EVALUASI SERTA OPTIMASI ESP DENGAN ANALISIS NODAL DAN PERENCANAAN TEKNIK PENGANGKATAN BUATAN ALTERNATIF DI LAPANGAN ZULU

Transkripsi

1 EVALUASI SERTA OPTIMASI ESP DENGAN ANALISIS NODAL DAN PERENCANAAN TEKNIK PENGANGKATAN BUATAN ALTERNATIF DI LAPANGAN ZULU LAPORAN TUGAS AKHIR Oleh: NEVADA SAGA SUSENO FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN UNIVERSITAS PERTAMINA AGUSTUS 2020

2 EVALUASI SERTA OPTIMASI ESP DENGAN ANALISIS NODAL DAN PERENCANAAN TEKNIK PENGANGKATAN BUATAN ALTERNATIF DI LAPANGAN ZULU NEVADA SAGA SUSENO

3 EVALUASI SERTA OPTIMASI ESP DENGAN ANALISIS NODAL DAN PERENCANAAN TEKNIK PENGANGKATAN BUATAN ALTERNATIF DI LAPANGAN ZULU LAPORAN TUGAS AKHIR Oleh: NEVADA SAGA SUSENO FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN UNIVERSITAS PERTAMINA AGUSTUS 2020

4

5 Judul Tugas Akhir Nama Mahasiswa LEMBAR PENGESAHAN Nomor Induk Mahasiswa : Program Studi Fakultas : EVALUASI SERTA OPTIMASI ESP DENGAN ANALISIS NODAL DAN PERENCANAAN TEKNIK PENGANGKATAN BUATAN ALTERNATIF DI LAPANGAN ZULU : NEVADA SAGA SUSENO : TEKNIK PERMINYAKAN : FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPORASI DAN PRODUKSI Tanggal Lulus Sidang Tugas Akhir : KAMIS, 30 JULI 2020 Jakarta, 6 Agustus 2020 MENGESAHKAN Pembimbing IWAN SETYA BUDI, M.T. NIP MENGETAHUI, Ketua Program Studi Dr. ASTRA AGUS PERMANA DN., S.Si., M.Sc NIP Universitas Pertamina - i

6 LEMBAR PERNYATAAN Dengan ini saya menyatakan bahwa Tugas Akhir berjudul EVALUASI SERTA OPTIMASI ESP DENGAN ANALISIS NODAL DAN PERENCANAAN TEKNIK PENGANGKATAN BUATAN ALTERNATIF DI LAPANGAN ZULU ini adalah benar-benar merupakan hasil karya saya sendiri dan tidak mengandung materi yang ditulis oleh orang lain kecuali telah dikutip sebagai referensi yang sumbernya telah dituliskan secara jelas sesuai dengan kaidah penulisan karya ilmiah. Apabila dikemudian hari ditemukan adanya kecurangan dalam karya ini, saya bersedia menerima sanksi dari Universitas Pertamina sesuai dengan peraturan yang berlaku. Demi pengembangan ilmu pengetahuan, saya menyetujui untuk memberikan kepada Universitas Pertamina hak bebas royalti noneksklusif (non-exclusive royalty-free right) atas Tugas Akhir ini beserta perangkat yang ada. Dengan hak bebas royalti noneksklusif ini Universitas Pertamina berhak menyimpan, mengalih media/format-kan, mengelola dalam bentuk pangkatan data (database), merawat, dan mempublikasikan Tugas Akhir saya selama tetap mencantumkan nama saya sebagai penulis/pencipta dan sebagai pemilik Hak Cipta. Demikian pernyataan ini saya buat dengan sebenarnya. Jakarta, 6 Agustus 2020 Yang membuat pernyataan, NEVADA SAGA SUSENO NIM Universitas Pertamina - ii

7 ABSTRAK Nevada Saga Suseno EVALUASI SERTA OPTIMASI ESP DENGAN ANALISIS NODAL DAN PERENCANAAN TEKNIK PENGANGKATAN BUATAN ALTERNATIF DI LAPANGAN ZULU. Penelitian ini membahas evaluasi dan optimasi ESP pada lapangan Zulu yang bertujuan untuk mendapatkan produksi yang optimal. Metode yang dipergunakan adalah analisis nodal dengan upsizing pompa, perubahan kedalaman pompa, frekuensi dan stage yang berubah. Salah satu obyek penelitian, sumur M4, telah terpasang ESP dengan konfigurasi pompa GN-1600/48 Hz/165 stages dengan produksi 2053 BFPD. Hasil evaluasi menunjukkan jika sumur M4 dapat ditingkatkan produksinya berdasarkan ketersediaan pompa dengan spesifikasi tertinggi. Optimasi produksi dilakukan dengan pemasangan ESP ING-4000 dengan batas produksi BFPD. Pompa dipasang pada kedalaman ft MD, frekuensi motor 55 Hz, dan stages pompa yakni 200 stgs. Lalu pada penelitian ini juga, telah ditentukan alternatif sistem pengangkatan buatan yang dapat digunakan pada lapangan Zulu yakni GL dan PCP. GL dipilih karena tergolong artificial lift dengan produksi yang tinggi. Perencanaan GL dilakukan dengan simulator PIPESIM dengan laju injeksi 1 MMSCF/D, tekanan injeksi 1000 psig, dan kedalaman injeksi ft MD. Kata kunci : ESP, pompa, nodal, optimasi, evaluasi, pengangkatan buatan, gas lift Universitas Pertamina - iii

8 ABSTRACT Nevada Saga Suseno EVALUATION AND OPTIMATION OF ESP WITH NODAL ANALYSIS AND SELECTION OF ANOTHER ARTIFICIAL LIFT TECHNIC IN ZULU FIELD. This reserch discussed about evaluation and optimation of ESP pump in Zulu field to achieved optimum production. Nodal analysis with new upsized pump, pump setting depth, frequency, and stage has been chosen as method used in this research. One of research objects, well M4, has been equipped with ESP pump with configuration of GN-1600/48 Hz/165 stages with actual production 2053 BFPD. Evaluation result suggested well M4 can be optimized using availability of pumps with highest specification. Production optimation has been done by installing ESP pump ing-4000 with production range BFPD. Pump has been set at ft MD, motor frequency of 55 Hz, and pump stages of 200 stgs. Then, in this research, another artificial lift alternative has been selected that can be used in Zulu field which is GL and PCP. GL has been chosen because GL is one of artificial lift with high production. GL designed using PIPESIM simulator with injection rate 1 MMSCF/D, injection pressure 1000 psig, and injection depth at ft MD. Keywords : ESP, pump, nodal, optimation, evaluation, artificial lift, gas lift Universitas Pertamina - iv

9 KATA PENGANTAR Dengan mengucapkan puji syukur kehadirat Tuhan Yang Maha Esa atas rahmat-nya, penulis dapat menyelesaikan Laporan Tugas Akhir yang berjudul EVALUASI SERTA OPTIMASI ESP DENGAN ANALISIS NODAL DAN PERENCANAAN TEKNIK PENGANGKATAN BUATAN ALTERNATIF DI LAPANGAN ZULU.. Laporan ini dibuat sebagai persyaratan lulus mata kuliah Tugas Akhir. Dalam proses penyusunan laporan ini, penulis tidak dapat hanya mengerjakannya sendiri. Penulis mendapatkan banyak sekali bantuan oleh banyak pihak. Oleh karena itu, penulis mengucapkan terima kasih sebesar-besarnya kepada: 1. Orang tua dan keluarga saya yang selalu memberikan doa dan dukungan hingga penulis berhasil menyelesaikan Tugas Akhir dan Laporan Tugas Akhir ini dengan baik. 2. Bapak Agus Astra Pramana, selaku Ketua Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Eksplorasi dan Produksi Universitas Pertamina. 3. Bapak Iwan Setya Budi, selaku dosen pembimbing yang membantu penulis hingga dapat menyelesaikan Laporan Tugas Akhir ini. 4. Bapak Riko Meidiya Putra, selaku Operation Manager PT. Pertamina Hulu Energi Tuban East Java-Randugunting yang telah mengizinkan penulis untuk melakukan Tugas Akhir di PT. Pertamina Hulu Energi Tuban East Java- Randugunting. 5. Bapak Bayu Rizky Nugroho, selaku pembimbing instansi di fungsi Production Engineering PT. Pertamina Hulu Energi Tuban East Java-Randugunting yang telah meluangkan banyak waktunya untuk memberikan ilmu yang berharga kepada penulis. 6. Seluruh karyawan dari PT. Pertamina Hulu Energi Tuban East Java- Randugunting yang telah membantu penulis untuk menyelesaikan Tugas Akhir dan Laporan Tugas Akhir. 7. Kekasih seperjuangan Tugas Akhir di PT. Pertamina Hulu Energi Tuban East Java-Randugunting yakni Dewi Kusumaningtyas yang selalu memberikan dukungan dan motivasi kepada penulis selama mengerjakan Tugas Akhir ini. 8. Seluruh rekan-rekan mahasiswa yang telah banyak memberikan bantuan dan dukungan hingga selesainya skripsi ini. Jakarta, 6 Agustus 2020 NEVADA SAGA SUSENO NIM Universitas Pertamina - v

10 DAFTAR ISI LEMBAR PENGESAHAN... i LEMBAR PERNYATAAN... ii ABSTRAK... iii ABSTRACT... iv KATA PENGANTAR... v DAFTAR ISI... vi DAFTAR TABEL... ix DAFTAR GAMBAR... x DAFTAR SINGKATAN... xi BAB I PENDAHULUAN Latar Belakang Rumusan Masalah Batasan Masalah Tujuan Penelitian Manfaat Penelitian Lokasi Penelitian Waktu Pelaksanaan Penelitian... 3 BAB II TINJAUAN PUSTAKA Sifat & Karakteristik Fluida Reservoir Densitas Viskositas Faktor Volume Formasi Kompressibilitas Rasio Gas/Minyak Kemampuan Produktivitas Reservoir Productivity Index (PI) Inflow Performance Relationship (IPR) Sistem Pengangkatan Buatan Seleksi Untuk Pemilihan Sistem Pengangkatan Buatan Universitas Pertamina - vi

11 2.4. Electric Submersible Pump (ESP) Prinsip Kerja ESP Komponen ESP Karakteristik Performa ESP Perhitungan Design ESP Gas Lift (GL) Penentuan Laju Injeksi Penempatan Jarak Valve Dan Titik Injeksi BAB III METODE PENELITIAN Bentuk Penelitian Metode Pengumpulan Data Metode Analisis Data BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN Data Penelitian Data Reservoir Data Sumur & ESP Data Produksi Sumur dan Fluida Reservoir Hasil Penelitian Seleksi Sumur yang Akan Menjadi Obyek Penelitian Analisis Sumur M4 dengan ESP Terpasang Seri GN Analisis Sumur M4 dengan Upsizing ESP Seri ING Analisis Sistem Pengangkatan Buatan Alternatif pada Lapangan Zulu Perencanaan Design Gas Lift pada Sumur M Pembahasan Penelitian Evaluasi Seleksi Sumur M4 Sebagai Obyek Penelitian Terpilih Evaluasi Sumur M4 dengan ESP Terpasang Seri GN Evaluasi Sumur M4 dengan Upsize ESP Seri ING Evaluasi Sistem Pengangkatan Buatan Alternatif pada Lapangan Zulu Evaluasi Perencanaan Gas Lift pada Sumur M BAB V KESIMPULAN DAN SARAN Kesimpulan Universitas Pertamina - vii

12 5.2. Saran DAFTAR PUSTAKA LAMPIRAN Universitas Pertamina - viii

13 DAFTAR TABEL Tabel 2.1. Parameter Seleksi Artificial Lift Umum di Indonesia Tabel 4.1. Data Reservoir Tabel 4.2. Data Sumur dan ESP Tabel 4.3. Data Produksi Sumur dan Fluida Reservoir Tabel 4.4. Perhitungan PIP Sumur Aktif Lapangan Zulu Tabel 4.5. Perhitungan Tinggi Head Vertikal Sumur Aktif Lapangan Zulu Tabel 4.6. Daftar ESP dan Stages Sumur Aktif Lapangan Zulu Tabel 4.7. Perhitungan Qteoritis Sumur Aktif Lapangan Zulu Tabel 4.8. Efisiensi Volumetrik ESP Sumur Aktif Lapangan Zulu Tabel 4.9. Peninjauan Parameter Lain Sumur Aktif Lapangan Zulu Tabel Data Welltest Sumur M Tabel Perhitungan Produksi Teoritis pada Perubahan Frekuensi Motor Tabel Tabulasi Evaluasi Sumur dengan Pompa Terpasang Tabel Pengaruh PSD pada ESP Tabel Sensitivitas Frekuensi Motor Tabel Perhitungan TDH Sumur M Tabel Hasil Seleksi Sistem Pengangkatan Buatan Alternatif untuk Sumur di Lapangan Zulu Tabel Tabulasi Sensitivitas Laju dan Tekanan Injeksi Terhadap Laju Produksi Tabel Tabulasi Sensitivitas Laju dan Tekanan Injeksi Terhadap DIP Tabel Hasil Konfigurasi Valve GL dengan PIPESIM pada Sumur M Tabel Hasil Konfigurasi Valve GL dengan PIPESIM (Lanjutan) pada Sumur M Universitas Pertamina - ix

14 DAFTAR GAMBAR Gambar 2.1. Kurva IPR Satu Fasa... 8 Gambar 2.2. Kurva IPR Dua Fasa... 8 Gambar 2.3. Macam Sistem Pengangkatan Buatan Gambar 2.4. Parameter Pertimbangan dalam Pemilihan Artificial Lift Gambar 2.5. Sistem ESP pada Sumur Gambar 2.6. Transformers Gambar 2.7. Switchboard Gambar 2.8. Junctionbox Gambar 2.9. Round Cable ESP Gambar Flat Cable ESP Gambar Motor ESP Gambar Penampang Diffuser dan Impeller Gambar Penempatan Protector ESP Gambar Gas Separator pada ESP Gambar Kurva Performa ESP Gambar Grafik Kehilangan Voltase di Kabel ESP Gambar Valve Spacing pada Sistem GL Gambar 3.1. Bagan Alir Proses Penelitian Gambar 3.2. Bagan Alur Proses Pemilihan Artificial Lift Secara Umum Gambar 4.1. Diagram Sumur M Gambar 4.2. Diagram Sumur M Gambar 4.3. Diagram Sumur M Gambar 4.4. Kurva IPR Sumur M Gambar 4.5. Validasi Kurva IPR Sumur M Gambar 4.6. Kurva Performa ESP GN Gambar 4.7. Sensitivitas Frekuensi Motor ESP ING Gambar 4.8. Penentuan Frekuensi Motor Pompa ING Gambar 4.9. Penentuan Stages dari ESP ING Gambar Sensitivitas Laju dan Tekanan Injeksi GL pada Sumur M Gambar Penentuan DIP pada GL pada Sumur M Gambar Penentuan Kedalaman Valve GL pada Sumur M Gambar Analisis Nodal GL pada Sumur M Gambar Diagram Sumur dengan Penggunaan GL pada Sumur M Gambar Kurva Performa Sumur dengan Berbagai Artificial Lift Universitas Pertamina - x

15 DAFTAR SINGKATAN Lambang/Singkatan API BHP ESP GL GLR GOR HP ID OD PCP PIP PSD PVT SFL SG TDH WC WFL WHP WHT Arti Keterangan American Petroleum Institute Bottom Hole Pressure Electric Submersible Pump Gas Lift Gas/Liquid Ratio Gas/Oil Ratio Horse Power Inner Diameter Outer Diameter Progressing Cavity Pump Pump Intake Pressure Pump Setting Depth Pressure, Volume, Temperature Static Fluid Level Specific Gravity Total Dynamic Head Watercut Working Fluid Level Well Head Pressure Well Head Temperature Universitas Pertamina - xi

16 Universitas Pertamina - xii

17 BAB I PENDAHULUAN 1.1. Latar Belakang Energi adalah kebutuhan setiap manusia. Energi dibutuhkan untuk dapat menyelesaikan berbagai kegiatan sehari-hari. Salah satu energi yang paling dibutuhkan adalah energi yang berasal dari bahan bakar fosil. Kebutuhan energi berbanding lurus dengan banyaknya jumlah masyarakat yang menggunakan bahan bakar. Namun, perbandingan antara penemuan cadangan bahan bakar fosil yang baru dengan proses eksploitasi dari cadangan justru berbanding terbalik. Oleh karena itu, kita harus dapat memaksimalkan produksi dari cadangan yang telah berproduksikan agar mampu mengimbangi kebutuhan energi masyarakat. Produksi dari minyak dan gas bumi tidak bisa lepas dari teori Oil Peak dimana produksi hidrokarbon akan mengalami titik produksi tertinggi dan lalu akan mengalami penurunan produksi hingga sumur tersebut mati. Tentu saja kita ingin memaksimalkan produksi untuk jangka waktu yang lama. Salah satu usahanya adalah melakukan primary recovery, secondary recovery, dan tertiary recovery. Untuk primary recovery berupa natural flow dan artificial lift, lalu untuk secondary recovery berupa Water Flooding dan Pressure Maintenance, lalu untuk tertiary recovery berupa Enhanced Oil Recovery (EOR). Sering kali, tahapan awal dari sumur minyak akan memproduksikan dengan menggunakan aliran secara alami ke permukaan. Dalam hal ini, alami adalah menggunakan kekuatan reservoir alaminya tanpa menggunakan bantuan alat lain. Natural flow ini memiliki arti ketika tekanan bawah sumur (BHP) cukup untuk mengatasi total pressure loss dan mendorong fluida hingga ke separator. Ketika tekanan BHP tidak cukup, maka sumur tersebut dikatakan dead well. Ada 2 penyebab utama kenapa suatu sumur dikatakan dead well, (1) tekanan BHP rendah, atau (2) kehilangan tekanan sepanjang sumur terlalu tinggi. Penyebabnya adalah (1) densitas dari fluida meningkat disebabkan oleh lepasnya gas dari fluida, lalu (2) beberapa masalah mekanis seperti ukuran tubing dan masalah di bawah sumur (Takacs, 2018). Sistem pengangkatan buatan digunakan untuk memproduksikan fluida dari sumur mati atau untuk meningkatkan produksi dari sumur yang masih berproduksi. Salah satu metode yang cukup sering digunakan adalah menggunakan pompa yang dipasang dibawah permukaan fluida di sumur untuk meningkatkan tekanan sehingga dapat mengatasi kehilangan tekanan di sepanjang sumur. Salah satu jenis sistem pengangkatan buatan adalah Electric Submersible Pump (ESP). ESP adalah pompa yang mempunyai banyak tingkat (stages) dimana setiap tingkat mempunyai impeller dan difusser. Impeller yaitu bagian yang berputar dan fungsinya memberikan kecepatan terhadap cairan yang dipompakan sedangkan difusser yaitu bagian yang diam dan berfungsi mengubah tenaga yang berupa kecepatan tinggi menjadi kecepatan relatif rendah tetapi bertekanan tinggi. Penggunaan ESP banyak digunakan karena cukup efisien dan efektif untuk sumur yang mempunyai nilai PI tinggi. Namun, ada beberapa faktor yang dapat mengurangi kinerja dari ESP seperti masalah dari sisi sumur seperti kepasiran, Universitas Pertamina - 1

18 scale, emulsi; dan masalah dari pompa sendiri seperti upthrust, downthrust, masalah kelistrikan, dll. Sering kali ESP bekerja tidak sesuai ekspektasi dan spefisikasi yang diberikan oleh vendor. Seperti yang telah disebutkan diatas, ada beberapa faktor yang dapat menurunkan efisiensi dari ESP. Pada penelitian ini, penulis akan melakukan evaluasi dan optimasi terhadap ESP dan melakukan penelitian untuk mencari alternatif sistem pengangkatan buatan yang dapat digunakan pada lapangan Zulu tersebut Rumusan Masalah Berdasarkan latar belakang masalah diatas, maka rumusan masalah yang akan diteliti pada Tugas Akhir adalah: 1) Mengapa produksi pada sumur di lapangan tersebut menggunakan ESP? 2) Dengan melakukan evaluasi ESP yang terpasang, bagaimana efisiensi ESP pada lapangan Zulu? 3) Apa penyebab produksi ESP tidak sesuai dengan produksi yang diharapkan? 4) Bagaimanakah spesifikasi ESP yang baik untuk mendapatkan laju alir produksi yang optimal? 5) Apakah ada sistem pengangkatan buatan lain yang dapat digunakan pada sumur di lapangan Zulu? 6) Bagaimanakah kemampuan produksi sumur per hari jika dilakukan simulasi produksi menggunakan sistem pengangkatan buatan alternatif? 1.3. Batasan Masalah Dalam pengerjaan Tugas Akhir ini, peneliti membatasi lingkup penelitian agar penulisan laporan tugas akhir ini menjadi efisien. Maka batasan masalah yang akan diteliti pada Tugas Akhir adalah: 1) Produksi dengan menggunakan ESP pada Lapangan Zulu. 2) Kondisi awal Lapangan Zulu. 3) Kecocokan antara data produksi aktual dengan kapasitas ESP. 4) Pemilihan ESP sesuai ketersediaan yang berproduksi dengan jangkauan produksi tertentu. 5) Seleksi alternatif sistem pengangkatan buatan yang umum digunakan di Indonesia. 6) Kemampuan produksi sistem pengangkatan buatan alternatif dengan menggunakan software PIPESIM Tujuan Penelitian Dalam pengerjaan Tugas Akhir ini, peneliti memiliki tujuan penelitian sehingga penelitian dapat terarah. Tujuan penelitian yang akan diraih pada Tugas Akhir adalah: Universitas Pertamina - 2

19 1) Mengetahui kriteria penggunaan ESP pada suatu lapangan. 2) Mengetahui apakah sumur yang diteliti menggunakan ESP sesuai dengan kapasitasnya. 3) Mengetahui faktor yang menyebabkan kondisi produksi ESP yang tidak optimum pada Lapangan Zulu. 4) Mengetahui apakah sumur yang diteliti menggunakan ESP sesuai dengan kapasitasnya. 5) Mengetahui spesifikasi pompa yang baik untuk mendapatkan produksi yang optimal pada sumur obyek penelitian. 6) Mengetahui sistem pengangkatan buatan alternatif untuk laju alir tinggi dan sesuai dengan Lapangan Zulu. 7) Mengetahui produksi simulasi jika menggunakan sistem pengangkatan buatan alternatif Manfaat Penelitian Manfaat yang diharapkan dari penelitian ini adalah sebagai berikut: 1) Bagi Penulis Sebagai sarana untuk menerapkan pengetahuan yang diperoleh selama menempuh studi, khususnya pada Teknik Produksi, Optimasi Produksi, dan Sistem Pengangkatan Buatan. 2) Bagi Akademik Laporan Tugas Akhir ini dapat dijadikan sebagai sarana tambahan referensi di perpustakaan Universitas Pertamina mengenai permasalahan yang terkait dengan penulisan Tugas Akhir ini. 3) Bagi PT. Pertamina Hulu Energi Hasil dari Tugas Akhir ini diharapkan dapat memberikan solusi perihal masalahmasalah tentang produksi. 4) Bagi Pembaca Hasil penulisan Tugas Akhir dapat dijadikan sebagai tambahan pengetahuan dalam ilmu Teknik Perminyakan, khususnya di bidang sistem pengangkatan buatan Lokasi Penelitian Penelitian Tugas Akhir ini dilakukan di lapangan Zulu milik PT. Pertamina Hulu Energi Tuban East Java-Randugunting (TEJ-R) yang beralamat di Perkantoran Arkadia Gedung D Lantai 11, Jl. TB Simatupang No.Kav. 88, RT.1/RW.1, Kebagusan, Kec. Pasar Minggu, Kota Jakarta Selatan, Daerah Khusus Ibukota Jakarta Waktu Pelaksanaan Penelitian Penelitian Tugas Akhir ini dimulai dari tanggal 20 Januari 2020 hingga 24 Juli Universitas Pertamina - 3

20 Universitas Pertamina - 4

21 BAB II TINJAUAN PUSTAKA 2.1. Sifat & Karakteristik Fluida Reservoir Sifat minyak terdiri dari densitas (ρ), viskositas (µ), faktor volume formasi (B o ), kompressibilitas (C o ), dan rasio gas/minyak (GOR). Nilai-nilai dari komponen diatas didapatkan dari hasil analisis PVT yang dilakukan di laboratorium. Namun, pada dasarnya penentuan nilai komponen sifat fluida reservoir dapat menggunakan berbagai korelasi yang telah ditemukan Densitas Densitas minyak didefinisikan sebagai banyaknya massa per volume minyak. Unit yang sering kali digunakan adalah field unit lb m /ft 3. Nilai dari densitas sering kali digunakan untuk kalkulasi hidrolik seperti aliran di dalam sumur dan di pipeline (Takacs, 2018). Karena adanya kandungan dari gas di dalam fluida, sering kali ada perubahan nilai dari densitas pada suatu volume minyak. Oleh karena itu, API membuat perhitungan dengan persamaan: API = γ (2.1) dimana, γ o = ρ o,st ρ w (2.2) Viskositas Viskositas minyak didefinisikan sebagai suatu ukuran resistensi untuk mengalir dari suatu fluida. Walaupun viskositas dapat diukur di laboratorium PVT, sering kali juga nilai viskositas dapat ditentukan dari rumus empiris yang dikembangkan oleh beberapa orang. Salah satunya adalah Standing (1981) yang membuat korelasi untuk viskositas dari minyak berat. Korelasi Standing (1981) untuk viskositas minyak berat adalah: μ od = ( ( API ) API4.53 ) ( t ) (2. 3) Lalu, korelasi Standing (1981) untuk minyak mentah jenuh: a = R s ( Rs ) (2. 4) b = ( + + ) (2.5) R s R s R s Universitas Pertamina - 5

22 μ ob = 10 a b μ od (2.6) Lalu, korelasi Standing (1981) untuk minyak mentah belum jenuh: μ o = (μ ob (p p b ) (0. 024μ 1.6 ob μ 0.56 ob ) (2.7) Faktor Volume Formasi Faktor volume formasi (FVF) didefinisikan suatu nilai pengurangan volume fluida pada kondisi reservoir dan pada kondisi stock tank di permukaan yang berdasarkan perubahan tekanan dan temperature. FVF minyak digunakan untuk menghitung volumetric dari minyak, dan well inflow dari suatu sumur (Takacs, 2018). Standing (1981) membuat korelasi untuk menghitung FVF: B o = [R s γ g γ o t] 1.2 (2.8) Kompressibilitas Kompressibilitas didefinisikan menjadi sebuah satuan ukur perubahan dari volume dari fluida dengan perubahan dari tekanan (Takacs, 2018). Kompressibilitas minyak dapat ditentukan dengan korelasi: c o = 1 V ( V p ) T (2.9) Rasio Gas/Minyak Rasio gas/minyak didefinisikan banyaknya gas (pada kondisi standar) yang dapat jenuh di dalam volume minyak dengan nilai tekanan dan temperature yang sama dengan waktu di reservoir. Kondisi standar ini didefinisikan pada tekanan 14.7 psia dan temperature 60 o F (Takacs, 2018). Nilai GOR akan berbanding terbalik dengan nilai tekanan. Nilai GOR akan muncul ketika nilai tekanan sudah berkurang melewati nilai tekanan bubble-point, karena gas mulai lepas dari fluida reservoir. Nilai GOR dapat didapatkan dari laboratorium PVT, namun dapat juga didapatkan dengan menggunakan korelasi. R s = γ g ( p (API) t ) (2.10) Universitas Pertamina - 6

23 2.2. Kemampuan Produktivitas Reservoir Kemampuan suatu reservoir untuk mengalirkan fluida ke dalam wellbore dengan tekanan dan laju alir tertentu. Kemampuan sumur untuk berproduksi merupakan tahapan penting sebelum melakukan perencaanaan dari penggunaan pengangkatan buatan. Kemampuan reservoir untuk berproduksi disebut Productivity Index (PI) (Takacs, 2018) Productivity Index (PI) Productivity Index (PI) merupakan suatu ukuran kemampuan reservoir mengalirkan fluida dengan penurunan suatu tekanan tertentu di dalam sumur. (Takacs, 2018). PI suatu sumur dapat diketahui dengan menggunakan persamaan: PI = Q P r P wf (2.11) Inflow Performance Relationship (IPR) Kurva IPR adalah kurva yang digunakan untuk evaluasi kemampuan deliverabilitas dari reservoir. Grafik IPR merupakan presentasi hubungan dari tekanan alir dasar sumur (Pwf) sumbu Y dan laju alir(q) sumbu X. Pembuatan grafik IPR dilakukan dengan menggunakan data berupa Q, Pwf, tekanan reservoir (Pr). Pembuatan kurva IPR berdasarkan banyaknya fasa di aliran. 1. Aliran satu fasa Pada aliran satu fasa yakni fluida, pembuatan kurva IPR dilakukan dengan metode PI/Gilbert (1954). Besarnya slope dari IPR disebut Productivity Index (PI atau J) pada aliran satu fasa. PI juga dapat merepresentasikan laju inflow per pressure drawdown dari reservoir. Dapat digunakan pada reservoir dengan driving mechanism yakni Water Drive reservoir (Guo, 2017). Persamaan IPR satu fasa adalah: q = PI (Pr Pwf) (2.12) PI = q Pr Pwf (2.13) PI = k h μo Bo (ln re rw S) (2.14) Universitas Pertamina - 7

24 Gambar 2.1. Kurva IPR Satu Fasa (Sumber: Boyun Guo- Production Engineering II) 2. Aliran dua fasa Pada aliran dua fasa yakni fluida dan gas, persamaan PI tidak dapat digunakan lagi karena gas mempunyai kemampuan melepaskan diri dari minyak pada kondisi saturated(<pb), sehingga IPR tidak lagi berupa garis lurus. Pembuatan IPR dua fasa menggunakan persamaan Vogel (1968): q = ( Pwf 2 ) 0. 8 (Pwf q max Pr Pr ) (2.15) Persamaan Vogel digunakan juga pada reservoir kondisi undersaturated dan saturated, dengan nilai Pb diketahui. Kombinasi persamaan Vogel dan IPR garis lurus menghasilkan IPR garis lurus saat sumur minyak diproduksikan di atas bubble point dan IPR menggunakan persamaan Vogel setelah tekanan di bawah bubble point. Gambar 2.2. Kurva IPR Dua Fasa (Sumber: Heriot-Watt - Production Engineering II) Universitas Pertamina - 8

25 3. Aliran tiga fasa Pada aliran tiga fasa, yakni minyak, gas, dan air produksi, dapat menggunakan persamaan Wiggins (2004). Persamaan Wiggins berupa: q, oil = qo, max ( ( Pwf 2 ) (Pwf Pr Pr ) ) (2.16) q, water = qw, max ( ( Pwf 2 ) (Pwf Pr Pr ) ) (2.17) 2.3. Sistem Pengangkatan Buatan Produksi minyak dibagi menjadi tiga fase: primary recovery, secondary recovery, dan tertiary recovery. Primary oil recovery merujuk pada proses mengangkat minyak dengan natural flow dan artificial lift (pumping unit). Lalu secondary recovery menggunakan pressure maintenance dan injeksi air (waterflood) yang pada nantinya dapat mendorong posisi minyak sehingga dapat berproduksi di permukaan. Lalu tertiary recovery yang berupa Enhanced Oil Recovery (EOR), EOR berusaha untuk merubah sifat dari fluida dan reservoir agar lebih mudah untuk produksi. Reservoir dengan tipe volumetrik secara umum akan mengalami penurunan tekanan karena produksi fluida. Reservoir tersebut pada akhirnya menjadi tidak mampu untuk berproduksi secara ekonomis kecuali jika ada faktor yang dapat menjaga tekanan reservoir. Salah satu cara untuk mendapatkan laju produksi ekonomis adalah menggunakan primary recovery yakni artificial lift. Artificial lift adalah suatu usaha untuk menurunkan tekanan bawah sumur (BHP), sehingga pressure drawdown semakin tinggi dan produksi meningkat. Prinsip ini dapat diperoleh dengan penggunaan pumping unit. Artificial lift dapat digunakan pada sumur yang tidak berproduksi maupun pada sumur berproduksi namun tidak ekonomis. Universitas Pertamina - 9

26 Gambar 2.3. Macam Sistem Pengangkatan Buatan (Sumber: Boyun Guo - Production Engineering II) Seleksi Untuk Pemilihan Sistem Pengangkatan Buatan Seleksi dilakukan pada sumur yang rencananya akan dilakukan artificial lift. Seleksi ini berguna agar artificial lift dapat beroperasi dengan optimal dan dapat meminimalisir masalah-masalah yang akan datang kedepannya. Ketika melakukan seleksi metode artificial lift yang akan digunakan, ada beberapa aspek yang perlu diperhatikan seperti: Tekanan reservoir dan well productivity. Karakter fluida dari sumur (viskositas, scale, paraffin, kepasiran, gas content). BHP rendah Gas handling Geometri sumur Biaya (CAPEX & OPEX) Performa reservoir dan artificial lift jangka panjang. (Sarvestani, 2019) Berikut ini adalah beberapa parameter yang harus diperhatikan ketika melakukan seleksi sistem pengangkatan buatan yang akan digunakan: (Sarvestani, 2019) Universitas Pertamina - 10

27 Lokasi Karakteristik Produksi Karakteristik Fluida Reservoir Karakteristik Reservoir Karakteristik Sumur Offshore IPR Densitas Minyak Tekanan Formasi Kedalaman Urban Laju Produksi Laju produksi Pressure Decline Ukuran Casing Daerah Terisolir WOR & GOR Driving Mechanism(s) Kemiringan Sumur Daya Listrik Jarak Antar Sumur Adanya Gas Iklim Recovery Plan Permasalahan Produksi Proses Kerja Peralatan Primary Recovery Kepasiran Operasi yang tidak Terlalu Rumit (SRP) Biaya Pemasangan Secondary Recovery Parafin Supervisor Dibutuhkan (ESP) Keamanan Tertiary Recovery Scale Korosi Instruksi Kerja Spesial Dibutuhkan (Hydraulic, Centrifugal) Lama Hidup Peralatan Gambar 2.4. Parameter Pertimbangan dalam Pemilihan Artificial Lift Universitas Pertamina - 11

28 Tabel 2.1. Parameter Seleksi Artificial Lift Umum di Indonesia Parameter ESP GL PCP SRP Lokasi Offshore / Onshore Offshore / Onshore Alternatif Artificial Lift Onshore, untuk offshore sangat terbatas Onshore, untuk offshore sangat terbatas Kedalaman maks, ft TVD 15,000 18,000 5,000 15,000 sekitar 150 BFPD Produksi maks, BFPD 30,000 50,000 4,500 6,000 Kemampuan berproduksi Produksi tinggi: Sangat baik, terbatas dengan ukuran tubing dan HP motor. Mampu mengangkat 4000 BFPD dari 4,000 ft dengan motor 240 HP. Produksi rendah: Sangat baik untuk sumur <100 BFPD tanpa pump off. Produksi tinggi: Sangat baik, terbatas dengan ukuran tubing, laju injeksi gas, dan kedalaman. Mampu mengangkat 5000 BFPD dari 10,000 ft dengan 1440 psi tekanan injeksi dan GLR Produksi rendah: terbatas karena head dan slippage. Sekitar 700 BFPD dengan tubing 3.5" Produksi tinggi: terbatas karena produksi yang tergolong rendah. Produksi rendah: Sangat baik, jika produksi <100 BFPD dengan tanpa pump off Produksi tinggi: terbatas karena plunger ukuran besar untuk kedalaman rendah Produksi rendah: Sangat baik, jika produksi <100 BFPD Temperatur operasi maks, F Baik: <250F untuk komponen standar, <325F untuk material khusus Baik: hingga 450F dengan memperhatikan material valve GL Cukup: hingga 250F Sangat Baik: hingga 550F Sumur terdeviasi Baik Sangat Baik Baik Buruk DLS maksimum Maks 3 deg/100ft Tidak ada masalah dengan DLS, namun untuk akses wireline maks 70 deg deviasi Maks 15 deg/100ft Maks 16 deg/100ft Ukuran casing 5.5" casing atau lebih besar Continuos : <1000 BFPD: " casing, 2" tubing >5000 BFPD: 7" casing, 3.5" tubing Intermittent : in cukup karena untuk produksi rendah 4.5" casing atau lebih besar 4.5" atau 5.5" dapat meningkatkan gas separation Mengatasi Korosi Baik Baik hingga Sangat Baik Cukup Baik hingga Sangat Baik Mengatasi Gas Mengatasi Kepasiran Buruk, jika harus mempompa 5% free gas pada intake Cukup: Penggunaan <200 ppm kepasiran Sangat baik Sangat baik: keterbatasannya hanya ada di fasilitas permukaan Baik Sangat baik: jika kepasiran hingga 50% dan viskositas >200 cp Baik, jika menggunakan gas separator dan gas anchor. Buruk, jika harus mempompa >50% gas Cukup hingga Baik API >10 O >15 O <40 O >8 O Perawatan Workover / Pulling Rig Wireline / Workover Rig Workover / Pulling Rig Workover / Pulling Rig Tenaga Penggerak Listrik Kompressor Gas atau elektrik Gas atau elektrik Efisiensi 35%- 65% 10% - 30% 50% - 75% 45% - 60% Universitas Pertamina - 12

29 2.4. Electric Submersible Pump (ESP) Electrical Submersible Pump (ESP) adalah suatu metode pengangkatan buatan yang telah digunakan sejak lama. ESP adalah suatu pompa yang terdiri dari komponen di atas permukaan dan di bawah permukaan(di dalam sumur). Komponen dibawah permukaan terdiri dari motor listrik, intake, pompa sentrifugal bertingkat(stage), kabel listrik, dan tidak menutup kemungkinan ada komponen tambahan di bawah permukaan. Lalu untuk komponen diatas permukaan terdiri dari junction box, switchboard, transformer, dan VSD (Takacs, 2018). ESP dapat menggunakan controller konvensional dan controller dengan variable speed. Controller konvensional hanya dapat menggunakan kecepatan pompa yang tetap dan laju alir yang tetap. Sedangkan controller variable speed mampu mengubah frekuensi dari listrik sehingga kecepatan dan laju alir menjadi fleksibel (Takacs, 2018). ESP biasanya dipakai untuk laju produksi STB/hari, walaupun dapat digunakan untuk produksi sampai STB/hari. Umumnya dipakai di sumur miring di daerah lepas pantai. Di daratan hanya dipakai untuk laju produksi tinggi yaitu di atas 2000 STB/hari. Karena pompa angguk akan lebih ekonomis untuk sumur dengan laju produksi rendah (Takacs, 2018). Laju produksi sangat menentukan jenis ESP yang dipilih, karena ESP sangat sensitif terhadap laju aliran. Hanya kisaran laju produksi tertentu yang dapat diatasi oleh suatu jenis ESP. Laju produksi terlalu besar dari kemampuan ESP akan menyebabkan upthrust, kerusakan terjadi pada bantalan (washer) atas. Sedangkan laju terlalu kecil dari kapasitas ESP akan menyebabkan downthrust yang akan merusak bantalan bawah (Takacs, 2018). Kelebihan: 1. Cocok untuk memproduksikan fluida dengan laju yang tinggi, sekitar 30,000 bpd dari 1,000 ft. 2. Efisiensi yang cukup tinggi hingga sekitar 60% pada pompa yang berproduksi lebih dari 1,000 bpd. 3. Dapat digunakan pada sumur deviasi jika ditempatkan pada bagian yg lurus. 4. Pemeliharaan ESP yang rendah jika direncanakan dengan matang. 5. Biaya CAPEX relatif rendah. (Takacs, 2018). Kekurangan: 1. Kepasiran merupakan masalah utama dari pompa salah satunya ESP. Penggunaan bahan pompa yang tahan abrasi dapat mengurangi masalah kepasiran pada ESP. 2. Ketersediaan listrik dengan voltase tinggi harus tersedia. 3. ESP tidak fleksibel jika terjadi fluktuasi produksi, namun ini dapat diatasi dengan penggunaan VSD. 4. Adanya gas pada sumur dapat mengurangi efisiensi sumur bahkan dapat memberhentikan produksi. Penggunaan gas separator dapat mengurangi masuknya gas ke dalam ESP. 5. Suhu sumur yang tinggi dapat mempercepat kerusakan peralatan ESP. Penggunaan bahan peralatan pompa tahan panas dapat mengurangin masalah pada sumur dengan suhu tinggi. (Takacs, 2018). Universitas Pertamina - 13

30 Prinsip Kerja ESP ESP merupakan suatu pompa sentrifugal yang dimasukkan ke dalam sumur. Prinsip kerjanya adalah menghisap fluida yang tidak bisa naik ke permukaan. Di dalam ESP, ada komponen yang bernama impeller dan diffuser, dimana setiap pasang impeller dan diffuser dinamakan stage. Komponen ini digerakkan oleh motor yang dialiri listrik melalui kabel dari permukaan (Takacs, 2018). Fluida yang diproduksikan masuk melalui intake akan mendapatkan gerakan sentrifugal yang disebabkan oleh putaran impeller yang tinggi, lalu akan kehilangan gaya kinetik ketika terkena diffuser. Ketika fluida terkena diffuser, gaya kinetik yang telah dihasilkan akan berubah menjadi energi tekanan sehingga fluida dapat terangkat. Semakin banyak stage yang digunakan, maka semakin besar kemampuan pompa untuk mengangkat fluida (Takacs, 2018) Komponen ESP Secara umum, bagian dari peralatan ESP dibagi menjadi 2 bagian utama, yaitu: 1. Peralatan permukaan (Surface Equipment) 2. Peralatan dibawah permukaan (Subsurface Equipment) Berikut ini adalah skema ESP secara umum, yang mencakup Surface Equipment dan Subsurface Equipment. Gambar 2.5. Sistem ESP pada Sumur (Sumber: Boyun Guo Production Enginering II) Universitas Pertamina - 14

31 Peralatan Permukaan (Surface Equipment) Peralatan permukaan dari sistem ESP adalah sebagai berikut. Transformers Transformers adalah suatu peralatan yang terdapat di ESP yang berfungsi untuk merubah tegangan listrik seperti menaikkan dan menurunkan tegangan listrik. Pada dasarnya, transformers terdapat koil yang dikelilingi oleh kawat tembaga. Lalu didalam bagian tranformers ini, akan diisi oleh minyak yang berfungsi sebagai pendingin dan isolator. Secara umum, transformers dibagi menjadi 2 yakni step-up dan stepdown transformers. Prinsip kerja dari transformers adalah merubah tegangan yang masuk berdasarkan jumlah lilitan yang ada di masingmasing koil (Takacs, 2018). Gambar 2.6. Transformers (Sumber: artans.com.ar) Switchboard Switchboard merupakan suatu alat pada sistem ESP yang berfungsi untuk melakukan kontrol terhadap masalah pada sumur seperti overload current dan underload current, lalu sebagai fungsi restart listrik secara otomatis, dan berbagai masalah ESP lainnya dengan menggunakan amperemeter. (Takacs, 2018). Universitas Pertamina - 15

32 Gambar 2.7. Switchboard (Sumber: benvors.com) Junction box Junction box merupakan suatu bagian dari sistem ESP yang menjembatani antara switchboard dan wellhead. Junction box berfungsi sebagai tempat sambungan kabel dan pencegah gas yang naik ke permukaan(switchboard) agar tidak terjadi kebakaran. (Takacs, 2018). Kabel listrik Gambar 2.8. Junctionbox (Sumber: Teknik Produksi Migas 3 - SMK) Universitas Pertamina - 16

33 Kabel listrik yang digunakan pada ESP merupakan kabel dengan jenis 3 fase yang mengirimkan listrik dari permukaan hingga ke ESP. Karena kabel listrik ESP ditempatkan di dalam sumur, oleh karena itu penggunaan dari kabel ESP harus memenuhi syarat kondisi lingkungan yang keras. Ada beberapa kriteria yang harus dipenuhi dalam pemilihan kabel untuk ESP: o Ukuran diameter kabel kecil, sehingga dapat masuk ke dalam annulus sepanjang sumur. o Mempunyai bahan isolator yang dapat bertahan dalam kondisi berat seperti suhu tinggi, basah, dan adanya hidrokarbon minyak dan gas. o Mempunyai proteksi tinggi terhadap masalah kerusakan mekanis ketika adanya operasi workover & well service. (Takacs, 2018). Ada 2 jenis bentuk kabel yang digunakan untuk penggunaan system ESP, yakni bundar(round) dan pipih(flat). Secara umum, penggunaan round cable digunakan pada sumur yang mempunyai ruang di annulus yang masih cukup lebar dan ukuran kabel dapat masuk di annulus. Sedangkan kabel pipih digunakan pada saat suatu sumur mempunyai jarak lebar annulus yang sempit karena ESP yang cukup besar. (Takacs, 2018). Gambar 2.9. Round Cable ESP (Sumber: Gabor Takacs - Electrical Submersible Pumps Manual) Universitas Pertamina - 17

34 Gambar Flat Cable ESP (Sumber: Gabor Takacs - Electrical Submersible Pumps Manual) Peralatan Bawah Permukaan (Subsurface Equipment) Peralatan bawah permukaan dari sistem ESP adalah sebagai berikut. Motor Motor merupakan penggerak utama dari ESP. Motor merupakan suatu perangkat elektromagnetik yang dapat mengubah energi listrik menjadi energi mekanik. Secara umum, motor ESP berjenis motor listrik induksi 2 kutub 3 fase. Bagian dalam dari motor ESP diisi oleh minyak pelumas khusus yang bersifat isolator dan tahan panas. Tenaga listrik didapatkan dari permukaan melalui kabel yang dihubungkan sepanjang sumur. (Takacs, 2018). Pada umumnya, motor terdiri dari 2 komponen utama yang berupa sebagai berikut: o Stator Pada stator, terjadi induksi listrik. Mengubah energi listrik menjadi energi mekanik, tenaga yang dapat memutar rotor. Komponen ini berupa lilitan kawat tembaga. o Rotor Pada rotor, terdapat komponen berupa magnet atau logam yang mendapatkan energi mekanik yang telah dihasilkan antara rotor dan stator. Energi mekanik yang telah didapatkan akan digunakan untuk menggerakkan poros pompa. (Takacs, 2018). Gambar Motor ESP (Sumber: production-technology.com) Universitas Pertamina - 18

35 Pompa Pompa adalah komponen utama dari sistem ESP. Jenis pompa adalah multistage centrifugal pump, yang terdiri dari impeller, diffuser, poros, dan housing dari pompa itu sendiri. Di dalam housing, ada sebuah stage. Sebuah stage dari pompa terdiri dari sebuah impeller dan diffuser, lalu shaft terdapat pada tengah dari stage dan housing. Banyaknya stage yang diperlukan untuk melakukan artifical lift akan diperhitungkan dari kemampuan head capacity dari pompa itu sendiri. (Takacs, 2018). Impeller adalah bagian yang berupa piringan yang digerakkan oleh shaft di dalam housing. Sedangkan diffuser adalah bagian yang diam di housing. Stage ditempakan secara tegak lurus dengan motor. (Takacs, 2018). Gambar Penampang Diffuser dan Impeller (Sumber: bregton.com) Protector/Seal Protector merupakan bagian dari sistem ESP yang berfungsi untuk menahan fluida reservoir untuk masuk ke dalam motor. Protector diperlukan dalam sistem ESP karena sangat penting untuk menjaga tekanan di dalam motor. Selain itu juga protector berfungsi sebagai penghubung antara motor dan pompa. (Takacs, 2018). Universitas Pertamina - 19

36 Gambar Penempatan Protector ESP (Sumber: production-technology.org) Gas Separator Gas separator merupakan intake dari ESP yang berfungsi untuk mengurangi kandungan gas yang lepas dari fluida pada sumur dengan kandungan gas yang tinggi. Gas akan dikeluarkan kembali ke dalam annulus dengan menggunakan prinsip putaran sentrifugal. (Takacs, 2018). Gambar Gas Separator pada ESP (Sumber: production-technology.org) Kabel listrik Universitas Pertamina - 20

37 Karakteristik Performa ESP Kemampuan tiap produk ESP dapat dilihat dari suatu kurva yang diterbitkan oleh produsen dari ESP tersebut. Kurva tersebut dinamakan Pump Performance Curve. Di dalam kurva tersebut menampilkan hubungan dari beberapa aspek ESP tersebut, yakni Head Capacity, Horse Power, Rate Capacity, dan Pump Efficiency. (Takacs, 2018). Pump performance curve digunakan oleh Production Engineer untuk mengetahui kemampuan pompa dalam memproduksikan fluida dengan laju alir tertentu dengan faktor tambahan seperti kapasitas head, power yang dibutuhkan, dan efisiensi dari pompa pada laju tertentu. Berikut ini contoh dari pump performance curve. Gambar Kurva Performa ESP (Sumber: Katalog ESP EJP) Pump performance curve dari tiap-tiap pompa berbeda. Pada kurva perfoma pompa diatas, terdapat juga kapasitas produksi yang dapat dilakukan oleh pompa tersebut. Pembuatan kurva pompa tersebut dilakukan oleh produsen dengan menggunakan 1 stage, 60 Hz, 3500 RPM, dan fluida dengan Specific Gravity Pada kurva tersebut, juga terdapat ukuran dan beberapa spesifikasi lain dari pompa tersebut. Pada kurva tersebut, nilai produksi minimal adalah 2000 BFPD, dan maksimal adalah 4320 BFPD. Apabila produksi dibawah dari 2000 BFPD, akan mengalami downthrust dan apabila produksi diatas 4320 BFPD, akan terjadi upthrust Perhitungan Design ESP Dengan melihat pedoman perencanaan ESP yang dijelasan oleh Takacs (2018), penentuan dari perencanaan ESP adalah sebagai berikut. Universitas Pertamina - 21

38 A. Pengambilan Data dari Tiap Sumur pada Lapangan Zulu Evaluasi diawali dengan pengambilan data awal dari tiap sumur berupa sonolog, PVT, diagram sumur, data produksi, dan data katalog dari ESP. B. Penetuan Kemampuan Laju Produksi Optimal dengan Menggunakan Kurva IPR Setelah dilakukan pengambilan data, maka langkah selanjutnya adalah menghitung kemampuan produksi dari suatu sumur dengan menggunakan kurva IPR. Perhitungan diawali dengan melakukan kalkulasi IPR dengan menggunakan beberapa korelasi yang telah disebutkan diatas. Pada penelitian ini, korelasi dari yang digunakan adalah korelasi Vogel (1968). Berikut ini adalah tahapan perhitungannya: i. Konversi Sonolog menjadi ketinggian fluida di dalam sumur: SFL = L tubing h static (2.18) WFL = L tubing h dynamic (2.19) ii. Hitung ketinggian fluida di dalam sumur: H f.static = h mid perfo SFL (2.20) H f.dynamic = h mid perfo WFL (2.21) iii. Hitung berat jenis rata-rata dan gradien tekanan fluida produksi: SG mix = WC SG water + (1 WC) SG oil (2.22) Gradien fluid = SG mix (2.23) iv. Menentukan tekanan alir sumur dengan lajur produksi yang telah dicatat: P wf = H f.dynamic SG mix (2.24) P static = H f.static SG mix (2.25) v. Menghitung Submergence dan Pump Intake Pressure (PIP) H f.submergance = h mid perfo PSD (2.26) PIP = H f.submergance SG mix (2.27) vi. Menghitung kemampuan laju produksi maksimal sumur dengan menggunakan korelasi Vogel (1968): q qmax = ( Pwf ) 0. 8 ( Pwf 2 (2.28) Pstatic Pstatic ) Universitas Pertamina - 22

39 q PI = (P static P wf ) (2.29) vii. Membuat kurva IPR dengan menggunakan korelasi Vogel(1968) C. Menghitung Banyaknya Gas yang Masuk ke dalam Sumur dan Pompa: Banyaknya gas perlu diperhitungkan karena ESP mempunyai toleransi terhadap gas yang terproduksikan. i. Menghitung rasio gas terproduksi di dalam sumur, Rs PIP R s = γ g ( y) (2.30) y = T API (2.31) R gas free@suction = GOR R s (2.32) ii. Menghitung volume factor dari gas, Bg dan laju produksi gas di dalam sumur: p pc = γ g (2.33) T pc = γ g (2.34) p pr = p pc PIP (2.35) T pr = T pc (2.36) Z = 1 ( p pr T ) + ( p 2 pr pr T ) (2.37) pr B g = Z PIP (2.38) Q free gas@suct ( ft3 d ) = R gas free@suct Q o B g (2.39) cuft Q free gas@suct ( bbl Q free day ) = gas@suct ( day ) (2.40) iii. Menghitung volume factor dari minyak, Bo dan laju produksi fluida di dalam sumur: F = R s ( γ 0.5 g ) T (2.41) γ o B o = x10 4 F (2.42) Universitas Pertamina - 23

40 Q liq = Q f desired (1 WC) B o + Q f desired WC B w (2.43) iv. Memperhitungkan gas yang terproduksikan: Q free gas@suction ( bbl day ) Ratio = Q free gas@suction ( bbl day ) + Q liq (2.44) Jika rasio gas < 1% dari produksi fluida, maka gas tidak diperhitungkan. Sedangkan, jika rasio gas > 1%, maka gas akan diperhitungkan. v. Konsiderasi pemasangan Gas Separator di dalam sumur dengan menggunakan korelasi Turpin: Q free gas@suction ( bbl day ) 2000 Q liq Φ = (2.45) 3 PIP Jika variable Turpin < 1, maka pompa akan bekerja secara stabil dan tidak memerlukan gas separator di dalam sumur. Sedangkan, jika variable Turpin > 1, maka pompa akan bekerja secara tidak stabil dan memerlukan gas separator di dalam sumur. D. Menghitung TDH untuk pemilihan pompa Untuk menghitung banyaknya jumlah stages yang diperlukan pada ESP, maka total dynamic head yang perlu diatasi oleh ESP harus ditentukan. i. Menghitung total massa fluida yang terproduksikan: TMPF = (Q o SG O + Q W SG W ) (GOR Q o SG G ) (2.46 ii. Menghitung SG Composite karena pengaruh gas: TMPF SG Comp = Q f (2.47) iii. Menghitung tinggi dinamis fluida: H D = PSD PIP ft psi SG Comp (2.48) Universitas Pertamina - 24

41 iv. Menghitung friction loss di dalam tubing: [100 [ 120 ] [ Q ] [ID] ] ΔH fr = 1000 PSD (2.49) v. Menghitung TDH: TDH = HD + ΔH fr + P wh G f (2.50) E. Menentukan ESP Dalam menentukan pompa yang akan dipasang, maka ada beberapa parameter yang perlu diperhitungkan. Head, BHP, Shaft power, Shaft diameter, dan housing burst pressure harus diperhitungkan. i. Menghitung Stages yang diperlukan pompa: Stages = TDH head stage (2.51) ii. Menghitung Break Horse Power yang diperlukan pompa: BHP pump = ( BHP stage ) Stages γ l ( f 3 ) (2.52) f base iii. Menghitung tekanan internal yang diterima pompa: p int = ( head stage ) Stages grad liq ( f 2 ) (2.53) f max base F. Menentukan jenis motor yang akan digunakan i. Menentukan kecepatan fluida di sekitar motor: v l = ID casing Q liq (2.54) 2 OD motor ii. Menghitung Voltase dan Ampere yang dibutuhkan oleh motor Voltase sesuai dengan yang ada di nameplate, lalu untuk kuat arus dapat dihitung dengan: I = I np BHP system HP np (2.55) Universitas Pertamina - 25

42 G. Menentukan jenis protector yang akan digunakan Protector merupakan bagian dari sistem ESP yang akan menerima axial thrust dari motor dan pompa. Ukuran dari protector akan sama dengan ukuran dari motor yang telah dipilih. i. Menghitung beban maksimum yang akan diterima oleh bearing pada protector: F TB = p max d 2 (2.56) H. Menentukan jenis kabel yang akan digunakan Ketika menentukan jenis dari kabel, ada beberapa aspek yang perlu diperhatikan seperti: panjang, tipe, dan ukuran dari kabel ESP. i. Menghitung panjang kabel: L cable = PSD ft (2.57) ii. Memilih jenis kabel yang akan digunakan: Penentuan dari jenis konduktor yang digunakan dapat menggunakan grafik berikut ini. Gambar Grafik Kehilangan Voltase di Kabel ESP (Sumber: production-technology.org) iii. Melakukan cek kembali terhadap motor ketika dihidupkan U start = U np 4 I R cable (2.58) U np U np Jika rasio U start lebih dari 0.5, maka pemilihan kabel yang digunakan U np berhasil untuk menghindari gagal penghidupan ESP. I. Menentukan banyaknya kebutuhan listrik sistem ESP i. Menghitung voltase yang diperlukan di permukaan: U surface = U np R cable I (2.59) Universitas Pertamina - 26

43 ii. Menghitung power rating yang diperlukan oleh switchboard: P surface = U surface I (2.60) J. Menentukan peralatan listrik ESP Untuk memudahkan operasional dari ESP, maka penulis memilih VSD. Pemilihan VSD mempertimbangkan parameter: i. Output ampere yang lebih besar dari kuat arus yang diperlukan. ii. Output power yang lebih besar dari power surface yang diperlukan. iii. Output voltage yang lebih besar dari voltase yang diperlukan. K. Evaluasi kelistrikan dari sistem ESP yang telah ditentukan i. Menghitung voltage loss di sepanjang kabel U loss total = U loss 1000 ft L cable (2.61) ii. Menghitung total voltage yang diperlukan: U total = U surface + U loss total (2.62) Jika U total < Output voltage dari VSD, maka rancangan sistem listrik ESP berhasil Gas Lift (GL) Teknik pengangkatan gas lift (GL) adalah salah satu jenis sistem pengangkatan buatan yang mampu meningkatkan produksi dengan menginjeksikan gas yang terkompresi ke dalam bagian tubing yang lebih dalam melalui annulus dan valve yang terpasang pada tubing. Ketika gas memasuki tubing, gas akan mengangkat fluida dengan 2 cara. Cara pertama adalah mendorong slug fluida ke permukaan (metode intermittent GL) dan melakukan aerasi terhadap minyak sehingga densitas dari fluida akan menurun sehingga akan lebih mudah diproduksikan( metode continuous GL) (Guo, 2017). GL telah digunakan pada sumur di lapangan yang memproduksikan kepasiran dan minyak dengan gas. Sumur deviasi tidak memberikan masalah pada GL. Kedalaman sumur bukan suatu hambatan. Dapat digunakan pada operasi offshore. Lifting cost dari banyak sumur tergologn rendah. Namun diperlukan sumber gas yang tersedia. Biasanya, tidak efisien jika melakukan GL pada lapangan kecil dengan jumlah sumur yang sedikit jika kompressor gas diperlukan (Guo, 2017). Universitas Pertamina - 27

44 Penentuan Laju Injeksi Total laju injeksi gas dari kompressor harus direncanakan dengan pertimbangan tersedianya laju dan tekanan injeksi yang cukup. Total laju dan tekanan injeksi menentukan daya yang diperlukan oleh kompressor. Penentuan laju injeksi GL harus memperhatikan faktor keamaan pada kompressor (Guo, 2017). Jika jumlah gas injeksi yang tersedia adalah tak hingga, maka sumur yang akan digunakan GL dapat menggunakan laju injeksi yang maksimal sehingga dapat meminimalkan P wf dan memaksimalkan produksi. GLR optimal adalah laju optimal dan dapat ditentukan dengan kurva gradien Gilbert (1954). Itu dapat digunakan untuk memprediksi GLR optimal jika diberikan tekanan tubing head dan laju produksi (Guo, 2017). GLR inj = GLR optimal GLR formasi (2.64) Sehingga laju injeksi dapat ditentukan dengan persamaan: q gas,inj = GLR inj q oil (2.65) Namun, jika sumber gas yang tersedia terbatas, sehingga laju injeksi juga terbatas, maka: GLR = GLR formasi + q gas,inj (2.66) q Penempatan Jarak Valve Dan Titik Injeksi Proses kickoff suatu sumur memerlukan tekanan gas yang lebih tinggi dari pada operating pressure. Karena masalah kickoff ini, valve GL telah dikembangkan agar mampu dipasang pada tubing string. Valve ini memudahkan gas injeksi untuk masuk ke tubing untuk melakukan proses unloading. Perencanaan matang dari kedalaman valve dapat memastikan proses unloading berjalan lancar (Guo, 2017). Penempatan valve GL pada suatu sumur dapat menggunakan beberapa metode. Tujuan dari penempatan valve adalah mampu membuka valve dengan tekanan yang tersedia, memastikan satu titik injeksi pada operasi normal, dan melakukan injeksi gas sedalam-dalamnya(guo, 2017). Prinsip dari penempatan jarak antar valve adalah nilai tekanan tubing pada kedalaman valve berada diantara tekanan injeksi dan tekanan tubing minimum, lalu kedalaman dari valve pertama direncanakan dengan tekanan kickoff dengan kompressor tertentu dan kedalaman dari valve yang lain direncanakan dengan tekanan injeksi operasional biasa (Guo, 2017). Universitas Pertamina - 28

45 Gambar Valve Spacing pada Sistem GL (Sumber: Boyun Guo Production Engineering II) Universitas Pertamina - 29

46 Universitas Pertamina - 30

47 BAB III METODE PENELITIAN 3.1. Bentuk Penelitian Bentuk penelitian yang akan dilakukan berupa penelitian studi kasus pada suatu lapangan PT. Pertamina Hulu Energi TEJ-R. Studi kasus adalah metode penelitian untuk mengetahui keadaan obyek penelitian mengenai evaluasi sistem pengangkatan buatan pada sumur dan mengetahui efisiensi sumur pada lapangan tersebut. Berdasarkan data-data yang telah didapatkan, kemudian akan dilakukan perencaan ulang dari ESP pada sumur yang produksinya dirasakan kurang optimal. Pada awalnya, perlu mengetahui kemampuan sumur untuk berproduksi. Ini dapat dilakukan dengan menggunakan korelasi Vogel (1968) dengan menggunakan data production history. Menggunakan korelasi Vogel (1968) karena fluida yang terproduksi berupa fluida dan gas. Setelah data produksi diketahui maka akan dilakukan evaluasi pompa yang telah terpasang, apakah pompa tersebut bekerja sesuai kinerjanya atau tidak. Hal ini dapat dilihat dari perhitungan efisiensi volumetrik (EV). Setelah itu, dilakukan pemilihan secara kuantitatif untuk mencari alternatif sistem pengangkatan buatan Metode Pengumpulan Data Proses pengumpulan data adalah tahap dimana peneliti mengumpulkan data sebelum melakukan penelitian. Pengumpulan data pada penelitian kali ini adalah data dari lapangan milik PT. Pertamina Hulu Energi Tuban East Java - Randugunting. Metode pengumpulan data berupa wawancara dan pengambilan sample. Data-data yang dikumpulkan adalah: Data reservoir a) Tekanan reservoir b) Tekanan bawah sumur c) Data PVT fluida reservoir Data sumur a) Diagram sumur, yang meliputi ukuran casing dan tubing yang digunakan, kedalaman perforasi, dan adanya fish di dalam sumur b) Well trajectory Data produksi sumur a) Laju alir fluida b) Laju alir air produksi c) Laju alir minyak d) Laju alir gas e) Water cut Universitas Pertamina - 31

48 f) GOR g) Static fluid level h) Working fluid level Data pompa terpasang. a) ESP yang digunakan b) Konfigurasi ESP yang digunakan 3.3. Metode Analisis Data Proses analisis data adalah tahap dimana peneliti melakukan analisis data untuk penelitian. Adapun metode yang akan digunakan peneliti adalah sebagai berikut. a. Studi Literatur Melihat dan mempelajari literatur baik textbook, jurnal ilmiah dan bahan bacaan lainnya yang ada mengenai proses produksi untuk mendukung pengetahuan selama Tugas Akhir. b. Studi dengan menggunakan software Software akan digunakan oleh peneliti untuk memudahkan jika ada proses perhitungan. Software yang akan digunakan adalah Microsoft Excel dan simulator PIPESIM Software tersebut digunakan untuk proses menghitung perencanaan dan evaluiasi ESP, serta melakukan modelling dari sumur. c. Prosedur Penelitian Prosedur kerja dalam menyelesaikan Tugas Akhir yang berjudul EVALUASI TEKNIK PENGANGKATAN BUATAN MENGGUNAKAN POMPA ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP (ESP) DAN KEMUNGKINAN OPTIMASI PRODUKSI DENGAN PEMILIHAN TEKNIK PENGANGKATAN BUATAN LAIN DI LAPANGAN ZULU antara lain meliputi: 1. Pengumpulan data Pengajuan untuk meminta data dilakukan. Didapatkan beberapa data mentah yang digunakan untuk melakukan penelitian Tugas Akhir seperti data reservoir, data sumur, data produksi, dan data pompa yang terpasang. 2. Pengolahan data Pengolahan data mentah yang telah didapatkan untuk dianalisis lebih lanjut sehingga perencaanaan ESP pada sumur dengan produksi lebih optimal. 3. Perencanaan ulang ESP Perencanaan ulang ESP dengan mengambil dan mengolah data-data yang telah disiapkan seperti IPR, kalkulasi gas, kalkulasi TDH, tipe pompa, tipe motor, tipe kabel, dan peralatan kelistrikan di permukaan. Universitas Pertamina - 32

49 4. Optimasi kinerja pompa Optimasi kinerja pompa dilakukan dengan menggunakan uji sensitivitas terhadap beberapa aspek ESP yang berupa frekuensi dari pompa, jumlah stages dari pompa, dan kedalaman dari pompa. Perhitungan pompa untuk optimasi juga telah dirancang. 5. Alternatif sistem pengangkatan buatan lain yang dapat digunakan Pemilihan sistem pengangkatan alternatif telah dipertimbangkan untuk digunakan pada sumur yang menjadi obyek penelitian. Aspek yang menjadi pertimbangan adalah deviasi sumur, kedalaman operasi sistem pengangkatan buatan, jangkauan jumlah produksi, toleransi terhadap korosi, gas, dan solid. 6. Penulisan laporan Seluruh hasil penelitian akan disusun dalam bentuk laporan sesuai dengan format yang telah ditentukan oleh Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Pertamina. d. Bagan Alir Proses Penelitian Berikut ini adalah flowchart alur kerja yang telah dilakukan dalam proses penelitian yang berjudul EVALUASI SERTA OPTIMASI ESP DENGAN ANALISIS NODAL DAN PERENCANAAN TEKNIK PENGANGKATAN BUATAN ALTERNATIF DI LAPANGAN ZULU : Universitas Pertamina - 33

50 Gambar 3.1. Bagan Alir Proses Penelitian Universitas Pertamina - 34

51 Gambar 3.2. Bagan Alur Proses Pemilihan Artificial Lift Secara Umum Universitas Pertamina - 35

52 Universitas Pertamina - 36

53 BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN 4.1. Data Penelitian Seluruh sumur aktif pada lapangan Zulu telah dievaluasi, namun hanya sumur M4 dan yang akan dimasukkan ke dalam hasil dan pembahasan di laporan ini. Untuk sumur yang lainnya akan dimasukkan ke dalam bentuk tabulasi di lampiran pada laporan ini. Berikut ini data-data diambil pada 5 Februari 2020 yang digunakan untuk evaluasi sumur tersebut Data Reservoir Berikut ini data reservoir yang menjadi obyek penelitian: Tabel 4.1. Data Reservoir Parameter Sumur M4 M9 M19 Satuan Jenis Litologi Batuan Karbonat Karbonat Karbonat Tekanan Reservoir psia Tekanan Alir Bawah Sumur psia Tekanan Bubble Point psia SG Air SG Gas SG Minyak API API Faktor Volume Formasi bbl/stb GOR 1,022 4,833 1,039 scf/stb Data Sumur & ESP Berikut ini merupakan data sumur dan ESP yang menjadi obyek penelitian: Universitas Pertamina - 37

54 Tabel 4.2. Data Sumur dan ESP Parameter Mid Perforasi PSD Sumur M4 M9 M19 Satuan ft MD ft TVD ft MD ft TVD WHP psi WHT F ID Casing in OD Casing in ID Tubing in Tipe Pompa GN-1600 GN-1600 D-725-N Stage Pompa stages Frekuensi Motor Hz HP Motor HP Gambar 4.1. Diagram Sumur M4 Universitas Pertamina - 38

55 Gambar 4.2. Diagram Sumur M9 Gambar 4.3. Diagram Sumur M19 Universitas Pertamina - 39

56 Data Produksi Sumur dan Fluida Reservoir Berikut ini merupakan data produksi dan fluida reservoir yang menjadi obyek penelitian: Tabel 4.3. Data Produksi Sumur dan Fluida Reservoir Parameter Sumur M4 M9 M19 Satuan Sonolog Static JTL Sonolog Dynamic JTL Laju Produksi Total BFPD Laju Produksi Minyak BOPD Laju Produksi Gas MSCF/D Laju Produksi Air BFPD Watercut % Oilcut % Cl ppm H2S % CO % 4.2. Hasil Penelitian Pada awalnya, telah diberikan data mentah primer dari keseluruhan data seperti pada subbab IV.1. Data Penelitian untuk seluruh sumur pada lapangan Zulu. Namun, untuk mempersempit ruang lingkup penelitian maka telah dilakukan seleksi terhadap sumur mana yang akan menjadi obyek penelitian Seleksi Sumur yang Akan Menjadi Obyek Penelitian Terdapat sebanyak 24 sumur yang berada di WK Lapangan Zulu, dengan perincian 12 sumur aktif, 4 sumur injeksi waterflood, dan 8 sumur shut-in. Dilakukan seleksi berdasarkan EV, watercut, jenis pompa, dll. 1. Menghitung Pump Intake Pressure (PIP) dengan menggunakan Persamaan 2.27, sehingga didapatkan hasil: Universitas Pertamina - 40

57 Tabel 4.4. Perhitungan PIP Sumur Aktif Lapangan Zulu 2. Menghitung tinggi head vertikal (H D ), kehilangan friksi di sepanjang tubing (ΔH fr ), dan Total Dynamic Head (TDH) dengan Persamaan , didapatkan hasil sebagai berikut. Tabel 4.5. Perhitungan Tinggi Head Vertikal Sumur Aktif Lapangan Zulu Sumur H d, ft ΔH fr, ft TDH, ft M M M M M M M M M M M M Meninjau jenis pompa yang digunakan dan banyaknya stages yang digunakan Universitas Pertamina - 41

58 Tabel 4.6. Daftar ESP dan Stages Sumur Aktif Lapangan Zulu Sumur ESP Stages Frekuensi, Hz M1 ING M2 ING M4 GN M5 GN M9 GN M13 IND M15 GN M17 IND M18 GN M19 DN M20 ING M23 GN Mencari Q teoritis dari konfigurasi ESP pada masing-masing sumur Q teoritis didapatkan dari banyaknya head per stage dari konfigurasi ESP yang telah terpasang dengan melihat pada Kurva Performa ESP. Tabel 4.7. Perhitungan Qteoritis Sumur Aktif Lapangan Zulu Sumur Head per Stage Q teoritis M M M M M M M M M M M M Menghitung persentase Efisiensi Volumetrik untuk menentukan sumur sebagai obyek penelitian EV % = Q aktual Q teoritis Universitas Pertamina - 42

59 Tabel 4.8. Efisiensi Volumetrik ESP Sumur Aktif Lapangan Zulu Sumur Q aktual, BFPD Q teoritis, BFPD EV % M % M % M % M % M % M % M % M % M % M % M % M % 6. Meninjau parameter lain seperti jenis pompa, watercut, dll. Tabel 4.9. Peninjauan Parameter Lain Sumur Aktif Lapangan Zulu Sumur ESP Watercut, % Q max, BFPD M1 ING % M2 ING % M4 GN % M5 GN % M9 GN % M13 IND % M15 GN % M17 IND % M18 GN % M19 DN % M20 ING % M23 GN % Sumur M4, M9, dan M19 telah dipilih untuk dievaluasi. Pemilihan sumur tersebut berdasarkan EV, watercut, dan jenis pompa yang digunakan Analisis Sumur M4 dengan ESP Terpasang Seri GN-1600 Dalam penelitian ini, sumur M4 telah dipilih menjadi sampel penelitian. Sumur tersebut akan dievaluasi. Berikut ini evaluasi design ESP pada kedua sumur tersebut. 1. Penetuan Kemampuan Laju Produksi Optimal dengan Menggunakan Kurva IPR: Universitas Pertamina - 43

60 i. Konversi Sonolog menjadi ketinggian fluida di dalam sumur dengan Persamaan : Sumur SFL WFL M4 = 30 x 5 = 30 x 35 = 150 ft = 1050 ft ii. Hitung ketinggian fluida di dalam sumur dengan Persamaan : Sumur H f.static H f.dynamic M4 = = = 8329 ft = 7429 ft iii. Hitung berat jenis rata-rata dan gradien tekanan fluida produksi dengan Persamaan : Sumur SG mix Grad fluid M4 = = x ( ) x = = x psi/ft iv. Menentukan tekanan alir sumur dengan lajur produksi yang telah dicatat dengan Persamaan : Sumur P wf P static M4 = = x 7429 x psi = = x 8329 x psi v. Menghitung Submergence dan Pump Intake Pressure (PIP) dengan Persamaan : Sumur H f.submergance PIP M4 = = x 2942 x = 2942 ft = psi Universitas Pertamina - 44

61 Pwf, psi vi. Menghitung kemampuan laju produksi maksimal sumur dengan menggunakan korelasi Vogel (1968) dengan Persamaan : Sumur qmax PI M4 = = ( ) 0.8 ( ) BFPD = = 2053 ( ) 4.66 STB/D/psi vii. Membuat kurva IPR dengan menggunakan korelasi Vogel(1968) Sumur Pwf Q M Kurva IPR M Q, BFPD Gambar 4.4. Kurva IPR Sumur M4 Universitas Pertamina - 45

62 Tekanan, Pwf & Pwh, psi Dengan meninjau data uji sumur dan data produksi, maka kurva IPR yang digunakan adalah valid karena mempunyai nilai yang hampir mendekati. Tabel Data Welltest Sumur M4 Parameter Laju Produksi, BFPD Tekanan Wellhead, psi Tekanan Alir Sumur, psi Ketinggian Fluida, JTL Nilai 2053 BFPD 120 psi psi 36 JTL 4500 Validasi Kurva IPR Sumur M , , Laju Produksi, Q, psi Pwf Pwh Pwf; ESP GN 1600/165 stg/48 Hz Pwh; ESP GN 1600/165 stg/48 Hz Gambar 4.5. Validasi Kurva IPR Sumur M4 2. Menghitung TDH pada pompa i. Penentuan Vertical Lift(H D ) dengan persamaan 2.48 H D = H D = 1080 ft Universitas Pertamina - 46

63 ii. Penentuan Tubing Friction Loss (ΔH fr ) dengan persamaan 2.49 ΔH fr = [100 [ 120 ] [ ] [2.992] ] ΔH fr = 55.6 ft iii. Penentuan Total Dynamic Head (TDH) dengan persamaan 2.50 TDH = = ft iv. Penentuan Head per Stage Head/stg = = head 8.5 Stage v. Penentuan EV Gambar 4.6. Kurva Performa ESP GN-1600 Produksi aktual : 2083 BFPD Produksi teoritis : 2650 BFPD Efisiensi Volumetris(EV) : Efisiensi Pompa (EP) : 16 % vi. Meninjau produksi dengan jangkauan produksi pompa pada frekuensi motor yang digunakan Universitas Pertamina - 47

64 48 Hz = 48 Hz 2150 BFPD 60 Hz Tabel Perhitungan Produksi Teoritis pada Perubahan Frekuensi Motor Konfigurasi Motor GN-1600 Frekuensi Motor, Hz Operating Range Min, BFPD Max, BFPD Q_aktual BFPD Hz Dari hasil evaluasi yang telah dilakukan pada sumur M4 dengan pompa terpasang, didapatkan hasil sebagai berikut: Tabel Tabulasi Evaluasi Sumur dengan Pompa Terpasang Parameter Pompa Terpasang Sumur M4 Satuan Laju Produksi 2053 BFPD Water cut 95.20% % Pstatic psi Pwf psi PI 4.97 PSD 3992 ft MD PIP psi Rs scf/bbl scf/bbl Bg cuft/scf Bo, bbl/stb 1.22 bbl/stb Turpin Factor Perlu GS? Tidak TDH ft Tipe Pompa GN-1600 Stages 165 OD Pompa 5.4 in BHP Pompa 18.3 HP HP Motor 58.3 HP Tegangan Motor 1205 Volt Arus Listrik 40 Ampere Jenis Kabel AWG #2, Round Cable 4092 ft AWG, ft Tegangan Diperlukan Volt Daya Diperlukan 36.3 kva Transformers 400 kva Universitas Pertamina - 48

65 Dengan meninjau kurva performa ESP, produksi pompa GN- 1600/165 stgs/48 Hz tidak berproduksi dengan optimal dikarenakan produksi melebihi batas dan terjadi nya upthrust sehingga perlu dilakukannya optimasi produksi. Tanpa mempertimbangkan keekonomian, optimasi produksi dilakukan dengan melakukan upsizing ESP tersedia yang dapat berproduksi lebih tinggi yaitu ING Analisis Sumur M4 dengan Upsizing ESP Seri ING-4000 Dengan melakukan konsiderasi terhadap watercut, jenis ESP, kemampuan produksi sumur, diagram sumur, maka sumur M4 akan diteliti dengan menggunakan ESP dengan kemampuan berproduksi lebih tinggi ESP ING-4000 akan ditempatkan di sumur M Penentuan Kedalaman Pompa Penentuan kedalaman pompa akan melakukan konsiderasi terhadap tekanan bubble point. Menurut data PVT dari sumur-sumur lainnya, didapatkan nilai tekanan bubble point berupa 1660 psig. Oleh karena itu, penempatan pompa ING-4000 pada sumur M4 akan memperhitungkan tekanan bubble point untuk mencegah gas yang lepas dari fluida masuk ke dalam pompa. PSD diubah dengan memperhatikan tekanan bubble point. Penempatan PSD dengan memperhatikan tekanan bubble point dapat ditentukan dengan langkah-langkah sebagai berikut: PIP CHP PSD = WFL + Gf PSD = PSD = ft TVD PSD ditempatkan pada ft TVD atau ft MD. Dengan melakukan perubahan PSD, maka didapatkan perubahan dari kandungan gas bebas di PSD, TDH, stages, dll. sesuai dengan tabulasi berikut ini. Tabel Pengaruh PSD pada ESP Parameter Nilai PSD, ft MD Submergence, ft PIP, psi PSD, scf/bbl Fraksi Gas Bebas, % 5.99% Universitas Pertamina - 49

66 Penentuan Frekuensi Pompa Pada penentuan frekuensi pompa, diasumsikan pompa ING-4000 dengan konfigurasi yang sama telah ditempatkan pada sumur M4. Perubahan frekuensi pada pompa yang diatur pada VSD dapat merubah laju alir, head, dan beban motor yang disesuaikan dengan besar frekuensinya. Berikut ini kalkulasi perubahan frekuensi yang dapat merubah laju alir, head, dan beban motor: Y Hz = Y Hz X Hz X Hz Y Hz = ( f Y Hz ) head X X Hz HP Y Hz = ( Y Hz X Hz ) 3 HP X Hz Pompa ING-4000 dengan 200 stages mempunyai nilai frekuensi motor sebesar 45 Hz dengan laju produksi sebesar 4000 BFPD, head pompa sebesar 1804 ft, dan beban motor sebesar HP. Frekuensi motor dapat ditingkatkan menjadi 60 Hz dengan laju produksi, head, dan beban motor sebesar: Q baru = 60 Hz 45 Hz head baru = HP motor baru = = BFPD 2 60 Hz ( 45 Hz ) = ft 3 60 Hz ( 45 Hz ) = HP 4000 BFPD 1804 ft HP Universitas Pertamina - 50

67 Sensitivitas Frekuensi Motor ING Stages Hz 85 Hz 80 Hz 75 Hz 70 Hz 65 Hz 60 Hz 55 Hz 50 Hz 45 Hz 40 Hz 35 Hz 30 Hz Produksi Minimal Efisiensi Maksimal Produksi Maksimal Head, h, ft Laju Produksi, Q, BFPD Gambar 4.7. Sensitivitas Frekuensi Motor ESP ING-4000 Tabel Sensitivitas Frekuensi Motor Konfigurasi Pompa ING stages Frekuensi Operating Range Beban Q total, Q o, Head, Motor, Min, Max, Motor, BFPD BFPD ft Hz BFPD BFPD HP Universitas Pertamina - 51

68 Untuk menentukan TDH yang harus dimiliki oleh pompa maka akan dihitung dengan menggunakan persamaan: i. Penentuan Tekanan Alir Sumur, Pwf Asumsi jika Q adalah 500 BFPD: P wf = P S Q PI = = psia ii. Penentuan Tekanan Intake Pompa (PIP) dengan Persamaan 2.27: PIP = [( ) 0.458] = psia iii. Penentuan Vertical Lift (H D ) dengan Persamaan 2.48: H D = = ft iv. Penentuan Kehilangan Friksi di Sepanjang Tubing, H fr dengan Persamaan 2.49: H fr = [100 [ 120 ] [ ] [2.992] ] = 6.0 ft v. Penentuan TDH dengan Persamaan 2.50: TDH = = ft vi. Ulangi Perhitungan untuk Laju Produksi yang Lain Dengan melakukan perhitungan untuk laju produksi yang lain, maka didapatkan hasil sebagai berikut Universitas Pertamina - 52

69 Frekuensi Motor, Hz Tabel Perhitungan TDH Sumur M4 Q Asumsi Pwf PIP Hd Friction Loss Hf Ht TDH BFPD psia psia ft ft/1000 ft ft ft ft vii. Plot data TDH pada kurva H-Q Pompa ING-4000/200 stgs Sensitivitas Frekuensi ING Stages Hz Hz Produksi Minimal Hz 75 Hz 70 Hz 65 Hz 60 Hz 55 Hz 50 Hz 45 Hz 40 Hz 35 Hz 30 Hz Efisiensi Maksimal Produksi Maksimal TDH Head, h, ft Laju Produksi, Q, BFPD 0 Gambar 4.8. Penentuan Frekuensi Motor Pompa ING-4000 Universitas Pertamina - 53

70 Head, ft Effisiensi Pompa, % Penentuan Stages Pompa Setelah mendapatkan frekuensi pompa yang akan digunakan, maka TDH yang terbentuk juga dapat diketahui. Banyak stages pompa yang diperlukan minimal adalah yang mampu menangani TDH dari pompa tersebut. Dari grafik XXX didapatkan perpotongan frekuensi 55 Hz dan TDH ft menghasilkan laju teoritis pompa sebesar 3600 BFPD. Berikut ini adalah perhitungan stages pompa yang diperlukan. i. Menentukan Head/stage pada Q teoritis pompa dengan Menggunakan Pump 55Hz 45 Penentuan TDH/Stage Pompa ING stg, 55 Hz Produksi, BFPD 80 Gambar 4.9. Penentuan Stages dari ESP ING-4000 ii. Menghitung Jumlah Stages Minimal yang Diperlukan Setelah mendapatkan nilai TDH/stage maka banyaknya stage minimal yang diperlukan dapat didapatkan dengan Persamaan 2.51: Stages = 26.7 = stages Analisis Sistem Pengangkatan Buatan Alternatif pada Lapangan Zulu Secara umum, terdapat 4 buah sistem pengangkatan buatan yang umum digunakan di Indonesia, antara lain Electrical Submersible Pump (ESP), Gas Lift (GL), Sucker Rod Pump (SRP), dan Progressing Cavity Pump (PCP). Untuk mempersingkat seleksi dikarenakan faktor ketersediaan dan faktor pemeliharaan, maka seleksi akan dilakukan dengan kandidat yang umum digunakan di Indonesia. Dengan menggunakan alur proses pada Gambar 3.2., maka didapatkan beberapa kandidat yang dapat digunakan pada sumur-sumur di lapangan Zulu. Universitas Pertamina - 54

71 Tabel Hasil Seleksi Sistem Pengangkatan Buatan Alternatif untuk Sumur di Lapangan Zulu Seluruh sumur aktif yang berada di wilayah lapangan Zulu menggunakan sistem pengangkatan buatan berupa ESP. Oleh karena itu, dalam pencarian alternatif sistem pengangkatan buatan, ESP tidak lagi menjadi kandidat yang akan dicari. Sehingga kandidat yang tersedia adalah GL, PCP, dan SRP. Setelah melakukan seleksi awal dari alternatif sistem pengangkatan buatan yang dapat digunakan pada lapangan Zulu, didapatkan alternatif yakni penggunaan GL yang dapat digunakan dengan memperhitungkan parameter pada seleksi awal ini. Penggunaan GL dapat menjadi alternatif dengan menggunakan sumber gas dari sumur yang berupa sour gas maupun gas N 2 yang dibeli dari pihak ketiga. Penggunaan kompressor gas diperlukan untuk GL ini. Sebagai obyek penelitian, sumur M4 perlu dilakukan workover untuk memasang komponen dari GL. Peralatan GL yang diperlukan berupa production packer, mendrel GL, IPO valve, dll. Lalu untuk di permukaan, diperlukan fasilitas untuk mengurangi kandungan keasaman dan air dari gas yang terproduksikan dari sumur. Alternatif lain dapat menggunakan gas N 2 yang dibeli dari pihak ketiga penyedia gas. Untuk fasilitas permukaan yang lain dan paling penting adalah perlunya gas kompressor untuk memberikan tekanan gas ke dalam sumur. Universitas Pertamina - 55

72 Laju Produksi, BFPD Perencanaan Design Gas Lift pada Sumur M4 Setelah melakukan seleksi terhadap sistem pengangkatan buatan lainnya yang dapat diaplikasikan pada sumur di lapangan Zulu, maka dipilihkan opsi penggunaan GL sebagai alternatif. Dalam penelitian tugas akhir ini, software PIPESIM digunakan untuk membantu pembuatan perencanaan design dari GL. Perencanaan GL disini akan menggunakan design valve Injection-gas Pressure Operated (IPO) karena alasan fleksibilitas laju dan tekanan injeksi di permukaan. Pada perencanaan awal dari GL, penulis menggunakan asumsi awal yakni menggunakan tekanan injeksi sebesar 1000 psig dan laju injeksi sebesar 1 MMSCF/D. Berikut ini adalah langkah yang telah dilakukan untuk perencanaan GL di sumur M4: 1. Penentuan laju dan tekanan injeksi Penentuan laju injeksi sangat diperlukan karena pada akhirnya perencanaan akan memperhitungkan keekonomian. Penentuan laju dan tekanan injeksi gas dapat berdasarkan titik maksimum dan optimum dari sistem GL Qgas_inj 1 MMSCF/D Asumsi Awal Uji Sensitivitas Laju dan Tekanan Injeksi Gas Laju Injeksi Maksimum CHP 1000 psig Asumsi Awal CHP 800 psig CHP 600 psig Laju Injeksi Gas, MMSCF/D Gambar Sensitivitas Laju dan Tekanan Injeksi GL pada Sumur M4 Universitas Pertamina - 56

73 Tabel Tabulasi Sensitivitas Laju dan Tekanan Injeksi Terhadap Laju Produksi CHP Q_gas inj Q_liquid CHP Q_gas inj Q_liquid CHP Q_gas inj Q_liquid psig MMSCF/D BFPD psig MMSCF/D BFPD psig MMSCF/D BFPD Penentuan Deepest Injection Point (DIP) Penentuan DIP pada GL merupakan penentuan valve dari GL yang paling terdalam sebagai operating valve. Ini sangat penting karena operating valve merupakan suatu valve yang akan aktif secara terus menerus ketika sumur sedang beroperasi dengan GL secara continuous. Universitas Pertamina - 57

74 Titik Injeksi Terdalam, ft Uji Sensitivitas Titik Injeksi Gas Terdalam 2000 Laju Injeksi Gas, MMSCF/D CHP 600 psig CHP 800 psig CHP 1000 psig Asumsi Awal 5000 Qgas_inj 1 MMSCF/D Asumsi Awal Laju Injeksi Maksimum Gambar Penentuan DIP pada GL pada Sumur M4 Tabel Tabulasi Sensitivitas Laju dan Tekanan Injeksi Terhadap DIP CHP Q_gas inj DIP CHP Q_gas inj DIP CHP Q_gas inj DIP psig MMSCF/D ft, TVD psig MMSCF/D ft, TVD psig MMSCF/D ft, TVD Universitas Pertamina - 58

75 TVD, ft 3. Penentuan jumlah dan kedalaman unloading valve GL Unloading valve merupakan valve dari GL yang aktif berfungsi dalam fase unloading ketika suatu sumur pertama kali akan melakukan GL. Unloading valve berfungsi untuk meringankan beban kompresor jika kompresor tersebut tidak cukup kuat tekanannya untuk gas menyentuh kedalaman injeksi (kedalaman operating valve). Perencanaan Penempatan Valve Gas Lift 0 Tekanan, psig TVD Valve TVD Valve TVD Valve TVD Valve Gradien Tekanan Gas Casing Pressure Traverse Gambar Penentuan Kedalaman Valve GL pada Sumur M4 Universitas Pertamina - 59

76 Pwf, psi Pada perencanaan GL, penulis menggunakan asumsi awal yakni menggunakan tekanan injeksi sebesar 1000 psig dan laju injeksi sebesar 1 MMSCF/D sehingga menghasilkan produksi simulasi sebesar BFPD Kurva Performa Sumur dengan GL Q, psi IPR UNCONVERGED 3.5" Tubing GAS LIFT 1 MMSCF/D, 1000 psig Gambar Analisis Nodal GL pada Sumur M4 Dari hasil simulasi menggunakan software PIPESIM , didapatkan hasil optimasi sumur dengan menggunakan GL sebagai berikut: Universitas Pertamina - 60

77 Tabel Hasil Konfigurasi Valve GL dengan PIPESIM pada Sumur M4 Valve No. Ukuran Port, in Kedalaman Valve, ft Produksi Unloading Fluida, BFPD TVD MD Ql-unload Tekanan Operasional Valve, psig Tabel Hasil Konfigurasi Valve GL dengan PIPESIM pada Sumur M4 (Lanjutan) Valve No. Tekanan Casing Permukaan, psig Ps-open Pvopen Pvclose,Pdome Psclose Tekanan Buka Test Rack, psig Ptro Valve, F Tvalve Universitas Pertamina - 61

78 Gambar Diagram Sumur dengan Penggunaan GL pada Sumur M Pembahasan Penelitian Pada industri hulu minyak dan gas, terdapat fase produksi mengangkat fluida reservoir tiap kali sumur berhasil dilakukan pengeboran dan ditemukan kandungan minyak atau gas disitu. Untuk memproduksikan fluida reservoir terdapat 3 metode yakni primary recovery, secondary recovery, dan tertiary recovery. Proses produksi secara primer yaitu dengan menggunakan metode sumber alam (natural flow) dan pengangkatan buatan (artificial lift). Lalu proses produksi secara sekunder yaitu dengan menggunakan injeksi air (waterflooding) dan pressure maintenance. Lalu produksi secara tersier dengan menggunakan Enhanced Oil Recovery (EOR). Sumur yang menggunakan metode natural flow merupakan sumur dengan tekanan reservoir yang masih kuat dan tinggi untuk mengangkat fluida dari reservoir ke permukaan. Namun tekanan reservoir dari waktu ke waktu akan menurun sebanding banyaknya fluida yang telah diproduksikan. Hingga suatu saat tidak mampu lagi mengangkat fluida ke permukaan. Salah satu solusi yang bertahap dari proses recovery adalah penggunaan sistem pengangkatan buatan. Contohnya yakni ESP dan Gas Lift yang menjadi penelitian penulis. Lapangan Zulu menjadi lokasi penelitian penulis di tugas akhir ini. Lapangan Zulu memiliki total 24 sumur dengan rincian 12 sumur aktif, 4 sumur injeksi air, 8 sumur nonaktif. Seluruh sumur menggunakan ESP dengan 2 vendor utama yakni REDA dan EJP. Seluruh sumur aktif dengan ESP dapat memproduksikan total 27,352 BFPD, minyak sebanyak 1,140 BOPD, dan gas sebanyak 1,096 MSCF/D. Universitas Pertamina - 62

79 Evaluasi Seleksi Sumur M4 Sebagai Obyek Penelitian Terpilih Setelah melakukan seleksi sumur yang berada di lapangan Zulu, dipilihlah sumur M4 sebagai obyek penelitian penulis. Ini didasarkan pada efisiensi volumetrik (EV) yang dibandingkan dengan TDH dan banyak stages yang digunakan oleh pompa pada sumur-sumur tersebut. Pemilihan obyek penelitian dilakukan untuk penelitian dan penulisan laporan yang efektif. Selanjutnya, perhitungan EV didasarkan pada volume teoritis yang didapatkan dari kurva performa ESP. Setelah menghitung TDH dari tiap sumur, maka banyaknya TDH dari tiap stages ESP dapat ditentukan. Stages ESP ditentukan dengan meninjau konfigurasi ESP pada sumur tersebut. Setelah didapatkan TDH/stage, maka volume teoritis dapat ditentukan sesuai dengan TDH/stage dengan menggunakan kurva head pada kurva performa ESP. Setelah melakukan perhitungan EV terhadap sumur-sumur yang berada lapangan Zulu, didapatkan hasil yang beragam dari tiap sumur dengan nilai EV terendah yakni 66.3 % dan nilai EV tertinggi yakni 88.91%. Nilai EV rata-rata relatif cukup tinggi di kisaran 73.5 % dari 12 sumur aktif di lapangan Zulu. Setelah melakukan perhitungan EV, maka sumur yang menjadi obyek penelitian akan dipilih dengan beberapa pertimbangan seperti EV, laju produksi maksimal, watercut, jenis pompa yang digunakan tanpa melakukan konsiderasi terhadap keekonomian dan well intervention Evaluasi Sumur M4 dengan ESP Terpasang Seri GN-1600 Evaluasi ESP yang digunakan sangatlah penting untuk dilakukan karena dapat mengetahui apakah ESP bekerja sesuai yang diharapkan. Hasil evaluasi dapat digunakan untuk melihat potensi dari ESP apakah dapat dilakukan peningkatan laju produksi yang efisien. Setelah melakukan seleksi sumur yang akan dievaluasi dan akan diteliti untuk alasan efisiensi dan mempersingkat waktu. Sumur M4 adalah sumur yang berada di lapangan Zulu dengan watercut telah mencapai 95.2%. Dalam teknologi sistem pengangkatan buatan, ESP adalah jenis pengangkatan buatan yang cocok digunakan pada sumur dengan laju produksi tinggi dan mempunyai watercut yang tinggi juga. Evaluasi diawali dengan pembuatan kurva IPR dengan menggunakan korelasi Vogel (1968). Kurva IPR yang telah dibuat harus divalidasi. Dalam proses penelitian ini, kurva IPR dari sumur M4 divalidasi dengan menggunakan hubungan antara laju produksi, tekanan bawah sumur, dan tekanan wellhead. Pada Gambar 4.5., grafik performa sumur terdiri dua buah kurva IPR yang dibuat dari dua titik nodal yang berbeda. Kurva IPR dengan titik nodal di bawah sumur telah divalidasi dengan kurva IPR dengan titik nodal di wellhead sumur. Titik perpotongan pada kurva IPR di bawah sumur menghasilkan produksi yang kurang lebih sama dengan kurva IPR di wellhead. Sehingga dapat dikatakan bahwa data-data yang digunakan serta grafik performa sumur mempunyai nilai yang saling berhubungan dan valid. Universitas Pertamina - 63

80 Dengan melakukan evaluasi pompa terpasang, sumur M4 merupakan sumur dengan kemampuan berproduksi high influx dengan PI 4.66 (STB/D)/psi. Sumur tersebut memproduksikan gas, namun perhitungan dengan menggunakan pendekatan korelasi Turpin memperoleh hasil bahwa kandungan gas yang terproduksikan masih belum memerlukan gas separator yang dipasangkan pada sistem ESP. Penggunaan gas separator yang berdasarkan korelasi Turpin memerlukan nilai variabel Turpin diatas sama dengan 1 untuk menggunakan gas separator pada rangkaian ESP. Dalam perhitungan TDH yang harus diatasi oleh ESP, WFL dari sumur memiliki faktor pengubah tertinggi terhadap TDH. Semakin tinggi WFL dari suatu sumur, maka TDH juga akan semakin tinggi. Dampak dari TDH yang semakin tinggi adalah makin banyak stages ESP yang diperlukan. Ini kembali lagi ke masalah keekonomian. Penentuan jumlah stages diperhitungkan dalam kondisi dimana frekuensi motor tetap yakni 60 Hz dengan menggunakan transformers sesuai dengan ketersediaan kurva performa pompa dilakukan pada frekuensi 60 Hz. Seringkali penentuan jumlah stages tidak sesuai dengan jenis housing yang beredar di pasaran, sehingga opsi yang tersedia hanyalah pembuatan housing custom dan menggunakan housing yang tersedia dengan stages lebih tinggi dari yang dibutuhkan. Jika membuat housing custom akan memakan waktu dan biaya lebih, jadi opsi penggunaan housing dengan stages lebih tinggi akan dipakai Evaluasi Sumur M4 dengan Upsize ESP Seri ING-4000 Dari evaluasi yang telah dilakukan, penulis merekomendasikan untuk mengganti jenis pompa dari GN-1600 menjadi ING Selanjutnya, optimasi produksi dilakukan dengan merubah konfigurasi pompa ING-4000 yang terpasang pada sumur M4. Dengan merubah 2 parameter dari ESP tersebut, didapatkan hasil yang berbeda dengan uji sensitivitas terhadap kedalaman pompa baru dan frekuensi dari pompa baru yang akan dipasangkan. Salah satu faktor yang sulit untuk diksi pada sistem ESP di sumur yang memiliki GOR tinggi adalah banyaknya jumlah gas yang masuk ke dalam pompa. Kandungan gas yang tinggi dapat mengurangi kinerja dari ESP dan menurunkan efisiensi ESP. Jika gas bebas yang masuk ke dalam pompa sangat tinggi, maka akan merusak pompa dengan gas locking dan kavitasi. Faktor pertama yang diubah pada penelitian pemasangan pompa baru adalah penempatan pompa di sumur pada kedalaman tertentu. Pada penelitian ini, kedalaman pompa baru akan diperhitungkan dengan menggunakan 3 skenario yang telah diteliti. Dengan menggunakan PSD tetap yakni 3992 ft MD dan pompa ING-4000 yang notabenenya pompa lebih tinggi kemampuan produksinya maka akan terjadi pengurangan tinggi kolom fluida. Dengan penurunan tinggi kolom fluida, maka PIP akan turun. Dengan penurunan tekanan, maka gas yang berada di fluida akan lepas sehingga dapat menyebabkan EP akan turun dan dapat merusak pompa. Lalu, dengan meninjau hasil simulasi dengan menggunakan PIPESIM diketahui Universitas Pertamina - 64

81 bahwa pada kedalaman PSD 8426 ft MD merupakan PSD dengan efisiensi terbaik diantara ketiga skenario tersebut. Namun posisi PSD 8426 ft MD yang dekat dengan sump packer dapat menyebabkan kerusakan pompa dengan konsiderasi kepasiran, suhu, dan biaya perlengkapan tambahan. Untuk menghindari permasalahan ESP yang berhubungan dengan kandungan gas bebas, maka laju produksi harus dikontrol. Dengan mempertimbangkan parameter diatas, maka dipilih PSD skenario kedua yakni ft MD. Faktor kedua yang diubah pada penelitian pemasangan pompa baru adalah perubahan frekuensi motor yang digunakan. Pada pemasangan pompa ING-4000 pada sumur M20, frekuensi motor yang digunakan adalah 45 Hz. Jika dilihat dari range produksi ING-4000 pada frekuensi 45 Hz, produksi pada sumur sebelumnya berada diluar batas maksimal produksi dan dapat menyebabkan kerusakan pompa akibat upthrust. Berdasarkan data produksi, laju yang diproduksikan oleh pompa ING-4000 sebanyak 4000 BFPD. Produksi sebanyak 4000 BFPD tidak direkomendasikan untuk diproduksi pada frekuensi dibawah 50 Hz dikarenakan laju produksi 4000 BFPD berada di atas batas rekomendasi laju alir pada frekuensi tersebut. Apabila tetap berproduksi pada frekuensi <50 Hz, maka pompa akan bekerja dalam kondisi upthrust dan dapat menyebabkan kerusakan. Frekuensi yang memungkinkan untuk digunakan adalah frekuensi 50 Hz. Performa pompa juga divalidasi dengan penggunaan grafik H-Q yang telah dibuat pada Gambar. XXX. Dengan menggunakan kurva TDH yang telah dibuat, maka didapatkan frekuensi yang berpotongan dengan kurva frekuensi motor. Titik perpotongan berada tepat pada kurva frekuensi motor 55 Hz. Sehingga frekuensi motor yang akan digunakan adalah 55 Hz. Dengan menentukan frekuensi motor yang digunakan, maka TDH yang harus diatasi dapat didapatkan. Dengan menggunakan kurva performa pumpa pada frekuensi 55 Hz, head/stage dan EP dapat ditentukan. Head/stage pompa didapatkan pada ft/stage dan efisiensi pada %. Dengan meninjau kurva performa pompa, maka produksi pada 3600 BFPD merupakan Best Efficiency Point (BEP) dari pompa ING-4000 pada frekuensi 55 Hz. Banyaknya stage pompa minimal yang diperlukan telah ditentukan. Dari perhitungan, didapatkan minimal jumlah stages yang diperlukan adalah stages. Sedangkan jumlah stages yang terpasang pada pompa adalah 200 stages. Dengan melakukan pertimbangan antara biaya dan waktu, maka dipilihlah penggunaan housing dengan stages yang tinggi yakni 200 stages daripada pemesanan housing pompa custom Evaluasi Sistem Pengangkatan Buatan Alternatif pada Lapangan Zulu Dalam penelitian ini, alternatif sistem pengangkatan buatan yang dapat digunakan pada lapangan Zulu telah ditentukan. Dalam seleksi ini, harus mempertimbangkan segala kondisi dari reservoir, sumur, fasilitas permukaan hingga keekonomian. Oleh karena itu, sistem pengangkatan buatan yang tepat adalah sistem Universitas Pertamina - 65

82 dengan efisiensi terbaik dalam produksi fluida. Dalam penelitian ini, dipilihlah penggunaan GL sebagai alternatif yang dapat digunakan pada lapangan Zulu dimana screening awal dapat digunakan seperti pada Tabel 2.1 serta Gambar 3.1. Secara teoritis, GL dapat digunakan pada lapangan ini tanpa mempertimbangkan faktor keekonomian. Terdapat beberapa hal yang harus dipenuhi untuk penggunaan GL sebagai sistem pengangkatan buatan yakni adanya sumber gas. Sumber gas yang dapat digunakan seperti clean gas maupun sour gas. Clean gas yang dimaksud adalah gas bersih yang tidak dapat memberikan dampak buruk kepada struktur dari sumur, seperti gas N2 ataupun gas terproduksi yang telah dibersihkan di fasilitas permukaan untuk digunakan kembali sebagai gas injeksi GL. Lalu untuk sour gas yang dimaksud adalah gas terproduksi yang langsung dari sumur tanpa melalui proses pembersihan. Penggunaan gas bersih ataupun N2 dapat meningkatkan biaya karena membutuhkan fasilitas pembersihan gas terproduksi dan biaya tambahan untuk membeli clean gas dari pihak ketiga. Lalu untuk sour gas yang biaya yang dibutuhkan lebih sedikit karena tanpa perlu pembersihan dan tanpa biaya tambahan pembelian, namun ada konsekuensi tambahan dimana terdapat produksi gas H 2 S dan CO 2 yang korosif pada lapangan Zulu yang dapat merusak struktur sumur. Lalu hal selanjutnya adalah perlunya gas compressor untuk meningkatkan tekanan injeksi di permukaan. Gas compressor sangat vital diperlukan karena tekanan di permukaan sangat kecil untuk melakukan injeksi. Namun gas compressor merupakan peralatan yang sangat mahal sehingga CAPEX dari GL dapat menjadi cukup tinggi. Tanpa adanya gas compressor, GL tidak akan mungkin bisa digunakan pada lapangan Zulu. Jika GL tidak memungkinkan digunakan pada lapangan Zulu dikarenakan hal-hal yang kurang dan terjadi di luar penelitian ini, maka alternatif kedua yakni PCP juga dapat digunakan pada lapangan Zulu. PCP mempunyai toleransi yang tinggi terhadap kepasiran, fluida dengan viskositas yang tinggi, struktur sumur yang terdeviasi,dll. Namun PCP merupakan jenis pompa yang tergolong ke dalam lowrate pumps dan memiliki kekurangan yakni toleransi yang rendah pada temperatur yang tinggi karena elastomer mudah rusak pada temperatur tinggi. Kekurangan ini dapat diatasi dengan memilih jenis PCP dengan produksi tinggi dan memilih material PCP yang sesuai dengan kondisi di bawah sumur, namun dengan konsekuensi biaya yang dikeluarkan jauh lebih tinggi Evaluasi Perencanaan Gas Lift pada Sumur M4 Dalam perancanaan GL dengan software PIPESIM , penggunaan valve jenis IPO telah dipilih. Valve jenis IPO lebih mudah untuk digunakan dalam operasional GL dibandingkan menggunakan valve jenis PPO karena fleksibilitas dalam operasional. Valve IPO menggunakan tekanan injeksi permukaan sebagai variabel kontrol, sedangkan valve PPO menggunakan tekanan fluida produksi di dalam tubing sebagai variabel kontrol. Pada lapangan Zulu, sumur M4 belum pernah menggunakan sistem GL sehingga perencanaan kedalaman valve GL akan Universitas Pertamina - 66

83 menggunakan new spacing. Yang dimaksud dari new spacing adalah design dari valve GL akan didesign secara baru dengan hanya mempertimbangkan laju dan tekanan injeksi. Dalam perancangan GL pada suatu lapangan, ada beberapa faktor yang perlu diperhatikan yakni tekanan gas injeksi, volume gas injeksi, dan kedalaman pemasangan valve dari GL. Faktor-faktor tersebut perlu diperhatikan karena kembali lagi ke permasalahan keekonomian dan efisiensi dari sistem GL pada lapangan tersebut. Tambahan tekanan injeksi dibutuhkan untuk melakukan GL pada lapangan Zulu. Tekanan injeksi minimal yang diperlukan adalah tekanan dimana GL dapat melakukan unloading sumur hingga menyentuh kedalaman injeksi. Namun disisi lain, semakin tinggi tekanan injeksi maka semakin tinggi pula daya HP dari kompressor yang diperlukan. Semakin tinggi daya HP suatu kompressor, maka semakin tinggi pula harga dari kompressor tersebut. Pada lapangan Zulu, penggunaan GL belum pernah dilakukan. Oleh karena itu, tidak ada gas kompressor untuk GL yang tersedia. Lalu pada pembahasan tentang tekanan injeksi yang dibutuhkan, maka penulis membuat asumsi penggunaan GL menggunakan uji sensitivitas dengan 600, 800, dan 1000 psi. Dari hasil uji sensitivitas, didapatkan hasil bahwa semakin tinggi laju injeksi gas, tidak akan selalu mendapatkan produksi yang makin tinggi pula. Dapat dilihat dari grafik di Gambar Sensitivitas Laju dan Tekanan Injeksi GL bahwa ketika telah melewati laju injeksi maksimal, produksi malah cenderung menurun. Laju injeksi berlebihan dapat menyebabkan terjadinya penurunan produksi dikarenakan adanya efek backpressure dari gas di sepanjang tubing karena laju injeksi gas yang terlalu tinggi dan cepat. Lalu ada juga pengaruh pembekuan dan hidrat formasi di choke injeksi dan sepanjang sumur. Itu menyebabkan energi yang diperlukan untuk meningkatkan tekanan gas injeksi menjadi lebih tinggi dari yang dibutuhkan (Cahill, 2016) Hal kedua yang harus diperhitungkan adalah kedalaman injeksi. Untuk soal ini, grafik akan dibuat antara Q gas inj vs Q liquid dengan kedalaman injeksi. Hasilnya ada kurva yang berbeda dari produksi yang mana menggambarkan perbedaan kedalaman injeksi tapi pada laju injeksi tetap. Setelah menentukan tekanan injeksi, laju injeksi, dan titik injeksi, maka selanjutnya adalah penentuan terhadap kedalaman dari unloading valve. Unloading valve sangat diperlukan pada sistem GL karena dapat meringankan kebutuhan tekanan injeksi dan daya kompressor untuk melakukan proses unloading sumur. Dengan adanya unloading valve ini, maka unloading dapat dimulai dari valve selain valve terdalam (operating valve, titik injeksi). Dari hasil penelitian, didapatkan banyaknya unloading valve dan operating valve sebanyak 4 buah valve yang terdiri dari 3 unloading valve dan 1 operating valve. Universitas Pertamina - 67

84 Pwf, psi Berikut ini adalah kurva performa sumur yang dibuat dengan menggunakan simulator PIPESIM dengan berbagai dan tanpa sistem pengangkatan buatan pada sumur M4. Uji Sensitivitas Kurva TPR dengan Berbagai Artificial Lift Q, psi IPR UNCONVERGED 3.5" Tubing ESP GN 1600/165 stg/48 Hz ESP ING-4000/200 stgs/55 Hz GAS LIFT 1 MMSCF/D, 1000 psig Gambar Kurva Performa Sumur dengan Berbagai Artificial Lift Universitas Pertamina - 68

85 Universitas Pertamina - 69

86 BAB V KESIMPULAN DAN SARAN 5.1. Kesimpulan Setelah melakukan penelitian dari hasil evaluasi serta optimasi ESP pada lapangan Zulu dan alternatif sistem pengangkatan buatan lainnya, maka dari penelitian ini dapat disimpulkan bahwa: 1. Produksi pada lapangan Zulu menggunakan ESP karena ESP merupakan sistem pengangkatan buatan yang tergolong high rate pumps dan cocok digunakan pada lapangan tersebut. 2. Setelah melakukan evaluasi, produksi dengan menggunakan ESP pada lapangan Zulu dengan obyek penelitian sumur M4 memiliki efisiensi volumetrik (EV) sebesar % dan efisiensi pompa (EP) sebesar 15 %, sumur M9 dengan EV 65.9 % dan EP 18 %, lalu sumur M19 dengan EV 69.3% dan EP 52% sehingga perlu dilakukan optimasi produksi. 3. Dengan meninjau kurva performa ESP, maka seluruh ESP obyek penelitian beproduksi melebihi jangkauan produksi pada frekuensi motor yang digunakan, sehingga pompa dimungkinkan mengalami kondisi upthrust dan mengalami penurunan efisiensi. 4. Dengan melakukan perhitungan upsizing pompa, sumur M4 dengan menggunakan pompa ING-4000, maka didapatkan performa optimal teoritis sumur 3600 BFPD; BOPD dengan PSD ft MD, frekuensi motor 55 Hz, 200 stgs, dan menghasilkan EP %, lalu sumur M9 dengan pompa GN-3200 produksi 2600 BFPD; 28.6 BOPD dengan PSD ft MD, 46 Hz, 90 stgs, EP 65 %, lalu sumur M19 dengan pompa GN-3200 produksi 1600 BFPD; BOPD dengan PSD ft MD, 57.5 Hz 75 stgs, dan EP 59 %. 5. Dari hasil seleksi sistem pengangkatan buatan lain, dihasilkan alternatif untuk penggunaan GL dapat digunakan pada Lapangan Zulu. 6. Dengan menggunakan konfigurasi sistem GL yang telah direncanakan pada sumur M4, M9 dan M19, didapatkan hasil produksi simulasi sebesar BFPD, 2261 BFPD, 925 BFPD dengan laju injeksi 1 MMSCFD dan tekanan injeksi 1000 psig Saran Setelah melakukan penelitian, maka penulis memiliki masukan berupa: 1. Pemasangan instrumen yang dapat mendeteksi nilai tekanan di dalam sumur, terutama di bagian bawah sumur. Hal ini berguna agar pemantauan kondisi sumur dapat dilakukan secara real-time. 2. Melakukan logging PLT agar dapat mengetahui kondisi sumur terlebih pada sumur yang memiliki interval perforasi produktif yang lebih dari satu interval. Universitas Pertamina - 70

87 Hal ini berguna agar dapat mengetahui kemampuan produksi tiap interval perforasi. 3. Untuk studi selanjutnya, dapat berupa optimasi pompa ESP dengan pompa terpasang atau studi kemungkinan sumber gas untuk penggunaan GL. Universitas Pertamina - 71

88 Universitas Pertamina - 72

89 DAFTAR PUSTAKA Guo, B. et.al. (2017). PETROLEUM PRODUCTION ENGINEERING SECOND EDITION. Gulf Professional Publishing, United Kingdom. Heriot - Watt University. (2011). PRODUCTION TECHNOLOGY II. EDINBURGH: INSTITUTE OF PETROLEUM ENGINEERING. Guo, B. Kai & Ghalambor. (2014). WELL PRODUCTIVITY HANDBOOK. Gulf Publishing Company, United Kingdom. Brown, K.E. (1977). THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. Petroleum Publishing Company, Tulsa Oklahoma, United States of America. Takacs, Gabor. (2018). ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMPS MANUAL SECOND EDITION. Gulf Professional Publishing, United Kingdom. Takacs, Gabor. (2011). HOW TO IMPROVE POOR SYSTEM EFFICIENCIES OF ESP INSTALLATIONS CONTROLLED BY SURFACE CHOKES. J Petrol Explor Prod Technol (2011) 1: DOI /s Purwaka, Ir. Drs. St. Edi ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP. Universitas Proklamasi 45, Yogyakarta. Naguib, M. A. (2000). ARTIFICIAL LIFT METHOD SELECTION FOR MATURE OIL FIELDS. Tarh-o-Palayesh Engineering Company. Society of Petroleum Engineers. Blann, J.R., Williams J.D. (1984). DETERMINING THE MOST PROFITABLE GAS INJECTION PRESSURE FOR A GAS LIFT INSTALLATION (includes associated papers and ). Society of Petroleum Engineers. Universitas Pertamina - 73

90 Universitas Pertamina - 74

91 LAMPIRAN Universitas Pertamina - 75

92 Universitas Pertamina - 76

93 Universitas Pertamina - 77

94 Universitas Pertamina - 78

95 Universitas Pertamina - 79

96 Lampiran 1 EVALUASI ESP TERPASANG Parameter Sumur M9 M19 Satuan Mid Perforasi ft, TVD PSD ft, TVD Submergence ft, TVD SGmix Gradien Fluida psi/ft Q BFPD Pstatic psia Pwf psia Pwh psia Qmax BFPD PI STB/D/psi PIP psia HD ft Hfr ft TH ft TDH ft Pompa Terpasang GN-1600 D-725-N Frekuensi Motor Stages terpasang stage Head/stg Q_Teoritis EV 66% 69% % EP 18% 52% % Jangkauan Produksi Teoritis ESP Min: 987 Max: Min: 327 Max: BFPD Universitas Pertamina - 80

97 Head, ft Head, ft Lampiran II OPTIMASI POMPA DENGAN UPSIZING ESP Upsizing Pompa ESP Parameter Sumur Satuan M9 M19 Qmax BFPD Pompa GN GN-1600 PSD ft TVD Frekuensi Motor Hz Head/stage Stages stgs Ketersediaan Housing stgs Q_Teoritis BFPD Qo_Teoritis BOPD EP % Penentuan Frekuensi Motor M Q, BFPD Head BEP 45 Hz 50 Hz Penentuan Frekuensi Motor M Q, BFPD Head BEP 55 Hz 60 Hz Universitas Pertamina - 81

98 Universitas Pertamina - 82

99 Universitas Pertamina - 83

100 Lampiran III DESIGN GAS LIFT a. Sumur M9 Universitas Pertamina - 84

101 b. Sumur M19 Universitas Pertamina - 85