Ria Perdana Putra, 12206100 Semester I 2010/2011 1
Optimasi Produksi Terintegrasi Untuk Lapangan Dengan Sumur ESP
Oleh : Ria Perdana Putra* Dr.Ir. Pudjo Sukarno**
Sari
Electric Submersible Pump (ESP) merupakan salah satu metode Artificial Lift yang banyak digunakan
pada industri perminyakan. ESP bekerja dengan cara memberikan tekanan tambahan pada fluida reservoir untuk sehingga dapat mengalir ke permukaan. Sumur yang diproduksikan dengan menggunakan ESP akan mengalami penurunan produktivitas seiring dengan penurunan tekanan reservoir atau meningkatnya water cut. Hal ini mengakibatkan ESP tidak dapat beroperasi sesuai dengan spesifikasinya, dan dapat mengakibatkan terjadinya kerusakan (akibat downthrust). Untuk menghindari kerusakan tersebut, maka perlu dilakukan penggantian ESP yang memerlukan operasi work over, yang memerlukan biaya yang besar. Oleh karena itu, diperlukan ESP yang mampu beroperasi untuk waktu yang relatif panjang namun juga dapat memberikan kumulatif produksi yang besar.
Pada tugas akhir ini, ESP akan dipasang pada 3 sumur produksi setelah sebelumnya sumur mengalir secara alamiah. Pemilihan ESP yang akan dipasang dilakukan berdasarkan hasil sensitivitas laju alir yang dapat diberikan oleh reservoir, dengan mempertimbangkan kumulatif produksi minyak yang didapat. Sensitivitas laju alir juga digunakan untuk penggantian ESP untuk laju alir yang lebih rendah daripada ESP sebelumnya.
Dari hasil sensitivitas yang telah dilakukan, telah dipilih jenis-jenis ESP yang dapat memberikan produksi kumulatif minyak terbesar pada 3 buah sumur yang diteliti selama 20 tahun masa kontrak, serta telah disusun jadwal workover untuk penggantian ESP pada sumur-sumur tersebut. Pemasangan ESP ternyata juga dapat menaikkan perolehan kumulatif minyak serta mempercepat perolehan minyak dari model reservoir yang digunakan.
Kata kunci : Electric Submersible Pump, optimasi produksi, pemodelan terintegrasi
Abstract
Electric Submersible Pump (ESP) is one of the Artificial Lift method that widely used in petroleum
industry. ESP works by giving additional pressure to the reservoir fluids, so it can flow to the surface. Well that produced by using ESP, its productiviy will be decreased due to pressure decline or increasing water cut. This will make ESP not operating as its specification, and therefore will be damaged because of downthrust. In order to avoid the damage, the previous ESP need to be replaced with a new one that required expensive workover operation. Therefore , it is important to select ESP that can be used in a relatively long period of time, but also can produced higher oil cumulative production.
In this final project, ESP will be installed on 3 producing wells, after they flowing naturally. ESP selection is based on liquid flowrate sensitivity analysis by considering the oil cumulative production at the end of contract period. Liquid flowrate sensitivity also used on selecting ESP that will be used to replace the old one. From sensitivity result, ESP types that will be used on 3 producing wells has been chosen which can give maximum oil cumulative production at the end of 20 years contract period. Workover operation schedule also had been arranged for these producing wells in order to replaced the old ESP with the new ones. ESP installation also can increase oil cumulative recovery and accelerating oil recovery from reservoir model that used in this study.
Keywords: Electric Submersible Pump, production optimization, integrated modelling
*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung
Ria Perdana Putra, 12206100 Semester I 2010/2011 2
I. PENDAHULUAN Latar Belakang
Seiring dengan berjalannya waktu, kemampuan sumur untuk mengangkat fluida ke permukaan akan semakin menurun. Hal ini terutama disebabkan karena penurunan tekanan reservoir serta meningkatnya water cut. Jika tekanan reservoir terlalu kecil, maka sumur tidak dapat berproduksi secara alamiah ataupun kinerja sumur tidak sesuai dengan yang diharapkan. Untuk meningkatkan kinerja sumur tersebut, maka dibutuhkan suatu usaha pengangkatan buatan, yaitu dengan memberikan energi tambahan untuk mengalirkan fluida ke permukaan. Salah satu metode pengangkatan buatan yang sering dilakukan adalah dengan menggunakan Electric Submersible Pump (ESP).
Electric Submersible Pump (ESP) bekerja dengan
cara memberikan tambahan tekanan pada fluida sehingga fluida dapat mengalir sampai ke permukaan. ESP sesuai untuk digunakan pada sumur-sumur dengan water cut tinggi dan gas oil
ratio (GOR) yang rendah.
Dalam tugas akhir ini, dilakukan studi kasus tentang penggunaan ESP untuk suatu reservoir yang mempunyai 5 sumur, dimana lokasi setiap sumur ditentukan melalui optimasi produksi pada sistem reservoir, sumur dan fasilitas permukaan yang sudah terintegrasi. Dari kelima sumur tersebut, dalam tugas akhir ini akan dilakukan optimasi produksi terhadap 3 sumur dengan mempertimbangkan produksi kumulatif minyak yang dihasilkan selama 20 tahun masa kontrak.
Optimasi yang dilakukan meliputi laju produksi fluida, jadwal pemasangan dan penggantian ESP, serta penentuan spesifikasi pompa, motor dan kabel yang digunakan. Optimasi ini diharapkan dapat menghasilkan percepatan perolehan minyak dibandingkan dengan metode sembur alam.
Tujuan
Tujuan yang akan dicapai pada tugas akhir ini adalah :
1. Memilih jenis ESP yang akan digunakan dengan mempertimbangkan kemampuan sumur untuk berproduksi.
2. Melakukan penjadwalan work over untuk penggantian ESP yang sesuai dengan kondisi sumur.
II. OPTIMASI PENGGUNAAN ESP DALAM UPAYA MEMPERCEPAT RECOVERY
Pada tugas akhir ini, pertama-tama sumur dibiarkan untuk berproduksi secara alamiah. Hasil produksi lapangan secara alamiah dapat dilihat pada gambar 1 dibawah.
Gambar 1. Produksi kumulatif lapangan secara alamiah
Setelah itu, secara perlahan-lahan laju alir sumur mulai turun seiring dengan penurunan tekanan reservoir. Agar penurunan laju alir tidak terlalu drastis, diputuskan untuk dipasang ESP. Dalam hal ini reservoir diproduksi untuk suatu harga plateau rate tertentu dengan menggunakan ESP yang mempunyai kapasitas produksi sesuai dengan harga plateau yang diproduksikan. Sebelumnya, terlebih dahulu dilakukan sensitivitas laju alir yang akan diangkat oleh ESP. Setelah sensitvitas dilakukan, maka dipilih laju alir yang dapat memberikan kumulatif produksi terbesar.
Setelah beberapa waktu, maka laju alir akan kembali turun, sehingga perlu dilakukan penggantian ESP. Untuk itu kembali dilakukan sensitivitas pemilihan laju alir dengan pertimbangan jumlah kumulatif produksi yang dihasilkan. Hal yang sama dilakukan kembali untuk penggantian ESP berikutnya hingga akhir masa kontrak.
Melalui pemilihan ESP yang tepat, maka dapat dihasilkan kumulatif produksi yang lebih cepat dibandingkan dengan produksi secara alamiah. Hal ini tentu saja sangat menguntungkan jika ditinjau dari segi ekonomi. Untuk mencapai tujuan tersebut, maka diperlukan suatu pemodelan antara sistem
0 2 4 6 8 10 12 14 0 50 100 150 200 250 300 FO P T (J u ta B ar re l) Waktu (Bulan) FOPT vs Bulan FOPT vs Time
Ria Perdana Putra, 12206100 Semester I 2010/2011 3 reservoir, sumur dan fasilitas permukaan yang
terintegrasi.
III. MODEL RESERVOIR, SUMUR DAN FASILITAS PERMUKAAN
Untuk mencapai tujuan yang telah disebutkan sebelumnya, maka perlu dilakukan pemodelan secara terintegrasi untuk sistem reservoir, sumur dan fasilitas permukaan. Untuk itu, penelitian diawali dengan membangun model sistem sumur yang terpadu mulai dari pemodelan reservoir, sumur, flowline, dan separator. Model reservoir dibuat dengan menggunakan software PETREL, yang selanjutnya akan disimulasikan dengan menggunakan simulator ECLIPSE.
Selanjutnya dibuat model fasilitas produksi dengan menggunakan software Pipesim, yang terdiri dari sumur dengan ESP, flowline, dan separator. Model reservoir dan model fasilitas produksi diintegrasikan dengan menggunakan Simulator FPT (Field
Planning Tool). Simulasi akan dilakukan untuk tiga
sumur produksi, yaitu sumur P2, P3 dan P5, yang memiliki lokasi yang berbeda-beda.
3.1 Model Reservoir
Model reservoir yang digunakan pada tugas akhir ini dibuat dengan menggunakan software PETREL™. Model yang digunakan berbentuk segi empat dengan panjang dan lebar masing-masing 3000 ft dan terbagi dalam 20x20 grid. Reservoir berada pada kedalaman 4000-4200 ft dari permukaan dengan ketebalan 200 ft dan terbagi ke dalam 40 layer.
Gambar 2. Model reservoir yang digunakan pada tugas akhir ini
Model reservoir bersifat heterogen dengan harga porositas dan permeabilitas yang bervariasi. Adapun
besar koefisien Dykstra-Pearsons model reservoir ini adalah 0,3, yang menandakan bahwa reservoir ini cukup heterogen.
Data porositas berasal dari lapangan X, yang kemudian disebar menggunakan metode Sequential
Gaussian oleh software Petrel. Dari hasil persebaran
tersebut, didapatkan harga porositas yang berkisar antara 15% - 30%.
Harga permeabilitas horizontal didapat dengan menggunakan korelasi formasi porositas-permeabilitas dari formasi batupasir Tertiary Bausteinschicten (Fuchtbauer, 1967), seperti dapat dilihat pada gambar 3. Dari korelasi tersebut, didapatkan harga permeabilitas horizontal yang berkisar antara 3 mD - 1050 mD.
PermI=0.5*(Exp(PHIE*40))*0.0075……(3.1) PermK=PermI/10………….………..(3.2)
Gambar 3. Korelasi permeabilitas terhadap porositas pada formasi batupasir Tertiary Bausteinschicten Permeabilitas vertikal dihitung dengan rumus sepersepuluh permeabilitas horizontal. Namun, pada layer 19, 20 dan 21 permeabilitas vertikal berharga 0. Ini bertujuan untuk memodelkan lapisan impermeabel antara zona atas dan bawah, sehingga tidak ada komunikasi di antara kedua zona tersebut.
Ria Perdana Putra, 12206100 Semester I 2010/2011 4 Zona atas ditembus oleh dua buah sumur produksi,
yaitu sumur P1 dan P4, dengan mekanisme pendorongan gas terlarut. Sedangkan zona bawah ditembus oleh tiga buah sumur produksi, yaitu sumur P2, P3 dan P5, dengan tenaga dorong air. Pemasangan ESP rencananya akan dilakukan pada 3 buah sumur produksi yang menembus zona bawah. Model reservoir merupakan consolidated sandstone dan memiliki aquifer analitik dibawahnya dengan volume 10 kali volume reservoir. Model aquifer yang digunakan adalah model Fetkovich dengan arah aliran dari bawah ke atas.
Untuk fluida reservoir digunakan model Black Oil dengan API 35. Tekanan awal reservoir adalah sebesar 2800 psi pada kedalaman 4000 ft, dengan tekanan gelembung 1200 psi. Adapun cadangan yang terdapat di reservoir ini adalah sebesar 40 MMSTB.
Pemilihan letak sumur dilakukan dengan mempertimbangkan jumlah kumulatif minyak yang dapat terproduksikan secara alami, dengan cara membuka sumur pada lokasi dan lapisan yang memiliki properti yang baik.
Tabel 1. Properti fisik reservoir
No. Properti Harga Satuan
1 Kedalaman 4000-4200 Ft 2 Tekanan reservoir 2800 @ 4000 ft Psi 3 Temperatur reservoir 160 °F 4 Tebal formasi 200 Ft 5 Permeabilitas 3-1050 mD 6 Porositas 15-30 %
Tabel 2. Properti fisik fluida reservoir
Parameter Harga Satuan
Oil Gravity 35 API Tekanan Gelembung 1200 psi Densitas Air 63,7 lb/ft3
SGgas 0,7 -
3.2 Simulasi Reservoir
Simulasi reservoir dilakukan pada model reservoir yang telah dibuat dengan menggunakan software Eclipse. Simulator yang digunakan adalah simulator
black oil Eclipse 100. Simulasi dilakukan untuk
mencari letak dan kedalaman perforasi yang dapat memberikan produksi kumulatif yang paling optimum. Dari hasil simulasi ini, didapatkan letak sumur yang optimum seperti disajikan pada gambar 4. Dengan konfigurasi tersebut, didapatkan produksi kumulatif minyak selama 20 tahun masa kontrak adalah sebesar 12.4 MMSTB.
Gambar 4. Letak sumur optimum Tabel 2 . Letak perforasi tiap sumur
Sumur Layer yang diperforasi
P1 15-18 P2 34-38 P3 35-38 P4 14-18 P5 35-38
3.3 Model Sumur dan Fasilitas Permukaan
Pembuatan model jaringan perpipaan dari sumur-sumur produksi menuju separator yang digunakan pada penelitian ini menggunakan software
PIPESIMTM .Tubing yang digunakan pada kelima sumur produksi memiliki diameter dalam sebesar 3.5 inch dengan kedalaman hingga 4200 ft. Wall
thickness tubing adalah 0.5 inch dan besarnya
roughness 0.001.
Flowline yang digunakan memiliki ID sebesar 4
inch dengan roughness 0.001 inch dan ketebalan 0.5 inch. Panjang flowline merepresentasikan letak sumur sesuai model reservoir pada PETREL. Fluida dari sumur langsung dialirkan melalui flowline menuju separator yang bertekanan 100 psi. Separator diletakkan di tengah-tengah reservoir
Ria Perdana Putra, 12206100 Semester I 2010/2011 5 untuk menimimalkan pressure loss di sepanjang
flowline.
Korelasi yang digunakan dalam perhitungan pressure loss pada aliran vertikal adalah korelasi Hagedorn & Brown, sedangkan pada aliran horizontal di flowline adalah korelasi Beggs & Brill Revised.
Model jaringan sumur dan fasilitas permukaan yang digunakan pada penelitian ini dapat dilihat pada gambar 5 di bawah. Sedangkan jarak masing-masing sumur dari separator disajikan pada tabel 3.
Gambar 5. Jaringan sumur dan fasilitas permukaan Tabel 3. Jarak sumur dari separator
Sumur Jarak dari separator (feet)
P1 1280
P2 580
P3 1180
P4 1150
P5 1420
3.4 Integrasi Model Reservoir dan Fasilitas Permukaan
Software Field Planning Tool (FPT) digunakan
untuk mengintegrasikan model reservoir dari ECLIPSE dengan model sumur dan fasilitas permukaan dari PIPESIM. Software Field Planning Tool (FPT) bekerja dengan cara mentransfer data tekanan, laju alir dan sifat fisik fluida dari simulator Eclipse, sehingga data-data tersebut dapat menjadi input untuk Pipesim pada suatu waktu tertentu. Hal yang sama dilakukan terus menerus selama 20 tahun hingga masa kontrak habis.
IV. HASIL DAN PEMBAHASAN
4.1 Pemilihan ESP
Pada tugas akhir ini, akan dilakukan optimasi pemasangan ESP pada 3 sumur produksi yang menembus zona bawah, yaitu sumur P2, P3 dan P5, dengan mempertimbangkan jumlah kumulatif minyak yang dapat terproduksi dari masing-masing sumur tersebut.
4.1.1 Sumur P2
Sumur P2 mampu berproduksi pada laju alir 1000 bbl/hari secara natural selama ± 59 bulan. Setelah itu, laju alir cairan turun, sehingga diputuskan untuk memasang ESP. Untuk itu dilakukanlah sensitivitas laju alir cairan yang akan diproduksikan dari sumur tersebut Laju alir cairan yang digunakan untuk sensitivitas ada 3, yaitu 700, 600 dan 500 bbl/hari. Tabel 4 merupakan perbandingan antara ketiga laju alir cairan yang digunakan.
Dari hasil sensitivitas ini, diputuskan untuk menggunakan laju alir cairan sebesar 700 bbl/hari, karena memberikan produksi kumulatif minyak yang terbesar. Adapun pompa yang digunakan adalah Reda DN950 dengan diameter 4 inch, efisiensi 59,3 % , jumlah stage 181 dan daya 33.5 HP.
Tabel 4. Hasil sensitivitas pemasangan ESP pertama pada sumur P2 Rate ESP (bbl/day) Plateau Time (Bulan) WOPT (bbl) 700 21 2.180.670 600 36 2.076.075 500 43 2.084.068 Tanpa Pompa - 2.153.961 Setelah 21 bulan semenjak pemasangan ESP pertama, laju alir perlahan mulai turun dari harga 700 bbl/hari, sehingga perlu dilakukan penggantian ESP. Untuk itu kembali dilakukan sensitivitas untuk memilih laju alir serta pompa yang akan digunakan berikutnya. Kali ini laju alir yang digunakan untuk sensitivitas ada dua, yaitu 500 dan 400 bbl/hari. Hasil sensitivitas yang kedua ini disajikan pada tabel 5.
Tabel 5. Hasil sensitivitas pemasangan ESP kedua pada sumur P2
Ria Perdana Putra, 12206100 Semester I 2010/2011 6 Rate ESP (bbl/day) Plateau Time (Bulan) WOPT (bbl) 500 25 2.250.730 400 37 2.210.152 Tanpa Pompa - 2.153.961 Dari tabel 5 dapat dilihat bahwa penggantian ESP dengan laju alir cairan 500 bbl/hari memberikan kumulatif produksi yang lebih banyak, sehingga diputuskan menggunakan laju alir cairan sebesar 500 bbl/hari. Pompa yang digunakan adalah DN 800 yang memiliki diamater 4 inchi, serta efisiensi 56.71 %, jumlah stage 104 serta daya 18 HP pada kondisi desain.
Setelah 25 bulan semenjak pemasangan ESP kedua, laju alir cairan kembali turun dari harga 500 bbl/hari, sehingga perlu dilakukan penggantian ESP. Sensitivitas kembali dilakukan dengan menggunakan dua laju alir yang berbeda, yaitu 400 dan 300 bbl/hari. Hasil sensitivitas disajikan pada tabel 6.
Tabel 6. Hasil sensitivitas pemasangan ESP ketiga pada sumur P2 Rate ESP (bbl/day) Plateau Time (Bulan) WOPT (bbl) 400 11 2.250.690 300 16 2.256.391 Tanpa Pompa - 2.153.961 Dari tabel 7, dapat dilihat bahwa jumlah kumulatif minyak akan lebih besar untuk laju alir cairan sebesar 300 bbl/hari, sehingga diputuskan untuk menggunakan laju alir cairan sebesar 500 bbl/hari. Pompa yang digunakan masih DN 800, tetapi dengan kondisi desain yang berbeda, yaitu efisiensi 50 %, jumlah stage 125 serta daya 16 HP.
Setelah 16 bulan semenjak pemasangan ESP ketiga, laju alir cairan kembali turun dari harga 300 bbl/hari, sehingga perlu dilakukan penggantian ESP. Sensitivitas kembali dilakukan dengan menggunakan dua laju alir yang berbeda, yaitu 200 dan 100 bbl/hari. Namun, tidak ada ESP yang dapat digunakan pada laju alir 200 bbl/hari dikarenakan tekanan reservoir yang sudah cukup kecil, sehingga diputuskan untuk menggunakan laju alir 100 bbl/hari saja. Pompa yang digunakan adalah Reda A230 dengan diameter 3,37 inch, jumlah stage 255, efisiensi 27.7 % dan kebutuhan daya sebesar 11,2
HP. Adapun produksi kumulatif minyak yang dihasilkan adalah sebesar 2256434 bbl.
Laju alir cairan 100 bbl/hari dapat bertahan konstan hingga bulan ke-176. Setelah itu, laju alir cairan turun, namun tidak ada pompa yang dapat digunakan untuk laju alir dibawah 100 bbl/hari, sehingga pada bulan ke-176 diputuskan untuk melepas pompa dari sumur P2 dan membiarkan produksi berjalan secara alami.
Tabel 7 mentabulasikan jadwal pemasangan ESP pada sumur P2 beserta jenis pompa yang digunakan. Dari tabel tersebut, dapat dilihat bahwa pemasangan ESP dapat meningkatkan produksi kumulatif minyak dari sumur P2 ini, yaitu dari 2153961 bbl sebelum pemasangan ESP, menjadi 2256434 bbl setelah pemasangan ESP.
Tabel 7. Jadwal pemasangan ESP pada sumur P2
Bulan Laju Alir (bbl/hari) Jenis Pompa WOPT (bbl) 59 700 DN950 2.180.670 85 500 DN800 2.250.730 105 300 DN800 2.256.391 121 100 A 230 2.256.434 4.1.2 Sumur P3
Sumur P3 mampu berproduksi pada laju alir 1000 bbl/hari secara natural selama ± 56 bulan. Setelah itu, laju alir cairan turun, sehingga diputuskan untuk memasang ESP. Untuk itu dilakukanlah sensitivitas laju alir cairan yang akan diproduksikan dari sumur tersebut Laju alir cairan yang digunakan untuk sensitivitas ada 3, yaitu 700, 600 dan 500 bbl/hari. Tabel 8 merupakan perbandingan antara ketiga laju alir cairan yang digunakan.
Tabel 8. Hasil sensitivitas pemasangan ESP pertama pada sumur P3 Rate ESP (bbl/day) Plateau Time (Bulan) WOPT (bbl) 700 20 2.173.961 600 28 2.103.859 500 41 2.120.196 Tanpa Pompa - 2.158.235
Dari hasil sensitivitas ini, diputuskan untuk menggunakan laju alir cairan sebesar 700 bbl/hari,
Ria Perdana Putra, 12206100 Semester I 2010/2011 7 karena memberikan produksi kumulatif minyak
yang terbesar. Adapun pompa yang digunakan adalah Reda DN950 dengan efisiensi sebesar 57.82 % , jumlah stage 177 dan daya 33 HP.
Setelah 20 bulan setelah pemasangan ESP pertama, laju alir perlahan mulai turun dari harga 700 bbl/hari, sehingga perlu dilakukan penggantian ESP. Untuk itu kembali dilakukan sensitivitas untuk memilih laju alir serta pompa yang akan digunakan. Laju alir yang digunakan pada sensitivitas ini adalah sebesar 500 dan 400 bbl/hari. Hasil sensitivitas yang kedua ini disajikan pada tabel 10.
Tabel 9. Hasil sensitivitas pemasangan ESP kedua pada sumur P3 Rate ESP (bbl/day) Plateau Time (Bulan) WOPT (bbl) 500 18 2.174.228 400 30 2.169.128 Tanpa Pompa - 2.158.235 Dari tabel 9 dapat dilihat bahwa penggantian ESP dengan laju alir cairan 500 bbl/hari memberikan kumulatif produksi yang lebih banyak, sehingga diputuskan menggunakan laju alir cairan sebesar 500 bbl/hari. Pompa yang digunakan adalah DN 800 yang memiliki diamater 4 inchi, serta efisiensi 56.1 %, jumlah stage 137 serta daya 22 HP pada kondisi desain.
Setelah 18 bulan semenjak pemasangan ESP kedua, laju alir cairan kembali turun dari harga 500 bbl/hari, sehingga perlu dilakukan penggantian ESP. Sensitivitas kembali dilakukan dengan menggunakan dua laju alir yang berbeda, yaitu 400 dan 300 bbl/hari. Hasil sensitivitas disajikan pada tabel 10.
Tabel 10. Hasil sensitivitas pemasangan ESP ketiga pada sumur P3 Rate ESP (bbl/day) Plateau Time (Bulan) WOPT (bbl) 400 16 2.151.015 300 40 2.196.245 Tanpa Pompa - 2.158.235 Dari tabel 11, dapat dilihat bahwa jumlah kumulatif minyak akan lebih besar untuk laju alir cairan sebesar 300 bbl/hari, sehingga diputuskan untuk menggunakan laju alir cairan sebesar 300 bbl/hari.
Pompa yang digunakan adalah D 400, dengan efisiensi 51.3 %, jumlah stage 126 serta daya 13 HP. Setelah 40 bulan, laju alir kembali menurun, sehingga diputuskan untuk dilakukan penggantian pompa. Untuk itu kembali dilakukan sensitivitas untuk memilih laju alir serta pompa yang akan digunakan. Laju alir yang digunakan pada sensitivitas ini adalah sebesar 200 dan 100 bbl/hari. Namun, laju alir 200 bbl/hari tidak dapat tercapai dikarenakan tekanan reservoir yang sudah kecil, sehingga diputuskan untuk menggunakan laju alir 100 bbl/hari. Pompa yang digunakan adalah Reda A230 dengan diameter 3,37 inch, jumlah stage 211, efisiensi 28.3 % dan kebutuhan daya sebesar 9.2 HP. Adapun produksi kumulatif minyak yang dihasilkan adalah sebesar 2189928 bbl.
Laju alir cairan 100 bbl/hari dapat bertahan konstan hingga bulan ke-200. Setelah itu, laju alir cairan turun, namun tidak ada pompa yang dapat digunakan untuk laju alir dibawah 100 bbl/hari. Pada bulan ke-202, sumur ini mati karena laju produksi minyaknya kurang dari 10 bbl/hari, karena
water cut nya yang tinggi yaitu mencapai 74 %.
Tabel 11 mentabulasikan jadwal pemasangan ESP pada sumur P3 beserta jenis pompa yang digunakan. Dari tabel tersebut, dapat dilihat bahwa pemasangan ESP dapat meningkatkan produksi kumulatif minyak dari sumur P3 ini, yaitu dari 2158235 bbl sebelum pemasangan ESP, menjadi 2256434 bbl setelah pemasangan ESP.
Tabel 11. Jadwal pemasangan ESP pada sumur P3 Bulan Laju Alir
(bbl/hari) Jenis Pompa WOPT (bbl) 56 700 DN950 2.173.961 86 500 DN800 2.174.228 104 300 D 400 2.196.245 144 100 A 230 2.256.434 4.1.3 Sumur P5
Sumur P5 mampu berproduksi pada laju alir 1000 bbl/hari secara natural selama ± 63 bulan. Setelah itu, diputuskan untuk dipasang ESP. Sensitivitas laju alir cairan kembali dilakukan pada sumur ini, dengan menggunakan laju alir 700, 600 dan 500 bbl/hari. Tabel 12 merupakan perbandingan antara ketiga laju alir cairan yang digunakan.
Ria Perdana Putra, 12206100 Semester I 2010/2011 8 Tabel 12. Hasil sensitivitas pemasangan ESP
pertama pada sumur P5
Dari hasil sensitivitas ini, diputuskan untuk menggunakan laju alir cairan sebesar 500 bbl/hari, karena memberikan produksi kumulatif minyak yang terbesar. Pompa yang digunakan adalah Reda DN800 dengan efisiensi sebesar 56,3 % , jumlah stage 80 dan daya 14 HP.
Setelah 37 bulan semenjak pemasangan ESP kedua, laju alir cairan kembali turun dari harga 500 bbl/hari, sehingga perlu dilakukan penggantian ESP. Sensitivitas kembali dilakukan dengan menggunakan dua laju alir yang berbeda, yaitu 400 dan 300 bbl/hari. Hasil sensitivitas disajikan pada tabel 13.
Tabel 13. Hasil sensitivitas pemasangan ESP kedua pada sumur P5 Rate ESP (bbl/day) Plateau Time (Bulan) WOPT (bbl) 400 24 2.071.520 300 28 2.047.587 Tanpa Pompa - 2.068.480 Dari tabel 13, dapat dilihat bahwa jumlah kumulatif minyak akan lebih besar untuk laju alir cairan sebesar 400 bbl/hari, sehingga diputuskan untuk menggunakan laju alir cairan sebesar 400 bbl/hari. Pompa yang digunakan adalah D 400, dengan efisiensi 52.8 %, jumlah stage 136 serta daya 16 HP.
Setelah 24 bulan, laju alir kembali menurun, sehingga diputuskan untuk dilakukan penggantian pompa. Untuk itu kembali dilakukan sensitivitas untuk memilih laju alir serta pompa yang akan digunakan. Laju alir yang digunakan pada sensitivitas ini adalah sebesar 300 dan 200 bbl/hari. Hasil sensitivitas disajikan pada tabel 14.
Tabel 14. Hasil sensitivitas pemasangan ESP ketiga pada sumur P5 Rate ESP (bbl/day) Plateau Time (Bulan) WOPT (bbl) 300 26 2.072.501 200 62 2.072.811 Tanpa Pompa - 2.068.480 Dari tabel 14, dapat dilihat bahwa jumlah kumulatif minyak akan lebih besar untuk laju alir cairan sebesar 200 bbl/hari, sehingga diputuskan untuk menggunakan laju alir cairan sebesar 200 bbl/hari. Pompa yang digunakan adalah A 230, dengan efisiensi 40 %, jumlah stage 285 serta daya 12 HP. Tabel 15 mentabulasikan jadwal pemasangan ESP pada sumur P5 beserta jenis pompa yang digunakan. Dari tabel tersebut, dapat dilihat bahwa pemasangan ESP dapat meningkatkan produksi kumulatif minyak dari sumur P5 ini, yaitu dari 2068480 bbl sebelum pemasangan ESP, menjadi 2072811 bbl setelah pemasangan ESP.
Tabel 15. Jadwal pemasangan ESP pada sumur P5
Bulan Laju Alir (bbl/hari) Jenis Pompa WOPT (bbl) 63 500 DN800 2.069.422 100 400 D 400 2.071.520 124 200 A 230 2.072.811 4.2 Pemilihan Motor
Pemilihan motor dilakukan dengan mempertimbangkan kecepatan cairan memasuki pompa, yaitu tidak boleh lebih kecil dari 1 ft/detik, serta kebutuhan daya yang diperlukan oleh pompa yang akan dipasang. Selama masa produksi, diharapkan jenis motor yang dipasang tidak diganti-ganti, sehingga pemilihan motor hanya berdasarkan kebutuhan pompa ESP yang pertama kali di pasang pada sumur yang bersesuaian. Pemilihan motor untuk masing-masing sumur disajikan tabel 16.
Tabel 16. Hasil pemilihan motor Sumur Parameter P2 P3 P5 Seri 540 S 540 S 540 S Frekuensi 60 60 60 HP motor 37.5 37.5 25 Voltase 500 500 500 Ampere 45.5 45.5 30.5 Rate ESP (bbl/day) Plateau Time (Bulan) WOPT (bbl) 700 14 2.069.422 600 18 2.069.474 500 37 2.069.857 Tanpa Pompa - 2.068.480
Ria Perdana Putra, 12206100 Semester I 2010/2011 9 4.3 Pemilihan Kabel
Pemilihan kabel dilakukan dengan mempertimbangkan kehilangan tegangan yang dialami pada kabel dari permukaan sampai ke pompa. Kehilangan tegangan yang terlalu besar akan mengakibatkan kerugian secara ekonomi. Untuk itu, dipilihlah kabel yang dapat memberikan penurunan tegangan yang kecil, sehingga diharapakan kerugian karena kehilangan tegangan dapat diminimumkan.
Dengan mempertimbangkan parameter-parameter yang telah disebutkan sebelumnya, maka kabel yang dipilih untuk ketiga sumur produksi tersebut adalah kabel #1 Cu, karena memberikan penurunan tegangan yang paling kecil, sehingga total kebutuhan daya listrik juga dapat berkurang.
V. KESIMPULAN
1. Pemasangan ESP dapat meningkatkan kumulatif produksi minyak dari reservoir yang diteliti, yaitu dari 12,4 MMSTB menjadi 12,6 MMSTB.
2. Telah disusun jadwal pemasangan dan penggantian pompa yang dapat memberikan produksi kumulatif minyak yang terbesar.
VI. SARAN
1. Perlu dilakukan sensitivitas kedalaman pemasangan pompa terhadap produksi kumulatif yang dihasilkan.
2. Perlu dilakukan analisa keekonomian untuk mengetahui keekonomian pemasangan dan penggantian ESP pada lapangan ini.
VII. DAFTAR PUSTAKA
Brown, K.E., et al, The Technology of Artifial
Lift method, Volume 2b, The Petroleum
Publishing Company, Tulsa, 1980.
1. Guo, Boyun., Lyons, William C. dan Ghalambor, Ali, Petroleum Production Engineering – A Computer Assisted Approach,
Elsevier Science & Technology Books, 2007. 2. Nelson, Philip, “Permeability- Porosity
Relationship in Sedimentary Rocks”
3. Schlumberger. PIPESIM FPT User Guide. Schlumberger Information Solution.
4. Simbolon, Fernando Parulian : Optimasi
Penggunaan Esp dalam Sistem Sumur Produksi Terpadu, Tesis , ITB Bandung, 2010.
5. Tjondrodiputro, B., Bahan kuliah Teknik
Produksi, Jurusan Teknik Perminyakan, ITB
Ria Perdana Putra, 12206100 Semester I 2010/2011 10 LAMPIRAN
Gambar 6. Perbandingan antara laju alir cairan dengan dan tanpa ESP pada sumur P2
Ria Perdana Putra, 12206100 Semester I 2010/2011 11 Gambar 8. Perbandingan antara laju alir cairan dengan dan tanpa ESP pada sumur P3
Ria Perdana Putra, 12206100 Semester I 2010/2011 12 Gambar 10. Perbandingan antara laju alir cairan dengan dan tanpa ESP pada sumur P5
