Larasati Kris Sadewi-prd 3-15412012.pdf

PERENCANAAN ULANG ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP (ESP) PADA SUMUR Z-1 DAN SUMUR P-1 UNTUK TARGET RATE BARU PT PERTAMINA HULU ENERGI ONWJ KERTAS KERJA WAJIB

Oleh : Nama Mahasiswa NIM Program Studi Diploma

: Larasati Kris Sadewi : 15412012 : Teknik Produksi Minyak dan Gas : III (Tiga)

KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL BADAN PENGEMBANGAN SUMBER DAYA MANUSIA ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL POLITEKNIK ENERGI DAN MINERAL Akamigas

Cepu, Juni 2018

KATA PENGANTAR

Puji syukur penulis panjatkan ke hadirat Tuhan Yang Maha Esa karena berkat rahmat dan penyertaanNya, penulis dapat menyelesaikan Kertas Kerja Wajib dengan judul “Perencanaan Ulang Electric Submersible Pump (ESP) pada Sumur Z-1 dan Sumur P-1 untuk Target Rate Baru PT PERTAMINA HULU ENERGI ONWJ“. Penyusunan Kertas Kerja Wajib ini diajukan sebagai syarat kelulusan program Diploma II pada Program Studi Teknik Produksi Minyak dan Gas PEM Akamigas Cepu. Kertas Kerja Wajib ini dapat diselesaikan juga berkat dorongan, saran, serta bantuan pemikiran dari berbagai pihak. Oleh karena itu, perkenankanlah dalam kesempatan ini penulis mengucapkan terima kasih kepada: 1. Prof. Dr. R. Y. Perry Burhan, M.Sc selaku Ketua PEM Akamigas 2. Ir. Bambang Yudho Suranta, M.T selaku Kepala Program Studi Teknik Produksi Minyak dan Gas 3. Edi Untoro, S.T., M.T selaku Dosen Pembimbing penulisan KKW 4. Bapak dan Ibu dosen PEM Akamigas khususnya Program Studi Teknik Produksi Minyak dan Gas 5. Roy Arthur Sitorus selaku Pembimbing Praktik Kerja Lapangan 6. Seluruh pekerja PT PERTAMINA HULU ENERGI ONWJ 7. Kedua orang tua yang telah mendukung hingga penyusunan KKW ini selesai 8. Seluruh rekan-rekan Program Studi Teknik Produksi Minyak dan Gas dan semua pihak yang telah membantu hingga penyusunan KKW ini selesai. Penulis menyadari bahwa dalam penulisan Kertas Kerja Wajib ini jauh dari kata sempurna, baik dalam segi penulisan, penyusunan, dan bahasan. Oleh karena itu penulis mengharapkan kritik dan saran yang bersifat membangun untuk kedepannya, khususnya dari para dosen guna menjadi acuan dan bekal pengalaman bagi penulis untuk lebih baik di masa yang akan datang

Cepu, Juni 2018 Penulis

Larasati Kris Sadewi 15412012

i

INTISARI Pada awalnya sumur migas mempunyai tenaga pendorong yang cukup besar, sehingga sumur tersebut dapat mengalirkan fluida secara sembur alam (natural flowing) hingga ke permukaan. Tetapi seiring berjalannya waktu, umur suatu sumur semakin tua. Dengan demikian tenaga pendorong atau tekanan reservoir sumur tersebut menurun. Sumur yang tadinya dapat mengalirkan fluida ke permukaan secara natural flowing karena tekanannya menurun, kini harus mendapat bantuan dengan cara pengangkatan buatan (artificial lift) agar mampu mengalirkan fluida ke permukaan salah satunya adalah Electric Submersible Pump. PT Pertamina Hulu Energi menggunakan ESP pada Lapangan Zulu dan Lapangan Papa sebagai metoda pengangkatan buatannya. Sumur Z-1 merupakan deviated well dengan water cut yang tinggi sebesar 90% dan temperatur yang tinggi sebesar 169°F mampu memproduksikan 1470 bfpd dengan tekanan alir dasar sumur sebesar 679.7 psi menggunakan ESP sebagai pengangkatan buatannya. Sedangkan untuk sumur P-1 merupakan vertical well dengan water cut yang lebih tinggi dari sumur Z-1 sebesar 97% dengan temperatur 180°F mampu memproduksikan 8948 bfpd dengan tekanan alir dasar sumur sebesar 916.25 psi yang juga menggunakan ESP sebagai pengangkatan buatannya. Melihat produksi kedua sumur tersebut, diinginkan laju produksi yang lebih besar maka perlu dilakukan perencanaan ulang ESP yang mampu mengangkat fluida dengan target rate yang diinginkan. Perencanaan ulang ESP dilakukan untuk Sumur Z-1 agar mampu memproduksikan fluida sebesar 1600 bfpd dengan TDH sebesar 1523.3 ft. Sedangkan untuk Sumur P-1 dilakukan perencanaan ulang ESP yang mampu mengangkat fluida sebesar 9800 bfpd dengan TDH sebesar 2217.57 ft. Maka pada akhir perencanaan ulang dan pemilihan ESP untuk Sumur Z-1 dipilih ESP dengan tipe GN1600 dengan Recommended Operating Range 1000 – 2150 bbl/d dan untuk Sumur P-1 dipiluh ESP dengan tipe GN10000 dengan Recommended Operating Range sebesar 7000 – 12000 bbl/d. Dan perencanaan ulang serta pemilihan pompa ESP yang telah dilakukan dianggap sesuai dan mampu mengangkat fluida pada kedua sumur dengan efektif untuk target rate yang baru.

ii

DAFTAR ISI Halaman KATA PENGANTAR ................................................................................. INTISARI ..................................................................................................... DAFTAR ISI ................................................................................................ DAFTAR TABEL......................................................................................... DAFTAR GAMBAR ................................................................................... DAFTAR LAMPIRAN ................................................................................

i ii iii v vi vii

I. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang .................................................................................. 1.2 Maksud dan Tujuan ........................................................................... 1.3 Batasan Masalah ................................................................................ 1.4 Sistematika Penulisan ........................................................................

1 2 2 3

II. ORIENTASI UMUM 2.1 Sejarah PT Pertamina Hulu Energi ONWJ ........................................ 2.2 Visi, Misi, Value (Tata Nilai) PT Pertamina Hulu Energi ONWJ ..... 2.3 Wilayah Kerja PHE ONWJ ............................................................... 2.4 Overview Lapangan .......................................................................... 2.4.1 Zulu Field ................................................................................. 2.4.2 Papa Field ................................................................................. III. TINJAUAN PUSTAKA 3.1 Produktivitas Sumur ........................................................................... 3.1.1 Productivity Index (PI) .............................................................. 3.1.2 InflowPerformance Relationship (IPR) ..................................... 3.1.2.1 IPR Satu Fasa ................................................................ 3.1.2.2 IPR Dua Fasa ................................................................ 3.2 Sifat Fisik Fluida Reservoir ................................................................. 3.2.1 Spesific Gravity Fluida .............................................................. 3.2.2 Bubble Point Pressure (Pb) ....................................................... 3.2.3 Faktor Kompresibilitas Gas (Z Factor) ..................................... 3.2.4 Kelarutan Gas Dalam Minyak (Rs) ........................................... 3.2.5 Faktor Volume Formasi (FVF) ................................................. 3.3 Electric Submersible Pump (ESP) ...................................................... 3.3.1 Peralatan ESP ............................................................................ 3.3.1.1 Peralatan di Atas Permukaan ....................................... 3.3.1.2 Peralatan di Bawah Permukaan .................................... 3.4 Tahap Perencanaan Ulang ESP ......................................................... 3.4.1 Inflow Performance Relationship (IPR) ................................... 3.4.2 Total Dynamic Head (TDH) ...................................................... 3.4.2.1 Well Head Pressure (WHP) .......................................... 3.4.2.2 Friction Loss ................................................................ 3.4.2.3 Net Vertical Lift (NVL) ................................................. iii

4 5 6 7 8 12 15 16 16 17 18 21 22 23 23 24 24 26 26 27 31 38 38 38 39 39 40

3.5 Pemilihan Komponen-komponen ESP ............................................. 3.5.1 Pemilihan Pompa ESP ............................................................... 3.5.2 Pemilihan VGSA / Pump Intake ............................................... 3.5.3 Pemilihan Advanced Gas Handler (AGH) ................................ 3.5.4 Pemilihan Protector .................................................................. 3.5.5 Pemilihan Motor ........................................................................ 3.5.6 Pemilihan Kabel ........................................................................

40 41 42 43 43 43 44

IV. PERENCANAAN ULANG ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP (ESP) PADA SUMUR Z-1 DAN SUMUR P-1 UNTUK TARGET RATE BARU PT PERTAMINA HULU ENERGI ONWJ 4.1 Data Sumur......................................................................................... 46 4.2 Perencanaan Ulang Sumur Z-1 .......................................................... 47 4.2.1 Perhitungan Inflow Performance Relationship (IPR) ............... 48 4.2.2 Mengubah Satuan WHP ............................................................ 51 4.2.3 Perhitungan Friction Loss ........................................................ 51 4.2.4 Perhitungan NVL ...................................................................... 51 4.2.5 Perhitungan TDH ...................................................................... 52 4.2.6 Pemilihan Pompa ESP............................................................... 52 4.2.7 Hasil Perencanaan Ulang Sumur Z-1 ........................................ 57 4.3 Perencanaan Ulang Sumur P-1........................................................... 59 4.3.1 Perhitungan Inflow Performance Relationship (IPR) ............... 59 4.3.2 Mengubah Satuan WHP ............................................................ 62 4.3.3 Perhitungan Friction Loss ......................................................... 62 4.3.4 Perhitungan NVL ...................................................................... 63 4.3.5 Perhitungan TDH ...................................................................... 63 4.3.6 Pemilihan Pompa ESP............................................................... 63 4.37 Hasil Perencanaan Ulang Sumur P-1 ....................................... 69

V.PENUTUP 5.1 Kesimpulan .......................................................................................... 71 5.2 Saran..................................................................................................... 71 DAFTAR PUSTAKA ................................................................................... 72 LAMPIRAN .................................................................................................. 73

iv

DAFTAR TABEL Halaman Tabel 4.1 Data Sumur ............................................................................................ 46 4.2 Data Teknik Peralatan ESP ................................................................... 47 4.3 Data Perhitungan IPR Sumur Z-1 ......................................................... 50 4.4 Data IPR Sumur Z-1 .............................................................................. 50 4.5 Pemilihan Pompa untuk Sumur Z-1 ...................................................... 52 4.6 Data Pump Performance Curve Tipe GN1600 ..................................... 53 4.7 Total HP ................................................................................................ 55 4.8 Hasil Perhitungan Sumur Z-1 ................................................................ 57 4.9 Hasil Perencanaan Ulang ESP Sumur Z-1 ............................................ 58 4.10 Data Perhitungan IPR Sumur P-1 ......................................................... 61 4.11 Data IPR Sumur P-1 .............................................................................. 61 4.12 Pemilihan Pompa untuk Sumur P-1 ...................................................... 63 4.13 Data Pump Performance Curve Tipe GN10000 ................................... 64 4.14 Total HP ................................................................................................ 66 4.15 Hasil Perhitungan Sumur P-1 ................................................................ 69 4.16 Hasil Perencanaan Ulang ESP Sumur P-1 ............................................ 70

v

DAFTAR GAMBAR Halaman Gambar 2.1 Wilayah Kerja PHE ONWJ ..................................................................... 7 2.2 Flowstation PHE ONWJ ......................................................................... 8 2.3 Zulu Field ................................................................................................. 8 2.4 Flowstation Zulu Field ............................................................................ 9 2.5 Zulu Field Overview ................................................................................ 10 2.6 Lapisan Baturaja Zulu Field .................................................................... 11 2.7 Papa Field ................................................................................................ 12 2.8 Diagramatic Flowstation Papa Field........................................................ 13 2.9 Overview Papa Field ............................................................................... 13 2.10 Reserves & Production Papa Field ....................................................... 14 2.11 Papa Production Profile ........................................................................ 14 3.1 Kurva IPR Satu Fasa ............................................................................... 17 3.2 Kurva IPR Dua Fasa ................................................................................ 18 3.3 Peralatan ESP .......................................................................................... 27 3.4 Switchboard Panel ................................................................................... 28 3.5 Junction Box ............................................................................................ 30 3.6 Intake ....................................................................................................... 33 3.7 Pump ....................................................................................................... 35 3.8 Cable ....................................................................................................... 37 4.1 Grafik IPR Sumur Z-1 ............................................................................. 50 4.2 Ampacity Chart ....................................................................................... 56 4.3 Voltage Drop Chart.................................................................................. 56 4.4 Grafik IPR Sumur P-1 .............................................................................. 62 4.5 Ampacity Chart ....................................................................................... 68 4.6 Voltage Drop Chart.................................................................................. 68

vi

DAFTAR LAMPIRAN Halaman Lampiran 1. D1050N Pump Performance Curve .......................................... Lampiran 2. GN1600 Pump Performance Curve .......................................... Lampiran 3. DN1750 Pump Performance Curve .......................................... Lmapiran 4. D1150N Pump Performance Curve .......................................... Lampiran 5. DN1800 Pump Performance Curve .......................................... Lampiran 6. GN10000 Pump Performance Curve ........................................ Lampiran 7. S8000N Pump Performance Curve ........................................... Lampiran 8. HN13500 Pump Performance Curve ........................................ Lampiran 9. Pemilihan VGSA ....................................................................... Lampiran 10. Pemiliuhan AGH ..................................................................... Lampiran 11. Pemilihan Protector................................................................. Lampiran 12. Pemilihan Motor ...................................................................... Lampiran 13. Pemilihan Kabel ...................................................................... Lampiran 14. Well Profile Sumur Z-1 ........................................................... Lampiran 15. Well Profile Sumur P-1............................................................

vii

73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87

I. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Produksi minyak dari suatu sumur dapat dilakukan dengan dua cara, diantaranya dengan Metode Sembur Alam (Natural Flow Method) dan Metode Pengangkatan Buatan (Artificial Lift Method). Pada sumur sembur alam, tekanan reservoir mampu mengangkat fluida produksi dari dasar sumur sampai ke permukaan dan mengalirkannya sampai ke fasilitas proses. Metode pengangkatan buatan digunakan apabila tekanan reservoir sudah tidak mampu lagi memproduksikan minyak dengan sembur alam. Banyak metode pengangkatan buatan, diantaranya adalah: Gaslift, Sucker Rod Pump (SRP), Electric Submersible Pump (ESP), Hydraulic Pump Unit (HPU), Progressive Cavity Pump (PCP). Pemilihan ESP sebagai salah satu teknik pengangkatan buatan tentu saja berdasarkan pertimbangan teknis maupun ekonomis. Pompa ESP merupakan pompa sentrifugal bertingkat, dengan tiap tingkat terdiri dari impeller dan diffuser. Fluida yang masuk melalui pump intake akan bergerak menuju tingkat pertama pompa. Putaran impeller tersebut akan memberikan gaya sentrifugal pada fluida dengan mempercepat pergerakannya, sehingga fluida tersebut akan memiliki energi lebih besar dari pada sebelumnya. Diffuser akan mengarahkan fluida untuk bergerak menuju impeller pada tingakat berikutnya dan proses tersebut akan terus berjalan sampai tingkat terakhir.

1

Perencanaan ulang ESP sangatlah diperlukan untuk menjaga laju alir suatu sumur, baik untuk meningkatkan laju alir ataupun menjaga laju alir supaya tetap stabil. Ada beberapa hal yang perlu diperhatikan saat akan merencanakan ulang ESP pada suatu sumur yaitu, tipe pompa yang efektif untuk sumur tersebut, target rate itu sendiri, ukuran casing, Total Dynamic Head (TDH) dan frekuensi.

1.2 Maksud dan Tujuan Maksud dan tujuan yang diharapkan setelah penulis menyelesaikan Kertas Kerja Wajib ini adalah : 1) Memenuhi persyaratan kurikulum STEM Akamigas Tahun Akademik 2016/2017 program Diploma III pada Program Studi Teknik Produksi Minyak dan Gas. 2) Menambah wawasan tentang kinerja Electric Submersible Pump (ESP). 3) Membandingkan antara teori yang didapat melalui kegiatan perkuliahan di kampus dengan kenyataan di lapangan. 4) Memahami bagaimana proses evaluasi ESP yang disesuaikan dengan inflow performance sumur. 5) Mengetahui bagaimana merencanakan ESP untuk suatu sumur dengan target rate yang baru.

1.3 Batasan Masalah Dalam penulisan Kertas Kerja Wajib ini penulis hanya membatasi tulisan pada perencanaan ulang pompa ESP pada sumur Z-1 dan P-1 di PT PERTAMINA HULU ENERGI ONWJ sehingga dihasilkan laju alir optimum.

2

1.4 Sistematika Penulisan Sistematika penulisan Kertas Kerja Wajib ini terdiri dari 5 bab. Rincian dari bab – bab tersebut sebagai berikut :

I.

PENDAHULUAN Terdiri dari penyampaian latar belakang pemilihan judul, maksud dan tujuan, batasan masalah, dan sistematika penulisan.

II.

ORIENTASI UMUM Terdiri dari sejarah singkat perusahaan, geologi lapangan, struktur organisasi, sejarah produksi, serta sarana dan fasilitas produksi.

III.

TINJAUAN PUSTAKA Terdiri dari dasar teori relationship, electric

productivity index, inflow performance

submersible pump

(ESP)

dan peralatan-

peralatannya, serta evaluasi dan perencanaan ulang ESP. IV.

PERENCANAAN ULANG ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP (ESP) PADA SUMUR Z-1 DAN SUMUR P-1 UNTUK TARGET RATE BARU PT PERTAMINA HULU ENERGI ONWJ Terdiri dari data sumur Z-1 dan P-1 yang meliputi data reservoir, data ESP, serta perencanaan ulang ESP pada sumur Z-1 dan P-1 sehingga dihasilkan laju alir yang optimum.

V.

PENUTUP Terdiri dari simpulan hasil perencanaan ulang ESP penulis kepada perusahaan.

3

II. ORIENTASI UMUM

2.1 Sejarah Lapangan Sejarah pengelolaan migas dilapangan Offshore North West Java mengalami beberapa kali pergantian pengelolaan. Pada tahun 1966 IIAPCO dan Pertamina menandatangani Kerjasama Produksi (PSC) untuk konsesi area Lepas pantai Utara Jawa Barat (ONWJ). Izin pemerintah menyusul setahun kemudian, 1967 Sinclair Exploration Company mendapatkan hak beroperasi untuk ONWJ dari IIAPCO. PSC ONWJ antara IIAPCO dan Pertamina disetujui oleh pemerintah Indonesia. 1971 Perusahaan Eksplorasi Sinclair secara resmi berubah menjadi Atlantic Richfield Indonesia Inc. (ARCO) Presiden Indonesia Soeharto meresmikan lapangan Ardjuna dari Echo flow Station pada tanggal 1 September 1971. Pada tahun itu juga area lepas pantai ONWJ dikelola oleh ARCO. Tahun 2000 lapangan ONWJ dikelola oleh gabungan antara BP, Arco, Amoco, dan Burmah Castrol. BP West Java ltd merupakan operator pengelola lapangan. Kemudian pada bulan Juli 2009, divestasi BP West Java ltd. dari BP menjadi Pertamina, diikuti dengan perubahan nama perusahaan menjadi Pertamina Hulu Energi ONWJ Ltd. Pada tanggal 30 Agustus 2010, komposisi blok onwj adalah sebagai berikut Pertamina Hulu Energi ONWJ Ltd.. (Operator) 46 %, CNOOC ONWJ Ltd.. 36.7205 %, INPEX Java Ltd.. 7.25 %, Talisman Resources (N.W Java) Ltd..5.0295 % dan Salamander Energy (Java) Ltd.. 5 %. Di tahun 2011, Pertamina membeli 7.25 % saham yang sebelumnya 4

dimiliki Inpex dan ditahun yang sama Energi Mega Persada, melalui anak perusahaan EMP International Ltd., membeli dari CNOOC 36.7205% . Ditahun 2012 berikut komposisi kepemilikan blok ONWJ adalah Pertamina Hulu Energi ONWJ Ltd (Operator) of 53.25%, EMP ONWJ Ltd.. 36.7205%, Talisman Resources (NW Java) Ltd at 5.0295% and Risco Energy BV ONWJ by 5%. Setahun berikutnya pada tahun 2013 PT Pertamina membeli 5.03 % saham yang dimiliki oleh Talisman Energy. Sehinnga pada tahun 2014 blok ONWJ dimiliki oleh PHE ONWJ 58.28 %, Energy Mega Persada (Bakrie Group) 36.72 % dan Risco Energy 5%. Hingga pada akhirnya tanggal 18 januari 2017 area ONWJ telah dimiliki penuh PT. PHE ONWJ. 2.2 Visi, Misi dan Tujuan Strategis PHE ONWJ Berikut adalah visi dan misi dari PHE ONWJ :  Visi Menjadi perusahaan Ekpslorasi & Produksi minyak dan gas bumi lepas pantai dengan kinerja operasi unggul berkelas dunia yang memberikan laba kompetitif, berperan dalam penginkatan kualitas lingkungan hidup dan memberi manfaat terhadapat perikehidupan masyarakat.  Misi - Menjalankan operasi eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi secara aman dan handalberdasarkan prinsip-prinsip komersial yang kuat. - Meningkatkan efisiensi operasi dan secara konsisten berupaya 5

menurunkan jejak lingkungan perusahaan melalui pengelolaan lingkungan hidup secara berkelanjutan. - Memfasilitasi para pemangku kepentingan untuk mendorong

terwujudnya pembangunan berkelanjutan

masyarakat di sekitar wilayah operasi perusahaan.  Tujuan Strategis - Beroperasi secara aman dan handal - Meningkatkan produksi dengan effsiensi dan komersial - Berfokus pada kegiatan yang menambah cadangan - Pengembangan Sumber Daya Manusia

2.3 Wilayah Kerja PHE ONWJ Operasi Pertamina Hulu Energi ONWJ meliputi Oil and Gas, Solar and Petrochemical dan memiliki luas wilayah kerja sebesar 8729.29 km2 sepanjang utara laut jawa. PHE upstream dan downstream mempunyai kantor pusat di Jakarta. Sedangkan operasi lapangannya ada di Offshore North West Java dan East Java. Untuk kegiatan yang lain seperti Solar, Petrochemical juga dikonsentrasikan di pulau Jawa. Oleh karena pergantian nama menjadi Pertamina Hulu Energi maka wilayah operasinya yang ada di west java terutama di offshore yang berada di laut kawa hanya dibagi menjadi 2 bagian yaitu West asset dan East asset. Dimana bagian west terdiri dari Zulu, Papa, Mike-Mike, Lima, dan KLA yang termasuk kedalam lapangan Bima. Sedangkan bagian east terdiri dari Bravom

6

Central Plant, Uniform, Foxtrot, dan Echo yang termasuk kedalam lapangan Ardjuna.

Gambar 2.1 Wilayah Kerja PHE ONWJ 2.4 Overviw Lapangan PHE ONWJ memiliki 10 flowstation diantaranya adalah zulu, lima, papa, mike-mika, bravo, KLA, echo, foctrot, FSO arco ardjuna dan central plant. Flowstation sendiri adalah platform berpenghuni yang digunakan untuk mengendalikan produksi atau pengolahan FSO. Sebelumnya memeiliki 11 flowstation akan tetapi anjungan Uniform dijadikan NUI (Normally Unmaned Installation) yang produksinya dialirkan dan dikontrol dari Kilo flowstation.

7

Gambar 2.2 Flowstation PHE ONWJ 2.4.1 Zulu Field 250000

350000

300000

400000

450000

9450000

-5° 00 '

AV AVS AA

APN

ZU 9400000

-5° 30 '

P M

B

LL

9350000

BQ

MM

L

MQ KLX/Y

MB

BZZ

Y

HZ EW

E

FW

K

LES

FN

- 6° 00 '

UR KL

ES

KK U

F FXE FF

JJ FS

OW O

X

OC

9300000

GG -6° 30 '

OFFSHORE NORTHWEST JAVA PSC BOUNDARY 9250000 106° 30 '

107° 00 '

107° 30 '

Gambar 2.3 Zulu Field

8

108° 00 '

108° 30 '

On-Li ne Wells : ZUA-1 ZUA-3ST ZUA-4 ZUA-6ST ZUA-7 ZUA-9 ZUA-10 ZUA-11ST

100 psi

Prod. Hea der : 100 ps i Tes t Separator : 100 psi

On-Li ne Wells : ZUD-1 ZUD-2 ZUD-3 ZUD-5 ZUD-7 ZUD-8 ZUD-10

95 psi

Prod. Hea der : 100 ps i Tes t Separator : 100 psi

13.8 KV

160 psi On-Li ne Wells : ZUB-2 ZUB-7 ZUB-8 Prod. Hea der : 160 ps i Tes t Separator : 160 ps i

13.8 KVA

50 psi

55 psi

On-Li ne Wells : ZUG-2 ZUG-3 ZUG-4 ZUG-5 ZUG-6 ZUG-8 ZUG-10 ZUG-11 Prod. Hea der : 60 ps i Tes t Separator : 100 psi

Incoming ZUJ1 : ZUD : 35 psi ZUG : 35 psi ZUF : 37 psi FUEL GAS : 210 psi

34.5 KV

Legends :

As per Feb 6th, 2017

Gambar 2.4 Flowstation Zulu Field

9

To PAPA

150 psi

Crude Fuel Gas Electric power

Field History • Discovered in 1974 by ZZZ-1 wildcat well • Start Up Prod : 1986 • 8 Platforms and 67 development wells • Producing Zone : Baturaja (SSOP Focus), ZU-24, TAF Well and Facility • 2D seismic data and 3D Seismic data (10%) • Current Online platform: ZUA, ZUB, ZUD and ZUG • Active wells: 26 wells • Current Prod: 3400 bopd (Baturaja 95%) History of Zulu Study • OOIP: 850 MMBO • Cum Oil : 39.8 MMBO • Current RF: 4.7% (Oil) Baturaja Reservoir Challenges • Big Inplace and Low Recovery • Low reservoir Pressure • Heavy Oil and high viscosity • Some area still covered by 2D seismic

Gambar 2.5 Zulu Field Overview

10

Gambar 2.6 Lapisan Baturaja Zulu Field

11

2.4.2 Papa Field 250000

350000

300000

400000

450000

9450000

-5° 00'

AV AVS AA

APN

ZU 9400000

-5° 30'

P M

B

LL

9350000

BQ

MM

L

MQ MB

BZZ

Y

KLX/Y LES

HZ EW

E

FW

K

FN

-6° 00'

UR ES

KL KK U

F FXE FF

JJ FS

OW O

X

OC

9300000

GG -6° 30'

OFFSHORE NORTHWEST JAVA PSC BOUNDARY 9250000 106° 30'

107° 00'

107° 30'

Gambar 2.7 Papa Field

12

108° 00'

108° 30'

Gambar 2.8 Diagramatic Flowstation Papa Field Overview •

Papa Field is located in western side of North West Java Area, 40 kilometer from North Jakarta.

•

Papa Field discovered by P-1 exploratory well in February 1971. Afterward, Papa Field has developed since December 1983 until now.

•

Total Platforms / Active Platforms

•

Total Wells / Total String / Active Wells

•

Reservoir Interest

: Baturaja, P-29, P-26, P-20, and P-15

•

Upside potential

: Shallow Gas

= 5/3 = 38/39/10

Gambar 2.9 Overview Papa Field

13

Reserves & Production (January 2017) •

2P Risked In-place

= 130.6 mmbo & 29.3 bcf

•

Cum Production

= 30 mmbo & 3.5 bcf

•

Current Production

= 920 bopd, 2.6 mmscfd, 38000 bfpd

Gambar 2.10 Reserves &Production Papa Field Group: Temporary Items In Group: 38 Format: BOPD-WC-GOR

(L1)1x10

1x10

1x10

1x10

1x10

5

6

(R1)1x10

4

5

1x10

3

4

1x10

2

3

1x10

1

(L1) BOPD

2

80 (R1) BWPD

85

90

95

00

05

(L1) MCFPD VS Time

Gambar 2.11 Papa Production Profile

14

10

1x10

III. TINJAUAN PUSTAKA

Pada awalnya sumur migas mempunyai tenaga pendorong yang cukup besar, sehingga sumur tersebut dapat mengalirkan fluida secara sembur alam (natural flowing) hingga ke permukaan. Tetapi seiring berjalannya waktu, umur suatu sumur semakin tua. Dengan demikian tenaga pendorong atau tekanan reservoir sumur tersebut menurun. Sumur yang tadinya dapat mengalirkan fluida ke permukaan secara natural flowing karena tekanannya menurun, kini harus mendapat bantuan dengan cara pengangkatan buatan (artificial lift) agar mampu mengalirkan fluida ke permukaan. Salah satu metoda pengangkatan buatan yaitu menggunakan Electric Submersible Pump (ESP). Pada bab ini akan dibahas prinsip-prinsip dasar dan perhitungan yang berkaitan dengan perencanaan ulang ESP untuk target rate yang baru. 3.1 Produktivitas Sumur Produktivitas

sumur

adalah

kemampuan

suatu

formasi

untuk

memproduksikan fluida yang dikandungnya pada kondisi tekanan tertetu. Kemampuan sumur untuk memproduksikan fluidanya sangat bergantung pada jenis reservoir, tenaga pendorong reservoir dan juga kondisi reservoir. Parameter yang menyatakan produktivitas formasi adalah Productivity Index (PI) dan Inflow Performance Relationship (IPR).

15

3.1.1 Productivity Index (PI) Pada dasarnya Productivity Index (PI) merupakan indeks yang menunjukkan kemampuan sumur untuk berproduksi sebanyak volume fluida yang dinyatakan dalam barrel per hari pada suatu beda tekanan antara tekanan reservoir ( ̅ ) dengan tekanan alir (Pwf) di dasar sumur yang bisa disebut draw drown. PI dinyatakan dalam barrel/day/psi dari total produksi (air dan minyak), sehingga persamaan matematisnya adalah sebagai berikut: 𝑄𝑙

PI = (𝑃𝑟−𝑃𝑤𝑓) Dimana: PI

: Productivity Index (bbl/day/psi)

Ql

: Laju Produksi (bbl/day)

Pr

: Tekanan Reservoir (psi)

Pwf

: Tekanan Alir Dasar Sumur (psi)

Kermit E Brown (1967) telah memberikan baatasan terhadap besarnya produktivitas suatu sumur, yaitu sebagai berikut: 1. PI rendah jika nilainya kurang dari 0,5 2. PI sedang jika nilainya berkisar antara 0,5 sampai 1,5 3. PI tinggi jika nilainya lebih dari 1,5

3.1.2 Inflow Performance Relationship (IPR) Productivity index (PI) yang diperoleh secara langsung maupun secara teoritis hanya merupakan gambaran secara kualitatif mengenai kemampuan suatu sumur

16

untuk berproduksi. Dalam kaitannya dengan perencanaan suatu sumur, ataupun untuk melihat kelakuan suatu sumur untuk berproduksi, maka harga PI dapat dinyatakan secara grafis, yang disebut dengan grafik Inflow Performance Relatonship (IPR). 3.1.2.1 IPR Satu Fasa Berdasarkan definisi Productivity Index (PI), maka variabel pembentuk kurva IPR adalah laju produksi (Ql) dan tekanan alir dasar sumur (Pwf). Kurva IPR satu fasa akan berbentuk garis lurus karena tekanan reservoir maupun tekanan alir dasar sumur masih di atas tekanan gelembung (Pb), sehingga tidak ada gas yang terbebas dari cairan dan hanya fasa liquid saja yang mengalir. Kurva IPR satu fasa ditunjukkan pada gambar 3.1 Untuk menghitung besarnya laju alir pada IPR satu fasa bersamaan dapat diubah menjadi: Ql = PI x (Pr-Pwf) Keterangan: PI

: Productivity Index (bbl/day/psi)

Ql

: Laju Produksi (bbl/day)

Pr

: Tekanan Reservoir (psi)

Pwf

: Tekanan Alir Dasar Sumur (psi)

Gambar 3.1 Kurva IPR Satu Fasa

17

3.1.2.2 Kurva IPR Dua Fasa Karena terjadi perubahan tekanan di dasar sumur, maka ketika tekanan alir dasar sumur di bawah bubble point pressure (Pb) minyak, gas yang semula larut akan terbebaskan dan menjadikan fluida menjadi dua fasa yang akan membentuk IPR melengkung. Hal ini menunjukkan bahwa PI akan berkurang dengan naiknya laju produksi seperti pada gambar 3.2 Persamaan IPR dua fasa ini telah dikembangkan oleh Vogel. Metode Vogel ini bisa digunakan untuk kondisi tekanan di atas dan di bawah bubble point pressure. Kurva IPR di atas bubble point pressure akan berbentuk garing melengkunng.

Gambar 3.2 Kurva IPR Dua Fasa Pada penelitian ini menggunakan IPR Metode Vogel karena metode ini merupakan metode IPR dua fasa dan dapat digunakan untuk saturated oil reservoir dan undersaturated oil reservoir. Vogel mengembangkan persamaan anggapan bahwa: a. Reservoir bertenaga pendorong gas b. Tekanan reservoir di bawah tekanan bubble point

18

c. Faktor skin sama dengan nol Persamaan Vogel dapat ditulis sebagai berikut:

qt qt ,max

 Pwf  1  0,2  Pr

 P   0,8 wf   Pr

  

2

q

: Laju Alir (BPD)

qmax

: Laju Alir Maksimum @Pwf=0 (BPD)

Pr

: Tekanan Reservoir (psi)

Pwf

: Tekanan Alir Dasar Sumur (psi)

Metode Vogel dapat digunakan untuk membuat kurva IPR pada dua tipe kondisi reservoir, yaitu: a. Saturated oil reservoir (Pr < Pb) b. Undersaturated oil reservoir (Pr > Pb) a.

Saturated Oil Reservoir (Pr < Pb) Ketika tekanan reservoir sama atau di bawah tekanan bubble point, maka

reservoir minyak disebut sebagai saturated oil reservoir. Prosedur perhitungan untuk pembuatan kurva IPR menggunakan metode Vogel pada saturated oil reservoir dapat dilakukan langkah-langkah sebagai berikut: 1. Menentukan qmax dengan persamaan:

qmax =

 Pwf 1  0,2  Pr

 P   0,8 wf   Pr

  

2

2. Menentukan harga q dengan asumsikan harga Pwf dengan persamaan:

19

qt qt ,max

 Pwf  1  0,2  Pr

 P   0,8 wf   Pr

  

2

3. Plot harga q pada berbagai harga Pwf b.

Undersaturated Oil Reservoir Beggs (1991) menyatakan bahwa menggunakan metode Vogel untuk

undersaturated oil reservoir akan mempunyai dua kemungkinan yang harus diperhatikan dalam penggunaannya yaitu ketika: 

Kondisi Pr > Pb dan Pwf test > Pb Kondisi Pr > Pb dan Pwf test > Pb ditunjukkan oleh gambar 3.2 case 1 (Pwf

test > Pb). Beggs menguraikan prosedur untuk menentukan kurva IPR ketika tekanan alir dasar sumur lebih besar atau sama dengan tekanan bubble point sebagai berikut: 1. Hitung harga PI 2. Hitung harga laju alir saat tekanan bubble point (qb) menggunakan persamaan: qb = PI(Pr-Pb) 3. Menentukan harga qmax dengan menggunakan persamaan: qmax = qb + 4. Menggunakan harga q pada saat Pwf < Pb menggunakan persamaan:

q = qb +

P [ 1  0,2 wf  Pr

 P   0,8 wf   Pr

2

  ] 

5. Ketika harga Pwf > Pb maka kurva IPR berbentuk linear sehingga untuk menghitung harga q dapat menggunakan persamaan 2 20

6. Plot q vs Pwf



Kondisi Pr > Pb dan Pwf test < Pb Ketika kondisi Pr > Pb dan Pwf < Pb ditunjukkan pada gambar 3.2 case 2

(Pwf test < Pb). Maka prosedur pengerjaan pembuatan kurva IPR dapat dilakukan sebagai berikut: 1. Penentuan harga PI menggunakan persamaan sebagai berikut: PI = (

−

)

 Pwf 1  0,2  Pr [

 P   0,8 wf   Pr

  

2

]

2. Menentukan harga qb 3. Menentukan harga qmax 4. Menentukan harga q pada berbagai harga Pwf saat Pwf > Pb menggunakan persamaan 5. Menentukan harga q pada berbagai harga Pwf saat Pwf < Pb menggunakan persamaan 3.2 Sifat Fisik Fluida Reservoir Sifat fisik fluida (gas, minyak dan air) perlu diketahui karena merupakan variabel utama aliran fluida dalam media berpori maupun dalam pipa. Sifat fisik fluida yang akan dibahas adalah sifat fisik fluida yang mempengaruhi perencanaan Electric Submersible Pump (ESP) yaitu spesific gravity (SG), ˚API, tekanan bubble point (Pb), gas oil ratio (GOR), kelarutan gas dalam minyak (Rs), faktor volume formasi (FVF), faktor kompresibilitas (Z factor), dan viskositas (µ).

21

3.2.1 Spesific Gravity (Sg) Spesific Gravity fluida adalah perbandingan antara densitas fluida dengan fresh water pada kondisi standard (14.7 psi, 60˚F) yaitu 62.4 lb/cuft atau 1 gr/cc. Sehingga spesific gravity fluida adalah sebagai berikut:

atau

Sedangkan besaran yang digunakan untuk menyatakan spesific gravity (SG) dari minyak adalah ˚API. Adapun harga ˚API dapat ditentukan besaran SG dengan hubungan sebagai berikut:

(

)

atau

Spesific gravity fluida campuran (SGmix) dapat dihitung apabila harga spesific gracity air (SGw), spesific gravity minyak (Sgo) dan water cut (WC) diketahui, yaitu dengan menggunakan persamaan berikut: SGmix = (1 – WC) x SGo + WC x SGw

Keterangan: SGmix

: spesific gravity fluida campuran

Sgo

: spesific gravity minyak

SGw

: spesific gravity air

WC

: water cut

22

3.2.2 Bubble Point Pressure (Pb) Bubble point pressure adalah suatu tekanan dimana terjadi pembentukan gas untuk pertama kali dari larutan minyak yang disebabkan oleh penurunan tekanan secara isothermal pada reservoir. Harga bubble point pressure dapat ditentukan dari uji laboratorium PVT. 3.2.3 Faktor Kompresibilitas Gas (Z Factor) Faktor Z adalah suatu pernyataan yang digunakan untuk menyatakan bahwa kondisi gas nyata menyimpang dari kondisi gas ideal, faktor Z merupakan faktor koreksi yang biasa disebut faktor deviasi gas (faktor penyimpangan gas). Faktor deviasi gas menyatakan penyimpangan dari volume nyata terhadap volume ideal. Faktor penyimpangan gas merupakan perbandingan volume gas pada kondisi tekanan dan temperatur sebenarnya dengan volume gas ideal pada kondisi standard (14.7 psi, 60˚F). Faktor deviasi gas secara umum sebagai fungsi dari temperatur dan tekanan tereduksi, Z = f(Tr,Pr), yaitu:

dan

Untuk campuran gas yang mengandung komponen ikutan, besaran kondisi kritis semu untuk tekanan dan temperatur menurut Thomas, Hankinson, dan Philips dapat dibuat persamaan sebagai berikut: Ppc = 709.604 – 58.718ϒg Tpc = 170.491+307.344ϒg

23

Dari harga tekanan dan temperatur tereduksi tersebut dapat diketahui harga deviasi gas dari grafik compressibility factor. 3.2.4 Kelarutan Gas Dalam Minyak (Rs) Kelarutan gas dalam minyak didefinisikan sebagai banyaknya cubic-feet gas dalam keadaan standard yang terlarut dalam minyak mentah satu barrel dalam tanki, dinyatakan dalam satuan SCF/STB. Kelarutan gas dipengaruhi oleh tekanan, temperatur, densitas, gas spesific gravity, dan derajat API gravity minyak. Untuk menghitung gas terlarut pada tekanan dan temperatur tertentu dapat menggunakan korelasi dari Standing yaitu:

Rs = ϒg x [

(

) ( )

]

Dimana: Rs : Kelarutan gas dalam minyak (SCF/STB) T : Temperatur (˚F) P : Tekanan (psi) 3.2.5 Faktor Volume Formasi (FVF) Faktor Volume Formasi didefinisikan sebagai perbandingan volume fluida di dalam reservoir terhadap volume fluida pada kondisi standard. Volume air, volume minyak maupun volume gas dalam reservoir banyak dipengaruhi oleh tekanan dan temperatur, hal ini berhubungan dengan banyaknya gas yang terlarut dalam fluida tersebut.

24

Perubahan volume pada air sangat kecil sekali, ini disebabkan karena kelarutan gas dalam air relatif kecil, maka harga Bw sering dianggap 1 RB/STB, sehingga perhitungan air bisa diabaikan. Perubahan volume minyak oleh perubahan tekanan dan temperatur dihitung untuk menentukan faktor volume formasi minyak. Faktor tersebut juga merupakan perubahan volume karena masuknya fasa gas kedalam larutan minyak. Faktor volume formasi didefinisikan sebagai perbandingan volume fluida dalam reservoir dengan fluida pada kondisi standard. a.

Faktor Volume Gas (Bg) Faktor volume formasi gas dapat dihitug dengan menggunakan persamaan: (

)

Keterangan: Z : Faktor penyimpangan gas nyata dengan gas ideal T : Temperatur (˚R) P : Tekanan (psi) b.

Faktor Volume Minyak (Bo) Faktor volume formasi minyak digunakan untuk menghitung volume pada

kondisi reservoir yang meliputi 1 STB ditambah dengan volume gas terlarut. Standing membuat korelasi untuk mengjitung faltor volume formasi minyak (Bo) sebagai berikut: Bo = 0.972 + 0.000147 x F1.175 F = Rs x

𝛾𝑔 𝛾𝑜

+

𝑥𝑇

Keterangan: Bo : Faktor volume formasi minyak (Bbl/STB)

25

Rs : Kelarutan gas dalam minyak (SCF/STB) ϒg: Spesific gravity gas ϒo: Spesific gravity minyak T : Temperatur (˚F) 3.3 Electric Submersible Pump (ESP) Electric Submersible Pump (ESP) merupakan pompa centrifugal bertingkat banyak (multi stage) dimana setiap stage pompa terdapat satu buah impeller yang merupakan bagian yang berputar dan sebuah diffuser yang merupakan bagian yang diam terkunci dengan rumah pompa. ESP merupakan metoda artificial lift yang banyak digunakan selain Sucker Rod Pump (SRP) dan juga Gas Lift karena ESP dianggap efisien untuk memproduksikan reservoir salah satunya karena ESP mampu memproduksikan fluida 100-60.000 BPD. ESP dioperasikan dengan digantung pada tubing produksi dan dimasukkan kedalam csing sumur sampai pada kedalaman tertentu dan tercelup dalam cairan di dalam sumur yang biasanya ditempatkan di atas daerah perforasi. 3.3.1 Peralatan ESP Metoda artificial lift dengan ESP ini telah banyak digunakan di banyak lapangan minyak yang ada di darat (on shore) maupun di lepas pantai (off shore). ESP memiliki peralatan-peralatan yang mendukung kinerjanya supaya kinerjanya efisien. Secara garis besar peralatan ESP terdiri dari 2 bagian, yaitu peralatan di atas permukaan (surface equipment) dan peralatan di bawah permukaan (subsurface equipment).

26

Gambar 3.3 Peralatan ESP 3.3.1.1 Peralatan Di Atas Permukaan (Surface Equipment) Peralatan di permukaan adalah peralatan yang terdapat di atas tanah mulai dari kepala sumur sampai dengan sumber penyedia daya listrik. Secara rinci adalah sebagai berikut: 1. Transformer (Trafo) Transformer merupakan penyedia catu daya listrik untuk motor, transformer adalah suatu peralatan listrik yang berfungsi untuk mengubah jaringjaring tegangan melalui kumparan yang saling berinduksi antara gulungan primer dan gulungan sekunder. Secara basis transformer dapat menaikkan tegangan (step up) dan menurunkan tegangan (step down) tergantung dari kebutuhan. Banyak pilihan yang ada mengenai ESP motor dalam hal ratings dari Horse Power (HP), Ampere dan Voltage. Oleh karena itu dibutuhkan adanya 27

peralatan permukaan berupa trafo ini yang disesuaikan dengan kebutuhan voltage dan ampere yang diinginkan di dalam desain ESP motor. Beberapa perusahaan menggunakan juga ada yang menggunakan pembangkit listrik tenaga sendiri (own generator) atau membeli maupun kontrak dengan PLN. 2. Switch Board Panel Switch Board berfungsi sebagai kontrol dan proteksi operasional kelistrikan. Secara mudah dan sederhananya adalah sebagai tombol untuk menghidupkan dan mematikan ESP motor di dalam sumur. Bentuk switch board panel sering juga disebut motor kontrol yang paling sederhana hanya memiliki komponen-komponen push botton magnetic contactor asembly dengan proteksi beban lebih (overload) sampai dengan jenis switch board panel yang canggih yang dilengkapi dengan alat-alat lainnya, seperti: - Motor Stater: berfungsi untuk menghidupkan pompa - Overload / Underload Protection: dapat di setel sesuai dengan petunjuk aturan motor. Peralatan ini berfungsi sebagai proteksi beban rendah dan beban tinggi (Overload / Underload Protection) yang sangat berguna untuk mencegah motor rusak / terbakar. - Recording Ammeter (motor arus listrik): berfungsi sebagai pencatat besarnya ampere / arus yang bekerja pada motor.

28

Gambar 3.4 Switchboard Panel 3. Junction Box Junction Box berfungsi sebagai pengaman terhadap bahaya kebakaran dan peledakan. Alat ini dipasang di permukaan diantara well head dan switch board. Gas bebas dari sumur produksi secara perlahan-lahan dapat masuk mengalir dan akumulasi di dalam kabel ESP sampai ke tempat kabel di permukaan tanah dan ke switch board. Pemasangan junction box sebenarnya memutuskan kabel ESP dan menjadi venting point agar gas bebas keluar dari sistim kabel ke udara dan tidak masuk kedalam peralatan listrik lainnya (switch board). Junction Box dibuat tahan terhadap cuaca dengan bahan pelat baja, serta mempunyai kawat grounding. Prosedur letak pemasangan terhadap well head dan switch board juga diatur dalam recommended best practice seperti gambar di bawah ini.

29

Gambar 3.5 Junction Box 4. Well Head ESP Well Head berfungsi sebagaimana kepala sumur produksi yang lain, hanya mempunyai keistimewaan khusus, yaitu mempunyai lobang untuk melewatkan kabel ESP dari permukaan ke dalam sumur. Ukuran dan spesifikasi ESP Well Head tergantung dari ukuran diameter casing produksi, ukuran / berat tubing maksimum beban yang ditanggung, tekanan permukaan di well head dan maksimum kedalaman unit ESP yang dipasang. Besar lobang kabel disesuaikan dengan ukuran diameter kabel yang dipakai dan dipasang suatu seal pack off untuk mencegah fluida dan gas dari annuulus bocor keluar well head. Seal pack off tergantung kebuutuhannya, tahan sampai tekanan alir 500 Psig dan ada juga khusus untuk tekanan tinggi sampai dengan 3000 Psig.

30

3.3.1.2 Peralatan Di Bawah Permukaan (Subsurface Equipment) Peralatan di bawah permukan tanan terdiri atas motor, protector, Intake Pump / Gas Separator, Pompa, cable, check valve, bleeder valve. Hal yang sangat penting diperhatikan adalah clearence atau jarak yang diperbolehkan dari peralatan unit pompa terhadap production casing. 1. Electric Motor Setiap sistim pemompaan memerlukan tenaga penggerak. Pada kasus pompa ESP tenaga penggeraknya adalah Electric Motor. Motor ini adalah jenis motor tiga phase, dua kutub dengan sistim induksi sangkar bajing (squirrel cage induction), dan ukurannya bervariasi dari 10 HP sampai dengan 1000 HP dengan frekuensi 60 Hz. Sedangkan kebutuhan voltage-nya bervariasi dari 420 Volt sampai dengan 4200 Volt pada frekuensi 60 Hz, atau 350 Volt sampa dengan 3500 Volt pada frekuensi 50 Hz. OD motor juga bervariasi dari 3

2/4”

sampai dengan 7

½”

.

Biasanya motor dibuat single section yang panjangnya bisa sampai 35 ft, atau dipasang tandem (lebih dari satu ukuran motor) yang total panjangnya bisa sampai 100 ft atau lebih. Karena bentuknya sangat panjang dibandingkan dengan Odnya, maka motor dibuat shaft dan disupport oelh intermediate rotor bearings. Ketika bekerja fluida sumur yang melewati housing motor berfungsi untuk mendinginkan motor dan membuang panas dalam motor. Pada instalasi sumur, motor dipasangkan di bawah protector. Diisi dengan minyak motor khusus yang berwarna jernih dan mempunyai electric stength yang tinggi (> 28 KV) dan tidak dapat menghantarkan arus listrik.

31

2. Protector Protector / Seal Section berfungsi dipasang antara intake pump / gas separator dengan motor, yang berfungsi sebagai: - Menyambungkan motor dengan intake pompa - Menyeimbangkan tekanan dalam motor dengan tekanan dalam annulus - Menjaga agar fluida sumur tidak masuk kedalam motor - Ruang gerak ekspansi dari minyak motor dimana motor dalam keadaan jalan atau diam - Menahan thrust load dari pompa ketikan mengangkat cairan 3. Intake / Gas Separator Intake / Gas Separator berfungsi sebagai unit tempat masuknya fluida sumur dalam pompa impeller eye (lobang pompa). Pada umumnya sumur dengan GOR tinggi depakai gas separator, sedangkan untuk sumur yang mempunyai GOR rendah hanya dipergunakan Intake Pump saja. Gas Separator berfungsi memisahkan free gas dari aliran fluida produksi dan intake. Dengan demikian membantu mencegah gas locking dan umumnya efektif untuk gassy wells. Bagian ini umumnya sebagai bagian yang disambung bautkan di antara protector dan pompa, juga merupakan titik intake pumpnya. Bilamana dipastikan fluid produksinya hanya mengandung solution gas yang relatif sangat kecil (± 20 SCF/Bbl) kadang gas separator tidak perlu dipasang. Jenis dari gas separator / intake secara garis besar ada 3 macam, yaitu:

32

- Standard Intake, dipasang untuk sumur dengan GLR rendah, unit ini hanya berfungsi sebagai screen dan port tempat masuknya fluida sumur kedalam pompa. Standard intake tidak memisahkangas dan cairan. - Reverse Flow Gas Separator, bekerja dengan mengaduk fluida secara terbalik, dengan demikian jumlah gas bebas yang terangkat kepermukaan akan lebih banyak dari pada fluida yang terisap ke bawah dengan kecepatan tertentu. Tetapi sistim ini hanya efektif untuk fluida dengan flow gas rendah. - Rotary Gas Separator, bekerja dengan prinsip sentrifugal tidak seperti Reserve Flow Gas Separator yang bekerja dengan prinsip gravitasi dan dalam usaha memisahkan gas lebih efektif.

Gambar 3.6 Intake

33

4. Pump Pada dasarnya ESP adalah pompa sentrifugal bertingkat banyak (multi stage) dengan sumbu putar tegak (shaft). Setiap stage terdiri dari satu buah impeller dan satu buah diffuser. Impeller adalah bagian yang bergerak sedangkan diffuser merupakan bagian yang diam. Ukuran pompa bervariasi dari 31/2” sampai dengan 10” OD, sedangkan panjangnya tergantung dari jumlah stage yang dipasangkan. Ukuran panjang pompa bervariasi antara 40” sampai dengan 344”. Untuk alasan-alasan tertentu pompa dipasangkan lebih dari satu, sehingga total panjang pompa bisa mencapai 75 ft. Diffuser dan Impeller umumnya dibuat dari material jenis Ni-Rheist, yang merupakan spesial logam alloy tahan karat. Atau bisa dibuat dengan jenis logam yang sesuai kebutuhan aplikasinya. Prinsip kerja pompa sentrifugal multi stage ini berdasarkan kepada pompa sentrifugal yang dipasang dengan sumbu vertikal (shaft). Tenaga dalam bentuk tekanan diperoleh dari cairan yang sedang dipompakan disekitar impeller. Gerak putar impeller mengakibatkan cairan ikut berputar. Ada dua arah gerakan yang dihasilkan oleh putaran impeller, yaitu: - Arah radial akibat dari gaya centrifugal - Arah tangensial pada pinggir luar diameter impeller Resultan dari kedua arah gaya tersebut merupakan arah aliran yang dipompakan. Pompa sentrifugal memberikan kecepatan terhadap cairan yang dipompa dengan adanya gerak putar dari impeller. Tenaga yang berupa kecepatan oleh diffuser dirubah menjadi tenaga potensial yang berupa tekanan.

34

Dalam pemasangannya di lapangan bisa menggunakan lebih dari satu pompa, pemasangan ini disebut tandem. Alasan pemasangan tandem adalah untuk memenuhi jumlah stage pompa untuk mendapatkan kapasitas head yang dibutuhkan untuk menaikkan fluida ke permukaan.

Gambar 3.7 Pump 5. Cable Arus listrik dibutuhkan untuk menghidupkan motor di sumur. Untuk itu dibutuhkan kabel yang mampu menahan temperatur tinggi, tekanan dan kedap air untuk mensuplai arus maksimum ke motor dengan kerugian tegangan yang minimum. Di beberapa sumur tertentu bahkan dibutuhkan kabel yang mampu bertahan terhadap serangan korosi (karat) dan tekanan gas yang tinggi. Banyak jenis kabel yang diproduksi, namun secara umum kabel harus memenuhi kriteria sebagai berikut:

35

- Conductor - Insulation - Sheath (sarung) - Jacket and Amour Kabel listrik dibuat dengan kemampuan range tertentu dalam konfigurasi bentuk round dan flat dengan ukuran konduktor yang bervariasi. Round cable adalah kabel berpenampang nulat yang terpasang pada sepanjang rangkaian tubing sampai ke transformer. Pada jenis round cable dibagian luar sarungnya dibungkus lagi dengan karen (rubber jacket). Biasanya kabel jenis round ini mempunyai usia pakai lebih lama. Sedangkan Flat cable adalah kabel berpenampang pipih yang terpasang sepanjang unit pompa mulai dari motor listrik sampai pompa. Ukuran kabel biasanya dinyatakan dengan motor konduktornya, misalnya: - Misal kabel dengan konduktor no.1 adalah kelas A terdiri dari 7 kawat dengan masing-masing kawat berdiameter 0.1093 inch - Kabel dengan konduktor no.2 adalah kelas B terdiri dari 7 kawat dengan masing-masing kawat berdiameter 0.0974 inch - Kabel dengan konduktor no.4 adalah kelas C terdiri dari 7 kawat dengan masing-masing kawat berdiameter 0.07772 inch

36

Gambar 3.8 Cable 6. Check Valve dan Drain Valve Check valve biasanya dipasang dua atau tiga joint di atas pompa, dengan tujuan untuk menjaga agar kolom cairan selalu berada di atas pompa. Apabila tidak dipasang check valve atau terjadi kebocoran check valve, maka akan terjadi putaran balik pada impeller pada waktu motor dimatikan. Bilamana masih dalam keadaan ada putaran balik pada impeller dan motor dihidupkan kembali, maka dapat mengakibatkan motor terbakar dan patah as. Drain valve dipasang satu joint diatas check valve, dengan tujuan untuk mengosongkan kolom cairan di dalam tubing agar pada saat pencabutan pompa tubing dalam keadaan kosong. 7. Centralizer Centralizer digunakan untuk membuat agar unit pompa dapat selalu ditengah-tengah untuk memperoleh pendinginan yang lebih baik dan beberapa hal

37

untuk mencegah kabel dari kerusakan karena gesekan. Centralizer tidak bergerak naik turun. 3.4 Tahap Perencanaan Ulang ESP Perencanaan ESP sangat diperlukan untuk tetap menjaga produksi pada suatu sumur. Pada saat akan merencanakan ESP ada beberapa hal yang harus diperhatikan dan dipertimbangkan untuk memilih setiap komponen ESP dengan tepat yang sesuai dengan kondisi sumur tersebut. Berikut merupakan tahapan yang harus dilakukan saat akan merencanakan ESP untuk suatu sumur. 3.4.1 Inflow Performance Relationship (IPR) Untuk merencanakan ulang suatu artificial lift yang tepat harus mengetahui laju produksi yang dapat dihasilkan dari suatu sumur. Ada dua parameter yang digunakan untuk menggambarkan atau mengetahui laju produksi suatu sumur. Parameter tersebut menunjukkan produktivitas suatu sumur atau kemampuan suatu sumur untuk mengalirkan fluida atau disebut juga PI (Productivity Index). Parameter selanjutnya ada IPR (Inflow Performance Relationship). IPR merupakan hubungan antara Pwf dengan Laju Produksi (Q). IPR yang digunakan dalam perencanaan ulang ESP ini yaitu IPR Satu Fasa (IPR Straight Line). ( )

Ql = PI x (Pr-Pwf)

3.4.2 Total Dynamic Head (TDH) Total Dynamic Head merupakan parameter yang paling penting saat akan merencanakan ulang suatu desain ESP. TDH merupakan jumlah tekanan atau

38

seberapa besar tekanan yang dibutuhkan suatu pompa ESP untuk mengangkat fluida sampai ke permukaan. Tekanan yang dibutuhkan untuk mengangkat fluida sampai ke permukaan meliputi WHP (Well Head Pressure), NVL (Net Vertical Lift) dan Friction Loss. Dengan begitu TDH merupakan jumlah dari WHP, NVL dan Friction Loss. 3.4.2.1 Well Head Pressure (WHP) Well Head Pressure (WHP) merupakan salah satu hambatan atau tekanan yang harus diatasi oleh pompa saat mengangkat fluida ke permukaan. Pada perencanaan ESP WHP dihitung dalam satuan ft.

(

( ) (

WHP

)

)

: Well Head Pressure pada liquid rate yang diketahui (psi)

SGcomposite : Rata-rata Spesific Gravity dari air dan minyak 3.4.2.2 Friction Loss Friction Loss adalah friksi atau energi yang hilang yang disebabkan oleh fluida yang mengalir pada tubing saat menuju ke permukaan. Terdapat dua korelasi yang digunakan untuk menghitung hubungan anatara diameter pipa dan energi yang hilang itu sendiri. Salah satu korelasi yang digunakan yaitu korelasi Hazen Williams Friction Loss correlation. Semua diukur dalam satuan measured depth (MD).

F C

: Friction Loss (ft/1000ft) : 120 (constanta given)

Q

: Laju Produksi (bfpd) 39

ID

: ID Tubing

3.4.2.3 Net Vertical Lift (NVL) Net Vertical Lift (NVL) merupakan jarak vertikal dari expected fluid level sampai ke permukaan yang harus dihitung sehingga fluida dapat terangkat ke sampai ke permukaan oleh pompa ESP. Perhitungan NVL harus dalam True Vertical depth (TVD).

(

)

NVL / WFL

: Net Vertical Lift / Working Fluid Level (TVD, ft)

Perfo depth

: Perforation Depth (TVD, ft)

Pwf

: Well Flowing Pressure (psi)

Semua komponen dalam perhitungan NVL dihitung dalam satuan ft. Sehingga perhitungan TDH menjadi: +

+

TDH : Total Dynamic Head (ft) WHP : Well Head Pressure (ft) FL

: Friction Loss (ft)

NVL : Net Vertical Lift (ft) 3.5 Pemilihan Komponen-komponen ESP Dalam perencanaan ulang ESP tidak hanya pompa saja yang perlu diperhatikan dalam pemilihannya. Komponen lain yang terdapat dalam satu rangkaian pompa ESP juga harus diperhatikan karena kerja satu komponen dan komponen lain

40

saling berhubungan untuk dapat mengalirkan fluida sesuai dengan target laju produksi yang diinginkan. 3.5.1 Pemilihan Pompa ESP Dalam perencanaan ulang ESP langkah pertama yang harus dilakukan adalah memilih pompa yang tepat sesuai dengan target laju produksi yang diinginkan. Sebelum memilih pompa ESP, ada beberapa hal yang harus dipertimbangkan yaitu laju produksi, ukuran casing, frekuensi dan TDH. Pada saat akan memilih pompa ESP, terdapat beberapa tipe pompa yang dapat dipilih sesuai dengan terget rate yang diinginkan. Dari beberapa tipe pompa yang dapat dipilih, ada beberapa hal yang harus dipertimbangkan. Yang pertama adalah Recommended Operating Range (ROR). ROR adalah kemampuan pompa untuk memproduksikan fluida. ROR harus diperhatikan, karena jika target rate mendekati range minimum maka pompa dapat mengalami down thrust. Sebaliknya, jika target rate mendekati range maksimum maka pompa dapat mengalami up thrust. Baik down thrust maupun up thrust merupakan masalah yang paling terjadi pada pompa ESP, maka dari itu ROR harus diperhatikan dengan baik. Hal selanjutnya yang perlu diperhatikan adalah Horse Power (HP) pada tipe pompa tersebut, Head pompa dan Pump Efficiency. Nilai HP, Head dan Pump Efficiency dapat dilihat dari Pump Performance Curve. Sedangkan untuk HP akan dihitung sesuai berapa banyak stage yang dibutuhkan pada pompa ESP tersebut.

TDH

: Total Dynamic Head (ft)

41

Head

: Head dari Pump Performance Curve (ft/stages)

HP1

: Horse Power dari Pump Performance Curve (hp/stages)

3.5.2 Pemilihan VGSA / Pump Intake VGSA (Vortex Gas Separator) atau Pump Intake merupakan tempat masuknya fluida. VGSA mempunyai kemampuan untuk memisahkan gas dari liquid sebelum memasuki pompa. Pemilihan VGSA dilakukan setelah menentukan tipe pompa yang tepat. Pada katalog pemilihan VGSA terdapat kolom yang menunjukkan series pompa. Series pompa digunakan untuk mempertimbangkan VGSA yang akan dipilih. Pemilihan VGSA dapat dilihat dari Series VGSA yang tertera pada kolom. Series VGSA yang dipilih harus sama dengan Series pompa atau lebih besar dari Series pompa tetapi tidak di sarankan memilih VGSA dengan Series yang lebih besar dari motor yang akan dipilih. Pada katalog VGSA terdapat beberapa kolom yang menunjukkan informasi yang berbeda. Yang pertama adalah physical spesification yang menunjukkan informasi mengenai diameter, ukuran shaft, make-up length dan berat. Kolom yang lain menunjukkan effective rates baik minimum ataupun maksimum rate yang dapat ditanggung oleh VGSA itu sendiri. Kolom yang terakhir adalah guidelines column, kolom ini menunjukkan shaft strength dan power requirement dari VGSA.

42

3.5.3 Pemilihan AGH (Advanced Gas Handler) AGH (Advanced Gas Handler) terletak di atas VGSA atau Standard Intake. Fungsi dari AGH sendiri adalah untuk meminimalkan terjadinya gas locking. Dalam pemilihan AGH hal yang harus dipertimbangkan adalah target rate dan sama seperti pemilihan VGSA, Series AGH yang akan dipilih harus sama besar dengan Series pompa atau lebih besar tetapi tidak boleh lebih besar dari Series motor yang dipilih.

3.5.4 Pemilihan Protector Protector merupakan salah satu komponen yang penting dalam perencanaan ESP. Protector digunakan untuk mencegah fluida masuk ke dalam motor. Fluida sumur tidak boleh sampai masuk ke dalam motor karena jika fluida sumur masuk ke dalam motor dapat mengakibatkan motor terbakar. Terdapat beberapa pilihan dalam katalog saat akan memilih protector. Dalam memilih protector hal yang harus dipertimbangkan adalah kondisi sumur itu sendiri. Terdapat 3 tipe atau 3 jenis protector, yaitu, chambers, labyrinth, bag and bellow. Ketiganya memiliki perbedaan dalam tahapan mencegah fluida masuk ke dalam motor. Protector dapat dipasang secara tandem baik series maupun paralel.

3.5.5 Pemilihan Motor Dari pemilihan VGSA, AGH dan Protector dapat diketahui HP dari setiap komponen. Untuk memilih motor yang tepat untuk satu rangkaian ESP harus melihat total HP dari VGSA, AGH, dan Protector. Motor yang dipilih harus

43

mampu menanggung total HP dari komponen-komponen ESP yang lainnya. Series motor harus sama atau lebih besar dari Series pompa, VGSA, AGH dan protector.

+

+

+

Untuk mencegah kondisi buruk yang tidak diinginkan maka ditambahkan safety faktor sesuai rule of thumb sebesar 80%.

Dari perhitungan required motor HP dapat dipilih motor yang tepat sesuai dengan HP yang diperlukan untuk menggerakkan komponen-komponen ESP.

3.5.6 Pemilihan Kabel Pada satu rangkaian ESP salah satu komponen yang paling penting ialah kabel. Pemilihan kabel yang tidak tepat dapat membakar satu rangkaian ESP. Parameter pertama yang harus dipertimabangkan saat akan memilih kabel adalah temperatur reservoir. Dalam perencanaan ESP terdapat ampacity graph yang digunakan menentukan tipe kabel yang tepat. Pada ampacity graph terdapat beberapa pilihan ukuran kabel yang tersedia. Arus yang melewati kabel harus lebih besar dari arus pada motor, karena jika arus kabel sama dengan arus motor atau lebih kecil dari

44

motor maka dapat mengakibatkan motor terbakar. Dalam pemilihan kabel hal yang perlu diperhatikan adalah kehilangan arus sepanjang rangkaian dari surface hingga batas pompa ESP dipasang.

(

+

) (

)

Setelah mengetahui besarnya cable voltage drop yang harus dihitung selanjutnya adalah Required Surface Voltage untuk mengetahui kebutuhan arus dari permukaan.

+

45

IV. PERENCANAAN ULANG ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP (ESP) PADA SUMUR Z-1 DAN SUMUR P-1 UNTUK TARGET RATE BARU PT PERTAMINA HULU ENERGI ONWJ Seiring berjalannya waktu tenaga pendorong suatu reservoir akan berkurang. Semakin berkurangnya tenaga pendorong suatu reservoir maka reservoir tersebut tidak dapat atau akan sulit untuk mengalirkan fluida sampai ke permukaan. Untuk dapat mengalirkan fluida ke permukaan, diperlukan pengangkatan buatan (artificial lift). PT Pertamina Hulu Energi ONWJ menggunakan beberapa artificial lift salah satu yang paling banyak terpasang di lapangan adalah ESP. ESP yang sudah terpasang perlu dilakukan pengecekan sesekali atau secara berkala untuk memastikan apakah pompa ESP yang terpasang masih sesuai untuk laju produksi yang saat itu diproduksikan. Dalam hal ini PT Pertamina Hulu Energi ONWJ memerlukan desain ESP atau perencanaan ulang ESP untuk dua sumur dikarenakan ingin meningkatkan laju produksi. Berikut akan dipaparkan data dari 2 sumur yang akan dilakukan perencanaan ulang. 4.1 Data Sumur Tabel berikut merupakan tabel data 4 sumur yang digunakan untuk mengevaluasi dan mengoptimasi sumur yang di dapat dari lapangan PT Pertamina Hulu Energi ONWJ.

No. 1. 2.

Data Well construction

Tabel 4.1 Data Sumur Z-1 Deviated Well 90

Wellhead pressure (psi)

46

P-1 Vertical Well 200

No.

Data

Z-1

P-1

3.

Pr (psi)

700

1000

4.

BHT (°F)

169

150

5. 6. 7. 8.

Water cut (%) °API SG water TVD (ft)

90 17 1.05 2822

97 17 1.05 3003

9. 10. 11.

PIP from well test (psi) PSD (ft) Liquid rate from well test (bfpd) Casing size (inch) Tubing size (inch)

623 2580 1470

743 2600 8948

7” 2 7/8”

7” 2 7/8”

12. 13.

No.

Tabel 4.2 Data Teknik Peralatan ESP Data Z-1

1.

Frekuensi

2.

Tipe Pompa existing

3.

Stages Pompa existing

4.

Step up transformer

P-1

60 Hz

60

D1050N

S8000N

58

48

1100 - 2800

1100 - 2800

4.2 Perencanaan Ulang Sumur Z-1 Perencanaan Ulang ESP diperlukan untuk mengangkat laju produksi yang diinginkan, salah satunya untuk sumur Z-1 PT Pertamina Hulu Energi ONWJ. Sumur Z-1 merupakan deviated well dengan water cut water cut yang tinggi, yaitu 90%. Hasil well test per tanggal 9 September 2017, sumur ini memproduksikan 1470 bfpd dan masih beroperasi hingga sekarang. Komplesi pertama Sumur Z-1 tanggal 16 Agustus 2013. Meskipun pompa ESP ini dapat beroperasi selama 1600 hari tidak menutup kemungkinan dapat terjadi kerusakan pada pompa. Untuk itu

47

diperlukan perencanaan ulang pompa ESP dengan target rate yang baru. Berikut merupakan tahapan perencanaan ulang pompa ESP untuk Sumur Z-1. 4.2.1 Perhitungan Inflow Performance Relationship (IPR) Sumur Z-1 merupakan sumur yang hanya memproduksikan fluida satu fasa. Sehingga metode IPR yang digunakan adalah IPR Straight Line atau IPR Satu Fasa. 1. Menentukan Gradient fluida a. Menentukan SGoil

+ +

b. Menentukan Sgcampuran [( [(

)+( )+(

c. Menentukan Gradient fluida

48

)] )]

2. Menentukan Pwf pada laju produksi yang didapat dari well test Menggunakan rumus PIP [(

)

[(

)

] ]

+

3. Menghitung PI pada laju produksi yang didapat dari well test (

)

(

) /psi

4. Menghitung Pwf untuk taget rate yang diinginkan (

)

( (

) )

5. Menghitung IPR

49

Tabel 4.3 Data Perhitungan IPR Sumur Z-1 700 Pr (psi) Pwf (psi)

679.7

Q (bbl/d)

1470

PI (bbl/d/psi)

72

Qmax (bbl/d)

506900

Tabel 4.4 Data IPR Sumur Z-1 Pwf asumsi Qo 0 50689.66 250 32586.21 500 14482.76 1000 -21724.1 1500 -57931 2000 -94137.9

Gambar 4.1 Grafik IPR Sumur Z-1

50

4.2.2 Mengubah Satuan WHP (

)

4.2.3 Perhitungan Friction Loss [

(

[

(

)

] [( )

)

] (

] [(

)

) ] (

)

Untuk menghitung Friction Loss sepanjang rangkaian ESP dari permukaan hingga Pump Setting Depth (PSD) nilai Friction Loss Friction Loss yang sudah di dapat dalam satuan ft/1000ft harus dikalikan dengan PSD dalam satuan Measure Depth (MD) (

)

4.2.4 Perhitungan NVL [ [

(

)]

(

)]

51

4.2.5 Perhitungan TDH +

+

+

+

4.2.6 Pemilhan Pompa ESP 1. Pemilihan Pompa Untuk target rate 1600 bfpd terdapat beberapa pilihan tipe pompa yang mampu memproduksikan fluida sebesar 1600 bfpd.

No.

Tabel 4.5 Pemilihan Pompa untuk Sumur Z-1 Tipe Pompa Recommended Operating Range (ROR)

1.

D1050N

300 – 1850 bbl/d

2.

GN1600

1000 – 2150 bbl/d

3.

DN1750

1200 – 2050 bbl/d

4.

D1150N

400 – 1850 bbl/d

5.

DN1800

1200 – 2400 bbl/d

Dari 5 tipe pompa ESP yang dapat digunakan untuk mengangkat fluida dengan target rate 1600 bfpd, pompa ESP yang dianggap mampu dan efektif untuk target rate 1600 bfpd adalah tipe GN1600, berikut alasan mengapa tipe GN1600 yang dipilih: 1. 1600 bfpd merupakan rate yang efektif yang dapat diproduksikan oleh tipe pompa ini karena berada tepat ditengah Recommended Operating Range (ROR)

52

2. Batas ROR tipe pompa ini tidak terlalu dekat dengan target rate yang akan diproduksikan, sehingga masih bisa digunakan ketika terjadi kenaikan atau penurunan laju produksi 3. Kemungkinan terjadi up thrust atau down thrust kecil Dari tipe pompa GN1600 didapat: Tabel 4.6 Data Pump Performance Curve Tipe GN1600 HP (hp/stage)

0.9

Head (ft/stage)

44

Efficiency (%)

60

Dari data Pump Performance Curve dapat dihitung sebagai berikut: 1. Perhitungan Jumlah Stages

Yang dibutuhkan satu rangkaian ESP untuk dapat memproduksikan fluida dengan target rate yang sudah ditentukan adalah sebanyak 33 stages. 2. Perhitungan HP Pompa

53

3. Dari katalog pompa GN1600 yang dapat dilihat pada lampiran, pompa ESP yang dipilih adalah: -

Tipe GN1600 – 540 Series

-

1 EA 43 stages

-

4.9 ft long

2. Pemilihan VGSA Seperti yang telah dijelaskan pada bab sebelumnya bahwa pemilhan VGSA tidak boleh lebih besar daripada ukuran pompa. Untuk itu VGSA yang dipilih adalah 540 Series – VGSA S20-90. Efektif rates pada VGSA tipe ini adalah 2000 bfpd – 9000 bfpd sehingga cocok untuk target rate yang diinginkan yaitu 1600 bfpd. 3. Pemilihan AGH Dari katalog yang ada, AGH yang tepat dan efektif untuk target rate sebesar 1600 bfpd adalah 540 Series AGH G20 – 40 dengan efektif rates sebesar 2000 bfpd – 4000 bfpd. 4. Pemilihan Protector Ketika akan memilih protector yang tepat untuk suatu rangkaian pompa ESP kita harus memperhatikan kondisi sumur itu sendiri. Sesuai dengan data pada Tabel 4.1 dapat disimpulkan bahwa Sumur Z-1 merupakan deviated well, medium temperature, dan memiliki °API sebesar 17 serta tidak ada chemical issue. Untuk Sumur Z-1 dipilih protector BPBSL (Bag Paralel Bag Single Labrynth). Labrynth

54

diletakkan dekat dengan motor dengan harapan mencegah adanya vacuum yang dapat menyebabkan collapse pada Bag. Sehingga protector yang dipilih adalah NTB 2550 lbf – 540 Series – 1 HP – BPBSL. 5. Pemilihan Motor Sebelum memilih motor yang tepat dan efektif untuk suatu rangkaian ESP HP Total dari komponen lainnya harus dijumlahkan. Tabel 4.7 Total HP Nama Alat Pompa

38.7 HP

VGSA

6 HP

AGH

37.5 HP

Protector

1 HP

HP

Total HP = 83.2 HP

Setelah mengetahui HP Total, harus dihitung juga Required Motor HP yaitu untuk mencegah kondisi buruk atau safety factor.

Setelah menghitung Required Motor HP dapat ditentukan motor yang sesuai untuk satu rangkain ESP untuk Sumur Z-1 yaitu 540 Series Motosr – 100 HP – 1018 V – 61.8 A – S-GRB.

55

6. Pemilihan Cable Sesuai dengan data sumur yang terdapat pada Tabel 4.1 dapat diketahui bahwa temperatur sumur sebesar 169 °F.

Gambar 4.2 Ampacity Chart Maka setelah diplot pada Ampacity Chart didapat maximum current untuk satu rangkaian ESP sebesar 140 A. Sedangkan untuk kabel yang dipilih adalah jenis #4AWG. Setelah menentukan jenis kabel, perhitungan selanjutnya adalah mencari besarnya Cable Voltage Drop, Required Surface Voltage dan KVA. 1. Cable Voltage Drop

Gambar 4.3 Voltage Drop Chart

56

Pada pemilihan motor sebelumnya, didapat motor nameplate current sebesar 30.6 A. Dari Voltage Drp Chart pada Gambar 4.2 voltage drop per 1000 ft pada kabel sebesar 15 V. Setelah mendapatkan nilai voltage drop per 1000 ft kabel yang harus dihitung selanjutnya adalah Cable Voltage Drop. [( [(

) (

+

) (

+

)] )]

2. Required Surface Voltage + +

3. KVA

4.2.7 Hasil Perencanaan Ulang Sumur Z-1 Tabel 4.8 Hasil Perhitungan Sumur Z-1 SG oil

0.95

SG campuran

1.04

Gf

0.45

Pwf (psi)

677.7

PI (bpd/psi)

72

WHP (ft)

200 ft

Friction Loss (ft)

61.0155

57

NVL (ft)

1210

TDH (ft)

1471

Tabel 4.9 Hasil Perencanaan Ulang ESP Sumur Z-1 Pompa HP (hp)

38.7

Head (ft/stage)

44

Efficiency (%)

60

Stage

43

Tipe

GN1600 – 540 Series – 1 EA 43 stgs VGSA

Tipe

540 Series – VGSA S20-90

HP (hp)

6 AGH

Tipe

540 series AGH G20-40

HP (hp)

37.5 Protector

Tipe

NTB 2550 lbf – 540 Series - BPBSL

HP (hp)

1 Motor

Required Motor HP (hp)

104

Tipe

540 Series Motor – 100 HP -1018 V – 61.8 A – S Type Kabel

Maximum Current (A)

140 A

Cable Voltage Drop (V)

147 A

Required Surface Voltage (V)

1165 V

KVA (A)

125 A

Tipe

Reda Max 400 Round #4AWG

58

4.3 Perencanaan Ulang Sumur P-1 Perencanaan Ulang ESP diperlukan untuk mengangkat laju produksi yang diinginkan, salah satunya untuk sumur P-1 PT Pertamina Hulu Energi ONWJ. Sumur P-1 merupakan vertical well dengan water cut water cut yang tinggi, yaitu 90%. Hasil well test per tanggal 7 Juni 2017, sumur ini memproduksikan 8948 bfpd dan masih beroperasi hingga sekarang. Komplesi pertama Sumur P-1 tanggal 16 Agustus 2013. Meskipun pompa ESP ini sudah beroperasi dalam waktu yang lama tidak menutup kemungkinan dapat terjadi kerusakan pada pompa. Untuk itu diperlukan perencanaan ulang pompa ESP dengan target rate yang baru. Berikut merupakan tahapan perencanaan ulang pompa ESP untuk Sumur P-1. 4.3.1 Perhitungan Inflow Performance Relationship (IPR) Sumur P-1 merupakan sumur yang hanya memproduksikan fluida satu fasa. Sehingga metode IPR yang digunakan adalah IPR Straight Line atau IPR Satu Fasa. 1. Menentukan Gradient fluida d. Menentukan SGoil

+ +

e. Menentukan Sgcampuran [( [(

)+( )+( 59

)] )]

f. Menentukan Gradient fluida

2. Menentukan Pwf pada laju produksi yang didapat dari well test Menggunakan rumus PIP [(

)

[(

)

] ]

+

3. Menghitung PI pada laju produksi yang didapat dari well test (

)

(

) /psi

4. Menghitung Pwf untuk taget rate yang diinginkan (

) (

(

) )

60

5. Menghitung IPR

Tabel 4.10 Data Perhitungan IPR Sumur P-1 1000 Pr (psi) Pwf (psi)

916.25

Q (bbl/d)

8948

PI (bbl/d/psi)

107

Qmax (bbl/d)

107000

Tabel 4.11 Data IPR Sumur P-1 Pwf asumsi Q 0 106841.8 250 80131.34 500 53420.98 1000 0

61

Gambar 4.4 Grafik IPR Sumur P-1 4.3.2 Mengubah Satuan WHP (

)

4.3.3 Perhitungan Friction Loss [

(

[

(

)

] [( )

] [(

)

] ( )

) ] (

)

Untuk menghitung Friction Loss sepanjang rangkaian ESP dari permukaan hingga Pump Setting Depth (PSD) nilai Friction Loss Friction Loss yang sudah di

62

dapat dalam satuan ft/1000ft harus dikalikan dengan PSD dalam satuan Measure Depth (MD) (

)

4.3.4 Perhitungan NVL [ [

(

)]

(

)]

4.2.5 Perhitungan TDH +

+ +

+

4.2.6 Pemilhan Pompa ESP 1. Pemilihan Pompa Untuk target rate 9800 bfpd terdapat beberapa pilihan tipe pompa yang mampu memproduksikan fluida sebesar 9800 bfpd. Tabel 4.12 Pemilihan Pompa untuk Sumur P-1 Tipe Pompa No.

HP (hp/stage)

GN10000

S8000N

HN13500

3

3.7

5.8

63

Head (ft/stage)

29

37

49

Efficiency (%)

70

71

59

Stage

76

60

45

HP Total (hp)

228

222

261

7000 – 12000

3500 - 10500

5000 - 18000

ROR

Dari 3 tipe pompa ESP yang dapat digunakan untuk mengangkat fluida dengan target rate 9800 bfpd, pompa ESP yang dianggap mampu dan efektif untuk target rate 9800 bfpd adalah tipe GN10000, berikut alasan mengapa tipe GN10000 yang dipilih: 4. 9800 bfpd merupakan rate yang efektif yang dapat diproduksikan oleh tipe pompa ini karena berada tepat ditengah Recommended Operating Range (ROR) 5. Batas ROR tipe pompa ini tidak terlalu dekat dengan target rate yang akan diproduksikan (7000 – 12000 bfpd), sehingga masih bisa digunakan ketika terjadi kenaikan atau penurunan laju produksi 6. Kemungkinan terjadi up thrust atau down thrust kecil Dari tipe pompa GN1000 didapat: Tabel 4.13 Data Pump Performance Curve Tipe GN10000 HP (hp/stage)

3

Head (ft/stage)

29

Efficiency (%)

70

64

Dari data Pump Performance Curve dapat dihitung sebagai berikut: 4. Perhitungan Jumlah Stages

Yang dibutuhkan satu rangkaian ESP untuk dapat memproduksikan fluida dengan target rate yang sudah ditentukan adalah sebanyak 76 stages. 5. Perhitungan HP Pompa

6. Dari katalog pompa GN1600 yang dapat dilihat pada lampiran, pompa ESP yang dipilih adalah: -

Tipe GN1600 – 540 Series

-

2 EA 42 stages

-

16.1 ft long

7. Pemilihan VGSA Seperti yang telah dijelaskan pada bab sebelumnya bahwa pemilhan VGSA tidak boleh lebih besar daripada ukuran pompa. Untuk itu VGSA yang

65

dipilih adalah 538 Series – VGSA S70-150. Efektif rates pada VGSA tipe ini adalah 7000 bfpd – 15000 bfpd sehingga cocok untuk target rate yang diinginkan yaitu 9800 bfpd. 8. Pemilihan AGH Dari katalog yang ada, AGH yang tepat dan efektif untuk target rate sebesar 9800 bfpd adalah 538 Series AGH S70-100 dengan efektif rates sebesar 7000 bfpd – 10000 bfpd. 9. Pemilihan Protector Ketika akan memilih protector yang tepat untuk suatu rangkaian pompa ESP kita harus memperhatikan kondisi sumur itu sendiri. Sesuai dengan data pada Tabel 4.1 dapat disimpulkan bahwa Sumur P-1 merupakan vertical well, medium temperature, dan memiliki °API sebesar 17 serta tidak ada chemical issue. Untuk Sumur P-1 dipilih protector BPBSL (Bag Paralel Bag Single Labrynth). Labrynth diletakkan dekat dengan motor dengan harapan mencegah adanya vacuum yang dapat menyebabkan collapse pada Bag. Sehingga protector yang dipilih adalah KTB 9500 lbf – 540 Series – 1 HP – BPBSL. 10. Pemilihan Motor Sebelum memilih motor yang tepat dan efektif untuk suatu rangkaian ESP HP Total dari komponen lainnya harus dijumlahkan. Tabel 4.14 Total HP Nama Alat Pompa

252 HP

VGSA

14 HP

66

HP

AGH

53 HP

Protector

2 HP Total HP = 321 HP

Setelah mengetahui HP Total, harus dihitung juga Required Motor HP yaitu untuk mencegah kondisi buruk atau safety factor.

Setelah menghitung Required Motor HP dapat ditentukan motor yang sesuai untuk satu rangkain ESP untuk Sumur P-1 yaitu 2 EA - 540 Series Motors – 225 HP – 1113 V – 127.1 A – S motor dipasang tandem. 11. Pemilihan Cable Sesuai dengan data sumur yang terdapat pada Tabel 4.1 dapat diketahui bahwa temperatur sumur sebesar 180 °F.

67

Gambar 4.5 Ampacity Chart Maka setelah diplot pada Ampacity Chart didapat maximum current untuk satu rangkaian ESP sebesar 251 A. Sedangkan untuk kabel yang dipilih adalah jenis #4AWG. Setelah menentukan jenis kabel, perhitungan selanjutnya adalah mencari besarnya Cable Voltage Drop, Required Surface Voltage dan KVA. 6. Cable Voltage Drop

Gambar 4.6 Voltage Drop Chart

68

Pada pemilihan motor sebelumnya, didapat motor nameplate current sebesar 127.1 A. Dari Voltage Drp Chart pada Gambar 4.2 voltage drop per 1000 ft pada kabel sebesar 30 V. Setelah mendapatkan nilai voltage drop per 1000 ft kabel yang harus dihitung selanjutnya adalah Cable Voltage Drop. [( [(

) (

+

) (

+

)] )]

7. Required Surface Voltage + +

8. KVA

4.2.7 Hasil Perencanaan Ulang Sumur P-1 Tabel 4.15 Hasil Perhitungan Sumur P-1 SG oil

0.95

SG campuran

1.047

Gf

0.45

Pwf (psi)

908

PI (bpd/psi)

107

WHP (ft)

441.15 ft

69

Friction Loss (ft)

732.42

NVL (ft)

987

TDH (ft)

2160.57

Tabel 4.16 Hasil Perencanaan Ulang Sumur P-1 Pompa HP (hp)

252

Head (ft/stage)

29

Efficiency (%)

70

Stage

84

Tipe

GN10000 – 540 Series – 2 EA 42 stgs VGSA

Tipe

538 Series – VGSA S70-150

HP (hp)

14 AGH

Tipe

538 Series – AGH S70-100

HP (hp)

53 Protector

Tipe

KTB 9500 lbf – 540 Series - BPBSL

HP (hp)

2 Motor

Required Motor HP (hp)

401.25

Tipe

2 EA – 540 Series Motors – 225 HP – 1113 V – 127.1 A – S Kabel

Maximum Current (A)

251 A

Cable Voltage Drop (V)

81 V

Required Surface Voltage (V)

2307 V

KVA (A)

508 A

Tipe

Reda Max 400 Round ETBE - EE

70

V. PENUTUP 5.1 Kesimpulan 1. Dari hasil perencanaan ulang Electric Submersible Pump (ESP) untuk Sumur Z-1 dipilih pompa ESP tipe

GN1600 yang mampu

memproduksikan fluida sebesar 1600 bfpd dengan Total Dynamic Head sebesar 1523.3 ft. GN1600 dianggap aman dan efektif untuk memproduksikan fluida pada Sumur Z-1 karena target rate yang baru masih berada di dalam range yang terdapat pada Pump Performance Curve GN1600 yaitu 1000 – 2150 bbl/d. 2. Dari hasil perencanaan ulang Electric Submersible Pump (ESP) untuk Sumur P-1 dipilih pompa ESP tipe GN10000 yang mampu memproduksikan fluida sebesar 9800 bfpd dengan Total Dynamic Head sebesar 2217.57 ft. GN10000 dianggap aman dan efektif untuk memproduksikan fluida pada Sumur P-1 karena target rate yang baru masih berada di dalam range yang terdapat pada Pump Performance Curve GN1600 yaitu 7000 – 12000 bbl/d. 5.2 Saran 1. Untuk sumur yang akan dilakukan perencanaan ulang harus diperhatikan kondisi reservoir nya dan faktor-faktor yang mempengaruhi dalam melakukan perencanaan ulang dan pemilihan komponen-komponen pompa ESP.

71

DAFTAR PUSTAKA

1. -----------------------, “Design, Spesification, and Application of Baker Lift System Electric Submersiblem Pumping System.”, Texas. 2. ------------------, 2014, “Diktat-diktat Kuliah Teknik dan Peralatan Produksi”, STEM Akamigas, Cepu. 3. Achyar Sutachyar ST., 2015, “Metoda Produksi”, STEM-Akamigas, Cepu. 4. Brown E. Kermit., 1967, “The Thecnology Of Artificial Lift Methods Volume 1”, The University of Tulsa, Oklahoma. 5. Gabor Takacs, Gulf Equipment Guides, 1947, Electric Submersible Pumps Manual: Design, Operations, and Maintenance

72

LAMPIRAN Lampiran 1. D1050N Pump Performance Curve

73

Lampiran 2. GN1600 Pump Performance Curve

74

Lampiran 3. DN1750 Pump Performance Curve

75

Lampiran 4. D1150N Pump Performance Curve

76

Lampiran 5. DN1800 Pump Performance Curve

77

Lampiran 6. GN10000 Pump Performance Curve

78

Lampiran 7. S8000N Pump Performance Curve

79

Lampiran 8. HN13500 Pump Performance Curve

80

Lampiran 9. Pemilihan VGSA

81

Lampiran 10. Pemilihan AGH

82

Lampiran 12. Pemilihan Protector

83

Lampiran 13. Pemilihan Motor

84

Lampiran 14. Pemilihan Kabel

85

Lampiran 15. Well Profile Sumur Z-1

86

Lampiran 16. Well Profile Sumur P-1

87