinggi, berkomitmen
dalam membangun kemampuan riset dan pengembangan.
4.3. Profil Perusahaan PT PERTAMINA EP BUNYU FIELD
PT Pertamina EP adalah perusahaan yang menyelenggarakan
kegiatan usaha di sektor hulu bidang minyak dan gas bumi, meliputi
eksplorasi dan eksploitasi. Di samping itu, Pertamina EP juga melaksanakan
kegiatan usaha penunjang lain yang secara langsung maupun tidak langsung
mendukung bidang kegiatan usaha utama. Saat ini tingkat produksi
Pertamina EP adalah sekitar 127.635 BOPD untuk minyak dan sekitar 1.054
million standard cubic feet per day(MMSCFD) untuk gas.
Wilayah Kerja (WK) Pertamina EP seluas 113,613.90 kilometer
persegi merupakan limpahan dari sebagian besar Wilayah Kuasa
Pertambangan Migas PT PERTAMINA (PERSERO). Pola pengelolaan
usaha WK seluas itu dilakukan dengan cara dioperasikan sendiri (own
operation) dan kerja sama dalam bentuk kemitraan, yakni 4 proyek
pengembangan migas, 7 area unitisasi dan 52 area kontrak kerjasama
48
kontrak Kerja Sama Operasi (KSO). Jika dilihat dari rentang geografinya,
Pertamina EP beroperasi hampir di seluruh wilayah Indonesia, dari Sabang
sampai Merauke.
WK Pertamina EP terbagi ke dalam lima asset. Operasi kelima asset
terbagi ke dalam 19 Field, yakni Rantau, Pangkalan Susu, Lirik, Jambi, dan
Ramba di Asset 1, Prabumulih, Pendopo, Limau dan Adera di Asset 2 ,
Subang, Jatibarang dan Tambun di Asset 3, Cepu di Asset 4 serta Sangatta,
Bunyu, Tanjung, SangaSanga, Tarakan dan Papua di Asset 5.
Di samping pengelolaan WK tersebut di atas, pola pengusahaan
usaha yang lain adalah dengan model pengelolaan melalui proyek-proyek,
antara lain Pondok Makmur Development Project di Jawa Barat, Paku
Gajah Development Project di Sumatera Selatan, Jawa Gas Development
Project di Jawa Tengah, dan Matindok Gas Development Project di
4.4. Visi dan Misi PT. Pertamina EP Asset 5 Bunyu Field
a. Visi
Menjadi Pertamina EP Kelas Dunia
b. Misi
Melaksanakan pengusahaan sektor hulu minyak dan gas dengan
berwawasan lingkungan, sehat dan mengutamakan keselamatan serta
keunggulan yang memberikan nilai tambah bagi pemangku kepentingan
(Establish Green. Healthy, Save and Excellence Oil and Gas Upstream
Bussiness That Provides Added Values To Stakeholder).
4.5. Letak geografis
Lapangan Bunyu pertama kali dioperasikan oleh Bataafssche
Petroleum Maatchappi(BPM) pada 1901 dan pada tahun 1993 dioperasikan
oleh PT Ustraindo, kemudian diambil alih kembali oleh Pertamina dan
dioperasikan hingga sekarang dibawah PT Pertamina EP Asset 5.
Pertamina EP mengelola Wilayah Kerja di Lapangan Bunyu seluas
187.5 km2 yang terletak di Provinsi Kalimantan Timur untuk dieksplorasi
dan diproduksikan. Keadaan geografis Pulau Bunyu adalah berbukit-bukit
dan sebagian besar tanahnya berupa tanah pasir serta terdapat singkapan
batu bara. Blok Lapangan Bunyu secara geologi termasuk ke dalam
Sub-Cekungan Tarakan yang merupakan bagian dari Sub-Cekungan Tarakan, dan
mayoritas lapisan penghasil hidrokarbon di Lapangan Bunyu berasal dari
50
Gambar 4.1 Peta Lokasi Pulau Bunyu
Pulau Bunyu memiliki luas sekitar 187,5 km2 dengan produksi
minyak rata–rata 8688 BOPD dan produksi gas sekitar 9978 mmscf /d (data
produksi November-Desember 2014). Formasi stratigrafi di pulau ini yaitu
Meliat, Tabul, Santul, Tarakan, dan Bunyu, formasi batu pasir yang
didistribusikan ke 150 lapisan dan disimpan di daerah delta. Untuk
karakteristik pembentukannya yaitu:
1. Tebal (h) = 1- 46 m
2. Porositas = 25 %
3. Permeabilitas (k) = 7–3400 mD.
Sumur minyak di pulau Bunyu ini memliki kedalaman rata – rata
2000- 3000 meter dan prospek minyak kemungkinan berada pada
kedalaman 800 – 1500 meter, sementara prospek gas berada pada
kedalaman 1500 meter. Field Bunyu mempunyai daerah kerja meliputi
4.6. Stratigrafi Regional subCekungan Tarakan
Pada Formasi Tarakan dijumpai pasir, serpih, batupasir dan
perselingan batubara di sistem delta Pliosen. Di sub-Cekungan Tarakan,
formasi ini sebagai endapan muka delta dan dataran delta (Achmad dan Samuel, 1984). Pada Formasi Tarakan di subCekungan Tarakan telah dilakukan penelitian secara regional dan telah dinamakan sebagai sekuen II.
Pada sekuen II yang identik dengan Formasi Tarakan dibagi lagi menjadi
tiga sub-sekuen yaitu: II-A, II-B dan II-C(Noon, dkk. 2003).
Pada sub-sekuen IIC umur Pliosen Awal dialasi oleh bidang
ketidakselarasan regional dengan lapisan sedimen berprospek sebagai
batuan reservoir pada fasieslowstanddi laut- dalam pada bagian timur
Sub-Cekungan Tarakan. Kemenerusan lapisan sedimen berlanjut sampai
laut-dalam yang berpotensi menjadi reservoir sebagai endapan kanal intra-slope
dan tanggul kanal (Darman, 2001). Sub-sekuen IIB, di bagian bawahnya merupakan batas sekuen regresi. Secara litologi di Sub-Cekungan Tarakan,
sub-sekuen ini mirip dengan sub-sekuen IIC(Noon, dkk. 2003). Untuk sub-sekuen IIA, batas bawahnya sulit dibedakan dari penampang seismik,
namun hanya bisa dibedakan dari data sumur.
Formasi Bunyu yang menumpang secara tidak selaras diatas Formasi
52
1. Formasi Tarakan
Formasi Tarakan memiliki kontak erosional dengan Formasi Santul
dibawahnya dan dicirikan oleh perselingan batupasir, batulempung dan
batubara. Batupasir umumnya berbutir sedang sampai kasar,
kadang-kadang konglomeratan, lanauan atau lempungan. Batubara
berkembang tebal hingga 10-16 ft atau lebih. Berdasarkan data
palinologi, Formasi Tarakan berumur Pliosen dengan lingkungan
pengendapan supralitoral sampai litoral.
2. Formasi Domaring
Di sebelah selatan formasi ini berkembang dalam Sub-cekungan Muara
dan Sub-cekungan Berau sebagai Formasi Sajau yang berangsur
berubah menjadi batugamping. Formasi ini kemudian disebut sebagai
Formasi Domaring yang berkembang di cekungan selatan bagian barat.
Formasi Domaring terdiri dari platform batugamping yang semakin ke
arah timur, berubah menjadi napal dan serpih dari fasies neritik luar.
3. Formasi Bunyu
Sedimen siklus-5 diwakili oleh Formasi Bunyu yang menumpang
secara tidak selaras diatas Formasi Tarakan berumur Pleistosen/Kwarter
berdasarkan data palinologi dalam lingkungan delta plain-Fluviatil.
Litologi terdiri dari batupasi yang tebal yang berukuran sedang hingga
kasar dan kadang bersifat konglomeratan, dengan interbeded serpih dan
Batupasir Formasi Bunyu umumnya lebih tebal, lebih kasar dan kurang
54
BAB V
ANALISA
5.1 Data Sumur“M-150”
Untuk mendesain Electrical Submersible Pump pada sumur yang
di tentukan maka diperlukan data yang berhubungan dengan perhitungan
perencanaan Electrical Submersible Pump. Data yang dibutuhkan dalam
menganalisa sumur “M-150” adalah data profil sumur, data produksi
sumur, data fluida dan batuan reservoir, serta data pompa Electrical
Submersible Pump terpasang pada sumur“M-150”. Berikutdisajikan data
