229
mengalirkan fluida dari reservoir menuju ke permukaan dengan bantuan tenaga pendorong yang berasal dari reservoir. Namun seiring lamanya waktu produksi, tekanan dari tenaga pendorong ini berkurang dan pada suatu saat tidak mampu mengalirkan fluida hidrokarbon ke permukaan sehingga diperlukan suatu metode pengangkatan buatan. Dalam tahap produksi, menurunnya laju produksi karena penurunan tekanan alir dasar sumur dari suatu sumur produksi merupakan suatu keadaan yang tidak dapat dihindarkan sehingga untuk memperoleh jumlah minyak semaksimal mungkin, sumur harus tetap dijaga agar tetap berproduksi dengan laju produksi yang optimum. Oleh karena itu apabila pada suatu sumur terjadi penurunan laju produksi, maka perlu adanya metode produksi buatan dengan kata lain perlu adanya pengangkatan buatan (artificial lift) untuk mengangkat fluida dari reservoir kepermukaan. Artificial lift buatan yang dibahas adalah sucker rod pump (SRP), electrical submersible pump (ESP), jet pump, gas lift dan Progressive Cavity Pump (PCP).
Metode produksi artificial lift juga terdapat faktor-faktor yang mempengaruhi dalam penentuan metode yang digunakan, diantaranya : kondisi reservoir (GOR, produktifitas sumur, water cut, Pwf dan mekanisme pendorong reservoirnya), kondisi fluida (viskositas, kandungan pasir), kondisi lubang sumur (temperatur, kedalaman sumur, kemiringan lubang sumur), penyediaan sumber tenaga, masalah produksi, faktor ekonomi, lokasi produksi di darat (onshore) atau lepas pantai (offshore), kelebihan dan kekurangan masing-masing metode artificial lift.
Lokasi lapangan adalah apakah lapangan tersebut lapangan di onshore atau di offshore. Ketersediaan tenaga penggerak seperti listrik atau gas yang digunakan sebagai sumber tenaga pada SRP, ESP, PCP, jet pump dan gas lift sangat penting dipertimbangkan karena apabila tidak terserdia listrik cukup untuk di lapangan maka pompa tidak dapat digunakan. Besarnya jumlah gas bebas yang terproduksi
dapat mengurangi efisiensi pengakatan cairan pada pompa. Berbeda pada gas lift yang semakin besarnya jumlah gas bebas terproduksi justru sangat menguntungkan karena dapat mengurangi jumlah gas yang harus diinjeksikan. Produktivitas sumur merupakan faktor yang penting untuk dipertimbangkan dalam proses pemilihan metoda pengangkatan buatan karena berkaitan erat dengan kapasitas pengangkatan cairan yang dimiliki oleh metoda pengangkatan buatan tersebut. Sumur dengan produktivitas tinggi membutuhkan metoda pengangkatan buatan dengan kapasitas pengangkatan cairan yang besar. Water cut merupakan salah satu faktor yang harus dipertimbangkan dalam proses pemilihan metoda pengangkatan buatan, karena berkaitan erat dengan volume dan gradien fluida dan kapasitas pengangkatan cairan yang dimiliki oleh suatu metoda pengangkatan buatan. Tekanan alir dasar sumur (Pwf) merupakan salah satu faktor yang harus dipertimbangkan dalam proses pemilihan metoda pengangkatan buatan karena berkaitan erat dengan tekanan intake pompa, oleh karena tekanan alir dasar sumur rendah, maka tekanan intake pada pompa juga akan rendah. Reservoir drive merupakan faktor yang menentukan apakah cocok untuk digunakan pompa apabila adanya water influx atau digunakan kompersor apabila tercukupinya gas untuk diinjeksikan sebagai gas lift. Kondisi fluida yang diangkat menggunakan metode pengangkatan buatan juga dipertimbangkan dalam proses pemilihan untuk pengoptimasian metode pengangkatan buatan karena dapat mempengaruhi efisiensi dari masing-masing metode pengangkatan. Dalam hal ini kondisi yang dimaksud adalah viskositas dan kandungan pasir. Kondisi lubang sumur seperti temperatur lubang, kedalaman lubang dan inklinasi lubang menjadi pertimbangan untuk pemakaian metode pengakatan buatan. Temperatur lubang sumur yang terlalu tinggi dapat mengurangi operating life dari beberapa peralatan metoda pengangkatan buatan, sehingga penggunaan metoda tersebut menjadi tidak efektif.
Metode Sucker Rod Pump optimasi produksinya membutuhkan Parameter perencanaan yang meliputi Setting Depth Pompa, Pump displacement, panjang langkah (stroke), penentuan diameter plunger, tubing, Rod SPM, Acceleration factor, panjang langkah plunger efektif, estimasi displacement pompa, berat rod string dan berat fluida, beban polished rod dan Rod stress, counterbalance, torque
dan tenaga motor. Kemudian untuk kondisi optimumnya penggunaan SRP tidak dapat dilakukan di offshore disebabkan sumur-sumur pada lepas pantai umumnya adalah sumur deviasi. Sebagai sumber tenaga dapat digunakan listrik. Metode SRP mampu digunakan untuk sumur dengan nilai GOR 500 scf/STB sampai 2000 scf/STB meskipun dapat mengurangi efisiensi volumetrik pompa SRP. Namun masalah ini dapat diatasi dengan downhole gas separato, gas separator, dan lainnya. Lebih dari 2000 scf/STB tidak direkomendasikan.Untuk sumur dengan produktivitas kurang dari 1000 bpd, SRP direkomendasikan karena pada keadaan operasi terdapat jeda waktu antara upstroke dengan downstroke, sehingga terjadi akumulasi cairan di lubang sumur sebelum fluida diangkat pada waktu upstroke.
Produktivitas lebih dari 1000 bpd SRP tidak direkomendasikan karena kinerjanya akan terbatas oleh luas plunger yang tersedia dan beban yang ditanggung oleh polished rod. Toleransi water cut yang tinggi sering membuat SRP tidak dipertimbangkan untuk dipakai karena menimbulkan kelebihan beban pada polished rod juga keterbatasan luas plunger. Tekanan alir dasar sumur yang lebih tinggi dari tekanan buble point maka SRP direkomendasikan namun bila lebih rendah maka diperlukan downhole gas separator karena gas yang terbebaskan dapat mengurangi efisiensi volumetrik SRP. Reservoir dengan tenaga pendorong yang optimum bagi SRP adalah reservoir water drive. Kondisi fluida yang dapat diangkat dengan metode SRP sehingga dapat mencapai optimum adalah fluida dengan viskositas kurang dari 100 cp. Kemudian fluida dengan viskositas 100 cp sampai 500 cp, SRP masih dapat digunakan tapi membutuhkan tenaga yang lebih besar. Fluida dengan viskositas diatas 500 cp tidak direkomendasikan memakai SRP. Pompa SRP sangat tidak direkomendasikan untuk sumur dengan kandungan pasir yang tinggi karena menimbulkan masalah mekanis seperti pengikisan pada peralatan pompa. Kemudian SRP dapat digunakan pada kondisi sumur dengan temperatur lebih dari 350 oF, dengan kedalaman mencapai 16000 ft. Tapi tidak dapat dipakai pada sumur deviated.
Metode Electrical Submersible Pump (ESP) optimasi produksinya membutuhkan parameter perencanaan yang meliputi data (terdiri data sumur, reservoir, fluida), menghitung berat jenis rata-rata dan gradien tekanan fluida
produksi, menentukan kedudukan pompa, menentukan laju produksi yang diinginkan, menghitung pump intake serta memilih jenis dan ukuran pompa, menghitung jumlah stages dan horse power, menghitung kecepatan aliran di annulus. Penggunaan metode ESP dapat pada onshore maupun offshore dengan menggunakan tenaga penggerak motor listrik. ESP hanya direkomendasikan pada sumur dengan nilai GOR kurang dari 500 scf/STB. Hingga nilai GOR mencapai 2000scf/STB metode ESP masih dapat digunakan namun diatasi oleh downhole gas separator agar tidak mengurangi efisiensi volumetrik pompa ESP, diatas nilai 2000 scf/STB tidak direkomendasikan karena menimbulkan gas lock. Sumur dengan nilai produktivitas kurang dari 1000 bpd tidak direkomendasikan karena membutuhkan aliran fluida yang kontinyu, namun masih dapat dipakai. Produktivas dengan nilai diatas 10000 bpd sangat direkomendasikan. Dengan nilai produktivitas yang tinggi maka SRP direkomendasikan bagi sumur yang memiliki nilai water cut yang tinggi pula. Sehingga sumur dengan reservoir tenaga pendorong air sangat sesuai pada ESP. Kemudian tekanan alir dasar sumur yang lebih tinggi dari tekanan buble point maka ESP direkomendasikan namun bila lebih rendah maka diperlukan downhole gas separator karena gas yang terbebaskan dapat mengurangi efisiensi volumetrik pompa. Untuk kondisi fluida dengan viskositas 100 cp sampai 500 cp masih dapat digunakan metode ESP, tetapi membutuhkan tenaga yang lebih besar.
Kondisi fluida dengan viskositas kurang dari 100 cp yang direkomendasikan pada metode ESP. Fluida dengan kandungan pasir yang tinggi sangat tidak direkomendasikan menggunakan metode ESP karena dapat terjadi pengikisan pada alat pompa, ESP hanya dapat dipakai pada kondisi fluida yang kandungan pasirnya rendah. ESP direkomendasikan untuk sumur dengan temperatur 250 oF sampai 350
oF. Sumur dengan temperatur lebih dari 350 oF, Electric submersible pump tidak begitu disarankan sebagai metoda pengangkatan buatan. Kalaupun akan dipilih, maka perlu disiapkan peralatan khusus, yang tahan temperatur tinggi, dengan harga yang mahal. Electric submersible pump, kinerjanya terhadap kedalaman dibatasi oleh temperatur dimana semakin dalam sumur maka semakin tinggi temperatur di dalam sumur. Jadi electric submersible pump dapat digunakan pada kedalaman lebih dari 15000 ft asalkan berada pada batasan temperatur yang diizinkan. Metode
ESP dapat digunakan sebagai metoda pengangkatan buatan baik pada deviated hole maupun pada undeviated hole.
Metode gas lift optimasi produksinya membutuhkan parameter perencanaan sebagai berikut :
Untuk continuous gas lift meliputi penentuan titik injeksi, penentuan jumlah gas injeksi, penentuan letak kedalaman katup-katup injeksi.
Untuk intermittent gas lift meliputi, perencanaan spacing balance valve, penentuan spacing unbalanced valve, perhitungan horse power kompresor.
Penggunaan gas lift sendiri dapat dipakai pada lapangan onshore maupun offshore tapi diperlukan ketersediaan gas yang memadai di lapangan sehingga tidak direkomendasikan pada sumur dengan nilai GOR kurang dari 500 scf/STB. Metode gas lift dapat dipakai dengan sumur dengan nilai GOR 500 scf/STB sampai 2000 scf/STB dan sangat direkomendasikan pada sumur dengan nilai GOR lebih dari 2000 scf/STB. Harga GOR yang tinggi sangat menguntungkan sekali bagi continous gas lift karena dapat mengurangi jumlah gas yang harus diinjeksikan.
Sedangkan nilai Pwf yang lebih tinggi dari bubble point ataupun lebih rendah dari bubble point metode GL dapat direkomendasikan. Kemudian untuk produktivitas sumur kurang dari 1000 bpd maka digunakan intermittent gas lift karena continous gas lift membutuhkan, sedangkan produktivitas sumur diantara 1000 bpd sampai 10000 bpd atau lebih dipakai metode continous gas lift. Sedangkan untuk nilai Pwf lebih dari Pb atau kurang dari Pb, metode gas lift dapat digunakan. Metode gas lift dapat menoleransi nilai water cut sehingga dapat dipakai pada sumur dengan nilai water cut rendah ataupun tinggi. Karena pertimbangan ketersediaan tenaga untuk gas lift, maka reservoir dengan tenaga pendorong air tidak direkomendasikan karena minimnya sumber gas untuk diinjeksikan ke dalam sumur. Metode produksi gas lift sangat cocok untuk reservoir gas cap drive yang mempunyai fasa gas yang berasal dari gas cap dan reservoir solution gas drive yang mempunyai perbandingan produksi gas-minyak (GOR) yang relatif tinggi. Kondisi fluida dengan viskositas tinggi sangat direkomendasikan menggunakan metode gas lift. Metode gas lift dapat digunakan pada fluida dengan viskositas mencapai 1000 cp. gas lift dapat digunakan pada fluida dengan viskositas yang besar karena penginjeksian gas pada
kedalaman tertentu pada metoda gas lift dapat mengurangi viskositas fluida produksi. Pasir yang terproduksi mengalir ke permukaan bersama-sama dengan fluida produksi dan tidak melewati katup sehingga tidak menimbulkan permasalahan yang serius terhadap katup-katup tersebut. Kondisi fluida yang memiliki kandungan pasir tinggi maka gas lift merupakan satu-satunya metode pengangkatan buatan yang disarankan. Temperatur sumur lebih dari 350 oF masih dapat digunakan metode gas lift. Pada gas lift, besarnya kedalaman lubang sumur dapat meningkatkan performance kerja gas lift karena semakin dalam sumur semakin dalam kedalaman titik injeksi sehingga semakin besar kolom fluida yang mengalami pengurangan gradien tekanan. Operasi maksimum gas lift dapat mencapai 18000 ft. Tetapi dari sisi lain, diperlukan kompresor yang mampu menginjeksikan gas dengan tekanan yang lebih tinggi. Metode gas lift dapat digunakan sebagai metoda pengangkatan buatan baik pada deviated hole maupun pada undeviated hole.
Metode Progressive Cavity Pump (PCP) optimasi produksinya membutuhkan parameter perencanaan yang meliputi, mempersiapkan data sumur, data produksi, data pompa, dan data lainnya dan mempersiapkan pembuatan kurva IPR. Kemudian menentukan Pump Setting Depth, menentukan Pump Intake Pressure (PIP) dan Lifting Capacity (TNL), menentukan tipe pompa yang digunakan, menentukan Pump Displacement (V), menentukan RPM pompa, menghitung torque, menghitung horse power motor, menentukan jenis drive head, penentuan efisiensi volumetrik pompa Progressing Cavity. Penggunaan PCP dapat di onshore ataupun di offshore dengan tenaga penggerak listrik atau gas. PCP masih dapat digunakan pada sumur yang memiliki nilai GOR 500 scf/STB sampai 2000 scf/STB dengan penggunaan downhole gas separator. Namun yang direkomendasikan adalah pada sumur dengan nilai GOR kurang dari 500 scf/STB agar efisiensi volumetrik pompa terjaga. Untuk produktivitas sumur yang direkomendasikan apabila menggunakan cavity pump adalah antara 1000 bpd sampai 10000 bpd atau kurang dari 1000 bpd. Pada sumur yang memiliki water cut tinggi, maka PCP direkomendasikan. Sehingga sumur dengan reservoir tenaga pendorong air sangat sesuai pada PCP. Kemudian tekanan alir dasar sumur yang
lebih tinggi dari tekanan buble point maka PCP direkomendasikan namun bila lebih rendah maka diperlukan downhole gas separator karena gas yang terbebaskan dapat mengurangi efisiensi volumetrik pompa. Kondisi fluida yang mampu diterapkan untuk PCP adalah fluida yang memiliki viskositas kurang dari 100 cp atau 100 cp sampai 500 cp, namun yang direkomendasikan adalah fluida yang memilik viskositas kurang dari 100 cp. Kemudian apabila kandungan pasir fluida hidrokarbon tinggi maka metode PCP tidak direkomendasikan karena menimbulkan pengikisan pada peralatan pompa. Kemudian PCP dapat digunakan pada kondisi sumur dengan temperatur lebih dari 350 oF karena temperatur yang tinggi dapat merusak kabel dan motor serta stator dari cavity pump. PCP hanya dapat diterapkan mencapai 12000 ft karena semakin dalam kedalaman maka beban yang diterima oleh polished rod semakin besar ditambah dengan gaya puntiran yang dapat menyebabkan putusnya rod. PCP dapat digunakan sebagai metoda pengangkatan buatan baik pada deviated hole maupun pada undeviated hole.
Metode jet pump untuk optimasinya perlu dicari terlebih dahulu laju produksi optimum atau laju produksi yang diinginkan. Laju produksi tersebut dapat ditentukan dari kurva IPR sumur. Data penunjang untuk optimasi terdiri dari Laju aliran yang diharapkan (qs), Pump intake pressure (PIP), Gas-Oil Ratio (GOR), Water cut (WC), Gradien Pump intake fluid (Gs), Panjang tubing (L), Viskositas (μd, μo, μw), Gradien fluida (Gn, Go, Gd, Gw), Tekanan injeksi power fluid (Pinj), Pump setting Depth (D). Dari data tersebut dilakukan optimasi dengan merubah tekanan pompa dipermukaan dan merubah diameter ukuran nozzle dan throat yang berhubungan langsung dengan laju alir power fluid dan hasil pencampuran power fluid dengan fluida produksi. Lokasi penggunaan jet pump dapat di offshore maupun onshore dengan ketersediaan tenaga penggerak listrik. Adanya gas bebas yang terproduksi mempengaruhi efisiensi jet pump sehingga nilai GOR yang direkomendasikan untuk jet pump adalah kurang dari 500 scf/STB. Untuk nilai GOR 500 scf/STB sampai 2000 scf/STB penggunaan metode jet pump masih dapat dipakai dengan ditambahkan downhole gas separator atau gas anchor. Untuk nilai GOR lebih dari 2000 scf/STB maka tidak direkomendasikan. Produktivitas sumur antara 1000 bpd sampai 10000 bpd jet pump direkomendasikan. Nilai water cut
yang tinggi ataupun rendah, jet pump masih dapat diterapkan. Kemudian tekanan alir dasar sumur yang lebih tinggi dari tekanan buble point maka jet pump direkomendasikan namun bila lebih rendah maka diperlukan downhole gas separator karena gas yang terbebaskan dapat mengurangi efisiensi volumetrik pompa. Reservoir dengan tenaga pendorong yang optimum bagi jet pump adalah reservoir water drive. Kondisi fluida yang optimum bagi jet pump adalah fluida dengan viskositas kurang dari 100 cp. Namun jet pump masih dapat digunakan pada kondisi fluida dengan viskositas mencapai 800 cp, Besarnya viskositas fluida dapat diatasi dengan menggunakan fluida kerja yang encer dengan viskositas kurang dari 50 cp. Apabila kandungan pasir pada fluida bernilai tinggi maka tidak direkomendasikan menggunakan jet pump. Untuk temperatur sumur yang melebihi 350 oF jet pump masih dapat direkomendasikan. Operasi maksimum dari jet pump adalah 15000 ft, sehingga dapat digunakan untuk sumur yang memiliki kedalaman lebih dari 14000 ft. Juga jet pump dapat digunakan sebagai metoda pengangkatan buatan baik pada deviated hole maupun pada undeviated hole.
Dari penggunaan metode pengangkatan buatan diinginkan laju produksi optimum sehingga memperoleh produksi yang optimum pula sehingga biaya-biaya yang dikeluarkan dapat tertutup. Maka, faktor ekonomi capital cost dan operating cost merupakan parameter ekonomi yang harus dipertimbangkan dalam proses pemilihan metoda pengangkatan buatan yang akan diaplikasikan pada suatu sumur atau lapangan. Besarnya harga capital cost dan operating cost dapat mengeliminasi suatu metoda sebagai alternatif metoda pengangkatan buatan yang akan diaplikasikan pada sumur atau lapangan tersebut karena tidak ekonomis. Besarnya harga capital cost dan operating cost sangat tergantung kepada kondisi lapangan.
Dalam proses pemilihan metoda pengangkatan buatan yang tepat, parameter-parameter tersebut dibandingkan antara suatu metoda dengan metoda yang lainnya. Metoda pengangkatan buatan yang tepat adalah metoda yang memberikan laju produksi yang besar dengan harga capital cost dan operating cost yang rendah. Setelah mendapatkan nilai investasi capital cost dan operating cost seperti biaya peralatan, biaya instalasi, biaya maintenance, biaya lifting dan biaya sumber daya dari suatu artificial lift. Maka perhitungan keekonomian dari artificial
lift yang dipertimbangkan adalah lifting cost, lost production dan nilai tukar rupiah yang berubah terhadap dollar.
Prinsip dasar yang harus diterapkan dalam melakukan analisa keekonomian adalah nilai waktu dari uang (time value of money –present value concept) karena waktu adalah faktor yang paling penting dalam daya pendapatan dari suatu investasi termasuk. Satu dollar yang diterima hari ini adalah jauh akan lebih berguna daripada satu dollar yang diterima suatu saat dimasa yang akan datang, karena satu dollar hari ini bisa digunakan untuk membeli (untuk mendapatkan harga yang lebih murah daripada harga yang akan datang) atau uang tersebut diinvestasikan di bank atau jenis usaha yang lain (untuk menghasilkan keuntungan), jadi waktu adalah uang (time is equal to money). Sehingga, dapat dilakukan pertimbangan penggunaan metode artificial lift atau melakukan tahap produksi lainnya.
Parameter keekonomian POT atau pay out time atau pay back period adalah indikator ekonomi yang menunjukkan berapa lama waktu yang dibutuhkan untuk menghasilkan nilai kumulatif net cash flow sama dengan nol. Dengan kata lain, pay out time adalah waktu yang dibutuhkan untuk mendapatkan investasi yang ditanamkan kembali, termasuk dari penggunaan suatu artificial lift. Kelemahan dari metode payback period ini mengabaikan nilai waktu dari uang (time value of money) dan juga tidak dapat menunjukkan besarnya keuntungan yang akan diperoleh tapi juga mempunyai keunggulan yaitu dapat memperkirakan kecepatan kembalinya dana.
Internal Rate of Return (IRR/ROR), atau discounted rate of return, atau rate of return adalah besarnya discount rate (i) yang menyebabkan harga net present value (NPV) sama dengan nol. Dalam perhitungan, harga rate of return dihitung dengan cara trial and error untuk berbagai harga i sampai diperoleh harga yang mengakibatkan harga NPV = 0. Kriteria pengambilan keputusan adalah mengambil harga IRR yang besar, karena dengan IRR yang besar akan dapat mengantisipasi kenaikan bunga bank. Biasanya setiap perusahaan mempunyai batasan nilai minimum dari IRR yang diinginkan yang dinyatakan dengan Minimum Attractive rate of return (MARR). Harga IRR harus lebih besar dari MARR.
Profit to investment ratio (PIR) sering juga disebut sebagai return on investment (ROI) adalah perbandingan antara total undiscounted net cash flow dengan total investasi. Hal ini merupakan ukuran dari seberapa banyak project cash flow dapat menutupi investasi. Dengan kata lain, PIR menggambarkan setiap US$
1 investasi akan menghasilkan X*US$ 1, jadi harga PIR yang harus dipilih adalah yang paling besar.
Discounted profit to investment ratio (DPR) atau disebut juga dengan Discounted Return on Investment (DROI), hampir sama dengan profit to investment ratio, yang berbeda adalah pada PIR atau ROI yang belum didiscounted atau belum dibawa ke nilai yang akan datang/sekarang, sedangkan DPR sudah didiscounted atau sudah dibawa ke nilai datang/sekarang.
Dari hasil peramalan produksi dan dilanjutkan dengan analisa indikator ekonomi haruslah memberikan suatu gambaran bahwa suatu proyek jika dilanjutkan akan memberikan suatu keuntungan kepada investor, dimana keuntungan tersebut harus lebih besar daripada keuntungan investasi lain yang paling kecil faktor resikonya (misalnya menanamkan modal di bank).
