Draft Tugas Akhir Andi Sri Ervina

 

 AR R TI F I CI A L LI L I F T E L E CT R I C A L EVALUASI DAN OPTIMASI A  SUB M E R SI B L E PUM PU M P  (ESP) PADA SUMUR “SF -13” 

TUGAS SARJANA Karya ilmiah sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Sarjana Teknik dari Sekolah Tinggi Teknologi Minyak dan Gas Bumi Balikpapan

Oleh: ANDI SRI ERVINA 17.012.17

PROGRAM STUDI S1 TEKNIK PERMINYAKAN PERMINYAKAN SEKOLAH TINGGI TINGGI TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI BALIKPAPAN 2021

 

LEMBAR PENGESAHAN PEMBIMBING TUGAS AKHIR

EVALUASI DAN OPTIMASI AR TI F I CI AL L I F T E L E CTR CT R I CA L  SUB ME R SI B L E PU PUMP MP  (ESP) PADA SUMUR “SF-13” 

Oleh : ANDI SRI ERVINA NIM 17.01.217

Diajukan sebagai salah satu syarat s yarat untuk mendapatkan mendapatkan gelar Sarjana Sar jana Teknik pada Program Studi S1 Teknik Perminyakan Sekolah Tinggi Teknologi Minyak dan Gas Bumi Balikpapan

Disetujui oleh : Pembimbing 1

Pembimbing 2

(Ir. Andry Halim, MM) NIDN. 9911005765

(Risna, ST, M.Si) NIDN. 1120088602

Mengetahui : Ketua Prodi S1 Teknik Perminyakan Perminyakan

(Abdi Suprayitno, S.T., M.Eng) NIDN. 1110098502 

iii

 

HALAMAN PENGESAHAN PENGUJI TUGAS AKHIR EVALUASI DAN OPTIMASI AR TI F I CI AL L I F T

EL ECTRI CAL S SUBM UBMER ER SIB LE PU PUMP MP  (ESP) PADA SUMUR “SF-13”  Oleh : Andi Sri Ervina 17.01.217

Telah dipertahankan di depan panitia penguji pe nguji pada tanggal 10 Juni 2021 Panitia Penguji Ketua

(Ir. Andry Halim, MM) NIDN. 9911005765 Anggota

(Risna, ST, M.Si) NIDN. 1120088602

(Rohima Sera Afifah, S.T.,M.T) NIDN. 1117098601

Mengetahui : a/n Ketua STT Migas Balikpapan  Wakil Ketua 1 Bidang Akademik   STT Migas Balikpapan 

(Bambang Sugeng, S.T.,M.T)  NIDN : 1103025901 

iv

 

(Aprilino Alfa Kurmasela, S.Pd.,M.SC) NIDN.

HALAMAN PERSEMBAHAN

Dengan menyebut nama Allah SWT yang Maha Pengasih lagi Maha Penyayang, saya panjatkan puji syukur atas kehadirat-Nya, yang telah melimpahkan rahmat dan hidayah-Nya sehingga saya dapat menyelesaikan Tugas Akhir ini dengan baik. Dengan rasa bangga dan syukur, saya  persembahkan Tugas Akhir Akhir ini kepada : Kedua orang tua saya tercinta, bapak Arifin dan ibu Syamsiah, saudara saya, kakak Akbar dan kakak Sri Rahmawati, serta keluarga besar yang selalu memberi dukungan dukungan berupa materi, moril serta do’a yang tak henti-hentinya henti -hentinya mereka panjatkan demi kelancaran saya dalam menyelesaikan Tugas Akhir ini. Teman-teman seperjuangan angakatan 2017 khususnya untuk seluruh teman-teman yang ada ada di kelas Teknik Teknik Perminyakan B 2017 dan juga juga temanteman IATMI serta LDK AMM. Semoga kita semua diberi kemudahan dalam menggapai kesuksesan kedepannya, Aamiin.

v

 

EVALUASI DAN OPTIMASI Judul

 AR TI F I CI AL L I F T E L E CTR CT R I CA L  SUB ME R SI B L E PU PUMP MP  (ESP) PADA

Andi Sri Ervina

SUMUR “SF-13” 

Program Studi

TeknikPerminyakan

17.01.217

Sekolah Tinggi Teknologi Minyak dan Gas Bumi Balikpapan Abstrak

Metode pengangkatan fluida reservoir ke permukaan memiliki tiga tahapan yaitu  primary recovery, recovery,  secondary recovery  recovery  dan tertiary recovery. recovery. Pada saat memulai produksi digunakan metode primary recovery recovery   yaitu natural flow dan flow dan artificial lift . Apabila tekanan reservoir sudah tidak mampu lagi untuk memproduksikan fluida secara sembur alam, maka digunakan metode artificial lift   yaitu metode pengangkatan buatan yang dapat menambah tekanan pada fluida reservoir sehingga dapat mengalir hingga ke  permukaan. Sumur “SF“SF-13” merupakan sumur yang  yang   telah terpasang  Artificial Lift    jenis  Electrical Submersible Pump  Pump  (ESP). Akan tetapi, sumur “SF“SF-13” ini memliki laju alir produksi yang belum optimum. Berdasarkan hal tersebut, dilakukan evaluasipada  Electrical Submersible Pump  Pump  (ESP) terpasang dan optimasi dengan mendesain ulang ula ng pompa Electrical pompa Electrical Submersible Pump (ESP) Pump (ESP) untuk mendapatkan produktivitas yang terbaik. Pertama yang dilakukan adalah membuat kurva IPR yang akan menggambarkan kondisi sumur saat itu dengan mencari nilai laju alir maksimal (Qmax) terlebih dahulu menggunakan menggunak an metode IPR Vogels. Hasil analisa kurva IPR menggunakan kalkulasi manual diperoleh  bahwa sumur “SF-13 “SF-13”” memiliki laju alir maksimum sebesar   652.23 BFPD. Berdasarkan hal tersebut, dapat disimpulkan bahwa sumur “SF“SF -13” masih  bisa di optimasi dengan mengganti mengganti jenis pompa ESP yang terpasang yaitu yaitu  NFO 150. Adapun hasil desain de sain ulang yang tepat digunakan pada sumur “SF“SF 13” adalah jenis pompa D460N dengan motor jenis REDA 375 Series Motor dan kabel dengan tipe #4CU. Berdasarkan optimasi tersebut didapatkan  peningkatan laju alir sebesar 392.78 BFPD, yaitu dari 129 BFPD menjadi menjadi 521.78 BFPD dengannil dengannilai ai Qoil sebesar 481.40 BOPD. Kata Kunci: Ar tifi if i cia ciall L ift  if t , Desain ESP , Evaluasi E SP  

vi

 

Title

 Majorr  Majo

E VALUATION AND O OPTIMI PTIMI ZATI ON OF ART ARTIF IF I CIAL LI FT ELE CT CTRICAL RICAL  SUB ME R SI B L E PU PUMP MP ((E E SP) " SF 13"

Andi Sri Ervina

Pe Pettrol role eum E ngi ngine nee eri ng

17.01.217

College of Technology Oil and Gas Balikpapan  Absttrac  Abs ractt The method of lifting the fluid reservoir to the surface has three stages, namely primary recovery, secondary recovery and tertiary recovery. When  starting production, primary recovery methods are used, namely natural flow and artificial lift. If the reservoir pressure is no longer able to produce fluids naturally, then the artificial lift method is used, namely the artificial lift method which can increase the pressure on the fluid reservoir so that it can  flow to the surface. The well "SF-13" has been installed with an Artificial Lift type of  Electric Submersible Pump (ESP).However, this well has a production flow rate that is not yet optimum. Based on this, an evaluation was carried out on the installed Electric Submersible Pump (ESP) and optimization by redesigning the Electric Submersible Pump (ESP) to get the best  productivity.The first thing t hing to do is create an IPR curve that will describe the current condition of the well by calculating the value of the maximum flow rate (Qmax) first using the Vogels IPR method. 

The results of the IPR curve analysis using manual calculations show that the well "SF-13" has a maximum flow rate of 652.23 BFPD.Based on this, it can be concluded that the well "SF-13" can still be optimized by changing the type of ESP pump installed, namely NFO 150.The results of the redesign that were properly used in the “SF -13” well were the D460N pump type with the REDA 375 Series motor type and the #4CU cable type.Based on this optimization, an increase the flow rate of 392.78 BFPD was obtained,  from 129 BFPD to 521.78 521.78 BFPD with with a Qoil value of 481.40 BOPD. 

K eywords rds:: Ar Arttifici if icia al L ift if t, E SP D esign, E SP E valua luattion

vii

 

KATA PENGANTAR

Segala puji dan syukur atas segala nikmat yang telah dilimpahkan oleh  pemilik ilmu yang maha luas Allah SWT kepada penulis sehingga dapat menyelesaikan Tugas Akhir dengan judul EVALUASI DAN OPTIMASI  ARTIFICIAL LIFT ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP  (ESP)  (ESP) PADA SUMUR “SF--13” “SF 13”   sebagai persyaratan untuk menyelesaikan program Strata (S1) Teknik Perminyakan Sekolah Tinggi Teknologi Minyak dan Gas Bumi Balikpapan. Terimakasih penulis sampaikan kepada semua pihak yang telah berperan dan membantu penulis dalam penyelesaian Tugas Akhir ini terutama kepada : 1.  Bapak Dr. M., Lukman S.T., M.T. selaku Ketua STT Migas Balikpapan. 2.  Bapak Bambang Sugeng, S.T., M.T. selaku Wakil Ketua 1 STT Migas Balikpapan. 3.  Bapak Abdi Suprayitno, ST., M.Eng selaku Ketua Program Studi S1 Teknik Perminyakan . 4.  Bapak Amiruddin, S.Pd., M.Pd. selaku Dosen Pembimbing Akademik saya yang telah membimbing dan memberi arahan selama menjalani  perkuliahan di STT Migas Migas Balikpapan. 5.  Bapak Ir. Andry Halim, MM selaku Dosen Pembimbing Tugas Akhir 1. 6.  Ibu Risna, ST, M. Si selaku Dosen Pembimbing Tugas Akhir 2. 7.  Ibu Erni Tri Lestari selaku pembimbing Tugas Akhir saya di PT.Pertamina EP Asset 5 Balikpapan. 8.  Kedua orang tua yang selalu memberikan doa dan dukungan. Penulis memohon maaf atas kesalahan-kesalahan yang masih terdapat dalam laporan Tugas Akhir ini, saran dan kritik sangat dibutuhkan untuk membantu berkembangnya laporan ini.

Balikpapan, 16 Juni 2021

Penulis  

viii

 

DAFTAR ISI

HALAMAN HALA MAN JUDU JUDUL L ................ ................................ ................................. .................................. ................................. ....................... .......i DEKLARASI ANTI PLAGIAT ...................................................................... ii LEMBAR PENGESAHAN PEMBIMBING ..................................................iii LEMBAR PENGESAHAN PENGUJI PENGUJI ......... ................... ................... .................. ................... ................... ............ ... iv HALAMAN PERSEMBAHAN ....................................................................... v ABSTRAK ABSTR AK............................... ................................................ .................................. ................................. .................................. ...................... .... vi ABSTRACT ABSTR ACT ............................... ................................................ .................................. ................................. ................................. ................... vii KATA PEN PENGANT GANTAR AR ................ .................................. .................................. ................................. ................................. ................viii DAFTAR DAF TAR ISI ................ .................................. .................................. ................................. ................................. ................................ ................ix DAFTAR GAMBAR ......... ................... ................... .................. ................... ................... .................. ................... ................... ........... .. xii DAFTAR TABEL ......................................................................................... xiii

BAB I PENDAHULUAN ................................................................................. 1

1.1.  Latar Belakang....... Belakang....................... ................................. ................................. ................................. .................................. ................. 1 1.2.  Maksud Dan Tujuan.................................................................................. 1 1.3.  Batasan Masalah ............................... ................................................ .................................. ................................. ...................... ...... 2 1.4.  Manf Manfaat aat Penulisan Penulisan ............................... ................................................ .................................. ................................. ................... ... 2 1.5.  Sistematika Penulisan ............................................................................... 2

BAB II TINJAUAN UMUM LAPANGAN .......... ................... ................... ................... ................... ............... ..... 4

2.1.  Letak Geografis Lapangan “SRV”  “SRV”  ............... ................................. .................................. ........................... ...........4

2.2.  Stratigrafi Regional Regional .................. ......... ................... ................... .................. ................... ................... .................. .................. ......... 4

2.3.   Petroleum System ............... ................................. .................................. ................................. ................................. ................... ... 7 2.3.1.  Batuan Induk Induk .............................. ................................................ .................................. ................................. .................7 7 2.3.2.  Batuan Reservoir Reservoir ................................. .................................................. .................................. .........................7 ........7 2.3.3.  Batuan Tudung Tudung .................................. .................................................. ................................. ............................7 ...........7 2.3.4.  Migrasi Hidrokarbon .....................................................................8 2.3.5.  Trapping  Trapping ............... ............................... ................................. .................................. ................................. ......................8 ......8   2.4.  Geologi Lapangan “SRV” ............... ............................... ................................. .................................. .........................9 ........9

ix

 

DAFTAR ISI (LANJUTAN) BAB III TEORI DASAR ......... .................. ................... ................... .................. ................... ................... .................. ............. .... 10

3.1.  Produktivitas Formasi ............................................................................. 10 3.1.1.   Productivity Index  Index (PI) ................................. ................................................. ............................... ............... 10 3.2.   Inflow Performance Relationship  Relationship (IPR) ................................. ................................................. .................. 11 3.2.1.   Inflow Performance Relationship (IPR) Relationship (IPR) 1 Fasa ............................ 12 3.2.2.   Inflow Performance Relationship (IPR) Relationship (IPR) 2 Fasa ............................ 13 3.2.3.   Inflow Performance Relationship (IPR) Relationship (IPR) 3 Fasa ............................ 14 3.3.   Artificial Lift ............... Lift ............................... ................................. ................................... .................................. ......................... ......... 15 3.3.1.   Electrical Submersible Pump............... Pump ............................... .................................. ........................ ...... 15 3.3.1.1.  Peralatan Peralatan Electrical  Electrical Submersible Pump  Pump .......................... 16 3.3.2.  Karakteristik Kinerja Pompa ESP ................................................ 22 3.3.2.1.  Kurva Kelakuan Electrical Kelakuan Electrical Submersible Pump  Pump ............... 22  22 

3.3.3.  Evaluasi dan Desain Electrical Desain Electrical Submersible Pump  Pump (ESP) ............ 23 3.3.3.1.  Penentuan Gradien Fluida .............................................. 23 3.3.3.2.  Perkiraan Perkiraan Pump  Pump Setting Depth  Depth ................ ................................. ....................... ...... 24 3.3.3.3.  Perkiraan Perkiraan Pump  Pump Intake Pressure  Pressure ................................. .................................... ... 25 3.3.3.4.  Perkiraan Total Dynamic Head  ............... ............................... ....................... ....... 25 3.3.3.5.  Pemilihan Ukuran Dan Tipe Pompa .................. ......... ................... ............. ... 26

BAB IV PERHITUNGAN DAN ANALISA DATA ................... .......... ................... ................... ......... 28

4.1.  Data Sumur “SF“SF-13” .............. .............................. .................................. .................................. ............................... ............... 28 4.2.  Diagram Alir Penelitian .......................................................................... 28

4.3.  Menghitung Menghitung Inflow  Inflow Performance Relationship  Relationship Sumur “SF“SF-13” Menggunakan Metode Vogels ................................................................. 29 4.4.  Evaluasi Evaluasi Electrical  Electrical Submersible Pump  Pump Pada Sumur “SF“SF-13” 13”  .............. .................. .... 31 4.4.1.  Penentuan Specific Gravity dan Gravity dan Gradient  Fluida .......... ................... ................ ....... 31 4.4.2.  Penentuan Nilai Pwf Menggunakan Me nggunakan Rumus Pump Rumus Pump Intake  Pressure ................ ................................ ................................. .................................. ................................. .................... .... 32 4.4.3.  Penentuan Nilai Total Dynamic Head  (TDH)  (TDH) .............................. 32

x

 

DAFTAR ISI (LANJUTAN)

4.4.4.  Penentuan Effisiensi Pompa ........................................................ 33 4.5.  Perencanaan Desain Ulang Electrical Ulang  Electrical Submersible Pump Me Pump Menggunak nggunakan an Kalkulasi Kalk ulasi Manual Manual .................................. .................................................. ................................. ................................. .................. 34 4.5.1.  Menghitung Q Desain  Desain .............. .............................. .................................. .................................. .................. 34 4.5.2.  Penentuan Pwf Desain ................................................................. 34 4.5.3.  Penentuan Specific Gravity dan Gravity dan Gradient  Fluida .......... ................... ................ ....... 35 4.5.4.  Penentuan Working Fluid Level .............. Level .............................. ................................. ..................... .... 35 4.5.5.  Penentuan Penentuan Pump  Pump Setting Depth............... Depth ............................... ................................. ..................... .... 36 4.5.6.  Penentuan Penentuan Pump  Pump Intake Pressure............... Pressure ............................... ................................. ................... 36 4.5.7.  Penentuan Nilai Total Dynamic Head  (TDH) ................................... ................................... 36  ........................................................ .......................................................... ........................ 37   4.5.8.  Pemilihan Pompa ......................

4.5.9.  Penentuan Jenis Kabel dan Kehilangan Tegangan ............................ .............................. 39  4.5.10. Pemilihan Transformator ............................................................. 40

BAB V PEMBAHASAN ................................................................................ 42 BAB VI PENUTUP ........................................................................................ 46

6.1.  Kesimp Kesimpulan......... ulan......................... ................................. ................................. .................................. .................................. .................. 46

DAFTAR PUSTAKA

xi

 

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1. Peta Lokasi Lapangan “SRV” ................. .................................. ................................. ...................... ...... 4 Gambar 2.2. Kolom Stratigrafi Cekungan Kutai ................... ......... ................... .................. ................... ............ .. 6 Gambar 2.3. Petroleum 2.3. Petroleum System Cekungan System Cekungan Kutai ................................................ 8 Gambar 3.1. Kurva Inflow Kurva Inflow Performance Relationship  Relationship ............................... ...................................... ....... 12 Gambar 3.2. Instalasi Electrical Instalasi Electrical Submersible Pump  Pump ............... ............................... .......................... .......... 16 Gambar 3.3. Junction 3.3. Junction Box ............... ............................... .................................. .................................. ............................... ............... 17 Gambar 3.4. Motor........................................................................................... 18 Gambar 3.5. Protector  3.5. Protector ............... ............................... ................................. .................................. ................................. .................... .... 19 Gambar 3.6. Gas Separator ................ Separator ................................. ................................. .................................. ............................. ........... 20 Gambar 3.7. Impeller 3.7. Impeller dan dan Diffuser   Diffuser ................ ................................. ................................. ................................. ................... 20 Gambar 3.8. Round 3.8. Round Cable dan Cable dan Flat  Flat Cable ................ ................................. .................................. ....................... ...... 21 Gambar 3.9. Kurva Kelakuan ESP ................................................................... 22 Gambar 4.1. Diagram Alir Penelitian ............................................................... 29 Gambar 4.2. Kurva IPR Sumur “SF“SF-13” ................ .................................. .................................. ......................... ......... 31 Gambar 4.3. Grafik Pompa NFO 150 ............................................................... 34 Gambar 4.4. Kurva IPR Sumur “SF“SF-13” ................ .................................. .................................. ......................... ......... 35 Gambar 4.5. Pump 4.5. Pump Performance Curve Curve D800N ................................. ................................................ ............... 38 Gambar 4.6. Voltage Loss Chart ................ Chart ................................. ................................. .................................. ..................... ... 40

xii

 

DAFTAR TABEL

Tabel 4.1. Data Properti Sumur “SF“SF-13” ............... ................................. .................................. ......................... ......... 28 Tabel 4.2. Q Vs Pwf ......................................................................................... 30 Tabel 4.3. Hasil Evaluasi ESP yang terpasang pada Sumur Sumur “SF“SF-13” 13”  ................33 Tabel 4.4. 375 Series Motor ............................................................................. 39 Tabel 4.5. Transformator Catalog .............. Catalog ............................... ................................. .................................. ..................... ... 41 Tabel 4.6. Tabulasi Hasil Evaluasi & Optimasi ESP Sumur “SF“SF-13” 13”  ................41

xiii

 

BAB I PENDAHULUAN

1.1. 

Latar Belakang

Teknik pengangkatan fluida reservoir ke permukaan memiliki tiga tahapan yaitu primary yaitu  primary recovery, recovery, secondary  secondary recovery dan recovery dan tertiary recovery. recovery. Pada saat mulai melakukan produksi di pakai tahapan  primary recovery  recovery  yaitu sembur alam atau natural flow  flow  dan artificial lift . Pada metode tersebut, fluida akan terproduksi kepermukaan dengan sendirinya tanpa bantuan, sedangkan untuk metode artificial lift   fluida akan terproduksi kepermukaan dengan bantuan alat produksi yang digunakan

apabila

tekanan

reservoir

sudah

tidak

mampu

lagi

untuk

memproduksikan fluida secara sembur alam. Adapun sumur sumur minyak yang yang akan di kaji pada penelitian penelitian kali ini adalah sumur “SF-13 “SF-13”” yang dimana berdasarkan data yg di peroleh peroleh dari perusahaan, pada sumur tersebut telah terpasang  Artificial Lift   jenis  Electrical Submersible Pump (ESP). Akan tetapi, sumur “SF “SF-13 -13”” ini memliki laju alir produksi yang belum optimum meskipun telah terpasang  Artificial Lift   jenis  Electrical Submersible  Pump (ESP). Dengan hal ini, penulis akan melakukan evaluasi pada  Electrical Submersible Pump (ESP) terpasang untuk mengetahui apakah pompa yang terpasang beroperasi sesuai yang diharapkan atau tidak dan penulis juga akan melakukan optimasi dengan mendesain ulang pompa  Electrical Submersible  Pump (ESP) untuk mendapatkan produktivitas yang terbaik. Adapun judul  penelitian Tugas Akhir ini adalah adala h Evaluasi dan Optimasi O ptimasi Artificial  Artificial Lift Electrical Submersible Pump (ESP) Pump (ESP) pada sumur sumur “SF “SF-13 -13””.

1.2. 

Maksud Dan Tujuan 

Maksud dari tugas akhir ini adalah penulis akan melakukan Evaluasi dan Optimasi  Artificial Lift  jenis  jenis Electrical  Electrical Submersible Pump  Pump  pada sumur “SF “SF--13”, sehingga sumur tersebut dapat memperoleh laju alir yang lebih optimum. Adapun tujuan dari tugas akhir ini yaitu :

1

 

1.  Menentukan nilai laju alir maksimum (Qmax) berdasarkan model grafik  Inflow Performance Relationship (IPR)  pada Sumur “SF “SF-13 -13”” dengan menggunakan metode IPR metode IPR Vogels. 2.  Melakukan evaluasi kinerja Artificial kinerja  Artificial Lift Electrical Submersible Pump (ESP) yang telah terpasang pada Sumur “SF “SF-13 -13”” dengan menghitung nilai efisiensi  pompa yang digunakan. digunakan. 3.  Melakukan optimasi pada Sumur “SF “SF-13 -13”” dengan cara melakukan desain ulang pompa Artificial pompa Artificial Lift Electrical Submersible Pump (ESP). Pump (ESP).

1.3. 

Batasan Masalah 

Dalam penulisan tugas akhir ini, penulis memberikan suatu batasan masalah yaitu yang akan dilakukan adalah evaluasi pompa ESP yang sudah terpasang pada sumur “SF “SF-13 -13”” lalu melakukan pengoptimalan laju produksi pada sumur tersebut. 1.4. 

Manfaat Penulisan 

Adapun manfaat yang dapat di ambil dari penulisan tugas akhir ini yaitu : 1.  Penulis

mencoba

membagikan

pengetahuan

berupa

cara

melakukan

 perhitungan evaluasi dan optimasi optimasi pada artificial lift  jenis  jenis pompa ESP. 2.  Hasil analisa tugas akhir ini bisa menjadi pertimbangan dalam melakukan evaluasi dan optimasi artificial lift  pada  pada sumur “SF “SF--13”. 13”.  

1.5. 

Sistematika Sistematik a Penulisan 

Penulisan tugas akhir ini dilakukan dengan sistematika sebagai berikut : BAB I

Pendahuluan

Pada bab ini akan diperkenalkan secara

singkat latar latar belakang

masalah yang akan dipelajari, maksud dan tujuan penulisan, batasan masalah, manfaat penulisan, dan sistem penulisan. BAB II

Tinjauan Umum Lapangan

Pada bab ini memberikan gambaran umum mengenai geologi lapangan, stratigrafi dan pertroleum system dari lapangan tersebut.

2

 

BAB III

Teori Dasar 

Dalam bab ini dijelaskan mengenai teori dasar dari ilmu terapan yang digunakan dalam penulisan Tugas Akhir ini. BAB IV

Analisis dan Perhitungan 

Pada bab ini, dilakukan analisis dan perhitungan terhadap semua  permasalahan yang kemudian akan akan dibahas dengan lebih detail detail.. BAB V

Pembahasan  

Bab ini membahas mengenai bab empat dan analisis yang akan dilakukan terhadap hasil perhitungan serta data-data yang ada. BAB VI

Kesimpulan

Bab ini merupakan kesimpulan dari pembahasan dan perhitungan yang telah dijelaskan sebelumnya.

3

 

BAB II TINJAUAN UMUM LAPANGAN

2.1. 

Letak Geografis Lapangan “SRV”  “SRV” 

Lokasi lapangan “SRV” “SRV” terletak  terletak ± 40 KM ke arah Utara Timur Laut dari kota Samarinda, atau ± 15 km sebelah Barat Barat Laut lapangan Badak, yang merupakan bagian dari blok Sanga-Sanga Cekungan Kutai Kalimantan Timur. “SRV”.. Gambar 2.1 menunjukkan peta lokasi lapangan “SRV”

SRV

Gambar 2.1. Peta Lokasi Lapangan “SRV”  (Sumber : Hendromurti D.G., 2019) 2.2. 

Stratigrafi Regional

Cekungan Kutai terletak di atas batuan dasar   sedimen turbidit yang terendapkan pada cekungan  oceanik sejak jaman Kapur Akhir hingga  Paleosen Akhir.  Cekungan oceanik   ini terbentuk akibat gerak   pemisahan antara lempeng  benua Asia dan da n  lempeng benua Australia pada jaman Jurasic jaman  Jurasic Awal  sampai Kapur Akhir (Moss et al., 1997 dalam jurnal Dwi Kurnianto dan Taat Purwanto, 2014).

4

 

Stratigrafi regional Cekungan Kutai secara berurutan dari tua ke muda terdiri dari beberapa formasi. Formasi-formasi tersebut adalah sebagai berikut (Satyana et all, 1999) : 1.  Formasi Beriun

Formasi Beriun terdiri dari batulempung, yang di selang seling dengan  batupasir dan batugamping. Formasi Beriun memiliki umur Eosen Tengah  –   Eosen Akhir dan diendapkan dalam lingkungan fluviatil hingga litoral. litor al. 2.  Formasi Atan

Diatas Formasi Beriun, terdapat Formasi Atan yang terendapkan dan merupakan hasil dari pengendapan setelah terjadi penurunan cekungan dan  pengendapan pada Formasi Beriun. Formasi Atan terdiri dari batugamping dan batupasir kuarsa. Formasi Atan memiliki umur Oligosen Awal. 3.  Formasi Marah

Formasi Marah diendapakan secara selaras diatas Formasi Atan. Formasi Marah terdiri dari batulempung, batupasir kuarsa dan batugamping yang  berumur Oligosen Akhir. Akhir. 4.  Formasi Pamaluan

Diendapkan pada kala Miosen Awal hingga Miosen Akhir di lingkungan neritik, dengan ciri litologi batulempung, serpih, batugamping, batulanau dan sisipan batupasir kuarsa. Formasi ini diendapkan dalam lingkungan delta hingga litoral. 5.  Formasi Bebulu

Diendapkan pada kala Miosen Awal hingga Miosen Tengah di lingkungan neritik. Ciri litologi Formasi For masi Bebulu adalah batugamping. 6.  Formasi Pulubalang

Formasi Pulubalang diendapkan selaras di atas Formasi Pamaluan, terdiri dari selang-seling

pasir

lanauan

dengan

sisipan

batugamping

tipis

dan

 batulempung. Umur dari formasi ini adalah Miosen Tengah dan diendapkan  pada lingkungan lingkungan sub litoral, kadang-kadang dipengaruhi oleh marine influx. Formasi ini mempunyai hubungan menjari dengan Formasi Bebulu yang tersusun oleh batugamping pasiran dengan serpih.

5

 

7.  Formasi Balikpapan

Formasi Balikpapan diendapkan secara selaras di atas Formasi Pulubalang. Formasi ini terdiri dari selang seling antara batulempung dan batupasir dengan sisipan batubara dan batugamping di bagian bawah. Data pemboran yang pernah dilakukan di Cekungan Kutai membuktikan bahwa Formasi Balikpapan diendapkan dengan sistem delta, pada delta plain hingga delta front. Umur formasi ini Miosen Miose n Tengah –  Tengah –  Miosen  Miosen Akhir. 8.  Formasi Kampungbar K ampungbaru u

Formasi Kampung Baru ini berumur Mio-Pliosen, terletak di atas Formasi Balikpapan, terdiri dari selang-seling batupasir, batulempung dan batubara dengan sisipan batugamping tipis sebagai marine influx. Lingkungan  pengendapan formasi ini adalah delta. delta. 9.  Formasi Mahakam

Formasi Mahakam terbentuk pada kala Pleistosen  –   sekarang. Proses  pengendapannya masih berlangsung hingga saat ini, dengan ciri litologi material lepas berukuran lempung hingga pasir halus.

Gambar 2.2. Kolom Stratigrafi Cekungan Kutai  (Sumber : Pertamina EP Asset V Balikpapan)

6

 

2.3. 

Petroleum System Berikut pembahasan elemen-elemen yang berperan dalam akumulasi

hidrokarbon pada Cekungan Kutai, yang meliputi batuan sumber, batuan reservoir, batuan penutup dan pola migrasi nya. 2.3.1.  Batuan Induk  

Batuan Induk hidrokarbon Cekungan Kutai berasal dari assosiasi serpih dan batubara endapan delta berumur Miosen Awal-Miosen Tengah dari Formasi Pamaluan, Pulubalang dan Balikpapan. Pada prinsipnya ada beberapa sekuen sedimen yang dapat bertindak menjadi batuan induk untuk mensuplai hidrokarbon di reservoar batupasir produk endapan sistem delta di daerah Sangasanga yaitu endapan serpih karbonat, batubara sebagai produk asosiasi endapan delta plain, delta front dan dan prodelta  prodelta berumur  berumur Miosen-t Miosen-tengah engah dan akhir. akhir. 2.3.2.  Batuan Reservoir 

Tipe litologi yang bertindak sebagai batuan reservoar di Blok Sangasanga adalah fasies-fasies batupasir yang berkembang sebagai produk endapan regressive. Fasies-fasies batupasir endapan sistem delta tersebut lebih dikenal sebagai Formasi Balikpapan dan Kampung Baru, dimana berdasarkan hasil analisis biostratigrafi teridentifikasi berumur Miosen Tengah hingga Miosen akhir / Pliocen awal. 2.3.3.  Batuan Tudung 

Batuan kedap (impermeable (impermeable)) yang berfungsi sebagai batuan tudung yang  berkembang di blok Sangasanga adalah batuserpih yang cukup tebal dan umumnya sebagai produk dari pengendapan pada lingkungan sistem delta  berumur Miosen akhir lebih muda dari lapisan batupasir yang bertindak sebagai  batuan reservoir. Batuan tudung umumnya merupakan endapan yang dihasilkan oleh lingkungan berenergi rendah seperti, lingkungan laut  –   prodelta serta mud flat dari suatu sedimentasi sistem delta yang menutupi batuan reservoir dibawahnya.

7

 

2.3.4.  Migrasi Hidrokarbon 

Migrasi Hidrokarbon diperkirakan ada dua cara, yaitu migrasi vertikal dari  batuan induk yang lebih tua yang secara stratigrafi berada lebih dalam seperti serpih formasi Pulubalang bagian atas melalui jalur-jalur patahan atau migrasi lateral terutama yang berasal dari serpih organik yang seumur dengan batuan reservoir yaitu dari batuan induk yang berasal dari Formasi Balikpapan itu sendiri. 2.3.5.  Trapping

Sistem pemerangkapan hidrokarbon yang berkembang di Blok Sangasanga meliputi dua tipe, berikut adalah gambaran sistem pemerangkapan tersebut : 1.  Perangkap struktural yang umumnya berkembang pada tinggian anticline dan  perangkap patahan ( fault trap). trap). Sistem pemerangkapan ini umumnya hidrokarbon terakumulasi dipuncak-puncak antiklin. 2.  Perangkap kombinasi dibangun oleh pola struktur dan stratigrafi, mengingat daerah ini merupakan daerah endapan komplek sistem delta yang sangat dinamis dan telah terkompresi secara kuat menyebabkan berkembangnya pola  perangkap kombinasi dan banyak berkembang pada  flank isolated sandstones  sandstones  dan ridge ridge..

Gambar 2.3. Petroleum System Cekungan Kutai  (Sumber : Pertamina EP Asset V Balikpapan)

8

 

2.4. 

Geologi Lapangan “SRV” 

Secara fisiografi Lapangan “SRV” “SRV”   berada pada Cekungan Kutai. Secara struktural Lapangan “SRV” merupakan bagian dari komplek antiklinorium Samarinda tepatnya pada komplek antiklin Semberah-Pelarang yang terbentuk karena reaktivasi sesar turun yang berarah Baratdaya  –  Timurlaut   Timurlaut yang terbentuk  pada  Eosen Tengah  –   Oligosen (Fase Ekstensional) menjadi sesar naik pada  Miosen Tengah  –   Kuarter (Fase Inversi) sehingga membentuk antiklin dengan arah jurus lapisan juga berarah Baratdaya –  Baratdaya  –  Timurlaut  Timurlaut seperti arah sesarnya. Formasi utama yang menjadi reservoir produktif pada Lapangan “SRV” “SRV”   adalah Formasi Balikpapan yang diendapkan secara selaras di atas Formasi Pulubalang. Formasi ini terdiri dari selang seling antara batulempung dan  batupasir dengan sisipan batubara dan batugamping di bagian bawah. Data  pemboran yang pernah dilakukan di Cekungan Kutai membuktikan membuktikan bahwa Formasi Balikpapan diendapkan dengan sistem delta, pada delta  plain hingga delta front  delta  front  yang  yang diendapkan dari Barat –  Barat  –  Timur.  Timur. Umur formasi ini Miosen Tengah  –  Miosen   Miosen Akhir.  

9

 

BAB III TEORI DASAR

3.1 

Produktivitas Produktiv itas Formasi

Kemampuan suatu formasi dalam memproduksikan fluida yang dikandung  pada kondisi tekanan tertentu disebut disebut sebagai produktivitas produktivitas formasi. Seiring dengan berjalannya waktu produksi, produktivitas formasi akan mengalami  penurunan yang besar penurunannya penurunannya sangat tergantung pada penurunan tekanan reservoir. Produktivitas formasi biasanya dinyatakan dengan Productivity dengan  Productivity Index (PI). Index (PI). Sedangkan kelakuan formasi produktif dinyatakan dalam bentuk grafis yang dikenal dengan grafik IPR ( Inflow Performance Relationship). Relationship).

 

3.1.1.

P r oduct uctii vity I nd nde ex (PI)

 Productivity Index (PI) merupakan indeks yang digunakan untuk menyatakan kemampuan suatu formasi untuk berproduksi pada suatu beda tekanan tertentu atau merupakan perbandingan antara laju alir produksi terhadap tekanan drawdown drawdown   (Faiz, et al. 2015). Secara matematis, PI dapat dituliskan sebagai berikut :

PI J 

q 

Ps   Pwf  

............................... ............... .................................. ................................... ............................ ........... (3-1) 



dimana : PI = J = indeks indeks produktivitas, bbl/d/psi q

= gross liquid liquid rate, STB/day

Ps

= tekanan reservoir, psi

Pwf

= tekanan aliran di dasar sumur, psi

Harga PI dapat pula dihitung menggunakan persamaan Darcy khususnya untuk aliran radial, adapun bentuk persamaannya yaitu : PI

 



7,082 x10 -3 k o h μ o B o ln

r e

 ..........................................  ........................ ................................... ............................ ........... (3-2)

r w

10

 

Untuk aliran fluida yang didalamnya terdapat air formasi, maka pada  persamaan (3-1) dimasukkan dimasukkan harga laju produksi air sehingga menghasilkan  persamaan sebagai berikut :

PI



 

qo  qw ...................................................... .................................. ............................ ........... (3-3) Ps - Pwf   ......................................

Berdasarkan persamaan Darcy, maka persamaan (3-3) di atas dapat juga di tulis kedalam bentuk persamaan sebagai berikut : PI 

k    w   .....................  ...................................... ............................ ........... (3-4)  μ B μ B  o o w w 

7,082 x10 -3 h  k o ln

r e r w

dimana :

3.2 

h

= ketebalan lapisan reservoir, ft

k w 

= permeabilitas batuan terhadap air, D

k o 

= permeabilitas batuan terhadap minyak, D

µ w 

= viskositas air, cp

µo 

= viskositas minyak, cp

Bw 

= faktor volume formasi air, bbl/STB

Bo 

= faktor volume formasi minyak, bbl/STB

r e 

= jari-jari pengurasan, ft

r w 

= jari-jari sumur, ft

I nflo nflow wP Pe er for mance R elationship lationship (IPR)  Inflow Performance Relationship  Relationship  (IPR) merupakan kurva yang dapat

menunjukkan kemampuan produksi suatu sumur. Kurva IPR ini dibuat  berdasarkan hubungan antara antar a tekanan alir a lir dasar sumur (P wf ) dengan laju produksi (q). Adapun contoh dari kurva IPR menurut Kermit E Brown (1977) dapat dilihat  pada gambar dibawah ini.

11

 

Gambar 3.1. Kurva I nflo nflow w Perf Perfo or mance R elationship lationship (Sumber : Brown, Kermit E., 1977)

 

3.2.1. I nflow P Pe er for form mance R elationship lationship (IPR) 1 Fasa Apabila tekanan alir dasar sumur lebih besar dari tekanan titik gelembung,

maka kondisi reservoir ini disebut reservoir undersaturated. Darcy (1856) telah mengembangkan

persamamaan

aliran

IPR

satu

fasa.

Adapun

bentuk

 persamaannya adalah sebagai berikut :

 =  =  µ 

 .................................. ................................................... ................................... ............................... ............. (3-5)

Persamaan tersebut mencakup beberapa asumsi, yaitu: a.  Alirannya Alirannya steady  steady state  state   b.  Fluida yang mengalir satu fasa c.  Tidak terjadi reaksi antara batuan dengan fluidanya d.  Fluidanya memiliki sifat incompressible e.  Visikositas fluida konstan f. 

Kondisi alirannya isothermal  alirannya isothermal  

g.  Formasi homogen homogen dan  dan arah aliran horizontal

Persamaan tersebut selanjutnya dikembangkan untuk kondisi aliran radial, dimana bentuk persamaannya berupa :

12

 

qo

= 0.007082 µℎ(−) ln(ln( )

dimana : q

 ..........................................  ......................... .................................. .................... ... (3-6)

= laju aliran fluida, bbl/day

qo 

= laju aliran fluida dipermukaan, STB/day

h

= ketebalan lapisan, ft

k

= permeabilitas batuan, mD

μo

= visikositas minyak, Cp

Bo

= faktor volume formasi minyak, bbl/STB

Pwf  

= tekanan alir dasar sumur, psi

Pe  

= tekanan formasi pada jarak re, psi

re

= jari-jari pengurasan sumur, ft

rw

= jari-jari sumur, ft

3.2.2.  I nflow P Pe er for form mance R elationship lationship (IPR) 2 Fasa

Jika tekanan reservoir lebih tinggi dari tekanan titik gelembung dan tekanan dasar sumur lebih rendah dari tekanan titik gelembung, maka akan terjadi aliran dua fasa. Persamaan Vogel (1968) merupakan solusi yang umum digunakan untuk membuat kurva IPR aliran dua fasa. Berdasarkan persamaan yang di kembangkan Weller, Vogel mengembangkan kurva dasar dimensionless IPR yang dapat mewakili semua kondisi yang diamati. Metode Vogel ini dapat digunakan  pada sumur minyak dengan water cut di bawah 75% (Raharjo, A. D. U., 2017). Adapun persamaan dimensionless IPR Vogel dapat ditulis sebagai berikut :

  = 1 .................................................. ................ (3-7) 1  0,2    0,88  .................................... dimana : qo  

= laju alir produksi awal minyak, BPD

qmax

= laju alir produksi maksimum, BPD

Ps

= tekanan reservoir, psi

Pwf

= tekanan aliran di dasar sumur, psi

13

 

3.2.3.  I nflow P Pe er for form mance R elationship lationship (IPR) 3 Fasa

Wiggins (1993) mengusulkan metode untuk membuat kurva IPR aliran 3 fasa. Metode tersebut merupakan pengembangan dari metode Vogel yang dalam  pengembangannya Wiggins menyetarakan metode dua fasa dari Vogel dengan metode tiga fasa, sehingga mendapatkan suatu metode tiga fasa yang lebih sederhana dari metode tiga tiga fasa yang sudah ada (Buntoro A., et et al. 2007). Adapun persamaan IPR yang di usulkan oleh Wiggins dapat ditulis sebagai  berikut :

 = () [10,52   0,48  ]

 ................. ............................... .............. (3-8)

Dan,

  ............    ............................. ................. (3-9)  dimana : 28   ]  = () [1 [1  0,72 72    0,28 Qo  

= laju alir produksi awal minyak, STB/day

Qomax = laju alir produksi maksimum minyak, STB/day Qw  

= laju alir produksi awal air, STB/day

Qwmax = laju alir produksi maksimum air, STB/day Ps

= tekanan reservoir, psi

Pwf

= tekanan aliran di dasar sumur, psi

Dalam penggunaan rumus empiris IPR Wiggins, diterapkan beberapa asumsi yaitu : 1.  Setiap fasa dapat diperlakukan secara terpisah sehingga dapat dihitung masing-masing antara rate rate minyak  minyak (Qo) dan rate rate air  air (Qw) 2.  Kurva IPR Wiggins biasa digunakan untuk meramalkan perilaku sumur minyak yang memiliki nilai water cut   dan paling cocok digunakan pada sumur ber-water ber-water cut tinggi sekitar 90% 3.  Faktor skin sama dengan nol 4.  Gas, air, dan minyak mengalir bersamaan dalam satu lapisan dari reservoir menuju lubang sumur

14

 

3.3.   Ar ti fic fi ci al L i ft  

 Artificial

Lift   adalah

metode

yang

digunakan

untuk

membantu

memproduksi hidrokarbon umumnya minyak bumi dari sebuah sumur agar tetap optimal setelah tekanan yang tersedia secara alami dalam sumur tersebut tidak mampu lagi untuk mengangkat minyak ke permukaan. Terdapat banyak jenis artificial lift , yaitu Gas Lift  dan Pumping    dan  Pumping  (Pompa).   (Pompa). Adapun jenis pompa banyak macamnya diantaranya adalah Sucker Rod Pump (SRP),  Electrical Submersible Pump (ESP), Pump (ESP),  Hydraulic Pump, Pogressive Cavity  Pump (PCP)  Pump  (PCP) (Purwaka,. 2018).

3.3.1.  E le lect ctrr i ca call Subm Subme er sib si ble P um ump p (ESP)

 Electrical Submersible Pump  Pump  adalah pompa yang dimasukkan ke dalam lubang sumur yang digunakan untuk memproduksi minyak secara artificial lift   yang kemudian digerakkan oleh motor listrik (Fitrianti,. 2013). ESP termasuk  jenis pompa sentrifugal yang terdiri dari susunan beberapa stages yang dipasang  pada poros pompa. Satu stage terdiri ter diri dari satu impeller dan satu diffuser. ESP ini  bekerja berdasarkan pada prinsip kerja pompa sentrifugal yaitu dengan dengan  jalan memutar cairan yang melalui impeller pompa, kemudian cairan masuk ke dalam impeller pompa menuju poros pompa, lalu dikumpulkan oleh diffuser kemudian akan dilempar keluar.

15

 

Gambar 3.2. Instalasi E lectri lectrica call S Sub ubm mer sible si ble P um ump p (Sumber : Brown, Kermit E., 1980) 3.3.1.1.  Peralatan E le lect ctrr i ca call Su Subm bme er sib si ble P um ump p

1.  Peralatan Atas Permukaan a.  Wellhead Wellhead   adalah peralatan atas permukaan yang dilengkapi dengan tubing hanger   khusus yang mempunyai lubang untuk cable pack off   yang tahan sampai tekanan 3000 psi. Untuk tubing hanger   sendiri, dilengkapi dengan lubang hidraulic control line yang berfungsi sebagai saluran cairan hidraulik untuk menekan subsurface menekan  subsurface ball valve agar valve agar terbuka. ter buka.  b.   Junction Box  Junction Box  Box  terletak antara  switchboard   dan wellhead   yang dimana digunakan untuk mengeluarkan gas yang terbawa dari sumur oleh kabel. Junction kabel.  Junction box juga berfungsi sebagai penghubung  power cable yang box juga cable yang berasal dari controller

16

 

dengan power dengan  power cable dari cable dari sumur, dan juga untuk memudahkan melakukan tes tes point  point electric downhole equipment  (Pradana  (Pradana A.A., et al. 2015).

Gambar 3.3. Junc  J unctio tion nB Bo ox (Sumber : Lab Simulasi Produksi Pro duksi PPSDM Migas Cepu, November 2020)

c.  Switchboard Switchboard  adalah   adalah panel kontrol kerja motor ESP, yang dilengkapi dengan motor controller  yang  yang bisa bekerja secara manual ataupun otomatis. Fungsi utama dari alat ini adalah untuk mengontrol kemungkinan terjadinya downhole problem, problem,  dan mendeteksi unbalance voltage. auto restart  dan d.  Transformer Transformer   merupakan alat yang digunakan untuk mengatur tegangan listrik, bisa untuk menaikkan ataupun menurunkan tegangan. Dimana perubahan tegangan akan sebanding dengan jumlah lilitan kawat. Alat ini terdiri dari core core   yang dikelilingi oleh coil dari lilitan kawat tembaga. 2.  Peralatan Bawah Permukaan a.   Pressure Sensing Instrument Unit  (PSI)  (PSI) PSI adalah suatu alat yang berfungsi untuk mencatat tekanan dan temperatur sumur. Pada peralatan ini, terdapat dua komponen pokok yaitu : - 

PSI Down PSI  Down Hole Hole Unit  

17

 

Dipasang dibawah  Motor

Type

Upper   atau

Center Tandem. Tandem.

Lalu

dihubungkan dengan Wye Wye dari  dari Electric  Electric Motor   yang seolah –  seolah  –  olah   olah merupakan  bagian dari motor tersebut. - 

PSI Surface Readout   Merupakan bagian pengontrol kerja  Down Hole Unit   dan menampilkan (display) informasi yang diambil dari Down dari  Down Hole Unit .

 b.  Motor ( Electric  Electric Motor ) Motor berfungsi sebagai tenaga dari peralatan ESP yaitu untuk memutar impeller  yang   yang terpasang dalam pompa tersebut. Adapun jenis dari motor ESP ini adalah motor listrik induksi dua katub dan tiga fasa yang terdiri dari dua komponen utama, yaitu  stator   (bagian diam) dan rotor (bagian bergerak). Rotor dihubungkan dengan poros yang terdapat pada pompa sehingga impeller   pompa akan berputar.

Gambar 3.4. Motor (Sumber : Lab Simulasi Produksi Pro duksi PPSDM Migas Cepu, November 2020)

c.   Protector  Protector   terletak diantara motor dan  gas separator . Terdapat beberapa fujuan utama dari  protector   yaitu untuk mencegah masuknya fluida sumur ke dalam motor listrik, sebagai tempat untuk menahan daya tolak yang berasal dari  pompa, dan sebagai ruang fluida untuk menampung menampung pemuaian dan penyusutan dari minyak motor karena pemanasan dan pendinginan yang dialami motor ketika

18

 

motor dioperasikan maupun dimatikan.  dimatikan.   Setiap Setiap protector  protector dari berbagai perusahaan mempunyai prinsip kerja dan desain mekanik yang berbeda.  berbeda. 

Gambar 3.5. Pr  P r ote otecto ctorr (Sumber : Lab Simulasi Produksi Pro duksi PPSDM Migas Cepu, November 2020)

d.   Intake (Gas Separator) Gas Separator   terletak diantara pompa dan  protector . Alat ini berfungsi untuk memisahkan gas agar tidak ikut masuk ke dalam  dalam   pompa bersama fluida cair. Peralatan ini sering digunakan pada sumur-sumur produksi yang banyak   mengandung gas. Selain itu, dengan digunakannya  gas separator , maka dapat menaikkan nilai efisiensi pemompaan terutama bagi sumur yang banyak mengandung gas.

19

 

Gambar 3.6. G as S Se eparat arator or (Sumber : Lab Simulasi Produksi Pro duksi PPSDM Migas Cepu, November 2020)

e.   Multistage Sentrifugal Pump Pompa Sentrifugal Multistage  Multistage  terletak paling atas dari rangkaian ESP, yang terdiri dari beberapa tingkat dimana dalam setiap tingkat terdiri dari satu pasang impeller   dan diffuser . Banyaknya impeller   yang digunakan pada suatu pompa akan menentukan besarnya tekanan intake intake   pompa yang akan berkaitan dengan  besarnya volume fluida yang dapat diproduksikan, diproduksikan, sedangkan jumlah tingkatan dari pompa juga akan menentukan jumlah head   yang diperlukan pada pompa untuk menangkat fluida sampai kepermukaan dan menentukan jumlah  Horse  Power  (HP)  (HP) untuk menggerakkan menggerakkan pompa tersebut.  tersebut.  

Gambar 3.7. I mpeller dan Diffuser (Sumber : Brown, Kermit E., 1980)

20

 

f. 

Kabel Listrik Kabel listrik memiliki peran yang sangat penting yaitu sebagai media untuk

mengalirkan aliran listrik dari permukaan sampai ke motor. Kabel listrik ini terdiri dari dua jenis yaitu Round yaitu  Round Cable dan Cable dan Flat  Flat Cable. Cable .  Round cable  cable   dibungkus dengan karet yang disebut dengan rubber jacket , sehingga mempunyai daya tahan yang lebih lama dari  flat cable. cable. Namun, round cable  cable  memerlukan tempat yang lebih luas dibandingk d ibandingkan an flat  flat cable. cable .

Gambar 3.8. Round  R ound C ab able le dan F lat Cab Cable le (Sumber : Brown, Kermit E., 1980)

g.  Check Valve Check Valve  Valve  dipasang pada tubing yaitu sekitar 2 sampai dengan 3  joint   diatas pompa. Pemasangan  Pemasangan  check valve  valve  dimaksudkan untuk mencegah turunnya fluida pada saat pompa  pompa  dimatikan yang dapat mengakibatkan aliran balik pada  pompa, sehingga  sehingga  menyebabkan rusaknya motor dan terjadi kerusakan pada  peralatan pompa. h.   Bleeder Valve  Bleeder Valve  Valve  dipasang satu  joint   diatas check valve, valve, mempunyai fungsi mencegah minyak keluar pada saat tubing di cabut. Bleeder cabut.  Bleeder valve juga valve  juga merupakan tempat keluarnya fluida.  fluida.   i. 

Centralizer Centralizer   memiliki fungsi yaitu untuk menjaga kedudukan pompa agar

tidak bergeser   atau selalu dalam posisi ditengah-tengah pada saat pompa  beroperasi, sehingga  sehingga kerusakan kabel karena gesekan dapat dicegah.  dicegah.  

21

 

3.3.2.  Karakter Karakteristik istik Kinerja K inerja Pompa ESP 3.3.2.1.  Kurva Kelakuan E le lect ctrr i c S Sub ubm mer sib si ble Pum Pump p 

Kurva kinerja suatu pompa ESP atau biasa disebut ““ Pump  Pump Performance Curve”” merupakan kurva yang menampilkan hubungan antara  Head Capacity, Curve Capacity,  Rate Capacity, Capacity,  Horse Power , dan Efisiensi Pompa. Kapasitas tersebut berkaitan dengan volume, laju alir fluida yang di produksikan, dimana gas yang terlarut dalam minyak juga termasuk.

Gambar 3.9. Kurva Kelakuan ESP  (Sumber : Catalog Novomet, 2020)

1.   Head Capacity Curve  Head capacity curve  curve  adalah kurva yang memiliki hubungan antara TDH dengan laju produksi pada kecepatan konstan. Kurva ini digunakan untuk menghitung jumlah stage jumlah stage pompa  pompa terhadap rasio TDH. 2.   Horse Power Curve  Horse power curve adalah curve adalah kurva yang menggambarkan daya yang diberikan  diberikan    pada  shaft   pompa untuk memindahkan fluida per satu  stage  stage.. Tenaga atau daya  daya   yang diperlukan untuk menggerakkan pompa harus dapat mengatasi faktor kehilangan yang mungkin terjadi pada pompa. Adapun faktor kehilangan yang dimaksud adalah gesekan aliran antar impeller dan dan friksi  friksi pada  pada bearing  dan stuffing  dan stuffing box

22

 

3.  Grafik Efisiensi Pompa  Pompa   Grafik effisiensi pompa merupakan perbandingan antara  Hydraulic Horse  Power   dengan  Brake Horse Power . Pada gambar 3.9. diatas, terdapat area yang  berwarna kuning yang dimana area tersebut menggambarkan menggambarkan efisiensi pompa tertinggi yang biasa disebut dengan  Recommended Operating Range R ange (ROR)  (ROR) atau  Best Efficiency Point   (BEP). Pengoperasian ESP disebelah kiri dan disebelah kanan ROR akan menyebabkan downthrust  dan   dan upthrust  pada   pada impeller . Upthrust   merupakan kondisi dimana impeller menekan keatas pada laju alir produkusi tinggi. Sedangkan downthrust   merupakan kondisi dimana impeller menekan kebawah pada laju alir produkusi rendah. Maka dari itu, ESP harus didesain agar  bekerja pada ROR untuk mengurangi mengurangi kerusakan bearing   dan washer   pompa akibat upthrust   dan downthrust tersebut. Selain itu, dengan pengoperasian ESP  pada ROR akan didapatkan efisiensi efis iensi pompa tertinggi dibandingkan pengoperasian ESP diluar ROR. 3.3.3.  Evaluas Evaluasii dan Desain E le lect ctrr i cal cal Subm Subme er sib si ble P um ump p (ESP)

Pada saat melakukan evaluasi ataupun perencanaan desain pompa ESP,   yang perlu diketahui terlebih dahulu adalah kemampuan produksi pada suatu sumur. Selain itu,  juga diperlukan beberapa data untuk melakukan perhitungan evaluasi ataupun  desain pompa ESP, agar dapat menghasilkan pemilihan komponen yang optimal.  

3.3.3.1.  Penentuan Gradien Fluida

1.  Menentukan Specific Gravity  Gravity  Oil Phase  Phase SG

= Oil Cut  x  x Oil Specific Gravity  Gravity  .................. (3-10)

Water Phase  Phase SG

= Water Cut   x x Water Specific Gravity  Gravity  ......... (3-11)

SG mix

= Oil Phase SG Phase SG + Water Phase  Phase  SG.............. (3-12)

2.  Menentukan Gradien Fluida Gradien Fluida

= SGmix x 0.433 psi/ft .................. ........ ................... .............. ..... (3-13)

23

 

3.3.3.2.  Perkiraan P um ump p Set Setting ting D ept pth h 

 Pump setting depth  depth  merupakan letak kedalaman pompa di dalam fluida sumur. Untuk menentukan  pump setting depth, depth, parameter seperti Static Fluid  Level   (SFL) dan Working Fluid Level   (WFL) harus diketahui terlebih dahulu. Adapun cara untuk mencari parameter-parameter tersebut sebagai berikut : 1.  Static Fluid Level (SFL) (SFL)   Static fluid level   adalah ketinggian kolom fluida pada saat sumur dalam keadaan diam (tidak diproduksikan), maka kedalaman permukaan fluida di annulus dapat dihitung dengan : SFL

= Dmidper –  Dmidper  –  (  ( Ps/Gf –  Ps/Gf –   Pc/Gf ) .................... (3-14)

Ps

= (( Dmidper –  Dmidper –  SFL   SFL ) x Gf ) + Pc ............... .......... ..... (3-15)

2.  Working Fluid Level  (WFL)   (WFL)   Apabila sumur diproduksikan dengan rate produksi sebesar q (bbl/d) dan tekanan alir dasar sumur adalah Pwf (psi), maka ketinggian (kedalaman bila diukur dari permukaan) fluida di annuluas adalah : WFL

= Dmidper –  Dmidper –  (  ( Pwf/Gf –  Pwf/Gf –   Pc/Gf ) ................. (3-16)

Pwf

= (( Dmidper –  Dmidper –  WFL   WFL ) x Gf ) + Pc .............. ......... ..... (3-17)

dimana : Dmidper

= Mid Perforasi, = Mid Perforasi, ft

SFL

= Static Fluid Level , ft

WFL

= Working Fluid Level , ft

Pwf

= Pressure Well Flowing , psi = Pressure

Pc

= Pressure Casing , psi = Pressure

Gf

= Gradien Fluida, psi/ft

3.   Pump Setting Depth (PSD) (PSD)   Merupakan kedudukan atau posisi yang diharapkan dalam perencanaan  Electric Submersible Pump. Pump. Suatu sumur dikatakan masih  support   untuk ukuran

24

 

suatu pompa jika working fluid level   sumur tersebut sekitar 300  –   400 ft diatas  pump setting depth. depth.

3.3.3.3.  Perkiraan P um ump p I nta ntake ke P r essure 

Untuk menghitung  pump intake i ntake pressure, pressure, pertama yang harus dilakukan adalah mencari nilai perbedaan kedalaman dan perbedaan tekanan. Adapun  persamaannya yaitu : Perbedaan kedalaman

= Mid Perforasi  Perforasi  –  –  PSD .................. ........ ................... .............. ..... (3-18)

Perbedaan tekanan

= Perbedaan Kedalaman x Gf ................... ......... ............. ... (3-19)

 Pump Intake Pressure  Pressure 

= Pwf desain desa in –   –  Perbedaan  Perbedaan tekanan............... .......... ..... (3-20)

dimana : PIP

= Pump =  Pump Intake Pressure, Pressure, Psi

Pwf

= Tekanan alir dasar sumur, Psi

PSD

= Pump Setting Depth, = Pump Depth, ft

Gf

= Gradien Fluida

3.3.3.4.  Perkiraan T otal tal D yna ynam mi c H He ead  

Total Dynamic Head   (TDH) merupakan tekanan total discharge discharge   pompa yang dikonversikan dalam bentuk panjang (ft). Perhitungan Total Dynamic Head   (TDH) dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan :

1.  Menentukan Menentukan Fluid  Fluid Over Pump  Pump   Fluid Over Pump  Pump (FOP) =

 ......................... .................................. ................... (3-21)  .........................................

2.  Menentukan Vertical Lift  (HD)  (HD) Vertical Lift  (HD)

= PSD –  PSD –  FOP .................. ......... .................. .................. .................. ........... (3-22)

3.  Menentukan Tubing Friction Loss (HF) Loss (HF) Tubing Friction Loss (HF)= Loss (HF)= Friction  Friction Loss x Loss x PSD ................... ......... ................... .............. ..... (3-23)

25

 

4.  Menentukan Tubing Head   Tubing Head Pressure (HT) Pressure (HT) merupakan tekanan yang dibutuhkan dibutuhkan pada tubing head   (HT) untuk membuat fluida mengalir sampai ke  separator . Tekanan pada tubing head   (psi) dapat dikonversikan menjadi panjang (ft) dengan persamaan sebagai berikut : Tubing Head  (HT)

=

  .......... ................................ ............... (3-24)   ...........................

5.  Menentukan Total Dynamic Head   Dari persamaan sebelumnya, maka Total Dynamic Head   (TDH) dapat dihitung menggunakan menggunakan persamaan berikut ini : Total Dynamic Head  

= HD + HF+ HT................... ......... ................... .................. .............. ..... (3-25)

dimana : FOP

= Fluid Over Pump, = Fluid Pump, ft

HD

= Vertical Lift , ft

HF

= Friction Loss di tubing, ft = Friction

HT

= Kehilangan tekanan di wellhead , ft

TDH

= Total Dynamic Head , ft

3.3.3.5.  Pemilihan Ukuran dan Tipe Pompa

Penentuan tipe pompa berdasarkan pada besarnya rate produksi yang diharapkan.

Secara

skematis,

pabrik  Electric

Submersible

Pump  Pump  telah

menyediakan tabel untuk pompa dengan berbagai OD yang dipilih. Pilih pompa yang sesuai dengan laju produksi (Q), maka akan didapat tipe pompa, Head/stage, HP/stage dan Efisiensinya.

1.  Menentukan kapasitas pompa Kapasitas pompa harus disesuaikan dengan kapasitas produksi sumur. Laju alir suatu sumur harus berada pada range operasi yang direkomendasikan dari  pabrik pembuat untuk setiap jenis jenis pompa. 2.  Menentukan efisiensi volumetris  volumetris 

26

 

 Head per stage  stage 

=

  ........... ................................... .................. (3-26) ℎ  ............................

Berdasarkan nilai head per stage yang stage yang telah diperoleh, kemudian menentukan nilai Qteoritis yang dilihat dari grafik  Pump Performance Curve. Curve. Setelah itu menghitung efisiensi volumetris menggunakan persamaan : Efisiensi Volumetris

=

   100% ......  ....................... ................................ ............... (3-27) 

3.  Menentukan jumlah stage jumlah stage pompa  pompa Jumlah  stages  stages   yang dibutuhkan dapat dihitung dengan menggunakan  persamaan : Jumlah stages Jumlah  stages =

  .............................. ................................ ............... (3-28)    ..............................................

27

 

BAB IV PERHITUNGAN PERHITUNGA N DAN ANALISA DATA

4.1. 

Data Sumur “SF“SF-13” 13”   Tabel 4.1. Data Sumur “SF“SF-13” 13”   (Sumber : Pertamina EP Asset V Balikpapan) Data Properti Sumur “SF“SF-13” 13”   Data Top Perforasi

Nilai 3915.02

Satuan Ft

Pr PIP P tbg Qgross Qoil

1488 1044 20 129 119

Psi Psi Psi Blpd Bopd

Qw

10

Bwpd

Wc SG Water SG Oil PSD

7.74 1.01 0.88 3213.02

%

ID Tubing Jenis Pompa Stages Bottom Perforasi

Ft

2.875 Inch NFO 150 328 Stages 3920.60 Ft

Data Geologi Sumur “SF“SF-13” 

4.2. 

Cekungan Lapangan

Kutai Timur SRV

Formasi

Balikpapan

Diagram Alir Penelitian

Diagram alir penelitian  penelitian   pada gambar 4.1. menggambarkan menggambarkan bagaimana  proses penelitian ini dimulai sampai selesai. Adapun langkah awal yang harus dilakukan yaitu proses pengumpulan data berupa data produksi sumur, data well  profile,, data pressure  profile data  pressure intake sumur intake sumur dan data teknis pompa yang terpasang. Setelah semua data terkumpul, langkah pertama yang harus dilakukan adalah membuat kurva IPR yang menggambarkan kondisi sumur saat itu dengan mencari nilai laju alir maksimal (Qmax) terlebih dahulu menggunakan metode IPR Vogels.

28

 

Kemudian dilakukan evaluasi pada pompa ESP yang terpasang agar diketahui efisiensi dari pompa tersebut. Untuk mengetahui perlu atau tidaknya dilakukan optimasi, dapat dilihat pada perbedaan antara laju produksi dan Qmax yang telah dihitung sebelumnya. Apabila laju alir maksimal berada diluar daerah range recommended   pompa terpasang maka perlu dilakukan penggantian tipe pompa agar sesuai dengan laju produksi optimum dengan cara melakukan desain ulang  jenis pompa Electrical pompa Electrical Submersible Pump (ESP). Pump (ESP).

MULAI

PENGUMPULAN DATA SUMUR DAN DATA PRODUKSI

PEMBUATAN KURVA IPR

EVALUASI ELE CTRI CAL SUBMERSIB SUBMERSIB LE PUMP PUMP (ESP) TERPASANG

OPTIMASI DENGAN DESAIN ULANG  ELECTRI CAL  SUB ME R SI B L E PUMP P UMP  (ESP)

TIDAK OPTIMUM ?

YA HASIL DESAIN

SELESAI

Gambar 4.1. Diagram Alir Penelitian

29

 

4.3. 

Menghitung

“SF--13” 13”   I nflo nflow w Pe Perr for mance R elations lationshi hip p  Sumur “SF

menggunakan Metode Vogels

1.  Menghitung nilai Q max

Q max

=

       −,      −,          9  =   .         −,   −,.  

= 652.23 bfpd 2.  Membuat tabel Q vs Pwf Tabel 4.2. Q Vs Pwf Pwf 1488 1446.14 1403.18 1359.03 1313.58 1266.71 1218.27 1168.10 1116 1061.73 1004.98 945.39 882.49 815.64 744 666.36 580.90 484.63 372 229.91 0

Q, bfpd 0.00 32.61 65.22 97.83 130.45 163.06 195.67 228.28 260.89 293.50 326.12 358.73 391.34 423.95 456.56 489.17 521.78 554.40 587.01 619.62 652.23

30

 

3.  Plot nilai Q vs Pwf dalam bentuk kurva IPR Setelah menghitung nilai laju alir maksimal (Qmax) dan membuat tabel Q Vs Pwf   menggunakan metode IPR Vogels, langkah selanjutnya adalah memplot nilai Q Vs Pwf dalam bentuk kurva IPR untuk mengetahui gambaran kemampuan sumur “SF“SF-13”. Adapun bentuk kurva IPR sumur “SF“SF -13” dapat dilihat pada gambar 4.2. berikut.

IPR Curve 1600 1400 1200    i    s 1000    p  , 800     f    w    P 600

Q 

400 200 0 0.00

200.00

400.00

600.00

800.00

Q, bfpd

Gambar 4.2. Kurva IPR Sumur “SF“SF-13”  4.4. 

Evaluasi E le lect ctrr i cal cal Subm Subme er sib si ble Pump pada sumur “SF“SF-13” 13”  

Berikut merupakan langkah-langkah perhitungan dalam melakukan evaluasi pompa yang terpasang pada sumur “SF “SF--13”. 13”.   Adapun data yang digunakan pada evaluasi ini diambil pada tanggal 20 Januari 2021.

4.4.1.  Penentuan Sp  dan Gradient  Fluida  Fluida  Spe ecifi if i c G rav ravity  ity  dan 1.  Oil Phase Specific Gravity  Gravity 

= Oil Cut   x x Oil Specific Gravity  = 0.922 x 0.88 = 0.811

2.  Water Phase Specific Gravity  Gravity 

= Water Cut   x x Water Specific Gravity  = 0.0774 x 1.01 =0.078

Mix  3.  Specific Gravity Mix 

= Sp. Gr. Oil + Sp. Gr. Water  

31

 

= 0.811 + 0.078 = 0.89 4.  Gradien Fluida

= SG mix x 0.433 psi/ft  = 0.89 x 0.433 psi/ft = 0.385 psi/ft

4.4.2.  Penentuan Nilai Pwf Menggunakan Rumus P um ump p I nta ntake ke Pr Pre essure 

1.   Mid Perforasi  Perforasi 

= (( Bottom  Bottom Perfo  Perfo  –   Top Perfo  Perfo  ) / 2) + Top

Perfo = ((3920.60 ft - 3915.02 ft) / 2) + 3915.02 ft = 3917.81 ft 2.  Perbedaan Kedalaman

= Mid Perforasi Perforasi - PSD = 3917.81 ft - 3213.02 ft = 704.79 ft

3.  Perbedaan Tekanan

= Perbedaan Kedalaman x GF = 704.79 ft x 0.385 psi/ft = 271.62 psi

4.   Pump Intake Pressure  Pressure 

= Pwf –  Pwf –  Perbedaan  Perbedaan Tekanan

1044 psi

= Pwf - 271.62 psi

Pwf

= 1044 psi + 271.62 psi = 1315.62 psi

 (TDH) 4.4.3.  Penentuan Nilai T ota tall D Dyna ynamic mic H ead  (TDH)

1.   Fluid Over Pump  Pump (FOP)

= PIP/GF = 1044 psi / 0.385 psi/ft = 2708.90 ft

2.  Vertical Lift  (HD)

= PSD - FOP = 3213.02 ft - 2708.90 ft = 504.12 ft

3.   Friction Loss  Loss (FL)

=

2,0830 830    , (/,,), 

 

32

 

,    ,),   = 2,0830 830  9  (9/, . = 0.159 ft / 1000 ft

4.  Tubing Friction Loss  Loss (HF)

= FL x PSD = 0.159 ft / 1000 ft x 3213.02 ft = 0.51 ft

5.   Head  Tubing (HT)

= Ptbg / GF = 20 psi / 0.385 psi/ft = 51.89 ft

6.  Total Dynamic Head (TDH)

= HD + HF + HT = 504.12 ft + 0.51 ft + 51.89 ft = 556.52 ft

 

4.4.4. Penentuan Effisiensi Pompa Berdasarkan pump Berdasarkan  pump performance curve Novomet curve Novomet NFO 150, untuk laju alir

129 blpd didapatkan nilai head  sebesar   sebesar 19.4 ft/stage, power  ft/stage,  power  sebesar  sebesar 0.057 HP dan nilai efisensi pompa pompa yaitu yaitu sebesar sebesar 33%.

Kondisi tersebut masih masih dapat

dioptimalkan dengan cara melakukan desain ulang atau mengganti tipe pompa yang digunakan. Tabel 4.3. Hasil Evaluasi ESP yang terpasang pada Sumur “SFSF-13” 13”   Pompa Terpasang FO 150

Jumlah Stage 328

Pwf (Psi)

TDH (ft)

Head/Stage Head/Sta ge

EP (%)

1315.62

556.52

19.4

33

33

 

Gambar 4.3. Grafik Pompa NFO 150 4.5. 

Perencanaan

Desain

Ulang

E lectri lectrica call

S Sub ubm mer sible si ble

P um ump p 

menggunakan menggunak an kalkulasi manual

Berdasarkan hasil perhitungan evaluasi pompa sebelumnya, yang menunjukkan bahwa efisiensi pompa masih kurang optimal. Oleh karena itu,  penulis akan melakukan optimasi dengan melakukan desain ulang u lang pompa po mpa dengan kalkulasi manual menggunakan excel .

4.5.1.  Menghitung Q De D esai sai n 

Q Desain

= 80% x Qmax  = 80% x 652.23 bfpd = 521.78 bfpd

4.5.2.  Penentuan Pwf Desain

Pwf desain didapatkan dari kurva IPR dengan cara memplot nilai Q desain yang telah dihitung sebelumnya. Adapun nilai tekanan alir dasar sumur (Pwf) desain yang diperoleh dari hasil penarikan garis Q desain pada kurva IPR sumur “SF--13” adalah sebesar 560 psi.  “SF psi.  

34

 

IPR Curve 1600 1400 1200    i    s 1000    p  , 800     f    w    P 600

Q 

400 200 0 0.00 0.0 0

100.0 100.00 0 200.0 200.00 0 300.0 300.00 0 400.0 400.00 0 500 500.00 .00 600. 600.00 00 700 700.00 .00

Q, bfpd

Gambar 4.4. Kurva IPR Sumur “SF“SF-13” 13”  

 

 dan Gradient  Fluida  Fluida 4.5.3. Penentuan Sp  Spe ecifi if i c G rav ravity  ity  dan 1.  Oil Phase Specific Gravity  Gravity  = Oil Cut   x x Oil Specific Gravity 

= 0.922 x 0.88 = 0.811 2.  Water Phase Specific Gravity  Gravity 

= Water Cut   x x Water Specific Gravity  = 0.0774 x 1.01 = 0.078

3.  Specific Gravity Mix  Mix 

= Sp. Gr. Oil + Sp. Gr. Water   = 0.811 + 0.078 = 0.89

4.  Gradien Fluida

= SG mix x 0.433 psi/ft  = 0.89 x 0.433 psi/ft = 0.385 psi/ft

4.5.4.  Penentuan Wo Work rkii ng F luid Le Levvel 

WFL

= Dmidper –  Dmidper –  (Pwf  (Pwf desain / Gf) = 3917.81 ft –  ft –  (560  (560 psi / 0.385 psi/ft) = 2464.76 ft

35

 

4.5.5.  Penentuan Pump Setting Depth 

PSD

= WFL + 400 ft = 2464.76 ft + 400 ft = 2864.76 ft

4.5.6.  Penentuan P um ump p I nta ntake ke Pr Pre essure 

1.  Perbedaan Kedalaman

= Mid Perforasi Perforasi - PSD = 3917.81 ft - 2864.76 ft ft = 1053.05 ft

2.  Perbedaan Tekanan

= Perbedaan Kedalaman x GF = 1053.05 ft x 0.385 psi/ft = 405.84 psi

3.   Pump Intake Pressure  Pressure 

= Pwf desain –  desain –  Perbedaan  Perbedaan Tekanan = 560 psi –  psi –  405.84   405.84 psi = 154.16 psi

4.5.7.  Penentuan Nilai T ota  (TDH) tall D Dyna ynamic mic H ead  (TDH)

1.   Fluid Over Pump  Pump (FOP)

= PIP/GF = 154.16 psi / 0.385 psi/ft = 400 ft

2.  Vertical Lift  (HD)

= PSD - FOP = 2864.76 ft –  ft –  400  400 ft = 2464.76 ft

3.   Friction Loss  Loss (FL)

,    = 2,0830 830      (/,,),   ,   ,    (.  /,  ) = 2,0830 830  9   .,    

= 2.11 ft / 1000 ft 4.  Tubing Friction Loss  Loss (HF)

= FL x PSD = 2.11 ft / 1000 ft x 2864.76 ft = 6.04 ft

5.   Head  Tubing (HT)

= Ptbg / GF

36

 

= 20 psi / 0.385 psi/ft = 51.89 ft 6.  Total Dynamic Head (TDH)

= HD + HF + HT = 2464.76 ft + 6.04 ft + 51.89 ft = 2522.70 ft

4.5.8.  Pemilihan Pompa 

1.  Pemilihan pompa dilakukan dengan melihat nilai laju alir yang didapatkan dari perhitungan Qdesain dan ukuran casing yang digunakan, lalu menyesuaikannya dengan katalog yang telah tersedia. Adapun hasil dari  perhitungan Qdesain yaitu sebesar 521.78 bfpd, bfpd, maka pompa yang di pilih adalah jenis pompa D460N yang memiliki range rekomendasi produksi sebesar 200-650 bfpd. 2.  Berdasarkan  pump performance curve  curve  didapatkan nilai head/stage yang optimal untuk pompa D460N sebesar 33 ft/stage. Maka jumlah  stage  stage   yang dibutuhkan adalah :  :  Jumlah Stage Stage  

= (TDH/ Head   Head  per  per Stage Stage)) = (2522.70 ft/33 ft/stages) = 76 stages

37

 

Gambar 4.5. Pump Performance Curve D460N  

3.  Berdasarkan  pump performance curve  curve  didapatkan nilai HP  HP  yang optimal untuk pompa D460N sebesar 0.25 HP/stage. Maka total tenaga yang dibutuhkan motor adalah :  :  BHP

= (HP/Stage x Stage) = (0.25 HP/stage x 76 stages) = 19.11 HP

Berdasarkan tabel 4.4., maka dipilih motor dengan kapasitas diatas tenaga yang dibutuhkan, yaitu motor pada frekuensi 60 Hz dengan tenaga 21.4 HP 578 V 49.6 A.

38

 

Tabel 4.4. 375 Series Motor (Sumber : Reda : Reda Catalog, Schlumberger, Schlumberger, 2017 )

4.5.9.  Penentuan Jenis Kabel dan Kehilangan Tegangan 

1.  Pemilihan Kabel Berdasarkan jenis motor 375 series dengan besarnya kuat arus yaitu 49.6 Ampere, maka kabel yang dapat digunakan adalah tipe kabel #4CU. 2.  Penentuan Panjang Kabel Panjang Kabel

= PSD + 100 ft = 2864.76 ft + 100 ft = 2964.76 ft

3.  Kehilangan Tegangan Berdasarkan pembacaan grafik cable voltage drop  drop  untuk tipe kabel #4CU, didapatkan nilai voltage drop  drop  sebesar 27v/1000ft. Kemudian mengubah satuan voltage drop menjadi drop menjadi volt dengan melakukan perhitungan berikut :

39

 

Kehilangan Tegangan

          = 2914.76 ft x   = (PSD + 50 ft) x

= 78.69 V 4.  Total Tegangan

= Vmotor + Vkabel = 578 V + 78.69 V = 656.69 V

Gambar 4.6. V  Vo oltage ltage L Lo oss C Cha harr t (Sumber : Brown, Kermit E., 1980) 4.5.10. Pemilihan Transformator Transformator 

Untuk menentukan transformator, terlebih dahulu perlu dilakukan  perhitungan untuk mengetahui besarnya nilai KVA, KV A, adapun perhitungannya yaitu : KVA

.          .  66.69  9.6  = 

=

= 56.34 KVA

Dengan menggunakan tabel katalog transformator, maka dipilih jenis transformator dengan kapasitas lebih besar dari nilai KVA yang telah diperoleh

40

 

yaitu part yaitu  part number  69950-4   69950-4 dengan kapasitas 75 KVA,  primary volts 440/480 volts 440/480 V, secondary volts 800/1000 volts 800/1000 V. Tabel 4.5. Transformator Catalog (Sumber : Brown, Kermit E., 1980)

Berdasarkan hasil perhitungan evaluasi dan optimasi Artificial Lift Electrical Submersible Pump (ESP) yang telah dilakukan pada sumur SF-13, maka didapatkan hasil sebagai berikut :

Tabel 4.6. 4.6. Tabulasi Hasil Evaluasi & Optimasi ESP Sumur “SF“SF -13” 13”   Parameter

Evaluasi

1

Laju Alir, bfpd

129

Qdesain 80% 521.78

2

Qo, bopd

119

481.40

3

Tipe Pompa

NFO 150

D460N

4

Pump Intake Pressure, psi

1044

154.16

5

Total Dynamic Head, ft

556.52

2522.70

6

Fluid Over Pump, ft

2708.90

400

7

Friction Loss, ft

0.159

2.11

8

Head per Stages, ft/stages

19.4

33

9

Jumlah Stage

328

76

10

Efisiensi Pompa, %

33

53

11

Pump Setting Depth, ft

3213.02

2864.76

41

 

Optimasi

No

BAB V PEMBAHASAN

Pada tugas akhir ini, penulis membahas mengenai evaluasi dan optimasi  pompa artificial lift   jenis  Electrical Submersible Pump  Pump  (ESP). Adapun proses  pengolahan data yang digunakan penulis adalah ada lah metode perhitungan dengan cara manual atau excel . Dalam penulisan tugas akhir ini terdapat beberapa tujuan yang ingin dicapai oleh penulis, yaitu menentukan nilai laju alir optimum (Qmax)  berdasarkan model grafik Inflow grafik  Inflow Performance Relationship (IPR) Relationship  (IPR) yang digunakan  pada sumur “SF“SF-13”, melakukan evaluasi kinerja  Artificial Lift Electrical Submersible Pump  Pump  (ESP) yang telah terpasang  pada sumur “SF“SF-13”, melakukan optimasi pada sumur “SF“SF-13” dengan cara melakukan desain ulang pompa  Artificial Lift Electrical Submersible Pump (ESP). Pump (ESP). Tahapan awal yang akan dilakukan dalam penelitian ini yaitu melakukan  pengumpulan data. Data tersebut t ersebut meliputi tekanan t ekanan static sumur, tekanan alir dasar sumur, water cut, sg air, sg oil dan data teknis pompa yang terpasang sebelumnya serta beberapa data penunjang lainnya. Tahapan selanjutnya adalah membuat kurva IPR ( Inflow Performance Relationship) Relationship) untuk mengetahui gambaran kondisi sumur saat ini dengan mencari nilai dari laju alir maksimal (Qmax) terlebih dahulu menggunakan metode IPR Vogels. Setelah mengetahui nilai Qmax, kemudian dibuatlah tabel Q dan Pwf yang dimana akan diplot menjadi kurva IPR. Selanjutnya adalah melakukan evaluasi pompa yang terpasang pada sumur “SF--13” untuk mengetahui apakah kinerja pompa sudah optimal atau tidak. “SF Evaluasi pompa dilakukan dengan cara menghitung nilai Specific Grafity  Grafity  dan Gradient  fluida,   fluida, menghitung nilai Total Dynamic Head  (TDH),   (TDH), dan menentukan nilai efisiensi pompa dengan melihat pada  pump performance curve.  curve.  Kemudian  penulis melakukan optimasi pompa ESP dengan cara melakukan desain ulang  pompa untuk memperoleh memperoleh laju alir yang optimal.

42

 

Berdasarkan data yang diperoleh dari perusahaan, Sumur “SF“SF -13” merupakan sumur kajian yang berada pada lapangan “SRV”. Sumur   “SF “SF--13” adalah jenis sumur yang telah berproduksi menggunakan metode lifting Electrical Submersible Pump (ESP Pump (ESP). ). Adapun jenis ESP yang terpasang pada sumur “SF“SF-13” yaitu NFO150 dengan banyaknya stage 328 stages. Pompa ESP ini dipasang pada kedalaman 3213.02 3213.02 ft. Untuk mengetahui pompa ESP terpasang pada sumur “SF“SF 13” bekerja secara optimal atau tidak, maka perlu dilakukan evaluasi terlebih dahulu pada pompa tersebut. Sebelum melakukan evaluasi, penulis terlebih dahulu membuat kurva IPR untuk mengetahui kondisi kondisi sumur saat ini. Sumur “SF“SF -13” merupakan jenis sumur yang memproduksikan fluida sebanyak dua fasa, maka dari itu perhitungan IPR dilakukan dengan menggunakan metode IPR Vogels. Berdasarkan hasil  perhitungan IPR pada excel, didapatkan besarnya laju produksi maksimal pada sumur “SF“SF-13” yaitu 652.23  652.23  BFPD. Sedangkan kondisi laju produksi aktual sumur “SF“SF-13” pada saat ini sebesar 129 BFPD, maka dapat disimpulkan bahwa sumur tersebut masih layak untuk ditingkatkan laju produksinya hingga mencapai laju alir yang optimal. Setelah melakukan analisis kurva IPR, kemudian dilakukan evaluasi  pompa ESP terpasang

pada sumur “SF“SF-13”. Dari hasil perhitungan evaluasi

 pompa, maka diperoleh harga Total Dynamic Head   (TDH) sebesar 556.52 ft. Kemudian dilihat dari  pump performance perf ormance curve pompa curve pompa terpasang yaitu Novomet  NFO150, untuk laju alir 129 BFPD didapatkan nilai head   sebesar 19.4 ft/stage,  power   sebesar 0.057 HP dan nilai efisensi pompa sebesar 33%. Pompa ESP  NFO150 memiliki range recommended  pompa sebesar 78  –   195 BFPD yang menandakan bahwa pompa tersebut masih optimal apabila digunakan pada laju alir sebelumnya. Akan tetapi, jika dilihat dari kondisi produktivitas sumur “SF“SF 13” saat ini maka perlu dilakukan pergantian pompa karena produktivitas produktivit as pada sumur “SF“SF-13” berada diluar range recommended  pompa. Sehingga dilakukan optimasi dengan cara yaitu desain ulang pompa ESP yang baru.

43

 

Langkah pertama yang dilakukan untuk optimasi ESP dengan cara desain ulang adalah menentukan Qdesain yaitu 80% dari nilai laju alir maksimal (Qmax), maka didapatkan nilai Qdesain sebesar 521.78 BFPD. Setelah mengetahui nilai dari Qdesain, kemudian menentukan nilai dari Pwf desain dengan cara memplot  pada kurva IPR yang telah telah dibuat sebelumnya dan didapatkan hasil yaitu 560 psi. Selanjutnya, menentukan nilai dari  spesific gravity  gravity  campuran dan  gradient   fluida. Adapun nilai yang diperoleh yaitu Sg Oil  0.811,   0.811, Sg Water 0.078 dan Sg  Mix 0.89. Untuk menentukan nilai  gradient   fluida, maka Sg  Mix dikalikan dengan nilai  gradient  tekanan   tekanan sebesar 0.433 psi/ft, maka diperoleh nilai dari  gradient fluida yaitu 0.385 psi/ft. Kemudian mencari nilai dari working fluid level   dengan menggunakan nilai dari Dmidper, Pwf desain dan Gf, sehingga didapatkan hasil hasil sebesar 2464.76 ft.

Setelah itu, penulis menentukan  pump setting depth  depth  pada pada sumur “SF“SF-13” melalui hasil perhitungan dan dihasilkan kedalaman pompa dipasang pada 2864.76 ft. pressure, Langkah selanjutnya adalah menentukan nilai dari  pump intake pressure, akan tetapi perlu diketahui terlebih dahulu nilai dari perbedaan kedalaman dan  perbedaan tekanan. Adapun nilai dari masing-masing perbedaan kedalaman dan  perbedaan tekanan yaitu 1053.05 ft dan 405.84 psi. Sehingga didapatkan nilai dari  pump intake pressure sebesar 154.16 psi. Kemudian menentukan nilai total dynamic

head   (TDH) dengan cara menjumlahkan nilai dari vertical lift   (HD), tubing  friction loss  loss  (HF), tubing head   (HT) yang sudah dihitung sebelumnya dan diperoleh besarnya TDH yaitu 2522.70 ft. Untuk pemilihan jenis pompa, dapat disesuaikan dengan nilai Qdesain yang telah diperoleh sebelumnya yaitu sebesar 521.78 BFPD. Maka dari itu,  penulis memilih jenis pompa REDA D460N dengan frekuensi 60 Hz karena  pompa tersebut memiliki range rekomendasi produksi sebesar 200-650 BFPD yang berarti besarnya Qdesain masuk dalam rate rate   yang di rekomendasikan. Berdasarkan pump Berdasarkan  pump performance curve REDA curve REDA D460N, didapatkan nilai head/stage head/stage   yang optimal yaitu 33 ft/stage. Adapun jumlah  stage yang dibutuhkan yaitu 76  stages..  stages

44

 

Selanjutnya adalah melakukan pemilihan motor dengan cara melihat pada tabel 375  series  series   motor. Sebelum itu, perlu diketahui tenaga yang dibutuhkan dengan melihat pada  pump performance curve. curve. Maka didapatkan nilai HP yang optimal untuk pompa D460N sebesar 0.25 HP/stage. Kemudian dihitung total tenaga yang dibutuhkan motor dengan cara nilai HP dikalikan dengan jumlah stage yang terpasang, sehingga diperoleh hasil BHP sebesar 19.11 HP. Karena pada tabel 375

 series motor  series  motor tidak terdapat nilai HP yang sama dengan nilai BHP yang diperoleh, maka penulis memilih jenis motor yang memiliki tenaga diatas nilai BHP yaitu motor pada frekuensi 60 Hz dengan tenaga 21.4 HP 578 V 49.6 A.

Setelah diketahui jenis motor, kemudian dilakukan pemilihan kabel. Adapun jenis kabel yang dipilih adalah tipe kabel #4CU. Kemudian menentukan  besarnya

kehilangan tegangan pada kabel dengan cara melihat pada grafik

voltage loss dan didapatkan hasil sebesar 27v/1000ft. Panjang kabel yang digunakan adalah kedalaman pompa ditambah 100 ft yaitu 2964.76 ft. Selanjutnya adalah penentuan transformator, langkah awal yang harus dilakukan adalah menghitung nilai KVA. Setelah didapatkan nilai KVA yaitu sebesar 56.34 KVA, maka dipilih jenis transformator melalui katalog transformator dengan kapasitas lebih besar dari nilai KVA yang telah diperoleh yaitu  part number   69950-4 dengan kapasitas 75 KVA, primary KVA, primary volts 440/480 volts 440/480 V, secondary secondary volts 800/1000 volts 800/1000 V.

45

 

BAB VI PENUTUP

6.1. 

Kesimpulan

Berdasarkan hasil analisa evaluasi dan optimasi pompa  Electric Submersible Pump  Pump  (ESP) (ESP) pada sumur “SF“SF-13” lapangan “SRV”, dapat disimpulkan bahwa : 1.  Laju alir maksimum (Qmax)  pada sumur su mur “SF“SF-13” menggunakan model IPR Vogels adalah sebesar 652.23 BFPD. 2.  Berdasarkan hasil evaluasi kinerja  Electrical Submarsible Pump (ESP) Pump (ESP) yang terpasang pada pada sumur “SF“SF-13” 13” tipe  tipe pompa NFO150 dengan frekuensi 60 Hz, didapat jumlah  stage  stage   328  stages  stages,, Total Dynamic Head  (TDH)   (TDH) 556.52 ft dan nilai efisiensi pompa sebesar 33% dengan Qoil sebesar 119 BOPD. 3.  Setelah melakukan optimasi pada sumur “SF“SF-13” dengan cara desain ulang ESP, didapatkan hasil Total Dynamic Head  (TDH)   (TDH) sebesar 2522.70 ft, jenis  pompa yaitu D460N 60 Hz, jumlah stage jumlah stage 76 76 stages,  stages, efisiensi pompa 53% dan  Brake Horse Power Motor  19.11   19.11 hp, motor dengan dengan tenaga 21.4 HP, tegangan 578 Volt dan arus 49.6 Ampere. Jenis kabel #4CU dengan panjang 2964.76 ft. Jenis transformator yang dipilih yaitu  part number   69950-4 dengan kapasitas 75 KVA,  primary volts  volts  440/480 V, secondary secondary volts  volts  800/1000 V. Berdasarkan optimasi tersebut didapatkan peningkatan laju alir sebesar 392.78 BFPD. Adapun nilai Qoil sebesar 481.40 BOPD.  BOPD. 

46

 

DAFTAR PUSTAKA

Ahmed, T., (2000). “ Reservoir Engineering Handbook ”, ”, Second Edition, Gulf Publishing Company, Houston Texas. Brown, KE., (1977). “The Technology of Artificial Lift Methods”, Methods ”, Volume 1, Petroleum Publishing Company, Tulsa Oklahoma. Brown, KE., (1980). “The Technology of Artificial Lift Methods”,Volume Methods ”,Volume 2B, Petroleum Publishing Company, Tulsa Oklahoma. Buntoro, A., dkk., dkk., (2017). Penerapan Metoda Wiggins Untuk Untuk Perhitungan Poten Potensi si Sumur Dengan Water Cut Tinggi Di Lapangan Tanjung.  Proceeding Simposium Nasional IATMI . Faiz, S., dkk., (2015). Studi Optimasi Kinerja Sucker Rod Pump Pada Sumur A-1, A-2,Z-1, Dan Z-2 Menggunakan Perangkat Lunak Prosper. Seminar  Nasional Cendekiawan. Cendekiawan.   Fitrianti, (2013). Perencanaan Pengangkatan Buatan dengan Sistim Pemompaan Berdasarkan Data Karakteristik Reservoir.  Journal of Earth Energy  Engineering Jurusan Teknik Perminyakan Perminyakan - UIR. Hendromurti, D. G., G.,

(2019). Alokasi Alokasi gas injeksi untuk sum sumur-sumur ur-sumur yang yang

menggunakan menggunak an PCTGL pada lapangan XY. Universitas Trisakti. Trisakti. Kurnianto, D. dan dan Purwanto, Purwanto, T., (2014). Analisis Analisis Fasies Lapisan Batupasir G-4, I-20 Dan I-15 Berdasarkan Data Wireline Log Dan Data Seismik Pada Lapangan ‘Dk’, Cekungan Kutei, Kalimantan Timur . MINDAGI . Pradana, A. A., dkk., (2015). Optimasi Lifting Menggunakan Electric Submersible Pump Dan Analisa Keekonomian Pada Sumur “X” Lapangan “Y”.. Seminar Nasional Cendekiawan. “Y” Raharjo, A. D. U., (2017). Evaluasi Perhitungan Potensi Sumur Minyak Tua Dengan Water Cut Tinggi. Jurnal Tinggi. Jurnal Teknologi Technoscientia. Technoscientia.