Proposal Ta Ajun.docx

EVALUASI DAN OPTIMASI LAJU PRODUKSI MENGGUNAKAN ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP DENGAN NODAL PADA SUMUR X LAPANGAN Y

PROPOSAL TUGAS AKHIR

Oleh: Ahmad Junaedi Djusup 17.420.420.1256

JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS PROKLAMASI 45 YOGYAKARTA 2019

EVALUASI DAN OPTIMASI LAJU PRODUKSI MENGGUNAKAN ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP DENGAN NODAL PADA SUMUR X LAPANGAN Y

PROPOSAL TUGAS AKHIR Diajukan Untuk Memenuhi Salah Satu Syarat Memperoleh Gelar Sarjana Teknik Pada Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta

DISUSUN OLEH: Ahmad Junaedi Djusup 17.420.420.1256

JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS PROKLAMASI 45 YOGYAKARTA 2019

LEMBAR PENGESAHAN EVALUASI DAN OPTIMASI LAJU PRODUKSI MENGGUNAKAN ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP DENGAN NODAL PADA SUMUR “X” LAPANGAN “Y”

PROPOSAL TUGAS AKHIR

Diajukan Untuk Memenuhi Salah Satu Syarat Memperoleh Gelar Sarjana Teknik Pada Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta

Disusun Oleh: AHMAD JUNAEDI DJUSUP 17.420.420.1256

Yogyakarta,

Januari 2019

Mengetahui, Koordinator Tugas Akhir

Kepala Jurusan Teknik Perminyakan

Wirawan Widya Mandala, S.T., M.T

Aisyah Indah Irmaya, S.T., M.T

NIDN. 0501056201

NIDN. 0516058104

KATA PENGANTAR Puji dan syukur kehadirat Tuhan Yang Maha Esa karena atas kuasa dan rahmatNya, penulis dapat menyelesaikan Proposal Tugas Akhir dengan judul “EVALUASI DAN OPTIMASI LAJU PRODUKSI MENGGUNAKAN ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP DENGAN NODAL PADA SUMUR “X” LAPANGAN “Y”. Maksud dan tujuan dari penulisan proposal Tugas Akhir ini untuk memenuhi persyaratan untuk memperoleh Gelar Sarjana di Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknik, Universitas Poklamasi 45 Yogyakarta. Pada kesempatan ini, penulis ingin menyampaikan ucapan terima kasih kepada: 1. Ir. Bambang Irjanto, M.BA selaku Rektor Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta. 2. Syamsul Ma’arif, S.T., M.Eng selaku Dekan Fakultas Teknik Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta. 3. Aisyah Indah Irmaya, S.T., M.T selaku Kepala Jurusan Teknik Perminyakan Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta. 4. Wirawan Widya Mandala, S.T., M.T selaku dosen Koordinator Tugas Akhir. 5. Sari Wulandari Hafsari, S.T., M.Sc selaku dosen pembimbing yang telah membimbing dan memberikan banyak masukan yang berarti. 6. Orangtua yang selalu memberikan dukungan moril dan materiil sehingga proposal Tugas Akhir ini dapat diselesaikan. Dalam penulisan proposal Tugas Akhir ini, tentu ada kelemahan dalam teknik pelaksanaan maupun tata cara penulisan, maka saran dan kritik yang membangun sangat dibutuhkan guna menemukan refleksi peningkatan mutu dari proposal serupa dimasa mendatang. Yogyakarta, … Januari 2019 Penulis

I.

JUDUL “EVALUASI DAN OPTIMASI LAJU PRODUKSI MENGGUNAKAN ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP DENGAN NODAL PADA SUMUR “X” LAPANGAN “Y” .

II.

PENDAHULUAN

2.1. Latar Belakang Teknik pengangkatan fluida reservoir ke permukaan dapat dilakukan dengan dua cara, yaitu dengan metode sembur alam (natural flow) atau dengan metode pengangkatan buatan (artificial lift). Metode pengangkatan buatan (artificial lift) diterapkan apabila tekanan reservoir atau metoda sembur alam sudah tidak mampu lagi mengangkat fluida reservoir ke permukaan sehingga diperlukan bantuan tenaga dari permukaan. Metode pengangkatan buatan (artificial lift) yang umum diterapkan adalah dengan menggunakan Gas lift Pump, Sucker Rod Pump (pompa angguk) dan Electrical Submersible Pump (ESP), Progressive Cavity Pump (PCP) dan Hydraulic Pump Unit (HPU). Sumur produksi adalah sumur yang telah di bor dan di komplesi untuk memindahkan minyak atau gas dari tempat semula di reservoir menuju stock tank atau sales line. Perpindahan atau transportasi dari fluida ini membutuhkan energi untuk mengatasi gesekan pada sistem dan mengangkat produk ke permukaan. Fluida produksi ini harus berjalan melewati reservoir dan sistem perpipaan sehingga pada akhirnya mengalir ke separator untuk dipisahkan antara gas dengan cairan. Sistem produksi ini relatif sederhana atau dapat mengandung beberapa komponen dimana energi atau kehilangan tekanan dapat terjadi. Metode

untuk

menganalisa

sebuah

sumur

produksi,

yang

akan

memungkinkan dalam menentukan kapasitas produksi dari berbagai kombinasi komponen. Metode ini dapat digunakan untuk menentukan lokasi kehilangan tekanan di beberapa bagian sistem. Akibatnya perubahan beberapa komponen dalam sistem keseluruhan dapat dengan mudah untuk ditentukan. Pendekatan analisis menggunakan metode ini sering disebut Nodal Analysis, yang telah digunakan selama bertahun-tahun untuk menganalisa kinerja sistem yang terdiri

dari beberapa komponen yang saling berinteraksi. Sirkuit listrik, jalur perpipaan yang kompleks, dan sistem pompa centrifugal semuanya dianalisis menggunakan metode ini. Pendekatan analisis sistem nodal juga sangat fleksibel untuk memperbaiki kinerja beberapa sumur. Untuk menggunakan prosedur analisis ini, sangat penting untuk menghitung kehilangan tekanan yang mungkin terjadi pada sistem. 2.2. Maksud dan Tujuan Penelitian 2.2.1. Maksud Penelitian Maksud dari proposal Tugas Akhir ini diharapkan mahasiswa dapat menerapkan ilmu yang diperoleh selama dibangku kuliah, diharapkan mahasiswa memperoleh pengalaman dan pengetahuan yang lebih mendalam tentang metode produksi yang berfokus pada pompa Electrical Submersible Pump. 2.2.2. Tujuan Penelitian Agar dapat mengevaluasi dan optimasi Electrical Submersible Pump dan mengetahui komponen serta prinsip kerja dari Electrical Submersible Pump. 2.3. Metodologi Penelitian Metodologi yang di gunakan dalam pembahasan evaluasi dan optimasi laju produksi menggunakan Electric Submersible Pump dengan Nodal. 2.3.1 Studi Literatur Merupakan metodologi yang di fokuskan mengenai evaluasi laju produksi menggunakan ESP. 2.3.2 Pengumpulan dan Pengambilan Data Merupakan metodologi analisa terhadap evaluasi yang kemudian mengoptimalkan laju produksi menggunakan ESP. 2.3.3 Perhitungan dan Analisa Setelah memperoleh data serta materi yang menunjang penelitian ini, maka selanjutnya dilakukan perhitungan dan analisa dari data tersebut.

III.

DASAR TEORI

3.1. Produktivitas Formasi Produktivitas formasi adalah kemampuan formasi untuk mengalirkan fluida pada kondisi tekanan tertentu, biasanya dinyatakan dengan productivity indeks (PI). Sedangkan kelakuan formasi produktif dinyatakan dalam bentuk grafis yang dikenal dengan grafik IPR (Inflow Performance Relationship). Beberapa faktor yang mempengaruhi kinerja aliran fluida reservoir dari formasi produktif masuk ke dasar lubang sumur, adalah : o

Jumlah fasa yang mengalir

o

Sifat fisik fluida reservoir

o

Sifat fisik batuan reservoir

o

Konfigurasi di sekitar lubang bor, yaitu : a) Perforasi b) Gravel pack c) Adanya skin/kerusakan formasi d) Rekahan hasil perekahan hidraulik

o

Kemiringan lubang sumur di formasi produktif (vertikal, miring, atau horisontal)

o

Bentuk daerah pengurasan

3.1.1. Aliran Fluida Dalam Media Berpori Aliran fluida dalam media berpori yang homogen dalam sistem radial, dapat dinyatakan dalam bentuk persamaan diferensial berikut ini :

1 d  k dp  dp  r    C .....................................................................................(3-1) r dr  μ dr  dr Persamaan diferensial tersebut berlaku untuk setiap fasa fluida reservoir, baik minyak, gas ataupun air. Persamaan (3-1), merupakan persamaan diferensial tidak linier oleh karena itu baik variabel di ruas kiri maupun di ruas kanan merupakan fungsi dari variabel tak bebas yaitu tekanan. Pemecahan persamaan tersebut dapat dilakukan dengan dua cara, yaitu : secara analitis ataupun dengan metode analisis numerik.

Pemecahan

secara

analitis,

memerlukan

penyederhanaan

persamaan

differensial, dengan cara melakukan anggapan-anggapan, misalnya : o Fluida satu fasa o Kondisi aliran steady state o Sifat fisik fluida dan batuan berpori homogen serta isotropis o Reservoir tak terbatas. Hasil solusi persamaan diferensial dengan cara analitis ini, tentunya hanya dapat digunakan secara terbatas sesuai dengan anggapan-anggapan yang diberlakukan. Pemecahan dengan metode numerik, memungkinkan dapat diformulasikan suatu kondisi yang lebih rumit, misalnya : o Kondisi aliran dua atau tiga fasa, o Kondisi aliran transien atau semi mantap (pseudo steady state), o Bentuk reservoir yang terbatas, o Ada atau tidaknya skin di sekitar sumur. Beberapa metode perhitungan ulah aliran dari formasi produktif ke dasar lubang sumur merupakan hasil pemecahan persamaan diferensial dengan metode numerik. 3.1.2. Aliran Fluida Dalam Pipa Faktor yang berpengaruh terhadap aliran fluida dalam pipa adalah perkiraan besarnya kehilangan tekanan yang terjadi selama fluida mengalir. Berikut ini merupakan upaya pemecahan terhadap hal tersebut, mulai dari pengembangan persamaan kesetimbangan energi sampai pada perkiraan kehilangan fluida baik pada aliran fluida satu fasa maupun multi-fasa. Kemampuan gas untuk dapat diproduksikan ke permukaan tergantung pada tekanan alir dasar sumur, Pwf. Besarnya Pwf juga tergantung pada tekanan dan konfigurasi sistem pemipaan, sehingga dapat dituliskan persamaan berikut ini: Pwf = Psep + ΔPfl + ΔPch + ΔPtub + ΔPrts ...............................................(3-2) Dimana : Psep

= tekanan separator

ΔPfl

= kehilangan tekanan di pipa

ΔPch

= kehilangan tekanan di choke permukaan

ΔPtub

= kehilangan tekanan di tubing

ΔPrts ( restriction ) = kehilangan tekanan di tempat lainnya misalnya valve, fitting, subsurface safety valve (SSSV) dan lain-lain. Gambar 3.1. di bawah menunjukkan pengaruh tekanan dan konfigurasi sistem pemipaan terhadap Pwf.

Gambar 3.1. Kemungkinan Kehilangan Tekanan Pada Sistem Produksi 1.2. Productivity Index (PI) Produktivity Index adalah suatu index atau derajat pengukuran kemampuan produksi suatu sumur, yang didefinisikan sebagai perbandingan antara rete produksi yang dinyatakan dalam stock tank barrel per hari dengan pressure drawdown. Secara matematis bentuknya dapat ditulis sebagai berikut :

PI  J 

q STB/hari/psi ....................................................................(3-3) ( Ps  Pwf )

Dimana : Q

=

gross liquid rate, STB/hari

Ps

=

tekanan static reservoir, psi

Pwf

=

tekanan alir dasar sumur, psi

Ps-Pwf

=

draw-down pressure, psi

Besaran–besaran tersebut bisa diukur dengan beberapa cara, rate produksi (q) dapat diukur di tangki permukaan atau pada separator di unit flow-meter. Tekanan static reservoir (Ps) dapat ditentukan dengan alat subsurface pressure gauge, setelah periode ditutupnya sumur dalam waktu tertentu atau dengan metode pressure build-up. PI dapat ditentukan pula berdasarkan sifat fisik batuan reservoir, sifat fluida reservoir serta geometri reservoir dan sumurnya, yaitu :

PI 

7.08kh .................................................................................................(3-4) re  o Bo ln rw Meskipun Persamaan 3-4 tidak mengandung besaran tekanan, tetapi PI

masih tetap bergantung pada tekanan, karena Bo dan μo merupakan fungsi tekanan, sedangkan k sebagai fungsi dari saturasi minyak. Berdasarkan pengalaman dari Kermitz E. Brown (1967) telah mencoba memberikan batasan terhadap besarnya produktivitas sumur, yaitu: 1. PI rendah jika kurang dari 0.5. 2. PI sedang jika antara 0.5 sampai 1.5. 3. PI tinggi jika lebih dari 1.5.

1.2.1. Faktor yang Mempengaruhi PI Beberapa faktor yang mempengaruhi terhadap harga PI antara lain : 1. Karakteristik batuan reservoir, meliputi : a. Permeabilitas Bila permeabilitas batuan kecil, maka fluida akan lebih sulit untuk mengalir sehingga kemampuan berproduksi (PI) akan turun. b. Saturasi Dalam proses produksi, saturasi minyak akan berkurang dengan naiknya produksi kumulatif minyak dan akibatnya pori-pori yang kosong

akan diganti oleh air atau gas bebas. Di samping itu produksi terus seiring dengan penurunan tekanan reservoir, sehingga akan timbul fasa gas yang mengakibatkan saturasi gas bertambah dan saturasi minyak berkurang dan hal ini akan mengurangi permeabilitas efektif terhadap minyak sehingga dapat menurunkan harga PI. 2. Karakteristik fluida reservoir, meliputi : a. Kelarutan gas dalam minyak (Rs) Dalam proses produksi penurunan tekanan reservoir dibawah tekanan gelembung dapat menyebabkan bertambahnya gas yang dibebaskan dari larutan. Hal ini akan menyebabkan harga PI turun karena permeabilitas efektif terhadap minyak juga akan berkurang yang disebabkan oleh naiknya saturasi gas. b. Faktor volume formasi minyak (Bo) Di atas tekanan gelembung penurunan tekanan akan menyebabkan naiknya Bo akibat adanya pengembangan minyak, sedangkan di bawah tekanan gelembung penurunan tekanan akan mengakibatkan Bo turun dengan cepat karena adanya penyusutan akibat dibebaskannya gas yang terlarut. Jadi dengan adanya kenaikan Bo akan menurunkan harga PI. c. Viscositas Bila tekanan reservoir sudah berada di bawah tekanan gelembung akan mengakibatkan bertambahnya gas dibebaskan dari larutan sehingga viscositasnya naik, hal ini akan menghambat proses produksi, sehingga harga PI akan turun. d. Draw-down Makin besar draw-down, makin besar pula laju aliranya sehingga PI naik. 3. Ketebalan lapisan Makin tebal lapisan produktif, makin besar pula harga PI-nya. Tetapi bila lapisan tersebut diselingi oleh lapisan tipis dari air atau gas maka laju produksi minyak akan berkurang. Terproduksinya air dapat pula mengakibatkan

terjadinya scale yang dapat mengurangi kapasitas kerja alat-alat atau terjadinya korosi pada alat-alat tersebut. 4. Mekanisme pendorong Kecepatan perubahan tekanan reservoir akibat proses produksi sangat dipengaruhi oleh jenis mekanisme pendorongnya.

3.3. Inflow Performance Relationship (IPR) Inflow performance relationship (IPR) merupakan pernyataan PI secara grafis yang menggambarkan perubahan-perubahan dari harga tekanan alir dasar sumur (Pwf) versus laju alir (q) yang dihasilkan karena terjadinya perubahan tekanan alir dasar sumur tersebut. IPR menunjukan produktivitas sumur/lapisan produktif. Jika

hubungan

tersebut di-plot dalam bentuk grafik, maka kurva yang dihasilkan disebut sebagai kurva IPR. Kurva IPR merupakan kurva plot antara laju alir (q) dengan tekanan alir dasar sumur (Pwf). Dari kurva plot ini kita dapat menentukan PI. a. Kurva IPR Satu Fasa Dasar dari aliran fluida pada media berpori diambil dari teori “Darcy (1856), dengan persamaan : v

q k dP .............................................................................................(3-5)  A  dL

Persamaan tersebut mencakup beberapa anggapan diantaranya adalah :  Aliran mantap  Fluida yang mengalir satu fasa  Tidak terjadi reaksi antara batuan dengan fluidannya  Fluida bersifat incompressible  Viskositas fluida yang mengalir konstan  Kondisi aliran Isotermal  Formasi homogen dan arah aliran horizontal Persamaan di atas selanjutnya dikembangkan untuk kondisi aliran radial, dimana dalam suatu lapangan persamaan tersebut berbentuk :

q  0.007082

k o h( Pe  Pwf ) µ o Bo Ln(re / rw ) ......................................................................(3-6)

Dimana : q

= laju produksi, STB/d

ko

= permeabilitas efektif minyak, mD

h

= ketebalan formasi produktif, ft

Pe

= tekanan formasi pada jarak re dari sumur, psi

Pwf = tekanan alir dasar sumur, psi µo

= viskositas minyak, cp

Bo

= Faktor volume formasi, Bbl/STB

re

= jari – jari pengurasan sumur, ft

rw

= jari – jari sumur, ft

Prosedur dalam membuat kurva IPR untuk aliran satu fasa adalah sebagai berikut : 1. Menyiapkan data hasil uji tekanan dan produksi yaitu ; tekanan reservoir (Ps), tekanan alir dasar sumur (Pwf), dan laju produksi (q). 2. Menghitung indeks produktivitas (PI) dengan persamaan (2-61) 3. Memilih tekanan alir dasar sumur (Pwf) anggapan 4. Menghitung laju aliran (qo) pada tiap harga Pwf tersebut dengan menggunakan persamaan (2-64). 5. Memplot qo terhadap Pwf yang diperoleh dari langkah 3 dan 4 pada kertas grafik kartesian, dengan qo sebagai sumbu datar dan Pwf sebagai sumbu tegak. Hasil plot ini akan membentuk garis yang linier seperti yang ditunjukkan pada Gambar 3.2.

Gambar 3.2. Kurva IPR 1 Fasa

b. Kurva IPR Dua Fasa Untuk membuat kurva IPR dimana fluida yang mengalir dua fasa, Vogel mengembangkan

persamaan

hasil

regresi

sederhana

yang

mudah

penggunaannya. Model ini ditulis dalam bentuk fraksi Pwf/Ps versus q/qmax. Sehingga persamaan itu akan terbentuk seperti dibawah ini :  Pwf qo  1  0.2  q max  Ps

Pwf  Ps 

 P   0.8  wf   P   s

2

  ................................................................(2-65)  

qo ..........................................................................................(2-66) PI

Dimana : qo

= laju produksi minyak, STB/d

qmax = laju produksi maksimum pada Pwf=0, STB/d Pwf

= Tekanan alir dasar sumur, psi

Ps

= tekanan statik, psi

Dalam pengembangan Kurva IPR Dua Fasa Vogel berlaku anggapan :  Reservoir bertenaga dorong gas terlarut  Harga skin disekitar lubang bor sama dengan nol  Tekanan reservoir di bawah tekanan saturasi (Pb)

Prosedur pembuatan kurva IPR untuk aliran dua fasa dari Vogel adalah sebagai berikut : 1. Mempersiapkan data-data penunjang meliputi ; tekanan reservoir/tekanan statis (Ps), tekanan alir dasar sumur (Pwf), laju produksi minyak (qo). 2. Menghitung harga (Pwf/Ps) 3. Mensubtitusikan harga (Pwf/Ps) dari langkah 1 dan harga laju produksi (qo) ke dalam persamaan (2-64), dan menghitung harga laju produksi maksimum (qo max). 4. Untuk membentuk kurva IPR, gunakan beberapa nilai anggapan P wf dan menghitung harga qo dari persamaan (2.64) 5. Memplot qo terhadap Pwf pada kertas grafik linier. Kurva yang diperoleh adalah kurva kinerja aliran fluida dari formasi ke lubang sumur. Bentuk kurva tersebut akan melengkung seperti yang ditunjukkan pada Gambar 3.3.

Gambar 3.3 Kurva IPR 2 Fasa  IPR Metode Standing Metode Standing merupakan modifikasi dari persamaan Vogel dimana Pb > Pi, berdasarkan kenyataan bahwa untuk sumur yang mengalami kerusakan maka terjadi tambahan kehilangan tekanan di sekitar lubang bor.

Tekanan aliran dasar sumur ideal, Pwf tidak dipengaruhi oleh adanya faktor skin, sedangkan Pwfˈ adalah tekanan dasar sumur sebenarnya yang dipengaruhi oleh faktor skin. Hubungan antara kedua tekanan alir dasar sumur tersebut adalah : Pwf’ = Pwf + ∆Ps ..................................................................................... (3-7)

 Pwf '  = 1 – 0.2  – 0.8  Ps 

qo qo max

2

 Pwf '   Ps  ................................................... (3-8)  

Dimana : qo

= Laju produksi minyak, STB/d

qmax = Laju produksi maksimum pada Pwf=0, STB/d Pwf

= Tekanan alir dasar sumur, psi

Pwf’ = Tekanan alir dasar sumur yang dipengaruhi faktor skin, psi Ps

= Tekanan statik, psi

FE (Efisiensi aliran) merupakan perbandingan antara Indeks produktivitas nyata dengan Indeks produktivitas ideal. Dengan demikian FE berharga lebih kecil dari satu apabila sumur mengalami kerusakan dan lebih besar satu apabila mengalami perbaikan sebagai hasil operasi stimulasi. Dengan menggunakan hubungan tersebut, maka harga tekanan alir dasar sumur sebenarnya (yang dipengaruhi oleh faktor skin) diubah menjadi tekanan alir dasar sumur ideal, sehingga dapat dimasukkan kedalam persamaan Vogel. Prosedur perhitungan kurva IPR untuk kondisi sumur yang mempunyai faktor skin sama dengan pemakaian persamaan Vogel yang telah diuraikan sebelumnya, hanya saja perlu ditambah satu langkah yang mengubah tekanan alir dasar sumur sebenarnya menjadi tekanan alir dasar sumur ideal. Harga FE yang diperlukan dalam perhitungan ini dapat diperoleh dari hasil analisa uji build-up atau drawdown. Harga laju produksi maksimum yang dihasilkan adalah harga laju produksi maksimum pada harga skin sama dengan nol, bukan laju produksi pada harga FE yang dimaksud. Untuk menghitung harga laju produksi maksimum pada harga FE yang dimaksud, maka harga tekanan alir dasar sumur sebenarnya, yang sama

dengan nol diubah menjadi tekanan alir dasar sumur pada kondisi ideal, kemudian dihitung laju produksinya. Kelemahan dari Metode Standing adalah dihasilkan kurva IPR, yang : 1. Hampir lurus, untuk harga FE < 1, meskipun kondisi aliran adalah dua fasa. 2. Berlawanan dengan definisi kinerja aliran fluida dari formasi ke lubang sumur. Kedua hal tersebut di atas disebabkan penggabungan dua persamaan yang tidak selaras, yaitu persamaan Vogel yang berlaku untuk kondisi aliran dua fasa dengan definisi FE (efisiensi aliran ) yang berlaku untuk kondisi satu fasa.

Gambar 3.4 Kurva IPR Berdasarkan FE

c. Kurva IPR Tiga Fasa Salah satu metode yang sering digunakan dalam membuat kurva IPR Tiga Fasa adalah menggunakan model yang di kembangkan oleh Pudjo Sukarno. Asumsi yang digunakan metode ini adalah ; faktor skin sama dengan nol, serta minyak, air dan gas berada pada satu lapisan dan mengalir bersama-

sama secara radial. Untuk menyatakan kadar air dalam laju produksi total digukan parameter “Water Cut (WC)”, yaitu perbandingan laju produksi air dengan laju produksi total. Dimana harga water cut dinyatakan dalam persen. Dalam perkembangan kinerja aliran tiga fasa dari formasi produktif ke lubang sumur telah digunakan 7 kelompok data hipotesis reservoir, yang mana untuk masing-masing kelompok dilakukan perhitungan kurva IPR untuk lima harga water-cut berbeda, yaitu 20%, 40%, 60%, 80%, dan 90%. Dalam metode Pudjo Sukarno membuat persamaan sebagai berikut :

 Pwf qo  A0  A1  qt max  Pr

 P   A2  wf   Pr

2

  ......................................................... (3-9) 

Dimana :  An (n = 0, 1 dan 2) adalah konstanta persamaan, yang harganya berbeda untuk water cut yang berbeda.  An = Co + C1 (water cut) + C2 (water cut)2 .......................................... (3-10)  Cn (n = 0, 1, dan 2) untuk masing-masing harga An ditunjukkan dalam Tabel 3.1, sebagai berikut: Tabel 3.1 Konstanta Cn untuk masing-Masing An 9) An

C0

C1

C2

A0

0.980321

-0.115661.10-1

0.179050.10-4

A1

-0.414360

0.392799.10-2

0.237075.10-5

A2

0.564870

0.762080.10-2

-0.202079.10-4

Seperti yang diketahui sebelumnya, harga water cut berubah sesuai dengan perubahan tekanan alir dasar sumur pada satu harga tekanan reservoir, maka perlu dibuat hubungan antara tekanan alir dasar sumur dengan water cut. Hubungan ini dinyatakan sebagai: Pwf/Pr terhadap WC/(WC @Pwf = Pr) ditentukan dari sumber simulator, untuk kelima harga water cut. Analisa regresi terhadap titik-titik data menghasilkan persamaan sebagai berikut :

WC  P1Exp(P 2 Pwf /Pr ) ............................................................. (3-11) WC @ Pwf  Pr WC 

qw ..................................................................................................... (3-12) qt

Dimana : P1 dan P2 tergantung dari harga water cut, dan dari analisa regresi diperoleh hubungan sebagai berikut : P1 = 1.606207 – 0130447 ln (water cut) ................................................ (3-13) P2 = -0.517792 + 0.110604 ln (water cut) ............................................. (3-14) Dimana : water cut dinyatakan dalam persen (%). Prosedur pembuatan kinerja aliran tiga fasa dari metode Pudjo Sukarno adalah sebagai berikut : 1. Mempersiapkan data-data penunjang meliputi ; tekanan reservoir/tekanan statis sumur, tekanan alir dasar sumur, laju produksi minyak dan air, harga water cut (WC) berdasarkan data uji produksi. 2. Penentuan WC pada Pwf ≈ Ps. Menghitung terlebih dahulu harga P1 dan P2 yang diperoleh dari persamaan (2-71) dan (2-72). Kemudian hitung harga WC @Pwf ≈ Ps dengan persamaan (2-70). 3. Penentuan konstanta A0, A1, dan A2berdasarkan harga WC pada Pwf ≈ Ps, kemudian menghitung harga konstanta tersebut menggunakan persamaan (2.60) dimana konstanta C0, C1 dan C2 diperoleh dalam Tabel 2.13. 4. Menentukan qt maksimum dari persamaan dari persamaan (2-69) dan konstanta A0, A1, dan A2 dari langkah 3. 5. Menentukan laju produksi minyak (qo) berdasarkan qt max pada langkah 4, kemudian hitung harga laju produksi minyak qo untuk berbagai Pwf. 6. Menentukan laju produksi air (qw), dari harga water cut (WC) pada tekanan alir dasar sumur (Pwf) dengan persamaan :

qw 

WC ................................................................................(3-15) 100  WC

7. Membuat tabulasi harga-harga qw, qo, qt, untuk berbagai harga Pwf pada Pa aktual. 8. Membuat grafik hubungan antara Pwf terhadap qt, dimana Pwf mewakili sumbu y dan qt mewakili sumbu x.

Gambar 3.5 Kurva IPR 3 Fasa 3.4. Metode Produksi Pada umumnya perolehan minyak (Oil Recovery) dari reservoir dapat dibagi menjadi 3 tahap: 1. Metode Primer (Primary Recovery) Metode Primer dibagi menjadi dua yaitu metode sembur alam (Natural Flow) dan metode pengangkatan buatan (Artificial Lift). a. Metode sembur alam (Natural Flow) Natural Flow yaitu produksi sumur minyak dan gas bumi secara alami tanpa bantuan peralatan-peralatan buatan. Sumur produksi ini memiliki fluida yang dapat mengalir dengan sendirinya ke permukaan melalui tubing karena memiliki tekanan reservoir yang lebih tinggi daripada tekanan hidrostatik kolom fluida yang berada dalam lubang sumur tersebut. b. Metode pengangkatan buatan (Artificial Lift)

Artificial lift adalah metode pengangkatan buatan fluida dengan menggunakan peralatan pengangkatan buatan. Pertimbangan untuk memasang alat bantu tersebut karena kecilnya tekanan sumur yang ada. Selain itu peralatan ini juga untuk mengejar target produksi, sehingga sumur-sumur yang masih mengalir secara alami juga dipasang peralatan artificial baru. Kemampuan berproduksi suatu sumur minyak dan gas akan mengalami penurunan sebagai akibat terjadinya perubahan kondisi pengurasan. Perubahan ini disebabkan oleh penurunan dari kemampuan reservoir untuk mengalirkan fluida ke lubang sumur. Keadaan ini dapat menyebabkan sumur tidak berproduksi secara natural flow atau mungkin masih mampu berproduksi secara natural flow tetapi pada laju reaksi yang rendah. Jika minyak yang terdapat dalam reservoir masih mempunyai nilai ekonomis, maka perlu diusahakan untuk memproduksi sisa minyak tersebut dengan teknik pengangkatan buatan (artificial lift). Artificial lift sendiri dapat menggunakan pompa dan gas lift. Untuk Primary recovery, minyak dapat diproduksikan hanya dengan mengandalkan mekanisme pendorong alam yang ada dalam reservoir, RF (Recovery Factor) untuk primary recovery umumnya berkisar antara 5 – 20 % (tergantung karakteristik reservoir dan fluidanya) 2. Metode Sekunder (Secondary Recovery) Pada tahap ini, minyak dapat diproduksikan dengan menginjeksikan water/ gas (Immiscible gas) ke dalam reservoir. RF untuk secondary recovery umumnya berkisar antara 20 – 40 % (tergantung karakteristik reservoir dan fluidanya). 3. Metode Tersier (Tertiary Recovery/ EOR) Pada tahap ini, minyak dapat diproduksikan dengan menginjeksikan Chemical (Polymer/ Alkaline Surfactant Polymer), Thermal (Steam), Miscible Gas (CO2 Injection). Pada tahap Secondary dan EOR, umumnya ada fluida dari yg diinjeksikan ke dalam reservoir melalui sumur sumur injeksi. RF untuk tertiaty recovery umumnya berkisar antar 40-70% (tergantung karakteristik reservoir dan fluidanya).

3.5. Electrical Submersible Pump

Gambar 3.6 Rangkaian Electrical Submersible Pump4)

Pompa benam listrik (ESP) dibuat atas dasar pompa sentrifugal bertingkat banyak dimana keseluruhan pompa dan motornya ditenggelamkan ke dalam cairan. Prinsip kerja Electric submersible pump adalah berdasarkan pada prinsip kerja pompa sentrifugal dengan sumbu putarnya tegak lurus. Pompa sentrifugal adalah motor hidrolik dengan jalan memutar cairan yang melalui impeller pompa, cairan masuk ke dalam impeller pompa menuju poros pompa, dikumpulkan oleh diffuser kemudian akan dilempar ke luar. Oleh impeller tenaga mekanis motor dirubah menjadi tenaga hidrolik. Impeller terdiri dari dua piringan yang didalamnya terdapat sudu-sudu, pada saat impeller diputar dengan kecepatan sudut, cairan dalam impeller dilemparkan keluar dengan tenaga potensial dan kinetik tertentu. Cairan yang ditampung dalam rumah pompa kemudian dievaluasikan melalui diffuser, sebagian tenaga kinetik dirubah menjadi tenaga potensial berupa tekanan. Karena cairan dilempar ke luar maka terjadi proses penghisapan.

3.5.1. Peralatan di atas Permukaan Pada Electrical submersible pump terdapat alat-alat permukaan (surface equipment) seperti: wellhead, junction box, switchboard dan transformer. 1. Wellhead Wellhead atau kepala sumur dilengkapi dengan tubing hanger khusus yang mempunyai lubang untuk cable pack-off atau penetrator. Cable pack-off ini biasanya tahan sampai tekanan 3000 psi. Tubing hanger dilengkapi juga dengan lubang untuk hidraulic control line, yaitu saluran cairan hidraulik untuk menekan subsurface ball valve agar terbuka. Wellhead juga harus dilengkapi dengan “seal”agar tidak bocor pada lubang untuk kabel dan line. Wellhead di desain untuk tahan terhadap tekanan 500 psi sampai 3000 psi.

Gambar 3.7 Wellhead6) 2. Junction box Junction box ditempatkan diantara kepala sumur dan switch board untuk alasan keamanan. Gas dapat mengalir ke atas melalui kabel dan naik ke permukaan menuju switch board, yang bisa menyebabkan terjadinya kebakaran, karena itu kegunaan dari junction box ini adalah untuk mengeluarkan gas yang naik ke atas tadi. Junction boxbiasanya 15ft (minimum)dari kepala sumur dan normalnya berada diantara 2sampai 3ft diataspermukaan tanah. Fungsi dari junction box, antara lain: a. Sebagai ventilasi terhadap adanya gas yang mungkin bermigrasi ke permukaan melalui kabel agar terbuang ke atmosfer.

b. Sebagai terminal penyambungan kabel dari dalam sumur dengan kabel dari switchboard. 3. Switchboard Switchboard adalah panel kontrol kerja di permukaan saat pompa bekerja yang dilengkapi dengan motor controller, overload dan underload protection serta alat pencatat (recording instrument) yang bisa bekerja secara manual ataupun otomatis apabila terjadi penyimpangan. Switchboard ini dapat digunakan untuk tegangan dari 440 volt sampai 4800 volt. Fungsi utama dari switchboard, adalah: a. Untuk mengontrol kemungkinan terjadinya downhole problem seperti: overload atau underload current. b. Auto restart setelah underload pada kondisi intermittent well. c. Mendeteksi unbalance voltage. Pada switchboard biasanya dilengkapi dengan ammeter chart yang berfungsi untuk mencatat arus motor versus waktu ketika motor bekerja

Gambar 3.8 Switchboard 6) 4. Transformer Merupakan alat untuk mengubah tegangan listrik, bisa untuk menaikan atau menurunkan tegangan. Alat ini terdiri dari core(inti) yang dikelilingi oleh coil dari lilitan kawat tembaga. Keduanya, baik core maupun coil direndam dengan minyak trafo sebagai pendingin dan isolasi. Perubahan tegangan akan

sebanding dengan jumlah lilitan kawatnya. Biasanya tegangan input transformer diberikan tinggi agar didapat ampere yang rendah pada jalur transmisi, sehingga tidak dibutuhkan kabel (penghantar) yang besar. Tegangan input yang tinggi akan diturunkan dengan menggunakan step-down transformer sampai dengan tegangan yang dibutuhkan oleh motor.

Gambar 3.9 Transformer6) 3.5.2. Peralatan di bawah Permukaan 1.

Motor Listrik (Eletric Motor) Jenis motor Pompa ESP adalah motor listrik induksi dua kutub tiga fasa yang diisi dengan minyak Pelumas khusus yang mempunyai tahanan listrik (dielectric strength) tinggi. Dipasang paling bawah dari rangkaian, dan motor tersebut digerakkan oleh arus listrik yang dikirim melalui kabel dari permukaan. Motor berfungsi untuk menggerakan pompa dengan mengubah tenaga listrik menjadi tenaga mekanik. Fungsi dari minyak tersebut adalah:

a.

Sebagai pelumas

b.

Sebagai tahanan (isolasi)

c.

Sebagai Media penghatar panas motor yang ditimbulkan oleh perputaran rotor ketika motor tersebut sedang bekerja. Jadi minyak tersebut harus mempunyai spesifikasi tertentu yang

biasanya sudah ditentukan oleh pabrik, yaitu berwarna jernih, tidak mengandung bahan kimia, di electric strength tinggi, lubricant dan tahan panas. Minyak yang diisikan akan mengisi semua celah-celah yang ada dalam motor, yaitu antara rotor dan stator. Motor berfungsi sebagai tenaga

penggerak pompa (prime mover), secara garis besar motor ini mempunyai dua bagian pokok, yaitu : 1.

Stator Stator Assembly adalah rangkaian komponen yang tidak bergerak.

Bentuknya seperti baja melingkar yang dililit oleh kawat. Terdiri dari 3 komponen utama, housing, laminations, dan windings. Housing adalah tabung besi yang menutupi semua komponen motor lainnya. Berfungsi sebagai cover dan pelindung utama. Bagian ini adalah bagian yang langsung bersentuhan dengan fluida formasi. Panas atau kalor dari hasil penggerakan motor, akan ditransmisikan ke housing dan kemudian dibawa oleh fluida yang terus mengalir melalui clearance antara motor dengan casing. Laminations adalah lembaran tipis seperti piringan yang terbuat dari baja atau perunggu.Windings adalah kabel yang terbuat dari Polyimid atau PEEK insulated magnet. Fungsi utamanya untuk memberikan gaya magnet disekitar laminations.

Winding ini

akan membentuk

lilitan yang

mengelilingi laminations. 2. Rotor Rotor adalah bagian yang berputar dari motor. Rotor terdiri dari rotor lamination, copper bar, dan rotor bearing. Rotor lamination memiliki diameter lebih kecil dari stator lamination. Untuk copper bars didukung oleh copper dan rings. Sedangkan bearing merupakan bagian yang vital dari motor. Keguanaan utamanya adalah memberikan gaya axial dan radial kepada shaft dan rotor. Tidak hanya itu, bearing juga mempunyai fluid holes, tempat masuknya sirkulasi minyak dan mendistribusikan pelumasan pada permukaan bearing. Jumlah dari rotor dihitung dari horse poweer output dari motor. 3. Protector Protector merupakan suatu alat yang dipasang antara intake atau gas separator dan motor. Protector digunakan untuk menyamakan tekanan dalam

motor dengan tekanan tenggelamnya pompa. Dengan ini mencegah rusaknya dinding motor terhadap collapse dan juga untuk mencegah masuknya fluida sumur kedalam motor. Protector juga memisahkan thrust pompa dari bearing-bearing motor. Secara umum protector mempunyai 3 fungsi dasar yaitu: 1. Untuk melindungi tekanan dalam motor dari tekanan di annulus. 2. Menjaga agar fluida sumur tidak masuk kedalam motor. 3. Tempat duduknya thrust bearing (yang mempunyai bantalan axial dari jenis marine type) untuk merendam gaya axial yang ditimbulkan oleh pompa 4. Memberikan ruang untuk pengembangan dan penyusutan minyak motor sebagai akibat perubahan temperatur dari motor pada saat bekerja dan saat dimatikan.

Gambar 3.10 Protector di Tempatkan diatas Motor6) 4. Intake / Gas Separator Sebelum memasuki pompa, minyak melalui intake yang mempunyai port berbentuk lubang untuk menyalurkan minyak masuk kedalam pompa. Intake/gas separator dipasang antara pompa dan protector. Pemakaian intake atau gas separator tergantung jumlah gas yang masuk ke dalam pompa. Pompa harus disuplay dengan fluida dalam hal ini berbentuk cairan dan sedapat mungkin bebas dari gas.

Berdasarkan penggunaanya ada dua jenis intake section yang umum digunakan, Standar Intake dan Gas Separator (GS). Standar intake biasa digunakan jika kandungan gas tidak terlalu tinggi. Digunakan karena jelas lebih murah operasionalnya dari pada menggunakan GS. Hal penting yang harus ada pada standar intake adalah adanya lubang tempat masuk fluida, adanya saringan atau screen untuk menyaring partikelpartikel berukuran besar agar tidak masuk ke pompa, dan adanya terusan shaft dari motor yang mentransmisikan putaran ke pompa. Ada dua tipe standar intake yang umum digunakan, yaitu tipe Integral Standar Intake dan tipe Bolt-on Standar Intake. Integral standar intake biasa digunakan pada pompa berukuran besar, seri 562 keatas. Gas Separator harus digunakan jika kandungan gas relative tinggi karena kalau tidak, keberadaan gas akan menyebabkan efektifitas kerja pompa berkurang bahkan bisa menyebabkan pompa kehilangan daya angkat sama sekali sehingga terjadi under load. Perlu diketahui bahwa GS juga merupakan intake, hanya saja sudah dimodifikasi agar mampu memisahkan free gasdari fluida formasi agar gas tidak ikut masuk ke pompa. Gas hasil pemisahan biasanya dialirkan ke permukaan melalui annulus antara tubing dengan separator. Ada dua macam tipe dariGas Separator yang umum digunakan, yaitu tipe Aliran Berlawanan (Reverse Flow type) dan tipe Berputar (Rotary Type).

Gambar 3.11 Rangkaian Gas Separator6)

5. Pump Unit Unit pompa merupakan Multistages Centrifugal Pump, yang terdiri dari: impeller, diffuser, shaft (tangkai) dan housing (rumah pompa). Di dalam housing pompa terdapat sejumlah stage, dimana tiap stage terdiri dan satu impeller dan satu diffuser. Jumlah stage yang dipasang pada setiap pompa akan dikorelasi langsung dengan Head Capacity dari pompa tersebut. Dalam pemasangannya bisa menggunakan Iebih atau satu (tandem) tergantung dari Head Capacity yang dibutuhkan untuk menaikkan fluida dari lubang sumur kepermukaan. Impeller merupakan bagian yang bergerak, sedangkan diffuser adalah bagian yang diam. Seluruh stage disusun secaravertikal, dimana masing-masing stage dipasang tegak lurus pada poros pompa yang berputar pada housing.

Gambar 3.12 Bagian-bagian dari sebuah Pompa6) Prinsip kerja pompa ini, yaitu fluida yang masuk kedalam pompa melalui intake yang akan diterima oleh stage paling bawah dari pompa kemudian impeller akan mendorongnya masuk, sebagai akibat proses centrifugal, maka fluida tersebut akan terlempar keluar dan diterima oleh diffuser. Oleh diffuser, tenaga kinetis (velocity) fluida akan diubah menjadi tenaga potensial (tekanan) dan diarahkan ke stage selanjutnya. 6. Check Valve Check valve biasanya dipasang pada tubing (2 – 3 joint) di atas pompa. Bertujuan untuk menjaga fluida tetap berada di atas pompa. Jika check valve tidak dipasang maka kebocoran fluida dari tubing (kehilangan

fluida) akan melalui pompa yang dapat menyebabkan aliran balik dari fluida yang naik ke atas, sebab aliran balik (back flow) tersebut membuat putaran impeller berbalik arah, dan dapat menyebabkan motor terbakar atau rusak. Jadi umumnya check valve digunakan agar tubing tetap terisi penuh dengan fluida sewaktu pompa mati dan mencegah supaya fluida tidak turun ke bawah. 7. Bleeder Valve Bleeder valve dipasang satu joint di atas check valve, mempunyai fungsi mencegah minyak keluar pada saat tubing dicabut. Fluida akan keluar melalui bleeder valve. 8. Centralizer Berfungsi untuk menjaga kedudukan pompa agar tidak bergeser atau selalu ditengah-tengah pada saat pompa beroperasi, sehingga kerusakan kabel karena gesekan dapat dicegah. 9. PSI Unit PSI atau Pressure Sensing Instrument adalah suatu alat yang mencatat tekanan dan temperatur dalam sumur. Secara umum PSI Unit mempunyai 2 komponen pokok, yaitu:

1. PSI Down Hole Unit Dipasang di bawah motor Type Upper atau Center Tandem, karena alat ini dihubungkan dari Electric Motor yang seolah-olah merupakan bagian dari motor tesebut 2. PSI Surface Readout Merupakan bagian dari system yang mengontrol kerja DownHole Unit serta menampakkan (Display) informasi yangdiambil dari Down Hole Unit.

10. Electric Cable Cable merupakan komponen penting dalam menyalurkan arus listrik dari permukaan ke pompa didasar sumur. Untuk ESP dibuat dari tembaga dan alumunium, kabel Al lebih murah dan tahan korosi, tetapi lebih mudah patah dan sukar disambung kembali. Bentuknya ada 2 macam yaitu bulat

dan flat. Yang bulat diletakkan pada tubing sedangkan yang flat untuk sekitar pompa dan protector kearah motornya. Kabel yang digunakan harus berdiameter kecil, tahanan listrik sedikit, tahan karat, dan bisa digulung. Dalam pemilihan kabel dianjurkan penurunan tegangannya dibawah 30 volts per 1000 ft. Kabel dengan bungkus polyethylene mempunyai toleransi temperature sampai 130 F, polypropylene dengan armor sampai 180 F, dan EPR lead sheath sampai 250 F. Kabel standar didesain untuk maksimum temperatur 167 F dan 10 tahun masa pakai.

Gambar 3.13 Round Cable dan Flat Cable6) 3.6. Kurva kelakuan Electric Submersible Pump Beberapa kinerja dari berbagai pompa dihadirkan dalam bentuk katalog yang diterbitkan oleh produsen. Kurva kinerja dari suatu pompa benam listrik menmpilkan hubungan antara : Head capacity, Rate capacity, Horse Power dan efisiensi pompa yang disebut dengan “Pump Performance Curve”. Kapasitas berkaitan dengan volume, laju alir cairan yang diproduksikan, termasuk juga gas bebas atau gas yang terlarut dalam minyak. Head pompa benam listrik berkaitan dengan specific

gravity

fluida,

dimana jika head diubah menjadi tekanan maka harus dikalikan dengan specific gravity fluida.

Gambar 3.14 Pump Performance Curve6) Berdasarkan Pump Curve Performance tersebut, dapat pula ditentukan harga Efisiensi Pompa, Horse Power dan Efisiensi Volumetris dengan menggunakan persamaan: 𝑞 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙

% Efisiensi Volumetris (%EV) = (𝑞 𝑡𝑒𝑜𝑟𝑖𝑡𝑖𝑠) 𝑥100% ....................................... (3.16) 3.7. Analisa Nodal Nodal merupakan titik dua pertemuan antara 2 komponen, dimana titik pertemuan tersebut secara fisik akan terjadi keseimbangan, dalam bentuk keseimbangan massa ataupun keseimbangan tekanan. Hal ini berarti bahwa massa fluida yang keluar dari suatu komponen akan sama dengan masa fluida yang masuk ke dalam komponen berikutnya yang akan saling berhubungan atau tekanan di ujung suatu komponen akan sama dengan tekanan di ujung komponen yang lain yang berhubungan. Sesuai dengan Gambar 1, dalam sistem sumur produksi dapat ditemukan 4 titik nodal, yaitu: 1. Titik Nodal di dasar sumur Titik nodal ini merupakan pertemuan antara kompoenen formasi produktif/reservoir dengan komponen tubing apabila komplesi sumur adalah

open hole atau titik pertemuan antara komponen tubing dengan komplesi apabila sumur diperforasi/dipasangi gravel pack. 2. Titik Nodal di kepala sumur Titik nodal ini merupakan titik pertemuan antara komponen tubing dan komponen pipa salur dalam hal ini sumur tidak dilengkapi dengan jepitan atau merupakan titik pertemuan antara komponen tubing dengan komponen jepitan apabila sumur dilengkapi dengan jepitan 3. Titik Nodal di Separator Pertemuan komponen pipa salur dengan komponen separator merupakan suatu ttik nodal. 4. Titik Nodal di “Upstream/Downstream” Jepitan Sesuai dengan letak jepitan, titik nodal ini dapat merupakan pertemuan antara komponen jepitan dengan komponen tubing, apabila jepitan dipasang di tubing sebagai “safety valve” atau merupakan pertemuan antara komponen tubing dipermukaan dengan komponen jepitan, apabila jepitan dipasang di kepala sumur. Analisa sistem nodal dilakukan dengan membuat diagram tekananlaju produksi, yang merupakan grafik yang menghubungkan antara perubahan tekanan dan laju produksi untuk setiap komponen. Analisa sistem nodal

(Nodal Analysis)

yaitu pengoptimalan

produktivitas sumur dengan melakukan analisis dan optimasi pada sistem produksi secara keseluruhan, yang telah digunakan untuk beberapa waktu yang lalu untuk menganalisa kelakuan dari sistem sebagai gabungan interaksi antar komponen. Rangkaian listrik, sistem perpipaan yang komplek dan sistem pompa nodal semuanya dapat di analisis dengan menggunakan metode ini. Penggunaan pertama pada sistem produksi sumur pertama kali diusulkan oleh Gilbert tahun 1954 dan dibahas oleh Nind pada tahun 1946. Nodal merupakan titik pertemuan antara dua komponen, dimana di titik pertemuan tersebut secara fisik akan terjadi keseimbangan masa atau pun keseimbangan tekanan. Hal ini berarti bahwa masa fluida yang keluar dari

suatu komponen akan sama dengan masa fluida yang masuk ke dalam komponen berikutnya yang saling berhubungan atau tekanan di ujung suatu komponen akan sama dengan tekanan di ujung komponen yang lain behubungan. Semua komponen-komponen yang berada sebelum titik yang diamati merupakan bagian dari inflow, sementara bagian outflow terdiri dari semua komponen yang berada setelah titik itu, hubungan antara laju alir dan kehilangan tekanan harus ada untuk setiap komponen dalam sistem. Laju alir melalui system dapat ditentukan untuk suatu aliran yang diinginkan terdiri dari : 1. Aliran yang masuk kedalam node (titik yang diamati) sama dengan aliran yang keluar dari node. 2. Hanya satu harga tekanan yang ada pada suatu node yaitu Pnode. Pada suatu saat dari sumur selalu ada dua tekanan yang harganya tetap dan tidak merupakan fungsi dari laju alir. Salah satu dari tekanantekanan ini adalah tekanan rata-rata Reservoir (Pr), dan yang lainnya adalah tekanan keluar dari sistem itu (Outlet Pressure). Tekanan keluar dari system itu biasanya adalah tekanan separator (Psep), tetapi jika sumur dikontrol dengan Surface Choke, tekanan Outlet adalah tekanan pada kepala sumur (Pwh). Begitu node ditentukan, tekanan node dihitung dari arah tekanan awal dan dari tekanan akhir yang harganya sudah tentu. Kehilangan tekanan (Pressure Drop), ∆P merupakan fungsi dari laju alir dan oleh sebab itu plot antara tekanan node terhadap laju alir (Pnode vs qL) keduanya akan memberikan laju aliran optimum yang dicari. Prosedur secara grafis dapat dilihat pada gambar 2.15.

Gambar 3.15 Penentuan Kapasitas Alir3) 1. Perhitungan Grafik Inflow Dengan titik nodal pada pompa, maka inflow merupakan Pr - ∆Pr -∆Pcsg. Prosedur perhitungan IPR ditentukan dengan menggunakan IPR Pudjo Sukarno karena fluida mengalir dari formasi ke lubang sumur terdiri atas minyak, air, dan gas. Dengan menggunakan SG campuran untuk menghitung gradien tekanan fluida sepanjang casing dan beda tekanan dasar sumur dari middle perforation depth sampai pump setting depth.

2. Perhitungan Grafik Outflow a. Menentukan Luas Permukaan Tubing (Ap). 𝐴𝑝 = 𝜋𝑑 2 /4 .......................................................................................... (3.17) b. Menentukan kecepatan superficial campuran. 𝑣𝑆𝐿 =

𝑞𝐿 𝐴𝑝

................................................................................................. (3.18)

c. Menghitung No Slip Liquid Holdup 𝑣

𝜆 = 𝑣 𝑚 .................................................................................................... (3.19) 𝑆𝐿

d. Menghitung Densitas Cairan 𝜌𝐿 = 62,4𝑥(𝛾𝑜 𝑥(1 − 𝑊𝐶) + 𝛾𝑤 (𝑊𝐶)) .................................................. (3.20) e. Menentukan Liquid Velocity Number 𝜌

1/4

𝑁𝐿𝑉 = 1,938𝑥𝑣𝑆𝐿 (ó𝐿 ) 𝐿

......................................................................... (3.21)

dimana : 𝜎𝐿 = 𝜎𝑜 (1 − 𝑊𝐶) + 𝜎𝑤 (𝑊𝐶) ................................................................. (3.22) f. Menentukan Pipe Diameter Number 𝜌

𝑁𝑑 = 120,872𝑑(𝜎𝐿)1/2 .......................................................................... (3.23) 𝐿

g. Menghitung Liquid viscosity number 1 1/4 ....................................................................... (3.24) 3) 𝐿𝜎

𝑁𝐿 = 0,15726𝜇𝐿 (𝜌

h. Menentukan Viskositas Fluida (CNL) Untuk menghitung viskositas dari fluida CNL, plot antara NL dengan CNL ditunjukkan pada gambar(2.16)

Gambar 3.16 Correlation for Viscosity Number Coefficient3) i. Menentukan Holdup Correlating Function X1 𝑋1 =

𝑁𝐿𝑉 𝐶𝑁𝐿 𝑃𝑤𝑓 𝑎𝑠𝑠 0,1 ( 𝑃𝑎 ) 𝑁𝑑

............................................................................. (3.25)

j. Menentukan harga HL/ѱ

Gambar 3.17 Holdup factor correlation3)

k. Menghitung Secondary Correction Factor X2 𝑋2 =

𝑁𝐿 0,380 𝑁𝑑 2,14

........................................................................................... .(3.26)

l. Menentukan Harga Ѱ berdasarkan grafik.

Gambar 3.18 Correlation for secondary correction factor3) m. Menentukan nilai HL 𝐻𝐿 =

𝐻𝐿 ѱ

ѱ ............................................................................................... (3.27)

n. Menentukan Harga Slip Density 𝜌𝑠 = 𝜌𝐿 𝐻𝐿 + (1 − 𝐻𝐿 ) ............................................................................ (3.28) o. Menentukan viskositas campuran 𝜇𝑠 = 𝜇𝐿 𝐻𝐿 ................................................................................................ (3.29) p. Menentukan nilai bilangan Reynold 𝑁𝑅𝑒 = 1488

𝜌𝑛 𝑥 𝑣𝑚 𝑥 𝑑 𝜇𝑠

............................................................................... (3.30)

q. Menentukan ukuran tubing 𝜀 .

12

= 0,00015 ( 𝑑 )..................................................................................... (3.31)

r. Menentukan Friction Factor berdasarkan Grafik Moody

Gambar 3.19 Grafik Factor Gesekan dari Moody3)

s. Menghitung gradien tekanan ∆𝑃 ∆ℎ

= 𝜌𝑠 +

𝑓𝑥𝜌𝑠 𝑥(𝑣𝑚 )2 2𝑥𝑑

................................................................................. (3.32)

t. Menentukan harga kehilangan tekanan ∆𝑃

∆𝑃 = ∆ℎ 𝑥 ∆𝐿 .......................................................................................... (3.33) u. Menentukan nilai Pump Intake Pressure (PIP) PIP = (Psep + Pwh + ∆Ptbg) - ∆Ppompa ........................................................... (3.34) v. Mengulangi langkah di atas untuk harga laju alir yang berbeda dan membuat tabulasinya w. Plot hasil perhitungan Pdnuntuk berbagai harga laju alir q pada kurva inflowdan hubungkan titik tersebut, didapat grafik outflow. x. Menentukan Laju Alir Total y. Menentukan Total Dynamic Head 𝑇𝐷𝐻 =

∆𝑃 𝑝𝑜𝑚𝑝𝑎 𝐺𝑟𝑎𝑑𝑖𝑒𝑛 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑎

.............................................................................(3.35)

z. Menentukan Jumlah Stage yang digunakan

𝑇𝐷𝐻

𝑆𝑡𝑎𝑔𝑒 = 𝐻𝑒𝑎𝑑 𝑝𝑒𝑟 𝑠𝑡𝑎𝑔𝑒 ...........................................................................(3.36) aa. Penentuan Horse Power Pompa

𝐻𝑃 = 𝑆𝑡𝑎𝑔𝑒 𝑥 𝐻𝑃/𝑠𝑡𝑎𝑔𝑒 ....................................................................(3.37) bb. Menentukan persentase efisiensi pompa berdasarkan Pump Performance Curve cc. Menentukan persentase efisiensi volumetris: 𝑞 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙

% Efisiensi Volumetris (%EV) = (𝑞 𝑡𝑒𝑜𝑟𝑖𝑡𝑖𝑠) 𝑥100% ............................ (3.38)

IV.

KESIMPULAN SEMENTARA 1. Produksi merupakan proses pengangkatan hidrocarbon dari reservoir ke permukaan. 2. Metode produksi terdiri dari metode primer (Natural Flow dan Artificial Lift), sekunder, dan tersier. Artificial Lift termasuk metode primer. 3. Electric Submersible Pump (ESP) merupakan pompa yang bekerja menggunakan gaya sentrifugal dan termasuk metode produksi primer.

V.

RENCANA KEGIATAN Penelitian yang dilakukan penulis, direncanakan selama kurang lebih satu bulan dengan lokasi penelitian bertempat di Baker Huges Indonesia PT. Adapun rencana kegiatan yang diusulkan selama Tugas Akhir ini selama satu bulan (empat minggu) adalah sebagai berikut:

Waktu Kegiatan Orientasi Kantor dan Lapangan Praktik Lapangan dan Pengumpulan Data Analisis Data Pembuatan Laporan

Minggu

Minggu

ke-1

ke-2

Minggu Minggu ke-3

ke-4

Dalam melakukan Tugas Akhir ini, mahasiswa akan terjun langsung ke bagian-bagian yang telah ditentukan perusahaan dalam mengambil data yang diperlukan.

VI.

PENUTUP Demikian proposal Tugas Akhir yang akan dilaksanakan. Besar harapan penulis, rencana penelitian Tugas Akhir ini mendapat sambutan yang baik dari perusahaan. Atas perhatian dan bantuan yang diberikan, penulis mengucapkan terimakasih.

VII.

RENACANA DAFTAR ISI HALAMAN JUDUL ..................................................................................... HALAMAN PENGESAHAN ....................................................................... KATA PENGANTAR ................................................................................... DAFTAR ISI .................................................................................................. DAFTAR GAMBAR ..................................................................................... DAFTAR TABEL ......................................................................................... DAFTAR LAMPIRAN ................................................................................. DAFTAR SIMBOL ....................................................................................... BAB I

PENDAHULUAN ......................................................................... 1.1. Latar Belakang ........................................................................ 1.2. Batasan Masalah ...................................................................... 1.3. Maksud dan Tujuan ................................................................. 1.4. Metodologi Penulisan .............................................................. 1.5. Sistematika Penulisan ..............................................................

BAB II

TINJAUAN UMUM LAPANGAN ............................................. 2.1. Sejarah PT. Bukitapit Bumi Persada ....................................... 2.2. Keadaan Geografis .................................................................. 2.3. Keadaan Geologi ..................................................................... 2.4. Profil PT. Bukitapit Bumi Persada ........................................... 2.5. Working Area Bukitapit Bumi Persada ....................................

BAB III DASAR TEORI ............................................................................ 3.1. Karakteristik Reservoir ............................................................ 3.2. Produktivitas Formasi .............................................................. 3.3. Dasar Teknik Produksi ............................................................ 3.4. Productivity Index (PI) ............................................................ 3.5. Inflow Performance Relationship (IPR) .................................. 3.6. Metode Produksi....................................................................... 3.7. Artificial Lift ........................................................................... 3.8. Analisa Nodal ..........................................................................

BAB IV STUDY KASUS EVALUASI DAN OPTIMASI LAJU PRODUKSI DENGAN ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP ........... 4.1. Data ......................................................................................... 4.2. Evaluasi Electrical Submersible Pump..................................... 4.3. Kurva IPR Metode Pudjo Sukarno .......................................... 4.4. Analisa Nodal Sumur X .......................................................... 4.5. Optimasi Pompa Menggunakan Data Perusahaan.................... BAB V

PEMBAHASAN ............................................................................

BAB VI KESIMPULAN ............................................................................. DAFTAR PUSTAKA ....................................................................................

VIII.

RENCANA DAFTAR PUSTAKA

1. Amyx, J.W.,D.W.Bass and R.L.Whiting. Petroleum Reservoir Engineeringn Physical Properties.1960 2. Badruzzaman, Undang. Analisis Sistem Nodal. Cepu : Pusat Pendidikan Dan Pelatihan Minyak dan Gas Bumi. 2003 3. Brown, K.E., “ The Technology of Artificial Lift”, Volume 2b Penn-Well Publishing Company, Tulsa, Oklahama,1980. 4. Craft B.C and M.F Hawkins ”Applied Petroleum ReservoirEngineering”, Prentice-Hall, Inc., Englewood Cliffts, New Jersey, 1959. 5. Gatlin, Carl. Petroleum Engineering Drilling and Well Completion 6. Mc, Cain, William D. Jr., “The Properties of Petroleum Fluids” Pen-Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1973 7. Tarek, Ahmad. Reservoir Engineering Handbook Thurd Edition.2006 8. Hughes, Baker. Submersible Pump Handbook Eight Editions. Oklahoma.2008 9. Reda Submersible Pump Technology, Schlumberger “ ESP Pump Component”. 2005. 10. Wood Group ESP Inc, Book – March 2001 @ “Data Engineering”