ISSN: Ali Musnal Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Universitas Islam Riau Jalan Kaharuddin Nasution 113 Pekanbaru

(1)

ISSN: 1410-7783 Volume 11 Nomor 2, Oktober 2010, 89-98

Perhitungan Laju Produksi Minyak Optimum Agar Tidak

Terjadi Pelepasan Gas dari Minyak dengan Menggunakan

Electric Submercible Pump

Calculation 0f Rate Optimum Oil Production to Overcome Solution Gas from Oil Using Electric Submercible Pump

Ali Musnal

Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Universitas Islam Riau Jalan Kaharuddin Nasution 113 Pekanbaru 28284

Abstrak

Suatu sumur yang diproduksi akan mengalami penurunan tekanan, sehingga reservoir tidak dapat melakukan pengangkatan fluida secara alami (flowing), maka pengangkatan buatan (artificial lift) dapat diterapkan pada sumur tersebut. Salah satunya dengan menggunakan Elektrical Submersible Pump (ESP).Elektrical Submersible Pump atau yang lebih dikenal dengan pompa listrik bawah permukaan merupakan sebuah rangkaian pompa sentrifugal yang memiliki stage yang digerakkan arus listrik yang mengalir dari permukaan. Jenis pompa ini dapat digunakan pada sumur yang relatif dalam dengan laju produksi 100 sampai 90000 bfpd.Untuk mengoptimalkan pengoperasian pompa ESP ini, maka perlu dilakukan perhitungan, salah satunya yaitu terhadap stages yang digunakan. Pemilihan stages optimum ini dilakukan agar gas tidak terbebaskan dari fluida minyak yang akan diproduksikan. Berdasarkan hasil Penelitian dari data lapangan PT. CPI sumur Denai diperoleh stages optimum 88 dari pompa SN3600, dengan laju produksi sebesar 3100 BFPD.

Kata-kata kunci : Laju produksi, stage, pengangkatan buatan. Abstract

A well produced will decrease the pressure, so the reservoir can not do the removal of fluid in nature (flowing well), then the removal of artificial can be applied to the wells. One of them by using electrical submercible pump ( ESP). In optimizing the operation of the ESP pump SN3600 and the rate of production, it is necessary to reevaluation, one that is against the stages are used. Selection of the optimum stages is done so that the fluid which will produce enough of the capacity type pump mounted to the production rate of more optimally. The based on the research from PT.CPI field is Denai well optained optimum stages 88 stages with the desired production rate 3100 BFPD, but for the next production at the well pump can not be used again,because the resulting production rate at the end of the production is bellow the optimum range flow rate pump SN3600.

Keywords : production rate, stage, artificial lift

I. PENDAHULUAN

Electric Submercible Pump (ESP) adalah pompa sentrifugal yang terdiri dari beberapa

stage (tingkat)yang dipasang pada poros pompa. Satu stage terdiri dari satu impeller dan satu diffuser. Impeler yang berputar mengangkat fluida, sedangkan diffuser yang diam mengarahkan fluida keatas atau ke impeller tingkat berikut dan seterusnya hingga impeller terakhir.

Dalam pemilihan Stage perlu diketahui dasar dari electric submersible pump beserta dengan segala aspeknya yang dapat mempengaruhi dalam pemilihan stage yang memungkinkan agar fluida yang akan diangkat mencukupi dari kapasitas pompa yang dipasang.

(2)

J. Saintis, Vol.11 No.2, 2010: 89-98

Pemilhan stage yang optimum merupakan salah satu cara untuk menghasilkan laju aliran yang maksimal dengan mengoptimalkan pemasangan stage yang ideal.

Kurva Performance Pompa

Untuk menentukan range dari kapasitas pompa, maka dipergunakan suatu kurva yang dinamakan Pump Performance Curve. Selain itu Performance Curve ini dapat juga menentukan kemampuan spesifik dari desain stage pompa.

Gambar 1. Pump performance Curve (Brown KE, 1998) Data yang dapat ditunjukkan pada kurva pompa adalah :

1. Kapasitas output (BPD)

2. Daya angkat tiap stage (feet atau meter) 3. Daya yang dibutuhkan tiap stage (Hp) 4. Effisiensi pompa

Setiap pompa dicantumkan pada bagian atas dari beberapa stage yang dipakai untuk pengujian, tipe dari pompa (kapasitas aliran), seri pompa (menyatakan diameter pompa) dan kecepatan pengujian (frekuensi atau rpm).

Head feet per stage

Untuk mengetahui head feet of lift per stage maka perlu mengetahui laju aliran, tipe pompa dan frekwensi atau rpm nya. Sumber data dari grafik menunjukkan laju aliran dalam barrel per day (BPD). Data ini merupakan masukan grafik tersebut. Dengan menentukan laju aliran yang diinginkan akan didapat head feet untuk daya angkat 100 stage pada sumbu bagian tegak, harga ini dibagi dengan seratus untuk mendapatkan Head feet of lift per stage.

Horse power per stage

Cara yang sama seperti di atas digunakan untuk menentukkan horse power per stage yangdiinginkan. Bila laju aliran yang diinginkan diketahui, maka power untuk 100 stage akan didapat pada sumbu tegak kurva, lalu dibagi seratus untuk mendapatkan horse power tiap stage.

Effisiensi pompa

Dengan test data :

Pi SG TDH Q hp brake input pompa hp output pompa Effisiensi 35770 . 1     (1)

(3)

dimana:

Q = Laju produksi, b\d TDH = Total dynamic head, ft PI = Input brake, hp

SG = Spesifik gravity cairan (air = 1.0)

Harga effisiensi maksimum ini biasanya sekitar 55 % - 75 %.

Productivity Index (PI) adalah indeks yang digunakan untuk menyatakan kemampuan dari

suatu sumur pada kondisi tertentu, dimana PI juga merupakan perbandingan antara laju produksi yang dihasilkan oleh suatu sumur pada suatu harga tekanan alir dasar sumur dengan

pressure draw down (Pr─Pwf).

Pernyataan itu dapat ditulis :

Pwf Q PI   Pr (2) Inflow Performance Relationship (IPR)

Inflow Performance Relationship (IPR) adalah kelakuan aliran air, minyak, dan gas

dari formasi ke dasar sumur yang dipengaruhi oleh Produktivitas index. Untuk membuat grafik IPR diperlukan data laju produksi (qo), tekanan alir dasar sumur (Pwf), yang diperoleh dari uji produksi dan tekanan statik dari uji tekanan. Sementara itu fluida yang mengalir dalam media berpori dapat berupa satu fasa atau lebih, tergantung dari tekanan reservoirnya. Kurva IPR Kombinasi

Kurva IPR kombinasi dapat dilihat pada gambar 2.2 dibawah ini, pada gambar dapat dilihat fluida yang mengalir kombinasi yaitu aliran fluida satu fasa dan dua fasa, untuk itu kurva IPR terdiri dari dua bagian,juga :

- Bagian kurva yang lurus, untuk kondisi Pr > Pb dan Pwf  Pb. - Bagian kurva yang lengkung, untuk kondisi Pwf < Pb.

Pembuatan kurva IPR untuk dua hal diatas tergantung kepada Pwf tes, lebih besar atau lebih kecil dari Pb. Pada bagian garis IPR yang lengkung (Pwf < Pb) berlaku hubungan sebagai berikut: Untuk Pwf < Pb





                      Pb Pwf 0.8 -Pb Pwf 0.2 -1 Q -Q Q Q 2 b max b 1.8 Pb . PI Q Q max  b dimana :



Pr-Pb



PI Qb  untuk Pwf > Pb

(4)

J. Saintis, Vol.11 No.2, 2010: 89-98

Gambar 2. Kurva IPR Kombinasi (Brown KE, 1998) Dasar-dasar perhitungan

Sebelum dilakukan pemasangan pompa terlebih dahulu dilakukan pengukuran terhadap besarnya kapasitas pompa yang dibutuhkan dengan penentuan parameter-parameter seperti :

 SgmixWc*Sgwater





TDH TotalDynamicHead



= _

       433 . 0 * Sgmix Pwh ss Frictionlo Wfl  _         433 . 0 * Sgmix Pwh Loss Friction TDH Wfl  Pwf 0.433SGmix



PSDWfl



Tujuan penelitian ini adalah untuk mengetahui sejauh mana jumlah stages dari (ESP) yang optimum untuk mendapatkan laju produksi, dimana gas tidak terproduksi sehingga pompa dapat bekerja secara efisien. Adapun tujuan dari penulisan ini adalah untuk mengevaluasi pompa ESP yang digunakan pada sumur produksi dan mendapatkan stages optimum yang digunakan pada pompa.

(5)

Perhitungan Laju Produksi Minyak Optimum: (Ali Musnal) II. METODE PENELITIAN

Metoda dari Penelitian ini dilakukan dengan menganalisa teori tentang pompa Electrik Submercible Pump yang dikaitkan kurva Inflaw Performance Relationship dan dari kajian teori ini di aplikasikan dilapangan minyak dengan melakukan pengambilan data lapangan, III. HASIL DAN PEMBAHASAN

Sumur Denai

Data awal produksi tanggal 09 April 2008 :

 BFPD = 1864, BOPD = 55, WC = 97,03%, SFL = 651 ft

 WFL= 2666 ft, OTP = 165 Psi, PSD = 4719 ft, Pb= 243 psi, oAPI= 33  Pompa yang dipasang SN 3600 / 61 /120HP

= 2,15



1754243



= 3249 BFPD 7. 1.8 Pb . PI q Q _max  _b  = 1.8 243 . 2,15 3249  = 3539 BFPD

(6)

J. Saintis, Vol.11 No.2, 2010: 89-98 Untuk Pwf < Pb : Q





                      Pb Pwf 0.8 -Pb Pwf 0.2 -1 qb -q q 2 max b Pwf = 200 psi Q





                      243 200 0.8 -243 200 0.2 -1 3249 -3539 3249 2 = 3336 BFPD

Maka untuk harga Pwf yang lain dapat kita lihat pada tabel berikut :

Tabel 1. Hasil Perhitungan Penentuan Kurva IPR

Pwf ass Qf Qo Qw 1754,06 0 0 0 1600 331 20 311 1400 760 46 714 1200 1189 71 1117 1000 1618 97 1521 800 2047 123 1924 600 2476 149 2327 400 2905 174 2731 243 3249 195 3054 100 3468 208 3260 0 3539 225 3314

Gambar 3. Kurva IPR

Dari kurva IPR untuk sumur Denai diatas, pada saat tekanan buble point (Pb) = 243 psi , laju alir (Qb) berada pada 3249 BDPD. Q pada saat Pb ini disebut juga dengan Q optimum.

Dengan jenis pompa yang dipasang, kita lihat apakah stages yang digunakan sudah merupakan stages yang optimum dan laju alir yang dihasilkan pada saat awal produksi sesuai dengan yang diinginkan. Untuk evaluasi lebih lanjut kita tentukan terlebih dahulu laju alir yang diinginkan atau laju alir designnya dengan mengasumsikan beberapa stages yang tersedia dilapangan untuk pompa SN3600.

IPR 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 Q (bfpd) Pwf (psi) IPR Qb=3249

(7)

ESP Design

Pada kasus ini pompa yang digunakan SN3600/61/120HP. Dari data yang diketahui dapat dilakukan perhitungan stages untuk memperoleh stages optimumnya dan laju produksi yang bisa dihasilkan pompa ESP ini.

Dari perhitungan Vogel Kombinasi yang digunakan, akan diketahui berapa produksi, tekanan dan WFL yang dihasilkan oleh sumur ini. Untuk itu kita akan mengevaluasi lagi laju produksi yang bisa dihasilkan oleh pompa ESP yang digunakan.

 WFL pada Qoptimum adalah :

Pwf Qoptimum PI   Pr Pwf   1754 3249 15 , 2 Pwf =





_       15 , 2 3249 1754 = 243 Psi

4155,55

 

 328,8382,59



= 4867 ft  PSDopt = GF Pc PIP WFL 

(8)

J. Saintis, Vol.11 No.2, 2010: 89-98 Perhitungan Stages Q = 0 dengan 61 stg 1. HEAD = (Head/Stg) x Stg = 64 x 61 = 3904 ft 2.



₄_.₈₆₅₅



852 . 1 852 . 1 / 100 2083 . 0 ID Q x C x f  100 PSD 





8655 . 4 852 . 1 852 . 1 992 , 2 0 80 / 100 2083 . 0 x x f  x 100 4719 = 0 ft 3. WFL =          433 , 0 SGmix OTP Hf HD =          433 , 0 996 , 0 165 0 3904 = 3521,41 ft 4. TDH = WFL+ hf + OTP head = 3521,41 + 0 + 382,59 = 3904 ft 5. PWF =



PSDWFL

 

 SGmix*0,433



=



47193521,41

 

 0.996*0,433



= 516,48 Tabel 2. Perhitungan Stages 61

Q (b/d) Q (gal/min) HD/STG HD(TDH) D c Hf 0TP OTP Head sgmix WFL Pwf 64 3904 2,992 80 0,00 165 383 0,996 3521 516,48 500 14,95 64 3904 2,992 80 10,76 165 383 0,996 0 0 1000 29,9 63,8 3891,8 2,992 80 38,83 165 383 0,996 3470 538,49 1500 44,85 62,9 3836,9 2,992 80 82,28 165 383 0,996 3372 580,91 2000 59,8 61 3721 2,992 80 140,18 165 383 0,996 3198 655,86 2500 74,75 58,7 3580,7 2,992 80 211,91 165 383 0,996 2986 747,30 3000 89,7 55 3355 2,992 80 297,03 165 383 0,996 2675 881,35 3500 104,65 50 3050 2,992 80 395,17 165 383 0,996 2272 1055,21 4000 119,6 44 2684 2,992 80 506,04 165 383 0,996 1795 1260,87 4500 134,55 35 2135 2,992 80 629,39 165 383 0,996 1123 1550,83 5000 149,5 24 1464 2,992 80 765,00 165 383 0,996 316 1898,70 5500 164,45 11 671 2,992 80 912,68 165 383 0,996 -624 2304,38 6000 179,4 0 0 2,992 80 1072,27 165 383 0,996 1455 2662,59

Selanjutnya dapat lihat apakah stages 61 yang digunakan pompa SN3600 merupakan stages yang optimum. Untuk lebih jelasnya dapat dihitungan beberapa stages yang tersedia dilapangan untuk pompa SN3600.

Pompa yang digunakan pada sumur Denai ini adalah SN3600/61/120HP. Berikut ini adalah tabel hasil beberapa stages yang tersedia dilapangan dan hasil hitungan laju produksi untuk masing masing stages pompa SN3600 :

(9)

Tabel 3. STAGES Q (bfpd) 61 2260 68 2500 71 2650 88 3100 94 3242 100 3400

dari plot kurva IPR Vs stages seperti yang terlihat pada gambar dibawah ini :

Gambar 4. Kurva Q Vs Stages sumur Denai

Dari gambar diatas plot antara IPR dengan Asumsi beberapa stages terlihat bahwa stages optimum yang dapat adalah stages 88 dengan laju alir yang diinginkan atau Qdesign = 3120 bfpd.

Dari hasil perhitungan yang di peroleh diatas pompa SN3600 dengan stages 61 dengan Qdesign 2250 BFPD bisa kita optimalkan lagi produksinya dengan menggunakan stages optimum yaitu dengan stages 88 dengan Qdesign 3100 BFPD. Sumur Denai pada awal produksi menghasilkan laju produksi 1864 BFPD, Dilihat dari laju produksi yang dihasilkan ini berarti pompa SN3600 tidak lagi bekerja pada bekerja range optimum operasi pompa.

Dari kurva IPR untuk sumur Denai diatas, pada saat tekanan buble point (Pb) = 243 psi , laju alir (Qb) berada pada 3294 BDPD. Q pada saat Pb ini disebut juga dengan Q optimum. effisiensi pompa pada akhir produksi tanggal 16 Mei 2008 adalah :

Effisiensi Pompaakhir = x100% Qdesign Qactual = 100% 3120 1922 x = 61,6%

(10)

J. Saintis, Vol.11 No.2, 2010: 89-98

Untuk sumur Denai stages 61 yang digunakan pada pompa SN3600 bukan merupakan stages yang optimum dan setelah dilakukan evaluasi dengan perhitungan stages maka diperoleh stages optimum yang dapat digunakan pada pompa ini adalah stages 88 dengan Qdesign = 3100 BFPD.

IV. KESIMPULAN

Berdasarkan dari hasil penelitian yang penuliskan lakukan dapat disimpulkan sebagai berikut : 1 Beradasarkan hasil perhitungan untuk sumur Denai stages optimum yang dihasilkan

pada pompa SN 3600 adalah 88 stages dengan Q = 3100 bfpd.

2 Dengan adanya perubahan stages dari pompa SN 3600 untuk sumur Denai terjadi penambahan laju produksi dari 1864 BFPD menjadi 3100 BFPD.

3 Dari hasil perhitungan kelihatan stages 94 dan 100, menghasilkan laju produksi lebih besar dari laju produksi Qb, dimana akan terjadi pelepasan gas dari oil.

4 Untuk menghindari terjadinya penurunan kinerja pada pompa, stages optimum harus berada dibawah laju alir optimumnya

V. DAFTAR PUSTAKA

Archer, J.S, Wall, C.G, 1986, Petroleum Enggineering Princlaples and pratices,Page 92-121,

Graham and Trotoman Ltd.

Ali Musnal, 2003, Teknik Produksi I dan II, UIR, Pekanbaru.

Brown K E, 1998, The Technologi of Artificial Lift Methods, Vol 1-4 , penn Weil Publishing Company, Tulsa Oklahoma.

Dake, L.P, 1986, Fundamental Of Reservoir Enggenering, Page 103 – 130, Elseiver Scinentfy Publising Co.

Fakultas Pasca Sarjana, 1991, Analisa Sistem Nodal untuk Pengangkatan Buatan ( Pompa

Suckerod, Pump Sentrifugal, dan Gas Lift, ITB,Bandung.

T.e.w. Nind “ Asosoated Professor Departement of Geological Sciences Universitiy of

Saskathewan”, McGraw- Hill Book Compony, Newyork sanfransisco Toronto

London.” Principles of oil Well Production. Daftar Simbol :

Q : Laju produksi, b\d PSD : Pump setting depth TDH : Total dynamic head, ft FAP : Fluid above Pump

PI : Input brake, hp HD : Head

SG : Spesifik gravity cairan (air = 1.0) HF : Fraction loss

PI : Produktivitas Indeks STG : Stage

Pwf : Flowing well Pressure(Tekanan Alir dasar sumur) Wfl : Working fluid level

Sg mix : Specific gravity mixer Pb : bubble point pressure OTP : Out Tubing Prssure