OPTIMASI ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP (ESP) DARI ANALISA DATA PRODUKSI HARIAN DI SUMUR “X” LAPANGAN “Y”
PROPOSAL SKRIPSI
OLEH:
MUHAMMAD AGUNG PAMBUDI
113050177/TM
PRODI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN” YOGYAKARTA 2012
OPTIMASI ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP (ESP) DARI ANALISA DATA PRODUKSI HARIAN DI SUMUR “X” LAPANGAN “Y”
I. LATAR BELAKANG MASALAH
Dalam memproduksikan minyak dapat dilakukan dengan dua cara, yaitu dengan cara sembur alam (natural flow) dan sembur buatan (artificial lift). Cara pertama dilakukan bila tekanan reservoir cukup tinggi, sehingga dapat mengalirkan fluida ke permukaan secara alamiah. Sedangkan cara yang kedua dilakukan apabila tekanan reservoir tidak mampu lagi mengalirkan fluida kepermukaan secara alamiah.
Salah satu metode yang digunakan dalam
menangani masalah yang kedua adalah dengan menggunakan Pompa Benam Listrik (Electrical Submersible Pump-ESP). Metode pengangkatan fluida dengan ESP banyak digunakan karena sangat efektif dan efisien untuk sumur yang menpunyai produktivitas indeks (PI) yang besar, sumur yang dalam, serta untuk sumur-sumur miring. Ada banyak pilihan jenis
pompa
ESP
yang
beredar
di
pasaran
dimana
tiap
perusahaan
mengembangkan dan membuat bermacam-macam ukuran serta type dari pompa benam listrik sehingga dapat dipilih type dan ukuran yang sesuai dengan perhitungan. Unit peralatan ESP di dalam sumur mempunyai usia (running time) tertentu, sehingga laju produksinya tidak sesuai dengan harapan. Beberapa faktor yang berpengaruh terhadap laju produksi sumur-sumur ESP diantaranya adalah adanya berkurangnya cadangan minyak, adanya problem produksi (kepasiran, conning, emulsi, scale dan sebagainya) dan desain pompa yang tidak optimal. Dalam mendesain atau merencanakan pompa benam listrik (Pump Design) ada 3 (tiga) hal penting yang harus di perhitungkan agar pompa dapat bekerja pada kapasitas yang optimal, yaitu Head Capacity, Pump Efficiency dan Brake Horse Power sehingga untuk memproduksikan fluida dengan kapasitas produksi maksimum dan kapasitas kerja pompa yang optimum.
II. MAKSUD DAN TUJUAN
Maksud dan tujuan penelitian ini adalah mengoptimasikan sumur-sumur ESP dengan mengetahui laju produksi, pump setting depth dan ukuran serta type unit pompa yang tersedia. Dari hasil tersebut diharapkan dapat memilih unit pompa ESP yang sesuai untuk menghasilkan laju produksi yang optimum.
III. TEORI DASAR 3.1. Produktivitas Formasi
Pada umumnya sumur-sumur yang baru ditemukan mempunyai tenaga pendorong alamiah yang mampu mengalirkan fluida hidrokarbon dari reservoir kepermukaan dengan tenaganya sendiri. Seiring berjalannya waktu produksi, kemampuan dari formasi untuk mengalirkan fluida tersebut akan mengalami penurunan, yang besarnya sangat tergantung pada penurunan tekanan reservoir. Parameter yang menyatakan produktivitas formasi adalah Index Produktivitas (PI) dan Inflow Performance Relationship (IPR). Index Produktivitas (PI) merupakan index yang digunakan untuk menyatakan kemampuan suatu formasi untuk berproduksi pada suatu beda tekanan tertentu.
PI
PI
q Ps
Pwf
dq dPwf
...................................................................................(3-1)
........................................................................................(3-2)
Inflow Performance Relationship (IPR) merupakan pernyataan PI secara grafis yang menggambarkan perubahan-perubahan dari harga tekanan alir dasar sumur (Pwf) versus laju alir (q) yang dihasilkan karena terjadinya perubahan tekanan alir dasar sumur. Apabila tekanan reservoir di bawah tekanan bubble point minyak, dimana gas semula larut akan terbebaskan, membuat fluida menjadi dua fasa. Menurut Muskat, bentuk IPR pada kondisi tersebut melengkung,
sehingga PI menjadi suatu perbandingan antara perubahan laju produksi dq dengan perubahan tekanan alir dasar sumur, dPwf.
3.2.Aliran Fluida dalam Pipa 3.2.1.Sifat Fisik Fluida A. Kelarutan Gas Dalam Minyak (Rs)
Sistem minyak pada tekanan yang tinggi, gas akan terlarut dalam minyak, dengan demikian harga kelarutan gas meningkat dan sebaliknya apabila terjadi penurunan tekanan, fasa gas akan terbebaskan dari larutan minyak. Jumlah gas yang terlarut akan konstan, apabila tekanan mencapai tekanan saturasi (Bubble Point Pressure-Pb).
B. Faktor Volume Formasi
Faktor volume formasi diperlukan untuk memperkirakan volume fluida pada suatu tekanan dan temperatur tertentu. Perubahan volume fluida yang menyertai perubahan tekanan dan temperatur disebabkan oleh terbebaskannya gas sebagai akibat perubahan tersebut
C Viskositas
Viskositas merupakan keengganan suatu fluida untuk mengalir. Harga viskositas ini dipengaruhi oleh temperatur dan tekanan, pada temperatur yang tinggi harga viskositas fluida akan mengecil dan sebaliknya pada temperatur rendah harga viskositas akan semakin besar.
D. Faktor Deviasi Gas
Salah satu korelasi yang digunakan dalam perhitungan faktor deviasi gas (Z), yaitu korelasi Standing dan Katz.
E. Specific Gravity Fluida
Specific Gravity fluida (SG) adalah perbandingan antara densitas fluida o
tersebut dengan fluida yang lain pada kondisi standart (14.7 psi, 60 F). Untuk menghitung besarnya SG fluida tertentu, biasanya air diambil sebagai patokan densitas sebesar 62.40 lb/cuft. 3.2.2. Friction Loss
Secara umum persaman gradient tekanan yang digunakan untuk setiap fluida yang mengalir pada sudut kemiringan pipa tertentu dinyatakan dengan tiga komponen, yaitu adanya perubahan energi potensial (elevasi), adanya gesekan pada dinding pipa dan adanya perubahan energi kinetik.
dP dP dP dP dL dL dL dL el f acc
.......................................(3-3)
dP g sin f V 2 VdP .........................................(3-4) dL g 2 g d g dL c c c Keterangan :
= densitas fluida, lb/cuft
V = kecepatan aliran, ft/dt f
= faktor gesekan
d
= diameter dalam pipa, inchi
a
= sudut kemiringan pipa
g
= percepatan gravitasi, ft/dt
2
gc = faktor konversi Bila fluida mengalir didalam pipa maka akan mengalami tegangan geser (shear stress) pada dinding pipa, sehingga terjadi kehilangan sebagian tenaganya yang sering disebut dengan friction loss. Willian-Hazen membuat suatu persamaan empiris untuk friction loss (hf), yaitu:
1,85
100 hf 2,0830 C
4,8655 ...........................................(3-5) ID Q1,85
Keterangan: C
= konstanta dari bahan yang digunakan dalam pembuatan pipa
Q
= laju produksi, gallon/menit
ID = diameter dalam pipa, inchi
3.2.3. Tekanan, Head dan Gradient Tekanan
Tekanan hidrostatik suatu fluida adalah tekanan yang disebabkan oleh suatu kolom fluida pada suatu luasan. Bila dinyatakan secara matematis :
P
1 144
f h , lb/in2 .............................................................(3-6)
Pada suatu kolom fluida, tekanan pada suatu titik adalah sama dengan tekanan pada permukaan fluida ditambah dengan tekanan akibat kolom fluida setinggi titik tersebut dari permukaan. Ketinggian tersebut disebut Head.
H
P 0,433 x SG f
, ft ................................................................ (3-7)
Gradient tekanan disebabkan oleh suatu kolom fluida pada satu unit ketinggian, sehingga bila Persamaan (3-7) domasukkan P = 1 psi dan H = 1 ft, maka gradient tekanan (G f ) adalah :
G f
0,433 x SG f ................................................................... (3-8)
3.3. Pompa Benam Listrik (Electric Submersible Pump-ESP)
Pada dasarnya Pompa Benam listrik adalah pompa centrifugal bertingkat banyak, dimana setiap tingkat terdiri dari dua bagian, yaitu impeller (bagian yang berputar) dan diffuser (bagian yang diam) serta memiliki poros yang dihubungkan
langsung dengan motor penggerak. Motor penggerak ini menggunakan tenaga listrik yang di supplai dari permukaan dengan perantaraan kabel listrik. Sedangkan sumber listrik diambil dari power plant yang ada di lapangan minyak.
3.3.1. Prinsip Kerja Pompa Benam Listrik
Prinsip kerja pompa benam listrik adalah berdasarkan pada prinsip kerja pompa sentrifugal dengan poros tegak, setiap stage terdiri dari impeller dan diffuser, yang dalam operasinya fluida diarahkan ke dasar impeller dengan arah tegak gerak putar diberikan pada cairan oleh sudu-sudu impeller. Ga ya sentrifugal fluida menyebabkan aliran radial dan cairan meninggalkan impeller dengan kecepatan tinggi dan diarahkan kembali ke impeller berikutnya oleh diffuser. Cairan yang ditampung dalam rumah pompa kemudian dievaluasikan melalui diffuser, sebagian tenaga kinetik diubah menjadi tenaga potensial berupa tekanan, karena cairan dilempar ke luar, maka terjadi proses penghisapan.
3.3.2. Peralatan Electric Submersible Pump (ESP)
Secara umum peralatan Pompa Benam Listrik dapat dibagi menjadi dua bagian, yaitu peralatan di bawah permukaan dan peralatan di atas permukaan. Gambar 3.1. memperlihatkan secara lengkap peralatan di atas dan di bawah permukaan dari Pompa Benam Listrik.
A. Peralatan Bawah Permukaan
Peralatan ini dalam satu kesatuan di ujung tubing produksi dan dibenamkan kedalam fluida sumur. Adapun peralatan untuk bawah permukaan adalah sebagai berikut: 1. PSI Unit (Pressure Sensing Instruments)
PSI (Pressure Sensing Instrument) adalah suatu alat yang mencatat tekanan dan temperatur dalam sumur. Secara umum PSI unit mempunyai 2 komponen pokok, yaitu : a. PSI Down Hole Unit
Dipasang dibawah Motor Type Upper atau Center Tandem, karena alat ini dihubungkan pada Wye dari Electric Motor yang seolah-olah merupakan bagian dari Motor tersebut. b. PSI Surface Readout Merupakan bagian dari system yang mengontrol kerja Down Hole Unit serta menampakkan (Display) informasi yang diambil dari Down Hole Unit. 2. Motor Listrik
Motor ini berfungsi sebagai tenaga penggerak bagi unit pompa (prime mover). Merupakan motor induksi tiga fasa yang terdiri dari dua kumparan, yaitu stator (bagian yang diam) dan rotor (bagian yang bergerak). Rotor ini dihubungkan dengan poros yang terdapat pada pompa (shaft) sehingga impeller pompa akan berputar. Karena diameter luarnya terbatas (tergantung diameter casing), maka untuk mendapatkan horse power yang cukup maka motor dibuat panjang dan berganda (tandem). Motor ini diisi dengan minyak yang mempunyai tahanan listrik (dielectric strength) tinggi. Minyak tersebut selain berfungsi sebagai pelumas juga berfungsi sebagai tahanan (isolasi) dan sebagai penghantar panas motor yang ditimbulkan oleh perputaran rotor ketika motor tersebut bekerja. Panas tersebut dipindahkan dari rotor ke housing motor yang selanjutnya dibawa kepermukaan oleh fluida sumur yang terproduksi. 3. Seal Section (Protector)
Protector (Reda) sering juga disebut dengan Seal Section (Centrilift) atau Equalizer (ODI). Alat ini dipasang diantara gas separator dan motor listrik yang mempunyai 4 (empat) fungsi utama, yaitu: untuk mengimbangi tekanan motor dengan tekanan di annulus, sebagai tempat duduknya Thrust Bearing (yang mempunyai bantalan axial dari jenis marine type) untuk meredam gaya axial yang ditimbulkan oleh pompa, sebagai penyekat masuknya fluida sumur ke dalam motor listrik serta memberikan ruang untuk pengembangan / penyusutan minyak motor sebagai akibat dari perubahan temperatur dalam motor listrik pada saat bekerja atau saat dimatikan.
2 1
3 5 6
4
7
8
10
9
11
1
Transformer bank
2
Switchboard
3
Ammeter
4
Surface cable
5
Junction box
6
Well head
7
Bleeder valve
8
Round cable
9
Splice
10
Tubing
11
Flat cable
12
Pump
13
Intake
14
Protector
15
Motor
16
Centralizer
12
13
14
15
16
Gambar 3.1. ESP Unit (Courtesy TRW-Reda)
4. Intake (Gas Separator)
Intake/Gas
Separator
dipasang
dibawah
pompa
dengan
cara
menyambungkan sumbunya (shaft) memakai coupling. Intake ada yang dirancang untuk mengurangi volume gas yang masuk kedalam pompa, disebut Gas Separator, tetapi ada juga yang tidak yang disebut Intake a tau Standart Intake. 5. Unit Pompa
Unit pompa merupakan Multistage Centrifugal Pump, yang terdiri dari: impeller, diffuser, shaft (tangkai) dan housing (rumah pompa). Di dalam housing pompa terdapat sejumlah stage, dimana tiap stage terdiri dari satu impeller dan satu diffuser. Jumlah stage yang dipasang pada setiap pompa akan dikorelasi langsung dengan Head Capacity dari pompa tersebut. Dalam pemasangannya bisa menggunakan lebih dari satu (tandem) tergantung dari Head Capacity yang dibutuhkan untuk menaikkan fluida dari lubang sumur ke permukaan. 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. Prinsip kerja pompa ini, yaitu fluida yang masuk kedalam pompa melalui intake akan diterima oleh stage paling bawah dari pompa, impeller akan mendorongnya masuk, sebagai akibat proses centrifugal maka fluida akan terlempar keluar dan diterima oleh diffuser. Oleh diffuser, tenaga kinetis (velocity) fluida akan diubah menjadi tenaga potensial (tekanan) dan diarahkan ke stage selanjutnya. Pada proses tersebut fluida memiliki energi yang semakin besar dibandingkan pada saat masuknya. Kejadian tersebut terjadi terus-menerus sehingga tekanan head pompa berbanding linier dengan jumlah stages, artinya semakin banyak stages yang dipasangkan, maka semakin besar kemampuan pompa untuk mengangkat fluida.
6. Unit Kabel Listrik
Power yang dibutuhkan oleh motor disalurkan dari permukaan melalui kabel listrik yang dilapisi dengan penyekat. Kabel ini ditempatkan sepanjang tubing dengan Clamp. Unit kabel ini terdiri atas tiga buah kabel tembaga yang satu sama lain dipisahkan dengan pembalut terbuat dari karet dan keseluruhannya dibungkus dengan pelindung baja. Ada dua jenis kabel, yaitu flat cable (pipih) dan round cable (bulat), yang penggunaannya tergantung pada besarnya ruang (clearances) yang tersedia. 7. Check Valve dan Bleeder Valve
Check valve dipasang 2 – 3 joint diatas pompa, gunanya untuk menahan liquid agar tidak turun ke bawah yang dapat mengakibatkan pompa berputar terbalik sewaktu pompa mati. Bleeder valve berada 1 joint diatas check valve digunakan untuk mengeringkan fluida ke annulus bila suatu bar (besi) dijatuhkan dalam tubing untuk membukanya.
B. Peralatan di Atas Permukaan
Peralatan diatas permukaan terdiri atas : Wellhead, Junction Box, Switchboard dan Transformer. 1. Wellhead
Wellhead atau kepala sumur dilengkapi dengan tubing hanger khusus yang mempunyai lubang untuk cable pack off atau 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 menekan subsurface ball valve agar terbuka. 2. Junction Box
Junction Box merupakan suatu tempat yang terletak antara switchboard dan wellhead yang berfungsi untuk tempat sambungan kabel atau penghubung kabel yang berasal dari dalam sumur dengan kabel yang berasal dari Switchboard. Junction Box juga digunakan untuk melepaskan gas yang ikut dalam kabel agar tidak menimbulkan kebakaran di switchboard.
3. Switchboard
Berfungsi sebagai pengendali atau kontrol peralatan pompa yang ditenggelamkan kedalam sumur. Alat ini merupakan kombinasi dari motor starter, alat pelindung dari overload/underload, alat pencatat tegangan serta kuat arus listrik selama dalam kondisi operasi atau ammeter recording. 4. Transformer
Berfungsi sebagai pengubah tegangan dari primary voltage menjadi voltage yang disesuaikan dengan kebutuhan motor yang digunakan. Alat ini terediri dari core atau inti yang dikelilingi oleh coil dari lilitan kawat tembaga. Keduanya baik core maupun coil direndam dengan minyak trafo sebagai pendingin dan isolasi. Perubahan tegangan akan sebanding dengan jumlah lilitan kawatnya.
3.3.3. Dasar-dasar Perhitungan ESP 3.3.3.1. Perkiraan Laju Produksi Maksimum
Laju produksi sumur yang diinginkan harus sesuai dengan produktivitas sumur. Pada umumnya fluida yang mengalir dari formasi ke lubang sumur terdiri dari 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.
qo q t , max
Ao A1Pwf
Pr A 2 Pwf Pr 2 ....................... (3-9)
Keterangan : An =
konstanta persamaan (n = 0, 1 dan 2) dimana harganya berbeda untuk water cut yang berbeda. Hubungan antara konstanta tersebut dengan water cut ditentukan pula dengan analisis regresi:
An Cn =
C0 C1WC C2 WC2
........................................(3-10)
konstanta untuk masing-masing harga A n (dalam Tabel III-1).
Tabel III-1. Konstanta Cn Untuk Masing-Masing An
An
C0
C1
C2 -1
A0
0.980321
A1
0.414360
0.392799 10-2
A2
0.564870
0.762080 10
0.115661
10
-2
-4
0.179050 10
0.237075 10-5 0.202079
-4
10
Sedangkan hubungan antara tekanan alir dasar sumur terhadap water cut dapat dinyatakan sebagai P wf /Pr terhadap WC/(WC @ Pwf = Pr), dimana (WC @ Pwf = Pr) telah ditentukan dengan analisis regresi dan menghasilkan persamaan berikut :
WC WC @ Pwf Pr
P1 ExpP2Pwf / Pr .................................(3-11)
Dimana harga P 1 dan P2 tergantung dari harga water cut dan dapat ditentukan dengan persamaan berikut :
P1
1.606207 0.130447 Ln ( WC ) ....................................(3-12)
P2
0.517792 0.110604 Ln ( WC ) .................................(3-13)
dimana water cut dinyatakan dalam persen (%) dan merupakan data uji produksi.
3.3.3.2. Total Dynamic Head (TDH)
Total dynamic head adalah suatu istilah yang menyatakan total pressure dimana pompa bekerja, dinyatakan sebagai head (ketinggian kolom cairan, ft). TDH juga dinyatakan sebagai perbedaan tekanan (pressure differential) sepanjang pompa (outlet-inlet), atau sebagai kerja yang dilakukan oleh pompa pada cairan untuk menaikkan energi dari tingkat tertentu ke tingkat lainnya.
TDH Zfl
Pt x 2,31 SG
Hf
........................................................(3-14)
Atau : TDH Zfl
Pt Gf
Hf
.................................................................(3-15)
Keterangan : TDH
=
Total Dynamic Head
Zfl
=
Kedalaman dari permukaan fluida dianulus pada saat sumur sedang berproduksi (producing fluid level), ft
Pt
=
Tekanan tubing di permukaan, psi
SG
=
Specific Gravity
Hf
=
Kehilangan tekanan karena friksi,
Gf
=
Gradien tekanan fluida, psi/ft
3.3.3.3. Daya Kuda (Horse Power) dan Effisiensi
TDH dan laju produksi diketahui, maka hydraulic horse power dapat ditentukan dengan persamaaan sebagai berikut : HHP
q x TDH x SG C
................................................................(3-16)
Keterangan : HHP
=
Hydraulic horse power yang diberikan oleh pompa, hp
C
=
Faktor konversi (135770 jika q dalam BPD, TDH dalam ft dan 6580 3
jika q dalam m /hari, TDH dalam m). Input brake horse power dari permukaan ke pompa dapat dinyatakan dengan menggunakan term koreksi dengan effisiensi pompa, motor dan kehilangan tekanan di kabel (effisiensi kabel), jadi : BHP
HHP η
, ft........................................................................... (3-17)
Keterangan : BHP
=
Brake horse power, hp
η
=
Effisiensi total, %
3.3.3.4. Suction Head dan Kavitasi
Suction Head (Tinggi Hisap)
Air akan naik mengikuti torak sampai pada mencapai ketinggian Hs jika di dalam silinder atau torak yang semula berada dipermukaan cairan. Hs
144 x P
, ...........................................................................(3-18)
ρ
Keterangan : Hs
=
Suction head, ft
P
=
Tekanan permukaan cairan, psi
ρ
=
Densitas fluida, lb/cuft
Kavitasi dan Net Positive Suction Head (NPHS)
Gas yang semula terlarut di dalam cairan terbebaskan jika tekanan absolut cairan pada suatu titik di dalam pompa berada di bawah tekanan saturasi (Pb) pada temperatur cairan. Gelembung-gelembung gas ini akan mengalir bersama-sama dengan cairan sampai pada daerah yang memiliki tekanan lebih tinggi dicapai dimana gelembung tadi akan mengecil. Fenomena ini disebut sebagai “kavitasi” yang dapat menurunkan effisiensi dan merusak pompa. Kejadian ini berhubungan dengan kondisi penghisapan, dan apabila kondisi penghisapan berada diatas tekanan buble point, maka kavitasi tidak terjadi. Kondisi minimum yang dikehendaki untuk mencegah terjadi kavitasi pada suatu pompa deisebut sebagai Net Positive Suction Head (NPHS). NPHS adalah tekanan absolut di atas tekanan saturasi yang diperlukan untuk menggerakkan fluida masuk ke dalam impeller.
3.3.3.5. Pump Setting Depth
Suatu batasan umum untuk menentukan letak kedalaman pompa dalam suatu sumur adalah bahwa pompa harus ditenggelamkan di dalam fluida sumur.
Static Fluid Level (SFL, ft)
Apabila sumur dalam keadaan mati (tidak diproduksikan), sehingga tidak ada aliran, maka tekanan didepan perforasi sama dengan tekanan statik sumur (Ps). Sehingga kedalam permukaan fluida di annulus (SFL< ft) adalah :
SFL D
Ps Gf
Pc Gf
, feet ........................................................ (3-19)
Working Fluid Level / Operating Fluid Level (WFL, ft).
Bila sumur diproduksikan dengan rate produksi sebesar q (bbl/D), dan tekanan aliran dasar sumur adalah Pwf (psi), maka ketinggian (kedalaman bila diukur dari permukaan) fluida di annulus adalah :
WFL D
Pwf Gf
Pc Gf
, feet ....................................................(3-20)
Keterangan : SFL
= Statik Fluid Level, ft
WFL = Working Fluid Level, ft Ps
= Tekanan Statik sumur, psi
Pwf
= Tekanan alir dasar sumur, psi
q
= Rate produksi, bbl/day
D
= Kedalaman sumur, ft
Pc
= Casing Head Pressure, psi
Gf
= Gradient Fluida Sumur, psi/ft
a) Pump Setting Depth Minimum
Merupakan kedalaman pompa yang tenggelam di permukaan fluida, agar tekanan di annulus yang berada di depan impeller tingkat pertama lebih besar dari tekanan bubble point. Tekanan masuk pompa (PIP) di depan impeller tingkat pertama = Pc + Pb, sehingga Pump Setting Depth minimum (PSD min) adalah :
PSD min
WFL
Pb Gf
Pc Gf
, feet ..........................................(3-21)
b) Pump Setting Depth Maksimum
Kedalaman
pompa
maksimum
(PSD max)
ditentukan
dengan
persamaan :
PSD max D
Pb Gf
Pc Gf
, feet ............................................... (3-22)
c) Pump Setting Depth Optimum.
Terbuka dan tertutupnya casing head akan mempengaruhi tekanan casing atau tekanan yang bekerja pada permukaan dari fluida di annulus. Hal ini akan mempengaruhi besarnya suction head dari pompa, dan besarnya suction head ini akan berpengaruh dalam menentukan setting depth pompa yang optimum.
Untuk casing head tertutup, maka : Kedalaman pompa optimum = WFL
PIP Patm G f
.................(3-23)
Untuk casing head terbuka, maka : Kedalaman pompa optimum = WFL
PIP Pc G f
..................... (3-24)
3.3.3.5. Perkiraan Jumlah Tingkat Pompa
Untuk menghitung jumlah tingkat pompa (stage), sebelumnya dihitung dahulu Total Dynamic Head (TDH, ft) pada laju produksi yang diinginkan dan Pump Setting Depth tertentu.
TDH
WFL H f H THP ,
ft ...........................................3-25)
Selanjutnya penentuan jumlah tingkat pompa (St) dengan persamaan:
St
TDH Hp
..................................................................................(3-26)
Keterangan : WFL = working fluid level, ft Hf
= head dari total kehilangan tekanan karena gesekan pada dinding, ft
HTHP = head dari tubing head pressure, ft (THP dibagi gradient fluida) Hp
= head pompa setiap stage, ft/stage (dari grafik pump perform. curve)
3.3.3.6. Pemilihan Ukuran Motor
Dalam pemilihan motor yang sesuai, apabila besarnya horse power yang dibutuhkan motor pada hasil perhitungan tidak tersedia dalam tabel, maka dipilih motor yang memiliki horsepower lebih besar yang paling mendekati. Pemilihan ukuran motor didasarkan atas hal-hal sebagai berikut : a. Tegangan listri yang tersedia b. Ukuran casing sumur c. Besarnya horsepower yang dibutuhkan d. Kedalaman pompa Besarnya horsepower yang dibutuhkan (HP motor) adalah sebesar:
HP motor
SG f St Hp
HP ............................................ (3-27)
Keterangan : SGf = spesific gravity fluida St
= jumlah tingkat pompa yang dipakai
Hp
= horsepower motor untuk tiap stage (pump performance curve)
3.3.3.7. Pemilihan Kabel Listrik
Pemilihan kabel termasuk diantaranya ialah pemilihan ukuran kabel, tipe kabel dan panjang kabel. Ukuran kabel yang tepat adalah tergantung beberapa faktor antara lain penurunan voltage, ampere, clearance (jarak) antara production string dengan casing. Baik Reda maupun Centrilift telah membuat grafik-grafik penurunan voltage pada kabel untuk beberapa harga ampere motor yang berbeda.
3.3.3.8. Pemilihan Switchboard dan Transformer
Di dalam menentukan switchboard yang akan dipakai perlu diketahui terlebih dulu berapa besarnya voltage yang akan bekerja pada switchboard tersebut. Besarnya tegangan yang bekerja pada switchboard dapat dihitung dari persamaan berikut ini :
Vs
Vm Vc
Vc
(L 100) Voltage
Volt ...............................................................(3-28)
Drop
Volt .....................................(3-29)
Voltage Drop adalah kehilangan voltage, volt/1000 ft (dari grafik voltage drop chart). Dengan mengetahui besarnya tegangan permukaan (Vs), maka dapat dipilih tipe switchboard yang sesuai. Untuk menentukan besarnya transformer yang diperlukan dihitung dengan persamaan berikut :
T
Vs
I m 1.73
1000
,
KVA ....................................................(3-30)
Keterangan : Vs = surface voltage, volt Vm = motor voltage, volt Vc = correction voltage, volt L
= panjang kabel, ft
T
= ukuran transformer, KVA
Vs = surface voltage, volt Im
= ampere motor, Ampere
IV. METODELOGI 4.1. Pembuatan kurva IPR Tiga Fasa
Prosedur pembuatannya kinerja aliran tiga fasa dari Metode Pudjo Sukarno adalah sebagai berikut : Langkah 1.
Mempersiapkan data-data penunjang meliputi :
Tekanan Reservoir/Tekanan Statis Sumur
Tekanan Alir Dasar Sumur
Langkah 2.
Laju Produksi Minyak dan Air
Harga Water Cut (WC) berdasarkan data Uji Produksi (%)
Penentuan WC@ Pwf ≈ Ps Menghitung terlebih dahulu harga P 1 dan P2 yang diperoleh dari Persamaan (3-12) dan (3-13). Kemudian hitung harga WC@ Pwf ≈ Ps dengan Persamaan (3-11).
Langkah 3.
Penentuan konstanta A 0, A1 dan A2 Berdasarkan harga WC@Pwf≈Ps kemudian menghitung harga konstanta
tersebut
menggunakan
Persamaan
(3-10)
dimana
konstanta C0, C1 dan C2 diperoleh dalam Tabel III-1. Langkah 4.
Penentuan Qt maksimum Menghitung Qt maksimum dari Persamaan (3-9) dan konstanta A 0, A1 dan A2 dari langkah 3.
Langkah 5.
Penentuan Laju Produksi Minyak (Qo) Berdasarkan Qt maksimum langkah 4, kemudian menghitung harga laju produksi minyak qo untuk berbagai harga Pwf.
Langkah 6.
Penentuan Laju Produksi Air (Qw) Menghitung besarnya laju produksi air dari harga Water Cut (WC) pada tekanan alir dasar sumur (Pwf) dengan persamaan :
WC Qo 100 WC
Qw Langkah 7.
............................................... (3-31)
Membuat tabulasi harga-harga Qw, Qo dan Qt untuk berbagai harga Pwf pada Ps aktual .
Langkah 8.
Membuat grafik hubugan antara Pwf terhadap Qt , diamana Pwf mewakili sumbu Y dan Qt mewakili sumbu X.
4.2. Evaluasi Unit ESP Terpasang
a. Penentuan Specific Gravity Fluida Campuran 1. SGrata-rata =
(1 x SG o ) (WOR x SG w ) 1 WOR
2. Gf
= 0,433 psi/ft x SGrata-rata
Pengaruh adanya gas Gf dikurangi 10 %
b. Penentuan Pump Intake Pressure (PIP) PIP = Pwf – Gf x (HS – HPIP)
c. Perhitungan Gas 1. Menentukan kelarutan gas dalam minyak (Rs) @ intake 2. Menentukan Faktor Volume Formasi Gas (Bg) @ intake 3. Menentukan Faktor Volume Formasi Minyak (Bo) intake 4. Menentukan total fluida dan persentase volume gas bebas @ intake.
Menentukan total volume gas, minyak dan air @ intake Vt = Vo + Vg + Vw
Menentukan persentase volume gas bebas terhadap total volume fluida @ intake % Volume Gas Bebas =
Vg
x 100 %
Vt
d. Penentuan Total Dynamic Head (TDH) 1. Menentukan Producing / Working Fluid Level (Zfl) Working Fluid Level (Zfl) = HS -
Pw f Gf
2. Menentukan Tubing Friction Loss (Hf) 1.85
Friction Loss (F) =
1.85
100 Qt 2.083 C 34.3 ID4.8655
Tubing Friction Loss (Hf) = Friction Loss (F) x PSD 3. Menentukan Tubing Head (H t)
Tubing Head (Ht) =
Tubing Pressure(Pt ) Gf
4. Menentukan Total Dynamic Head (TDH) TDH Zfl
Pt Gf
Hf
e. Penentuan jumlah stages Jumlah Stages =
TDH Head per stages
f. Pemilihan Jenis Motor 1. Menentukan Hydraulic Horse Power (HHP) HHP =
q x TDH x SG C
2. Menentukan Brake Horse Power (BHP) BHP =
HHP Eff pompa x Eff Motor x Eff Kabel
g. Penentuan Kecepatan Alir di Annulus Motor (Flow Velocity) Flow Velocity (FV) =
0,0119 x Qt (ID casing ) 2 (OD motor ) 2
h. Penentuan Terjadinya Kavitasi 1. ΔP = Pb – PIP 2. ρ = SG x 8,33 3. ΔP = 0,052 x ρ x h 4. h =
ΔP 0,052 x ρ
5. Kavitasi =
h Head per stage
4.3. Desain Electric Submersible Pump (ESP)
Desain pompa usulan dilakukan dengan pengaturan dan penyesuaian kembali tipe pompa, jumlah stage, motor dan lain-lain berdasarkan data produksi yang diinginkan sesuai dengan produktivitas formasi dalam suatu periode tertentu, sehingga diperoleh laju produksi (Q L) yang optimum.
Data yang diperlukan
Water Cut
Gas Oil Ratio
Water Oil Ratio
Laju Alir Minyak (Qo)
Laju Alir Air (Qw)
Laju Alir Gas (Qg)
Water Specific Gravity (SGw)
Oil Specific Gravity (SGo)
API Gravity
Tekanan Statis (Ps)
Tekanan Saturasi (Pb)
Tekanan Alir Dasar Sumur (Pwf)
Tekanan Tubing (Pt)
ID Tubing
ID Casing
Mid Perforasi
Pump Setting Depth
Data Sifat Fisik Batuan Formasi
Data Sifat Fisik Fluida Formasi
Data Sumur
Data Produksi
Porositas (Ф)
API Minyak
Diameter Tubing
Laju Produksi Total (Qt)
Permeabilitas (K)
SG Gas
Diameter Casing
Qo
Saturasi Fluida (Sw)
SG Air Formasi
Panjang Tubing
Water Cut
Tekanan Kapiler (Pc)
Kelarutan Gas (Rs)
Kedalaman Interval Formasi
GLR Formasi
Wetabilitas
Βo, βg, βw
Ketinggian Fluid Level
GOR
Viskositas dan Densitas Minyak
Temperatur Dasar Sumur
WOR
Temperatur Permukaan
PI
PSD
PS
Tipe dan Stage Pompa Terpasang
SG Gas Injeksi
Motor
PC
Tipe Kabel
Pwh
Switchboard dan Transformer
Pwf
Kurva Pressure Transverse Sumur Gradien Fluida, Pb
RENCANA DAFTAR ISI TUGAS AKHIR HALAMAN JUDUL HALAMAN PENGESAHAN KATA PENGANTAR DAFTAR ISI DAFTAR GAMBAR DAFTAR TABEL DAFTAR LAMPIRAN BAB I.
PENDAHULUAN
BAB II.
TINJAUAN UMUM LAPANGAN
2.1. Keadaan Geologi Lapangan 2.2. Karakteristik Reservoir Lapangan 2.3. Sejarah Produksi Lapangan BAB III. TEORI DASAR
3.1. Produktifitas Formasi 3.2. Kelakuan Aliran Fluida dalam Pipa dan Friction Loss 3.2.1. Sifat fisik Fluida 3.2.2. Friction Loss 3.2.3. Tekanan Head dan Gradien Tekanan 3.3. Pompa Benam Listrik ( ESP ) 3.3.1. Peralatan Pompa Benam Listrik 3.3.2. Karakteristik Kinerja ESP 3.3.2.1. Kurva Kelakuan ESP 3.3.2.2. Brake Horse Power 3.3.2.3. Kurva Intake Pompa 3.3.3. Dasar Perencanaan Electric Submersible Pump (ESP) 3.3.3.1. Perkiraan Laju Produksi Maksimum 3.3.3.2. Pembuatan Kurva IPR Tiga Fasa 3.3.3.3. Perkiraaan Pump Setting Depth 3.3.3.4. Penentuan Jumlah Tingkat Pompa
3.3.3.5. Pemilihan Motor dan Horse Power 3.3.3.6. Pemilihan Kabel Listrik 3.3.3.7. Pemilihan Switchboard dan Transformer BAB IV. OPTIMASI ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP (ESP) DARI DATA PRODUKSI HARIAN
4.1. Evaluasi Efisiensi Pompa Terpasang 4.2. Optimasi Dan Desain Ulang Pompa ESP Terpasang 4.2.1
Penentuan Laju Produksi yang Diinginkan
4.2.2
Perkiraan Pump Setting Depth (PSD)
4.2.3
Penentuan Total Dynamic Head (TDH)
4.2.4
Pemilihan Tipe dan Ukuran Pompa
4.2.5
Penentuan Jumlah Stage
4.2.6
Pemilihan Motor
4.2.7
Pemilihan Switchboard dan Transformer
4.2.8
Penentuan Qoptimum dan Effisiensi Pompa
4.2.9
Penentuan Pompa yang Dipilih
4.2.10 Analisa Perubahan BOPD Hasil Analisa Dengan Desain Ulang ESP 4.2.11 Analisa Perubahan Water Cut Yang Menunjukkan Nilai Ekonomis Tertinggi Dari Desain ESP BAB V.
PEMBAHASAN
BAB VI. KESIMPULAN DAFTAR PUSTAKA DAFTAR SIMBOL LAMPIRAN
RENCANA DAFTAR PUSTAKA
1. Beggs, H. D., “ Production Optimization Using Nodal Analysis”, Oil and Gas Consultant International Inc., Tulsa, Oklahama, 1991. 2. Brown, E., Kermit, “ The Technology of Artificial Lift Method ”, Volume 1 Division of PennWell Publishing Co., Tulsa, Oklahama, 1984. 3. Brown, E., Kermit, “ The Technology of Artificial Lift Method ”, Volume 2B Division of PennWell Publishing Co., Tulsa, Oklahama, 1984.
4. Brown, E., Kermit, “ The Technology of Artificial Lift Method ”, Volume 4 Division of PennWell Publishing Co., Tulsa, Oklahama, 1984.
