optimasi produksi terintegrasi untuk lapangan dengan sumur esp · pada tugas akhir ini, esp akan...

Ria Perdana Putra, 12206100 Semester I 2010/2011 1

Optimasi Produksi Terintegrasi Untuk Lapangan Dengan Sumur ESP Oleh :

Ria Perdana Putra*

Dr.Ir. Pudjo Sukarno**

Sari

Electric Submersible Pump (ESP) merupakan salah satu metode Artificial Lift yang banyak digunakan

pada industri perminyakan. ESP bekerja dengan cara memberikan tekanan tambahan pada fluida reservoir untuk

sehingga dapat mengalir ke permukaan. Sumur yang diproduksikan dengan menggunakan ESP akan mengalami

penurunan produktivitas seiring dengan penurunan tekanan reservoir atau meningkatnya water cut. Hal ini

mengakibatkan ESP tidak dapat beroperasi sesuai dengan spesifikasinya, dan dapat mengakibatkan terjadinya

kerusakan (akibat downthrust). Untuk menghindari kerusakan tersebut, maka perlu dilakukan penggantian ESP

yang memerlukan operasi work over, yang memerlukan biaya yang besar. Oleh karena itu, diperlukan ESP yang

mampu beroperasi untuk waktu yang relatif panjang namun juga dapat memberikan kumulatif produksi yang

besar.

Pada tugas akhir ini, ESP akan dipasang pada 3 sumur produksi setelah sebelumnya sumur mengalir

secara alamiah. Pemilihan ESP yang akan dipasang dilakukan berdasarkan hasil sensitivitas laju alir yang dapat

diberikan oleh reservoir, dengan mempertimbangkan kumulatif produksi minyak yang didapat. Sensitivitas laju

alir juga digunakan untuk penggantian ESP untuk laju alir yang lebih rendah daripada ESP sebelumnya.

Dari hasil sensitivitas yang telah dilakukan, telah dipilih jenis-jenis ESP yang dapat memberikan

produksi kumulatif minyak terbesar pada 3 buah sumur yang diteliti selama 20 tahun masa kontrak, serta telah

disusun jadwal workover untuk penggantian ESP pada sumur-sumur tersebut. Pemasangan ESP ternyata juga

dapat menaikkan perolehan kumulatif minyak serta mempercepat perolehan minyak dari model reservoir yang

digunakan.

Kata kunci : Electric Submersible Pump, optimasi produksi, pemodelan terintegrasi

Abstract

Electric Submersible Pump (ESP) is one of the Artificial Lift method that widely used in petroleum

industry. ESP works by giving additional pressure to the reservoir fluids, so it can flow to the surface. Well that

produced by using ESP, its productiviy will be decreased due to pressure decline or increasing water cut. This

will make ESP not operating as its specification, and therefore will be damaged because of downthrust. In order

to avoid the damage, the previous ESP need to be replaced with a new one that required expensive workover

operation. Therefore , it is important to select ESP that can be used in a relatively long period of time, but also

can produced higher oil cumulative production.

In this final project, ESP will be installed on 3 producing wells, after they flowing naturally. ESP

selection is based on liquid flowrate sensitivity analysis by considering the oil cumulative production at the end

of contract period. Liquid flowrate sensitivity also used on selecting ESP that will be used to replace the old one.

From sensitivity result, ESP types that will be used on 3 producing wells has been chosen which can

give maximum oil cumulative production at the end of 20 years contract period. Workover operation schedule

also had been arranged for these producing wells in order to replaced the old ESP with the new ones. ESP

installation also can increase oil cumulative recovery and accelerating oil recovery from reservoir model that

used in this study.

Keywords: Electric Submersible Pump, production optimization, integrated modelling

*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung

**) Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung


I. PENDAHULUAN

Latar Belakang

Seiring dengan berjalannya waktu, kemampuan

sumur untuk mengangkat fluida ke permukaan akan

semakin menurun. Hal ini terutama disebabkan

karena penurunan tekanan reservoir serta

meningkatnya water cut. Jika tekanan reservoir

terlalu kecil, maka sumur tidak dapat berproduksi

secara alamiah ataupun kinerja sumur tidak sesuai

dengan yang diharapkan. Untuk meningkatkan

kinerja sumur tersebut, maka dibutuhkan suatu

usaha pengangkatan buatan, yaitu dengan

memberikan energi tambahan untuk mengalirkan

fluida ke permukaan. Salah satu metode

pengangkatan buatan yang sering dilakukan adalah

dengan menggunakan Electric Submersible Pump

(ESP).

Electric Submersible Pump (ESP) bekerja dengan

cara memberikan tambahan tekanan pada fluida

sehingga fluida dapat mengalir sampai ke

permukaan. ESP sesuai untuk digunakan pada

sumur-sumur dengan water cut tinggi dan gas oil

ratio (GOR) yang rendah.

Dalam tugas akhir ini, dilakukan studi kasus tentang

penggunaan ESP untuk suatu reservoir yang

mempunyai 5 sumur, dimana lokasi setiap sumur

ditentukan melalui optimasi produksi pada sistem

reservoir, sumur dan fasilitas permukaan yang sudah

terintegrasi. Dari kelima sumur tersebut, dalam

tugas akhir ini akan dilakukan optimasi produksi

terhadap 3 sumur dengan mempertimbangkan

produksi kumulatif minyak yang dihasilkan selama

20 tahun masa kontrak.

Optimasi yang dilakukan meliputi laju produksi

fluida, jadwal pemasangan dan penggantian ESP,

serta penentuan spesifikasi pompa, motor dan kabel

yang digunakan. Optimasi ini diharapkan dapat

menghasilkan percepatan perolehan minyak

dibandingkan dengan metode sembur alam.

Tujuan

Tujuan yang akan dicapai pada tugas akhir ini

adalah :

1. Memilih jenis ESP yang akan digunakan

dengan mempertimbangkan kemampuan sumur

untuk berproduksi.

2. Melakukan penjadwalan work over untuk

penggantian ESP yang sesuai dengan kondisi

sumur.

II. OPTIMASI PENGGUNAAN ESP DALAM

UPAYA MEMPERCEPAT RECOVERY

Pada tugas akhir ini, pertama-tama sumur dibiarkan

untuk berproduksi secara alamiah. Hasil produksi

lapangan secara alamiah dapat dilihat pada gambar 1

dibawah.

Gambar 1. Produksi kumulatif lapangan secara

alamiah

Setelah itu, secara perlahan-lahan laju alir sumur

mulai turun seiring dengan penurunan tekanan

reservoir. Agar penurunan laju alir tidak terlalu

drastis, diputuskan untuk dipasang ESP. Dalam hal

ini reservoir diproduksi untuk suatu harga plateau

rate tertentu dengan menggunakan ESP yang

mempunyai kapasitas produksi sesuai dengan harga

plateau yang diproduksikan. Sebelumnya, terlebih

dahulu dilakukan sensitivitas laju alir yang akan

diangkat oleh ESP. Setelah sensitvitas dilakukan,

maka dipilih laju alir yang dapat memberikan

kumulatif produksi terbesar.

Setelah beberapa waktu, maka laju alir akan kembali

turun, sehingga perlu dilakukan penggantian ESP.

Untuk itu kembali dilakukan sensitivitas pemilihan

laju alir dengan pertimbangan jumlah kumulatif

produksi yang dihasilkan. Hal yang sama dilakukan

kembali untuk penggantian ESP berikutnya hingga

akhir masa kontrak.

Melalui pemilihan ESP yang tepat, maka dapat

dihasilkan kumulatif produksi yang lebih cepat

dibandingkan dengan produksi secara alamiah. Hal

ini tentu saja sangat menguntungkan jika ditinjau

dari segi ekonomi. Untuk mencapai tujuan tersebut,

maka diperlukan suatu pemodelan antara sistem

0

2

4

6

8

10

12

14

0 50 100 150 200 250 300

FOP

T (J

uta

Bar

rel)

Waktu (Bulan)

FOPT vs Bulan

FOPT vs Time


reservoir, sumur dan fasilitas permukaan yang

terintegrasi.

III. MODEL RESERVOIR, SUMUR DAN

FASILITAS PERMUKAAN

Untuk mencapai tujuan yang telah disebutkan

sebelumnya, maka perlu dilakukan pemodelan

secara terintegrasi untuk sistem reservoir, sumur dan

fasilitas permukaan. Untuk itu, penelitian diawali

dengan membangun model sistem sumur yang

terpadu mulai dari pemodelan reservoir, sumur,

flowline, dan separator. Model reservoir dibuat

dengan menggunakan software PETREL, yang

selanjutnya akan disimulasikan dengan

menggunakan simulator ECLIPSE.

Selanjutnya dibuat model fasilitas produksi dengan

menggunakan software Pipesim, yang terdiri dari

sumur dengan ESP, flowline, dan separator. Model

reservoir dan model fasilitas produksi diintegrasikan

dengan menggunakan Simulator FPT (Field

Planning Tool). Simulasi akan dilakukan untuk tiga

sumur produksi, yaitu sumur P2, P3 dan P5, yang

memiliki lokasi yang berbeda-beda.

3.1 Model Reservoir

Model reservoir yang digunakan pada tugas akhir ini

dibuat dengan menggunakan software PETREL™.

Model yang digunakan berbentuk segi empat

dengan panjang dan lebar masing-masing 3000 ft

dan terbagi dalam 20x20 grid. Reservoir berada

pada kedalaman 4000-4200 ft dari permukaan

dengan ketebalan 200 ft dan terbagi ke dalam 40

layer.

Gambar 2. Model reservoir yang digunakan pada

tugas akhir ini

Model reservoir bersifat heterogen dengan harga

porositas dan permeabilitas yang bervariasi. Adapun

besar koefisien Dykstra-Pearsons model reservoir

ini adalah 0,3, yang menandakan bahwa reservoir ini

cukup heterogen.

Data porositas berasal dari lapangan X, yang

kemudian disebar menggunakan metode Sequential

Gaussian oleh software Petrel. Dari hasil persebaran

tersebut, didapatkan harga porositas yang berkisar

antara 15% - 30%.

Harga permeabilitas horizontal didapat dengan

menggunakan korelasi formasi porositas-

permeabilitas dari formasi batupasir Tertiary

Bausteinschicten (Fuchtbauer, 1967), seperti dapat

dilihat pada gambar 3. Dari korelasi tersebut,

didapatkan harga permeabilitas horizontal yang

berkisar antara 3 mD - 1050 mD.

PermI=0.5*(Exp(PHIE*40))*0.0075……(3.1)

PermK=PermI/10………….……………..(3.2)

Gambar 3. Korelasi permeabilitas terhadap porositas

pada formasi batupasir Tertiary Bausteinschicten

Permeabilitas vertikal dihitung dengan rumus

sepersepuluh permeabilitas horizontal. Namun, pada

layer 19, 20 dan 21 permeabilitas vertikal berharga

0. Ini bertujuan untuk memodelkan lapisan

impermeabel antara zona atas dan bawah, sehingga

tidak ada komunikasi di antara kedua zona tersebut.


Zona atas ditembus oleh dua buah sumur produksi,

yaitu sumur P1 dan P4, dengan mekanisme

pendorongan gas terlarut. Sedangkan zona bawah

ditembus oleh tiga buah sumur produksi, yaitu

sumur P2, P3 dan P5, dengan tenaga dorong air.

Pemasangan ESP rencananya akan dilakukan pada 3

buah sumur produksi yang menembus zona bawah.

Model reservoir merupakan consolidated sandstone

dan memiliki aquifer analitik dibawahnya dengan

volume 10 kali volume reservoir. Model aquifer

yang digunakan adalah model Fetkovich dengan

arah aliran dari bawah ke atas.

Untuk fluida reservoir digunakan model Black Oil

dengan API 35. Tekanan awal reservoir adalah

sebesar 2800 psi pada kedalaman 4000 ft, dengan

tekanan gelembung 1200 psi. Adapun cadangan

yang terdapat di reservoir ini adalah sebesar 40

MMSTB.

Pemilihan letak sumur dilakukan dengan

mempertimbangkan jumlah kumulatif minyak yang

dapat terproduksikan secara alami, dengan cara

membuka sumur pada lokasi dan lapisan yang

memiliki properti yang baik.

Tabel 1. Properti fisik reservoir

No. Properti Harga Satuan

1 Kedalaman 4000-4200 Ft

2 Tekanan

reservoir 2800 @ 4000 ft Psi

3 Temperatur

reservoir 160 °F

4 Tebal formasi 200 Ft

5 Permeabilitas 3-1050 mD

6 Porositas 15-30 %

Tabel 2. Properti fisik fluida reservoir

Parameter Harga Satuan

Oil Gravity 35 API

Tekanan Gelembung 1200 psi

Densitas Air 63,7 lb/ft3

SGgas 0,7 -

3.2 Simulasi Reservoir

Simulasi reservoir dilakukan pada model reservoir

yang telah dibuat dengan menggunakan software

Eclipse. Simulator yang digunakan adalah simulator

black oil Eclipse 100. Simulasi dilakukan untuk

mencari letak dan kedalaman perforasi yang dapat

memberikan produksi kumulatif yang paling

optimum. Dari hasil simulasi ini, didapatkan letak

sumur yang optimum seperti disajikan pada gambar

4. Dengan konfigurasi tersebut, didapatkan produksi

kumulatif minyak selama 20 tahun masa kontrak

adalah sebesar 12.4 MMSTB.

Gambar 4. Letak sumur optimum

Tabel 2 . Letak perforasi tiap sumur

Sumur Layer yang diperforasi

P1 15-18

P2 34-38

P3 35-38

P4 14-18

P5 35-38

3.3 Model Sumur dan Fasilitas Permukaan

Pembuatan model jaringan perpipaan dari sumur-

sumur produksi menuju separator yang digunakan

pada penelitian ini menggunakan software

PIPESIMTM .Tubing yang digunakan pada kelima

sumur produksi memiliki diameter dalam sebesar

3.5 inch dengan kedalaman hingga 4200 ft. Wall

thickness tubing adalah 0.5 inch dan besarnya

roughness 0.001.

Flowline yang digunakan memiliki ID sebesar 4

inch dengan roughness 0.001 inch dan ketebalan 0.5

inch. Panjang flowline merepresentasikan letak

sumur sesuai model reservoir pada PETREL. Fluida

dari sumur langsung dialirkan melalui flowline

menuju separator yang bertekanan 100 psi.

Separator diletakkan di tengah-tengah reservoir


untuk menimimalkan pressure loss di sepanjang

flowline.

Korelasi yang digunakan dalam perhitungan

pressure loss pada aliran vertikal adalah korelasi

Hagedorn & Brown, sedangkan pada aliran

horizontal di flowline adalah korelasi Beggs & Brill

Revised.

Model jaringan sumur dan fasilitas permukaan yang

digunakan pada penelitian ini dapat dilihat pada

gambar 5 di bawah. Sedangkan jarak masing-masing

sumur dari separator disajikan pada tabel 3.

Gambar 5. Jaringan sumur dan fasilitas permukaan

Tabel 3. Jarak sumur dari separator

Sumur Jarak dari separator (feet)

P1 1280

P2 580

P3 1180

P4 1150

P5 1420

3.4 Integrasi Model Reservoir dan Fasilitas

Permukaan

Software Field Planning Tool (FPT) digunakan

untuk mengintegrasikan model reservoir dari

ECLIPSE dengan model sumur dan fasilitas

permukaan dari PIPESIM. Software Field Planning

Tool (FPT) bekerja dengan cara mentransfer data

tekanan, laju alir dan sifat fisik fluida dari simulator

Eclipse, sehingga data-data tersebut dapat menjadi

input untuk Pipesim pada suatu waktu tertentu. Hal

yang sama dilakukan terus menerus selama 20 tahun

hingga masa kontrak habis.

IV. HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1 Pemilihan ESP

Pada tugas akhir ini, akan dilakukan optimasi

pemasangan ESP pada 3 sumur produksi yang

menembus zona bawah, yaitu sumur P2, P3 dan P5,

dengan mempertimbangkan jumlah kumulatif

minyak yang dapat terproduksi dari masing-masing

sumur tersebut.

4.1.1 Sumur P2

Sumur P2 mampu berproduksi pada laju alir 1000

bbl/hari secara natural selama ± 59 bulan. Setelah

itu, laju alir cairan turun, sehingga diputuskan untuk

memasang ESP. Untuk itu dilakukanlah sensitivitas

laju alir cairan yang akan diproduksikan dari sumur

tersebut Laju alir cairan yang digunakan untuk

sensitivitas ada 3, yaitu 700, 600 dan 500 bbl/hari.

Tabel 4 merupakan perbandingan antara ketiga laju

alir cairan yang digunakan.

Dari hasil sensitivitas ini, diputuskan untuk

menggunakan laju alir cairan sebesar 700 bbl/hari,

karena memberikan produksi kumulatif minyak

yang terbesar. Adapun pompa yang digunakan

adalah Reda DN950 dengan diameter 4 inch,

efisiensi 59,3 % , jumlah stage 181 dan daya 33.5

HP.

Tabel 4. Hasil sensitivitas pemasangan ESP pertama

pada sumur P2

Rate ESP

(bbl/day)

Plateau Time

(Bulan)

WOPT

(bbl)

700 21 2.180.670

600 36 2.076.075

500 43 2.084.068

Tanpa Pompa - 2.153.961

Setelah 21 bulan semenjak pemasangan ESP

pertama, laju alir perlahan mulai turun dari harga

700 bbl/hari, sehingga perlu dilakukan penggantian

ESP. Untuk itu kembali dilakukan sensitivitas untuk

memilih laju alir serta pompa yang akan digunakan

berikutnya. Kali ini laju alir yang digunakan untuk

sensitivitas ada dua, yaitu 500 dan 400 bbl/hari.

Hasil sensitivitas yang kedua ini disajikan pada tabel

5.

Tabel 5. Hasil sensitivitas pemasangan ESP

kedua pada sumur P2


Rate ESP

(bbl/day)

Plateau Time

(Bulan)

WOPT

(bbl)

500 25 2.250.730

400 37 2.210.152


Dari tabel 5 dapat dilihat bahwa penggantian ESP

dengan laju alir cairan 500 bbl/hari memberikan

kumulatif produksi yang lebih banyak, sehingga

diputuskan menggunakan laju alir cairan sebesar

500 bbl/hari. Pompa yang digunakan adalah DN 800

yang memiliki diamater 4 inchi, serta efisiensi 56.71

%, jumlah stage 104 serta daya 18 HP pada kondisi

desain.

Setelah 25 bulan semenjak pemasangan ESP kedua,

laju alir cairan kembali turun dari harga 500

bbl/hari, sehingga perlu dilakukan penggantian ESP.

Sensitivitas kembali dilakukan dengan

menggunakan dua laju alir yang berbeda, yaitu 400

dan 300 bbl/hari. Hasil sensitivitas disajikan pada

tabel 6.

Tabel 6. Hasil sensitivitas pemasangan ESP ketiga

pada sumur P2

Rate ESP

(bbl/day)

Plateau Time

(Bulan)

WOPT

(bbl)

400 11 2.250.690

300 16 2.256.391


Dari tabel 7, dapat dilihat bahwa jumlah kumulatif

minyak akan lebih besar untuk laju alir cairan

sebesar 300 bbl/hari, sehingga diputuskan untuk

menggunakan laju alir cairan sebesar 500 bbl/hari.

Pompa yang digunakan masih DN 800, tetapi

dengan kondisi desain yang berbeda, yaitu efisiensi

50 %, jumlah stage 125 serta daya 16 HP.

Setelah 16 bulan semenjak pemasangan ESP ketiga,





dan 100 bbl/hari. Namun, tidak ada ESP yang dapat

digunakan pada laju alir 200 bbl/hari dikarenakan

tekanan reservoir yang sudah cukup kecil, sehingga

diputuskan untuk menggunakan laju alir 100

bbl/hari saja. Pompa yang digunakan adalah Reda

A230 dengan diameter 3,37 inch, jumlah stage 255,

efisiensi 27.7 % dan kebutuhan daya sebesar 11,2

HP. Adapun produksi kumulatif minyak yang

dihasilkan adalah sebesar 2256434 bbl.

Laju alir cairan 100 bbl/hari dapat bertahan konstan

hingga bulan ke-176. Setelah itu, laju alir cairan

turun, namun tidak ada pompa yang dapat

digunakan untuk laju alir dibawah 100 bbl/hari,

sehingga pada bulan ke-176 diputuskan untuk

melepas pompa dari sumur P2 dan membiarkan

produksi berjalan secara alami.

Tabel 7 mentabulasikan jadwal pemasangan ESP

pada sumur P2 beserta jenis pompa yang digunakan.

Dari tabel tersebut, dapat dilihat bahwa pemasangan

ESP dapat meningkatkan produksi kumulatif

minyak dari sumur P2 ini, yaitu dari 2153961 bbl

sebelum pemasangan ESP, menjadi 2256434 bbl

setelah pemasangan ESP.

Tabel 7. Jadwal pemasangan ESP pada sumur P2

Bulan Laju Alir

(bbl/hari)

Jenis

Pompa

WOPT

(bbl)

59 700 DN950 2.180.670

85 500 DN800 2.250.730

105 300 DN800 2.256.391

121 100 A 230 2.256.434

4.1.2 Sumur P3



itu, laju alir cairan turun, sehingga diputuskan untuk

memasang ESP. Untuk itu dilakukanlah sensitivitas

laju alir cairan yang akan diproduksikan dari sumur

tersebut Laju alir cairan yang digunakan untuk

sensitivitas ada 3, yaitu 700, 600 dan 500 bbl/hari.

Tabel 8 merupakan perbandingan antara ketiga laju

alir cairan yang digunakan.

Tabel 8. Hasil sensitivitas pemasangan ESP pertama

pada sumur P3

Rate ESP

(bbl/day)

Plateau Time

(Bulan)

WOPT

(bbl)

700 20 2.173.961

600 28 2.103.859

500 41 2.120.196






yang terbesar. Adapun pompa yang digunakan

adalah Reda DN950 dengan efisiensi sebesar 57.82

% , jumlah stage 177 dan daya 33 HP.

Setelah 20 bulan setelah pemasangan ESP pertama,

laju alir perlahan mulai turun dari harga 700


Untuk itu kembali dilakukan sensitivitas untuk

memilih laju alir serta pompa yang akan digunakan.

Laju alir yang digunakan pada sensitivitas ini adalah

sebesar 500 dan 400 bbl/hari. Hasil sensitivitas yang

kedua ini disajikan pada tabel 10.

Tabel 9. Hasil sensitivitas pemasangan ESP kedua

pada sumur P3

Rate ESP

(bbl/day)

Plateau Time

(Bulan)

WOPT

(bbl)

500 18 2.174.228

400 30 2.169.128


Dari tabel 9 dapat dilihat bahwa penggantian ESP

dengan laju alir cairan 500 bbl/hari memberikan

kumulatif produksi yang lebih banyak, sehingga

diputuskan menggunakan laju alir cairan sebesar

500 bbl/hari. Pompa yang digunakan adalah DN 800

yang memiliki diamater 4 inchi, serta efisiensi 56.1

%, jumlah stage 137 serta daya 22 HP pada kondisi

desain.







tabel 10.


pada sumur P3

Rate ESP

(bbl/day)

Plateau Time

(Bulan)

WOPT

(bbl)

400 16 2.151.015

300 40 2.196.245






Pompa yang digunakan adalah D 400, dengan

efisiensi 51.3 %, jumlah stage 126 serta daya 13 HP.

Setelah 40 bulan, laju alir kembali menurun,

sehingga diputuskan untuk dilakukan penggantian

pompa. Untuk itu kembali dilakukan sensitivitas

untuk memilih laju alir serta pompa yang akan

digunakan. Laju alir yang digunakan pada

sensitivitas ini adalah sebesar 200 dan 100 bbl/hari.

Namun, laju alir 200 bbl/hari tidak dapat tercapai

dikarenakan tekanan reservoir yang sudah kecil,

sehingga diputuskan untuk menggunakan laju alir

100 bbl/hari. Pompa yang digunakan adalah Reda

A230 dengan diameter 3,37 inch, jumlah stage 211,

efisiensi 28.3 % dan kebutuhan daya sebesar 9.2 HP.

Adapun produksi kumulatif minyak yang dihasilkan

adalah sebesar 2189928 bbl.

Laju alir cairan 100 bbl/hari dapat bertahan konstan

hingga bulan ke-200. Setelah itu, laju alir cairan

turun, namun tidak ada pompa yang dapat

digunakan untuk laju alir dibawah 100 bbl/hari.

Pada bulan ke-202, sumur ini mati karena laju

produksi minyaknya kurang dari 10 bbl/hari, karena

water cut nya yang tinggi yaitu mencapai 74 %.









Bulan Laju Alir

(bbl/hari)

Jenis

Pompa

WOPT

(bbl)

56 700 DN950 2.173.961

86 500 DN800 2.174.228

104 300 D 400 2.196.245

144 100 A 230 2.256.434

4.1.3 Sumur P5



itu, diputuskan untuk dipasang ESP. Sensitivitas laju

alir cairan kembali dilakukan pada sumur ini,

dengan menggunakan laju alir 700, 600 dan 500

bbl/hari. Tabel 12 merupakan perbandingan antara

ketiga laju alir cairan yang digunakan.


Tabel 12. Hasil sensitivitas pemasangan ESP

pertama pada sumur P5




yang terbesar. Pompa yang digunakan adalah Reda

DN800 dengan efisiensi sebesar 56,3 % , jumlah

stage 80 dan daya 14 HP.







tabel 13.

Tabel 13. Hasil sensitivitas pemasangan ESP kedua

pada sumur P5

Rate ESP

(bbl/day)

Plateau Time

(Bulan)

WOPT

(bbl)

400 24 2.071.520

300 28 2.047.587






Pompa yang digunakan adalah D 400, dengan

efisiensi 52.8 %, jumlah stage 136 serta daya 16

HP.

Setelah 24 bulan, laju alir kembali menurun,

sehingga diputuskan untuk dilakukan penggantian

pompa. Untuk itu kembali dilakukan sensitivitas

untuk memilih laju alir serta pompa yang akan

digunakan. Laju alir yang digunakan pada

sensitivitas ini adalah sebesar 300 dan 200 bbl/hari.

Hasil sensitivitas disajikan pada tabel 14.


pada sumur P5

Rate ESP

(bbl/day)

Plateau Time

(Bulan)

WOPT

(bbl)

300 26 2.072.501

200 62 2.072.811






Pompa yang digunakan adalah A 230, dengan

efisiensi 40 %, jumlah stage 285 serta daya 12 HP.









Bulan Laju Alir

(bbl/hari)

Jenis

Pompa

WOPT

(bbl)

63 500 DN800 2.069.422

100 400 D 400 2.071.520

124 200 A 230 2.072.811

4.2 Pemilihan Motor

Pemilihan motor dilakukan dengan

mempertimbangkan kecepatan cairan memasuki

pompa, yaitu tidak boleh lebih kecil dari 1 ft/detik,

serta kebutuhan daya yang diperlukan oleh pompa

yang akan dipasang. Selama masa produksi,

diharapkan jenis motor yang dipasang tidak diganti-

ganti, sehingga pemilihan motor hanya berdasarkan

kebutuhan pompa ESP yang pertama kali di pasang

pada sumur yang bersesuaian. Pemilihan motor

untuk masing-masing sumur disajikan tabel 16.

Tabel 16. Hasil pemilihan motor

Sumur

Parameter P2 P3 P5

Seri 540 S 540 S 540 S

Frekuensi 60 60 60

HP motor 37.5 37.5 25

Voltase 500 500 500

Ampere 45.5 45.5 30.5

Rate ESP

(bbl/day)

Plateau Time

(Bulan)

WOPT

(bbl)

700 14 2.069.422

600 18 2.069.474

500 37 2.069.857



4.3 Pemilihan Kabel

Pemilihan kabel dilakukan dengan

mempertimbangkan kehilangan tegangan yang

dialami pada kabel dari permukaan sampai ke

pompa. Kehilangan tegangan yang terlalu besar

akan mengakibatkan kerugian secara ekonomi.

Untuk itu, dipilihlah kabel yang dapat memberikan

penurunan tegangan yang kecil, sehingga

diharapakan kerugian karena kehilangan tegangan

dapat diminimumkan.

Dengan mempertimbangkan parameter-parameter

yang telah disebutkan sebelumnya, maka kabel yang

dipilih untuk ketiga sumur produksi tersebut adalah

kabel #1 Cu, karena memberikan penurunan

tegangan yang paling kecil, sehingga total

kebutuhan daya listrik juga dapat berkurang.

V. KESIMPULAN

1. Pemasangan ESP dapat meningkatkan

kumulatif produksi minyak dari reservoir yang

diteliti, yaitu dari 12,4 MMSTB menjadi 12,6

MMSTB.

2. Telah disusun jadwal pemasangan dan

penggantian pompa yang dapat memberikan

produksi kumulatif minyak yang terbesar.

VI. SARAN

1. Perlu dilakukan sensitivitas kedalaman

pemasangan pompa terhadap produksi

kumulatif yang dihasilkan.

2. Perlu dilakukan analisa keekonomian untuk

mengetahui keekonomian pemasangan dan

penggantian ESP pada lapangan ini.

VII. DAFTAR PUSTAKA

Brown, K.E., et al, The Technology of Artifial

Lift method, Volume 2b, The Petroleum

Publishing Company, Tulsa, 1980.

1. Guo, Boyun., Lyons, William C. dan

Ghalambor, Ali, Petroleum Production

Engineering – A Computer Assisted Approach,

Elsevier Science & Technology Books, 2007.

2. Nelson, Philip, “Permeability- Porosity

Relationship in Sedimentary Rocks”

3. Schlumberger. PIPESIM FPT User Guide.

Schlumberger Information Solution.

4. Simbolon, Fernando Parulian : Optimasi

Penggunaan Esp dalam Sistem Sumur Produksi

Terpadu, Tesis , ITB Bandung, 2010.

5. Tjondrodiputro, B., Bahan kuliah Teknik

Produksi, Jurusan Teknik Perminyakan, ITB

Bandung, 2004.


LAMPIRAN

Gambar 6. Perbandingan antara laju alir cairan dengan dan tanpa ESP pada sumur P2

Gambar 7. Perbandingan antara kumulatif produksi minyak dengan dan tanpa ESP pada sumur P2

optimasi produksi terintegrasi untuk lapangan dengan sumur esp · pada tugas akhir ini, esp akan...

Documents