EVALUASI DAN DESAIN ULANG ELECTRIC SUBMERGIBLE PUMP (ESP) PADA SUMUR “X“ DI LAPANGAN “Y“
Sefilra Andalucia
Mahasiswa Magister teknik Geologi UPN “ Veteran “ Yogyakarta
Abstract
The rate of fluid production affects the selection of types and sizes of pumps. This happens because each type of pump has the optimum production rate according to the recommended based on the type and size of the pump. With the passage of time and amount of fluid that has been produced from the reservoir, then the current wells - those wells have decreased so that the pressure is not able to drain the fluid resevoar naturally flow with the production of high water cut so that the use of artificial lift in this case the Electric Submergible pump. The main purpose of ESP is to increase productivity and efficiency of the pump, in a way needed to do a redesign in order to optimize the use of pumps.
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 dan jumlah fluida yang terproduksikan dari reservoar tersebut, maka saat ini sumur – sumur tersebut sudah mengalami penurunan tekanan sehingga sudah tidak dapat untuk mengalirkan fluida resevoar secara natural flow dengan produksi water cut tinggi sehingga digunakan artificial lift dalam hal ini yaitu Electric Submergible Pump. Tujuan utama ESP adalah meningkatkan produktivitas dan effisiensi pompa tersebut, dengan cara perlu dilakukannya desain ulang agar lebih optimal dalam penggunaan pompa.
Kata-kata kunci : Pemilihan Pompa, umur pemakaian, laju alir optimal, dan efisiensi pompa.
PENDAHULUAN
Berdasarkan kajian yang sebelumnya daerah telitian mempunyai cadangan awal minyak ditempat sebesar 9,692,63 Mstb. Produksi kumulatif sebesar 3,950,52 Mstb sedangkan untuk sisa cadangan sekarang sebesar 217.21 Mstb. Untuk rencana ke depan lapangan ini akan ditingkatkan produksinya, dengan jalan mengevaluasi kembali sumur yang telah mengalami penurunan produksi. Diantara sumur-sumur yang akan ditingkatkan produksinya terdapat sumur telitian yang mempunyai laju produksi maksimum 7196 BBL/Day berdasarkan potensi bulan September 2008 diharapkan dengan mengevaluasi dan mendesain ulang sumur telitian ini dapat menambah produksi di Lapangan North Pulai.
Lokasi Daerah Telitian
Struktur di daerah telitian terletak di kecamatan Lirik, Indragiri Hulu-Riau pada Lintas Trans Sumatera Timur yang berjarak ± 320 km dari Jambi dan 180 km dari Pekanbaru dengan ketinggian 43,204 meter diatas permukaan laut. daerah telitian mempunyai luas dari arah Barat Laut – Tenggara dengan panjang 50 Km sedangkan lebarnya 10 Km. Secara georafis lapangan “Y“ berada pada 0º17 LS dan 102º16 BT.
Daerah Penelitian terdapat di Cekungan Sumatera Tengah. Cekungan ini merupakan bagian dari cekungan di Pulau Sumatera yang terbagi menjadi 3 kawasan (Cekungan Sumatera Utara, Cekungan Sumatera Tengah, Cekungan Sumatera Selatan). Lapangan “Y“ terletak di Cekungan Sumatera Tengah pada Japura Blok (Gambar 1).
Gambar 1. Keadaan Geologi Daerah Telitian
ELECTRIC SUBMERGIBLE PUMP
Produktivitas Index (PI)
Produktivitas Index (PI) merupakan index yang digunakan untuk menyatakan kemampuan suatu formasi untuk berproduksi pada suatu tekanan tertentu atau merupakan perbandingan antara laju produksi yang dihasilkan formasi produktif pada drawdown yang merupakan beda tekanan dasar sumur saat kondisi statis (Ps) dan saat terjadi aliran (Pwf) dan juga tekanan bubble point karena pada kondisi Pb dibawah Ps.
Inflow Performance Relationship (IPR)
Harga Index Produktivitas (PI) dari Persamaan (3-1) dapat dinyatakan dalam kurva IPR berupa garis linier. Jarang fluida berada dalam kondisi satu fasa, selanjutnya Pwf dibawah Pb dan kondisi yang terjadi setelah itu dua fasa dan untuk membuat kurva IPR dimana fluida yang mengalir dua fasa, Vogel mengembangkan persamaan hasil regresi yang sederhana dan mudah pemakaiannya, pada persamaan Vogel ini ada dua persamaan pada kondisi yang berbeda yaitu pada kondisi Pb dibawah Pwf dan kondisi Pb diatas Pwf. Kurva kelakuan Electrical Submercible Pump (Pump Performance Curve) Beberapa kinerja berbagai pompa dihadirkan dalam bentuk katalog yang diterbitkan oleh produsen. Kurva kinerja dari suatu electric submersible pump menampilkan hubungan antara : Head capacity, Rate Capacity, Horse Power dan efisiensi pompa yang disebut dengan “Pump Performance Curve”. Kapasitas berkaitan dengan volume, laju alir
Dasar Perhitungan Electrical Submersible Pump
Pada prinsipnya persaman atau desain suatu unit Electrical Submersible Pump untuk sumur-sumur dengan WC tinggi adalah sama seperti perencanaan unit Electrical Submersible Pump biasa, dimana dengan maksimalnya laju produksi yang diinginkan maka maksimal juga produksi air yang terproduksi. Kontrolnya dengan menghitung laju kritis dimana besarnya laju produksi minyak yang diinginkan lebih besar dari laju kritis sehingga terjadi water coning. Produksi tersebut terus dilakukan karena masih bernilai ekonomis dan terjadinya water coning bersifat wajar untuk sumur-sumur tua yang mempunyai water cut yang lebih besar dari 90 %.
Perkiraan Laju Produksi Maksimum
Laju produksi suatu sumur yang diinginkan harus sesuai dengan produktifitas sumur. Pada umumnya fluida yang mengalir dari formasi ke lubang sumur lebih dari satu fasa. Seperti yang telah dijelaskan dalam sub-bab sebelumnya, untuk aliran fluida dua fasa, Vogel membuat grafik kinerja aliran fluida dari formasi kelubang sumur berdasarkan data uji produksi. Sedangkan untuk aliran tiga fasa yaitu : gas, minyak dan air, maka dalam pengembangan kelakuan aliran tiga fasa dari formasi ke lubang sumur dapat menggunakan analisis regresi dari Metode Pudjo Sukarno.
Contoh Evaluasi Sumur Kajian 1. Perhitungan Kurva IPR
Untuk Perhitungan kurva IPR, terlebih dahulu mengetahui data-data yang diperlukan. Adapun data yang digunakan adalah sebagai berikut :
Static Fluid Level (SFL) = 661,5 ft Working Fluid Level (WFL) = 976,5 ft
Depth Mid Perforasi = 1780 ft
Laju Produksi Total (Qt) = 2056 BFPD Laju Produksi Minyak (Qo) = 29 BOPD
Kadar Air (WC) = 98.6 %
28
.
0
2
.
0
1
max
Pb
Pwf
Pb
Pwf
x
qb
Qo
Qb
Ps = 488 Psi Pwf = 349 PsiKarena harga Ps>Pb dan Pwftest>Pb, maka digunakan persamaan kurva IPR
untuk 2 fasa. Adapun langkah-langkah perhitungan kurva IPR sebagai berikut : 1) Menentukan Productivity Index
PI =
)
(
Ps
Pwf
Qt
=)
349
488
(
2056
= 14,79 BFPD/Psi 2) Menentukan harga Qb Qb = PI x (Ps - Pb) =14,79 (BOPD/psi) x (488 – 110) (Psi) = 5591,14 BOPD3) Menentukan harga Qomax
Qomax =
Qb
PIxPb
8
.
1
=78
,
86
8
.
1
110
79
,
14
x
= 6495,05 BOPD4) Menentukan harga Qo untuk berbagai assumsi harga Pwf diatas harga Pb. Misal untuk harga Pwf = 400 Psi
Qo = PI x (Ps – Pwf) = 14,79 x (488 – 400) = 1301,64 BOPD
5) Menentukan harga Qo untuk Pwf assumsi dibawah tekanan gelembung. Misal untuk harga Pwf = 100 Psi
Qo =
=
= 5733,074 BOPD
6) Mentabulasikan berbagai harga Pwf assumsi dengan berbagai Laju Alir.
Kurva IPR dibuat dengan memplotkan harga Pwf dengan harga Qt. Dengan kurva
IPR ini dapat diperkirakan laju produksi maksimum yang ingin diproduksikan.
2 110 100 8 . 0 110 100 2 . 0 1 14 , 5591 05 , 6495 137 , 5591Gambar 3. Grafik Kurva IPR Sumur Telitian 2. Evaluasi Unit ESP yang Terpasang
Type Pompa Terpasang = IND 2000 / 73 Stages / 35 HP
Water-Cut = 98,6 %
Laju Alir Total (Qt) = 2056 BFPD Water Specific Gravity (SGw) = 1.00 Oil Specific Gravity (SGo) = 0.85 API Gravity = 35 oAPI Working Fluid Level (WFL) = 976,5 ft Bubble Point (Pb) = 110 Psi
ID Tubing = 2.441 inch
Tubing Pressure = 50 Psi Mid Perforasi (MD) = 1780,5 ft Pump Setting Depth (MD) = 1213 ft
a. Penentuan Spesific Gravity Fluida Campuran
1. Water Phase Sp. Gr. = WC x Water Sp.Gr = 0,986 x 1,00 = 0,986
2. Oil Phase Sp. Gr. = Oil Cut x Oil Sp. Gr = (1-0,986) x 0,85 0 100 200 300 400 500 600 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 P w f, P s i Qmax, BFPD IPR
Kurva IPR Persamaan Vogel
= 0,0119
3. Sp. Gr. Fluida Campuran = Water Phase Sp. Gr. + Oil Phase Sp. Gr = 0,986+ 0,0119
= 0,998
4. Gradient Fluida (Gf) = Sp. Gr. Fluida Campuran x 0,433 psi/ft = 0,998 x 0,433 psi/ft
= 0,432 psi/ft b. Penentuan Pump Intake Pressure (PIP)
1. Perbedaan Kedalaman = Mid Perforasi - Pump Setting Depth (PSD) = (1780,5 – 1213) ft
= 567,5 ft
2. Perbedaan Tekanan = Perbedaan Kedalaman x Gf = 567,5ft x 0.432 psi/ft = 245,16 psi
3. Pump Intake Pressure (PIP) = Pwf – Perbedaan Tekanan = (349 – 245,16) psi
= 103,84 psi Penentuan Total Dynamic Head (TDH) 1. Menentukan Fluid Over Pump (FOP) Fluid Over Pump (FOP) =
Gf
PIP
=ft
Ps i
Ps i
/
432
,
0
84
,
103
= 240,37 ft2. Menentukan Vertikal Lift (HD)
Vertical Lift (HD) = Pump Setting Depth (TVD) – FOP
= (1213 – 240,37) ft = 972,63 ft
3. Menentukan Tubing Friction Loss (FF )
F = 2.0830 x
8 6 5 5 , 4 8 5 , 1 8 5 . 1)
3
.
34
/
(
100
I D
Qt
C
F = 2.0830 x
8 6 5 5 , 4 8 5 , 1 8 5 . 1441
,
2
)
3
.
34
/
2056
(
120
100
F = 37,60 ft/1000 ftTubing Friction Loss (HF) = Friction Loss x PSD
= (37,60 ft x 1213 ft) / 1000 ft = 45,61 ft.
4. Menentukan Tubing Head ( HT)
Tubing Head (HT) =
Gf
essu re
T u b in g
P r
=ft
Ps i
Ps i
/
432
,
0
50
= 115,74 ft Total Dynamic Head (TDH) = HD + HF + HT
= 972,63 ft + 45,61 ft + 115,74 ft = 1133,98 ft
d. Penentuan Effisiensi Pompa (%EP)
1. Menentukan Head per stage, (ft/stage) dengan persamaan : Head per Stage (ft/stage) =
Stage
TDH
=73
98
,
1133
= 15,53 ft/stage2. Berdasarkan head/stage sebesar 15,53 ft/stage, maka dari Lampiran Grafik Performance Curve untuk tipe ESP IND 2000/60 Hz diperoleh harga laju fluida (Qtheorical) sebesar 2480 BPD.
3. Menentukan persentase effisiensi pompa (% EP)
Persentase effisiensi pompa dapat dilihat dari Grafik Pump Performance Curve untuk tipe pompa IND 2000, 60 Hz. Dimana Qteoritis dapat ditarik ke atas untuk dipotongkan dengan Kurva Pump Efficiency lalu dibaca ke sebelah kanan yaitu sebesar 64 %.
Gambar 4. Tipe Pump Performance Curve 7)
HASIL
Tabel 1. Hasil evaluasi dan perencanaan ulang Perencanan Ulang
Metode
Sumur Kajian
PSD Tipe Pompa Jumlah
Ft 60 Hz bpd PSD Berubah, Stage
dan Tipe Pompa Tetap
1400 IND 2000 73 2400
1500 IND 2000 73 2390
1600 IND 2000 73 2380
PSD Tetap, Tipe dan Stage Pompa Berubah
1213 IND 4000 40 4900
1213 IND 4000 50 5200
PSD Berubah Dengan Tipe dan Stage Pompa Berubah. 1400 IND 4000 40 - 1500 IND 4000 40 - 1600 IND 4000 40 - 1400 IND 4000 50 - 1500 IND 4000 50 - 1600 IND 4000 50 - 1400 IND 4000 60 3800 1500 IND 4000 60 - 1600 IND 4000 60 -
Tabel 2. Perbandingan parameter sumur kajian sebelum dan sesudah evaluasi
Parameter yang dibandingkan Sumur Kajian
Sebelum Evaluasi Perencanaan
Pump Intake Pressure,psi 103.84 271.02
Working Fluid Level,ft 976.5 976.5
Vertical Lift,ft 972.63 972.63
Friction Loss,ft 45.61 60.16
Tubing head,ft 115.74 115.74
Pump setting Depth,ft 1213 1600
Jumlah Stages 73 73
Tipe Pompa IND 2000, 60 Hz IND 2000, 60 Hz
Laju Alir, BPD 2056 2380
Efisiensi Pompa,% 64 70
PEMBAHASAN
Dasar perencanaan ulang suatu unit Electric Submergible Pump dibagi menjadi 3 metode, yaitu :
1. PUMP SETTING DEPTH (PSD) BERUBAH DENGAN TIPE DAN STAGE POMPA TETAP
Pompa yang terpasang saat ini adalah menggunakan Type Pompa IND 2000/ 60 Hz. Pada evaluasi ini dilakukan dengan mengasumsikan PSD dan laju produksi, kemudian dihitung harga TDH dan head dari masing-masing PSD asumsi. Harga
TDH dan head yang telah diperoleh kemudian diplot terhadap laju produksi dan berdasarkan grafik antara TDH dan head versus laju produksi sehingga terjadi perpotongan dan didapatkan laju produksi pada setiap PSD asumsi. Pada desain ini, didapatkan Pump Setting Depth usulan terletak pada 1600 ft, diperoleh laju alir optimum sebesar 2380 BFPD, dengan effisiensi pompa yaitu 70 %.
2. Pump setting depth (psd) tetap dengan tipe dan stage pompa berubah metode perencanaan pompa dengan mengubah-ubah tipe dan jumlah tingkat (stage) pompa pada pump setting depth tetap. Pemilihan pompa dibatasi oleh ukuran casing dan laju produksi yang diinginkan dimana laju produksi tersebut masih berada dalam range kapasitas produksi yang direkomendasikan, sehingga untuk meningkatkan efisiensi pengangkatan dilakukan evaluasi terhadap jumlah stage (tingkat) pompa. Hasil desain yang didapat adalah dengan menggunakan pompa tipe ind 4000/ 60 hz/ 40 stage, terletak pada psd tetap sebesar 1213 ft, diperoleh laju alir optimum sebesar 4900 bfpd, dengan effisiensi pompa 65 %.
3. Pump setting depth (psd) berubah, dengan tipe, dan stage berubah
Desain ulang dilakukan dengan mengasumsikan harga laju produksi pada setiap Pump Setting Depth untuk menghitung Total Dynamic Head (TDH) dan dari asumsi laju produksi tersebut dapat ditentukan harga head capacity pompa dari Pump Performance Curve. Berdasarkan hasil tersebut dapat dibuat grafik TDH terhadap laju produksi dan head terhadap laju produksi, sehingga akan diperoleh titik perpotongan antara kurva TDH dengan head pompa, yang merupakan laju produksi pada masing-masing PSD asumsi. Hasil desain yang didapat adalah menggunakan tipe pompa IND 4000 / 60 Hz / 60 stage, terletak pada PSDobs 1400 ft, diperoleh laju alir optimum sebesar 3800 BFPD, dengan effisiensi pompa 67 %.
KESIMPULAN
Berdasarkan perhitungan yang dilakukan, maka diperoleh hasil sebagai berikut : 1. Sumur ”X” saat ini menggunakan pompa Reda type IND 2000/73 stages,
menghasilkan laju produksi sebesar 2056 BFPD. Dari hasil perhitungan evaluasi, diperoleh laju alir teoritis sebesar 2480 BFPD, dengan efisiensi pompa 64 %. Laju alir produksi pada sumur ”X” ini masih dapat ditingkatkan lagi yaitu dengan melakukan perencanaan ulang.
2. Pada metode PSD Berubah, Tipe dan Stage Pompa Tetap, yaitu dengan menggunakan pompa tipe IND 2000/ 60 Hz/ 73 stage, terletak pada PSDobs sebesar 1600 ft. Desain ini menghasilkan laju alir optimum sebesar 2380 BFPD, dengan effisiensi pompa 70 %.
3. Pada metode PSD Tetap, Tipe dan Stage Pompa Berubah, yaitu dengan menggunakan pompa tipe IND 4000/ 60 Hz/ 40 stage, terletak pada PSD tetap sebesar 1213 ft. Desain ini menghasilkan laju alir optimum sebesar 4900 BFPD, dengan effisiensi pompa 65 %.
4. Pada metode PSD, Tipe dan Stage Pompa Berubah, yaitu dengan menggunakan pompa tipe IND 4000/ 60 Hz/ 60 stage, terletak pada PSDobs sebesar 1400 ft. Desain ini menghasilkan laju alir optimum sebesar 3800 BFPD, dengan effisiensi pompa 67 %.
5. Desain ulang yang di sarankan untuk Electric Submergible Pump yang sesuai dengan produktivitas sumur ”X” menggunakan metode yang pertama yaitu dengan PSD Berubah, Tipe dan Stage Pompa Tetap yaitu terletak pada PSDobs sebesar 1600 ft, dan diperoleh laju alir optimal sebesar 2380 BFPD, dengan effisiensi pompa tertinggi yaitu sebesar 70 %.
DAFTAR PUSTAKA
Beggs, H. D., “Production Optimization Using Nodal Analysis”, Oil and Gas Consultant International Inc., Tuls, Oklahoma, 1991.
Brown, E., Kermit, “The Technology of Artificial Lift Method”, Volume 1 Devision of Penn Well Publishing Co., Tuls, Oklahoma, 1984.
Brown, E., Kermit, “The Technology of Artificial Lift Method”, Volume 2B Devision of Penn Well Publishing Co., Tuls, Oklahoma, 1984.
Brown, E., Kermit, “The Technology of Artificial Lift Method”, Volume 4 Devision of Penn Well Publishing Co., Tuls, Oklahoma, 1984.
Brown,K.E., ”The Technology of Artificial Lift Method”, Volume I, II-b, IV, Penn Well Books,Tulsa Oklahoma,1980.
Data-data Sumur “X” Lapangan “Y” PT Pertamina EP Field Lirik Region Sumatera, 2008.
Recommended Practice for Sizing and Selection of Electric Submersible Pump Installations”, Second Edition, American Petroleum Institute, Washington DC, 1986.
