Desain Ulang Baru 178.cim2 [PDF]

Citation preview

BAB IV OPTIMASI LAJU PRODUKSI BERDASARKAN INTERVAL PERFORASI DAN PERENCANAAN ULANG POMPA BENAM LISTRIK SUMUR OGAN. Data Di Lapangan Prabumulih Sumur Ogan Data yang digunakan untuk optimasi ini diambil pada bulan Agustus 2004. 



Water-Cut



=



85



%







Laju Alir Minyak(Qo)



=



114



BOPD







Laju Alir Air (Qw)



=



646



BWPD







Water Specific Gravity(SGw)



=



1.014







Oil Specific Gravity (SGo)



=



0.903







API Gravity



=



24.15







FVF Minyak (Bo)



=



1.175



Bbl/Stb







Tekanan Statis (Ps)



=



479.53



Psi







Tekanan Alir Dasar Sumur (Pwf)



=



352.46



Psi







Tekanan Tubing



=



25



Psi







Tekanan Casing



=



5



Psi







ID Tubing



=



2.441



inch







Mid Perforasi (Datum)



3768.885



ft







Pump Setting Depth (PSD) TVD =



3609.1



ft



TVD =



4.1. Pembuatan Kurva Inflow Performance Relationship (IPR) Untuk Sumur Ogan Kurva IPR untuk Sumur Ogan dibuat dengan menggunakan metoda Pudjo Soekarno untuk aliran tiga fasa. Dalam simulasinya, Pudjo Soekarno menunjukkan bahwa pada suatu harga tekanan reservoir tertentu, harga WC berubah sesuai dengan perubahan tekanan alir dasar sumur (Pwf), yaitu semakin rendah tekanan alir dasar sumur, maka semakin tinggi harga water cut. Karena



WC untuk Sumur Ogan besar harganya, maka dengan metoda ini diharapkan perhitungan WC akan lebih akurat. Data test tekanan dan produksi Sumur Ogan digunakan untuk pembuatan kurva IPR. Langkah-langkahnya adalah sebagai berikut : 1. Surface rate diperoleh dari data produksi. Qo = 114 BOPD Qw = 646 BWPD Qt = Qo + Qw = 760 BFPD WC = 85 % 2.



Perhitungan konstanta persamaan P1 dan P2 memberikan hasil sebagai berikut : P1 = 1.606207 – 0.130447 × ln (WC) P1 = 1.606207 – 0.130447 × ln (85) = 1.026676 P2 = -0.517792 + 0.110604 × ln (WC) P2 = -0.517792 + 0.110604 × ln (85) = -0.02642 Maka : WC / WC@ Pwf ≈ Pr



 P 2.Pwf   P1xEXP   Pr 



WC@ Pwf ≈ Pr = WC /P1 x EXP [P2 Pwf / Pr] = 85 / {1,026676 x EXP [- 0,02642 x (352.46 / 479.53)]} WC @ Pwf ≈ Pr = 84.41467 % 3.



Konstanta regresi A0, A1 dan A2 dihitung dengan menggunakan persamaan sebagai berikut, dimana konstanta C0,C1 dan C2 untuk masing-masing konstanta An diperoleh dari Tabel dibawah ini. An A0 A1 A2



C0 0.980321 -0.414360 -0.564870



C1 -0.115661×10-2 0.392799×10-2 0.762080 ×10-2



C2 0.179050 x 10-4 0.237075 x 10-5 -0.202079 x 10-4



An = C0 + C1 (WC) + C2 (WC)2 A0 = 0.980321 - 0.115661×10-2 x 85 + 0.179050 x 10-4 x (85)2 = 0.126566 A1 = -0.414360 + 0.392799×10-2 x 85 + 0.237075 x 10-5 x (85)2 = -0.06335 A2 = -0.564870 + 0.762080 ×10-2 x 85 -0.202079 x 10-4 x (85)2 = -0.0631 4.



Laju alir total cairan maksimum dihitung dengan persamaan berikut ini : Qo  Pwf   Pwf   A0  A1   A2  Qt , max  Pr   Pr 



Qt , max 



5.



2



114 2



 352.46   352.46  = 2483.113 BFPD 1,26566  0.06335   0.0631   479.53   479.53 



Pembuatan kurva IPR dilanjutkan dengan mengasumsikan harga Pwf, untuk menghitung Qo dengan persamaan di Langkah 4 pada berbagai harga Pwf tersebut. Hasil perhitungannya ditampilkan dalam Tabel IV-1. Untuk menghitung Qw digunakan persamaan berikut ini : Qw  Qox



6.



WC 100  WC



Kurva IPR dibuat dengan memplotkan harga Pwf terhadap Ql yang dihasilkan dari perhitungan pada Tabel IV-1 dalam kertas kartesian. Kurva IPR Sumur Ogan ditunjukkan pada Gambar IV-1.



Tabel IV-1.



Perhitungan Laju Produksi Sumur Ogan Pada Berbagai Harga Pwf Pwf,Psi Qo,BOPD Qw,BWPD QL,BFPD 479.53 0.27281 1.545926 1.818736 450 28.66482 162.434 191.0988 400 74.02827 419.4935 493.5218 352.46 114 646 760 270 176.0277 997.4904 1173.518 260 182.9198 1036.546 1219.466 250 189.6757 1074.829 1264.504 240 196.2952 1112.339 1308.635 230 202.7784 1149.078 1351.856 220 209.1254 1185.044 1394.169 210 215.3361 1220.238 1435.574 200 221.4105 1254.659 1476.07 190 227.3486 1288.309 1515.657 180 233.1504 1321.186 1554.336 170 238.8159 1353.29 1592.106 160 244.3452 1384.623 1628.968 150 249.7381 1415.183 1664.921 140 254.9948 1444.97 1699.965 130 260.1152 1473.986 1734.101 120 265.0993 1502.229 1767.328 110 269.9471 1529.7 1799.647 100 274.6586 1556.399 1831.057 90 279.2338 1582.325 1861.559 80 283.6728 1607.479 1891.152 70 287.9755 1631.861 1919.836 60 292.1418 1655.47 1947.612 50 296.1719 1678.308 1974.48 40 300.0657 1700.373 2000.438 30 303.8233 1721.665 2025.488 20 307.4445 1742.185 2049.63 10 310.9294 1761.934 2072.863 0 314.2781 1780.909 2095.187



4.2. Penentuan Laju Alir Yang Optimum Dengan Menggunakan Metode Cherichi Dan Metode Craft Hawkins Untuk Sumur Ogan. Data-data yang dibutuhkan : 



Water-Cut



=



85



%







Laju Alir Minyak(Qo)



=



114



BOPD







Laju Alir Total (Qt)



=



760



BLPD







Permeabilitas efektif minyak



=



91.18



mD







Tebal lapisan Produktif



=



59.714



ft







Permeabilitas horizontal



=



607.88



mD







Permeabilitas vertical



=



607.88



mD







Jari jari pengurasan sumur(re)



=



1125.383



ft







Jari jari sumur(rw)



=



0.354



ft







Pr



=



479.53



Psi







Pwf



=



352.46



Psi







Bo



=



1.175







Viscositas minyak



=



0.83



4.2.1. Penentuan Laju Alir Kritis Tanpa Water Coning Dengan Metode Cherichi. a. Menentukan Parameter jari-jari pengurasan (rDc) re



1125 .383



rDc = h k h = 59.714 kv



607.88 607.88



rDc = 18.84622 ft b. Perhitungan Konstanta C, D, E, F C = - 0,31253676 – 0,32957799 (ln rDc) = - 0,31253676 – 0,32957799 (ln 18.84622) = -1.28028 D = - 1,17760395 + 0,19623644 (ln rDc ) = -0.60139 E = 1,409514123 – 0,0029341 (



rDc



)(ln rDc) = 1.372113



F = - 0,50297452 + 0,826966176 ((ln rDc)/ rDc) = -0.37413 c. Perhitungan q c , 0  w Dengan Metode Cherichi Asumsikan hp ( panjang interval perforasi ) sampai tebal lapisan produktif ( h ). Mis : hp = 11.483 ft 1. Mencari Fraksi Penetrasi (fb) fb = hp/h = 11.483 / 59.714 = 0.192 2. Mencari jarak peforasi terbawah dari initial WOC (hcw) hcw = h – hp = 59.714 - 11.483 = 48.2 ft 3. Mencari nilai A, dan B untuk mendapatkan harga  w ( fungsi tak berdimensi air ). A = C + D { EXP (-fb) } A = -1.28028 - 0.60139 {EXP(-0.192)}= - 1.776 BEF







fb



 = 1.372113   0.37413  



0.192







B = 1.208   h   w  EXP  A  B ln cw   h  



w=



   48.2    EXP   1.776  1.208  ln    59.714         



= 0.131



4. Perhitungan q c , 0  w ( laju produksi maksimum sebelum terjadi water coning ,BOPD ).



 h 2  wo k ho q c , 0 w  3.073x10 3    o o   59.714 q c , 0  w  3.073x10 3   



q c ,0 w



  w  



 2 1  0.839 



607.88    0.131  1.175  0.83 



= 157.172 BOPD



Maka q c ,l  w (fluida) =



157.172 = 1047.8105 BFPD (1  0.85)



4.2.2. Penentuan Laju Alir Untuk Potensi Sumur Dengan Metode Craft Hawkins. Menghitung nilai-nilai berikut untuk metode craft hawkins   rw PR  fbx 1  7 cos( fbx90)  2 xfbxH  



fb = hp/h qo 



0,007078 k o h ( Pws'  Pwf )  o Bo ln (re / rw )



 PR



Langkah-langkah perhitungannya : 1. Mencari Fraksi Penetrasi (fb) Hp = 11.483 ft H = 59.714 ft fb = 11.483 / 59.714 = 0.192 2. Menghitung Productivity Ratio ( PR )   rw PR  fbx 1  7 cos( fbx90)  2 xfbxH  



 PR  0.192 x 1  7 



 0.354 cos(0.192 x90)  2 x0.192 x59.714 



PR = 0.36 3. Menghitung laju alir minyak untuk potensi sumur menurut metode craft hawkins qo 



4.3.



' 0,007078 k o h ( Pws  Pwf )



 o Bo ln (re / rw )



 PR



qo 



0.007078x91.18 x59.714 x ( 479.53  352.46) x0.36  221.42 BOPD 0.83x1.175 x ln(1125 .383 / 0.354)



ql 



221.42  1476.08 BLPD (1  0.85)



Evaluasi Terhadap Pompa Benam Listrik Yang Terpasang



Evaluasi terhadap pompa benam listrik terpasang dilakukan pada sumursumur yang terpasang a. Penentuan Specific Gravity Fluida Campuran 1. Water Phase Sp. Gr



= Water Cut x SGw



2. Oil Phase Sp. Gr.



= Oil Cut x SGo



3. Sp. Gr. Fluida Campuran



= Water Phase Sp. Gr. + Oil Phase Sp. Gr.



4. Gradient Fluida (SGf)



= Sp. Gr. Fluida Campuran x 0,433 psi/ft



b. Penentuan Pump Intake Pressure (PIP) 1. Perbedaan Kedalaman = Mid Perforasi – Pump Setting Depth (TVD) 2. Perbedaan Tekanan



= Perbedaan kedalaman x SGf



3. Pump Intake Pressure (PIP) = Pwf – Perbedaan Tekanan c. Penentuan Total Dynamic Head (TDH) 1. Menentukan Fluid Over Pump (FOP) Fluid Over Pump 



PIP ( Psi ) x 2.31 ft / Psi Sp.Gr.Campuran



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



= Pump Setting Depth (TVD) – FOP



3. Menentukan Tubing Friction Loss (Hf). Friction Loss (F) dengan volume total total fluida (Vt) dapat diperoleh dari grafik friction Loss Hazen-Williams Formula atau dengan menggunakan persamaannya : 1.85



Friction Loss (F)



 100   Qt  2.083    =  C   34.3  ID 4.8655



1.85



Tubing Friction Loss (HF) = Friction Loss (F) x PSD (MD) 4. Menentukan Tubing Head (HT) Tubing Head (HT)



=



Tubing Pr essure ( Psi ) x 2.31 ft / Psi Sp.Gr.Campuran



5. Menentukan Total Dynamic Head (TDH) Total Dynamic Head (TDH) = HD + HF + HT d. Penentuan Effisiensi Pompa (%EP) 1. Menentukan Head perstage, (ft/stages) dengan persamaan :



TDH



Head per Stage (feet/stage) = Stages 2. Berdasarkan Head per stage tersebut kemudian dari Grafik Pump Performance Curve untuk tipe pompa terpasang diperoleh harga produksi (Qtheoritical) dalam BFPD. 3. Menentukan presentasi effisiensi Pompa (%EP) Persentase effisiensi pompa dapat dilihat dari Grafik Pump Performance Curve. Dimana Qteoritis yang sudah dapat ditarik ke atas untuk dipotongkan dengan Kurva Pump Efficiency lalu dibaca ke sebelah kanan. Data Di Lapangan Prabumulih Sumur Ogan Dari langkah perhitungan tersebut di atas, dapat dilakukan perhitungan untuk menentukan persentase efisiensi pompa (% EP) untuk sumur – sumur kajian di Prabumulih. Berikut adalah contoh perhitungan untuk Sumur Ogan dengan pompa terpasang adalah ESP Centrilift FC 925 60 HZ 178 stages. Data yang digunakan untuk optimasi ini diambil pada bulan Agustus 2004. 



Water-Cut



=



85



%







Laju Alir Minyak(Qo)



=



114



BOPD







Laju Alir Air (Qw)



=



646



BWPD







Water Specific Gravity(SGw)



=



1.014







Oil Specific Gravity (SGo)



=



0.903







API Gravity



=



24.15







FVF Minyak (Bo)



=



1.175



Bbl/Stb







Tekanan Statis (Ps)



=



479.53



Psi







Tekanan Alir Dasar Sumur (Pwf)



=



352.46



Psi







Tekanan Tubing



=



25



Psi







Tekanan Casing



=



5



Psi







ID Tubing



=



2.441



inch







Mid Perforasi (Datum)



3768.885



ft







Pump Setting Depth (PSD) TVD =



3609.1



ft



TVD =



a. Penentuan Specific Gravity Fluida Campuran 1. Water Phase Sp. Gr



2. Oil Phase Sp. Gr.



=



Water Cut x Water Sp. Gr



=



0.85 x 1.014



=



0.8619



=



Oil Cut x Oil Sp. Gr



=



(1-0.85) x 0.903



=



0.1354



3. Sp. Gr. Fluida Campuran



= Water Phase Sp. Gr. + Oil Phase Sp. Gr. = 0.8619 + 0.1354 = 0.9973



4. Gradient Fluida (Gf)



= Sp. Gr. Fluida Campuran x 0.433 Psi/ft = 0.9973 x 0.433 Psi/ft = 0.4318 Psi/ft



b. Penentuan Pump Intake Pressure (PIP) 1. Perbedaan Kedalaman



= Mid Perforasi-Pump Setting Depth (PSD) = 3768.885 – 3609.1 = 159.785 ft



2. Perbedaan Tekanan



= Perbedaan Kedalaman x Gf = 159.785 x 0.4318 = 69.003 Psi



3. Pump Intake Pressure



= Pwf – Perbedaan Tekanan = 352.46 – 69.003 = 283.4564 Psi



c. Penentuan Total Dynamic Head (TDH) 1. Menentukan Fluid Over Pump (FOP) Fluid Over Pump (FOP)



= PIP/Gf = 283.4564 / 0.4318 = 656.3732 ft



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



= Pump Setting Depth (TVD) –FOP



= 3609.1 – 656.3732 = 2952.727 ft 3. Menentukan Tubing Friction Loss (HF) Friction Loss (F) tubing 2-7/8” (2.441 ID) dengan volume total fluida (Vt) 760 STB/D dapat diperoleh dari friction Loss Hazen-Williams Formula adalah : 100 



1.85



Friction Loss/1000ft= 2.083   C  100  FL/1000ft=2.083   120 



1.85



 (Q / 34.3)1,85    4 , 8655  ID 



 (760 / 34.3)1,85   4 ,8655   (2.441) 



FL = 5.9617 ft per 1000 ft Tubing Friction Loss (HF) Tubing Friction Loss = Friction Loss x PSD =



5.9617 ftX 3609.10 ft 1000 ft



= 21.516 ft 4. Menentukan Tubing Head (HT) Tubing Head (HT)



= Tubing Pressure (psi) / Sp.Gr.Fluida camp = 25 psi / 0.4318 psi/ft = 57.8901 ft



5. Menentukan Total Dynamic Head (TDH) Total Dynamic Head (TDH) = HD + HF + HT = 2952.727 + 21.516 + 57.8901 = 3032.134 ft d. Penentuan Effisiensi Pompa (%EP) 1. Menentukan Head per stage, (ft/stage) dengan persamaan : Head per Stage (feet/stage)



TDH



= Stages = 3032.134 / 178 = 17.034 ft /stage



2. Berdasarkan Head per stage sebesar 17.034 ft/stage, maka dari lampiran. Grafik Performance Curve untuk tipe ESP FC 925 60 HZ diperoleh harga laju fluida (Qtheoritical) sebesar 1093 B/D. 3. Menentukan persentase effisiensi pompa Persentase effisiensi pompa dapat dilihat dari Grafik Pump Performance Curve untuk tipe ESP FC 925 60 Hz. Tabel IV-2. Hasil Perhitungan Persentase Effisiensi Pompa (% EP) Sumur Ogan. Pompa



Jumlah



Terpasang Stage FC-925 178 4.4.



Pwf



PIP



TDH



(Psi) (Psi) (feet) 352.46 283.456 3032.13



Head/ Stage 17.034



Qaktual



Qteoritis



(BFPD) (BFPD) 760 1093



EP (%) 56.33



Perencanaan Ulang Pompa Benam Listrik Perencanaan ulang dilakukan dengan pengaturan dan penyesuaian kembali



tipe pompa, jumlah stage, motor dan lain-lain berdasarkan data produksi yang diinginkan sesuai dengan productivitas formasi dalam suatu periode tertentu, sehingga diperoleh laju produksi (QL) yang optimum. Dasar perencanaan ulang suatu unit pompa benam listrik dibagi menjadi dua metode. Pertama dilakukan perencanaan ulang terhadap pompa benam listrik untuk, Pump Setting Depth (PSD) dan stage pompa berubah dengan tipe pompa tetap, yang kedua untuk Pump Setting Depth (PSD) tetap dengan tipe dan stage pompa berubah. 4.4.1. Pump Setting Depth (PSD) Dan Stage Pompa Berubah Dengan Tipe Pompa tetap. Evaluasi Pump Setting Depth (PSD) dilakukan dengan mengubah-ubah kedalaman tersebut dari PSD minimum sampai dengan PSD maksimum dimana pada evaluasi tersebut menggunakan tipe pompa yang terpasang tetapi jumlah stagenya berubah. Di sumur, yaitu Sumur Ogan dengan pompa FC 925 60 Hz. Prosedur penentuan laju produksi (Ql) optimum pada berbagai variasi PSD dengan tipe pompa tetap :



1. Menentukan PSD minimum dan PSD maksimum dengan menggunakan Persamaan (3-88) dan Persamaan (3-89). 2. Menentukan PSD observasi ( PSD min < PSD obs < PSD maks ). 3. Menentukan Pwf berdasarkan Qasumsi dan menentukan Total Dynamic Head pada setiap kedalaman dan Q asumsi. 4. Membaca harga Head C 5. Menghitung harga stage pompa pada setiap kedalaman dan Q asumsi. 6. Data Lapangan Sumur Ogan. 



Water-Cut



=



85



%







Laju Alir Minyak(Qo)



=



114



BOPD







Laju Alir Air (Qw)



=



646



BWPD







Water Specific Gravity(SGw)



=



1.014







Oil Specific Gravity (SGo)



=



0.903







API Gravity



=



24.15







FVF Minyak (Bo)



=



1.175



Bbl/Stb







Tekanan Statis (Ps)



=



479.53



Psi







Tekanan Alir Dasar Sumur (Pwf)



=



352.46



Psi







Tekanan Tubing



=



25



Psi







ID Tubing



=



2.441



inch







Mid Perforasi (Datum)



3768.885



ft







Pump Setting Depth (PSD) TVD =



3609.1



ft



TVD =



Metode Pump Setting Depth Berubah dengan Tipe dan Stage Pompa Tetap 1. Menentukan Pump Setting Depth Minimum dan Maksimum.  Ps Pc     Gf Gf 



Statik Fluid Level (SFL) = Dmid perf - 



5   479.53    0.4318 0.4318 



= 3768.885 -  = 2646.768 ft



 Pwf Pc    Gf Gf  



Working Fluid Level (WFL) = Dmid perf - 



5   352.46    0.4318 0.4318 



= 3768.885 -  = 2941.048 ft Pc = WFL + Gf



PSD min



= 2941.048 + (5/0.4318) = 2952.627 ft Pc



PSD max



= D - Gf



= 3768.885 – (5 /0.4318) = 3757.306 ft 2. Menentukan Total Dynamic Head (TDH) dan Head Pompa Total Dynamic Head (TDH) dan Head pompa ditentukan berdasarkan PSD observasi dimana mulai dari PSDmin 2952.627 ft sampai PSD maks 3757.306 ft dan asumsi laju produksi. Contoh : a. PSD obs 3250 ft b. Asumsi laju produksi Langkah perhitungannya sebagai berikut : a.



Menghitung tekanan alir dasar sumur untuk asumsi laju produksi. Qasumsi = 900,pada PSDobs = 3250 ft :



b.



Q



= PI ( Ps-Pwf )



900



= 7.945 ( 479.53 –Pwf )



Pwf



= 366.2512 psi.



Perbedaan kedalaman



= mid perforasi – Pump Setting Depth = 3768.885 – 3250 = 518.885 ft



c.



Perbedaan Tekanan



= Perbedaan Kedalaman x SGf = 518.885 x 0.4318 = 224.0545 psi



d.



Pump Intake Pressure



= Pwf – Perbedaan Tekanan = 366.2512– 224.0545 = 142.1967 psi



Penentuan Total Dynamic Head (TDH) -



Menentukan Fluid Over Pump (FOP) Fluid Over Pump



= PIP/Gf = 142.1967/0.4318



-



= 329.3114 ft Menentukan Vertikal Lift (HD) Vertical Lift (HD)



= Pump Setting Depth (TVD) –FOP = 3250-329.3114



-



= 2920.689 ft Menentukan Tubing Friction Loss (Hf) Friction Loss (F) tubing 2-7/8”(ID 2.441) dengan volume total 900 BFPD dapat diperoleh dari kurva Friction Loss Williams Hazen atau dengan menggunakan persamaan : 100  F = 2.0830   C 



1.85



 (Qt / 34.3)1,85    4 ,8655  ID 



F = 8.151284 ft/1000 ft Hf = Friction Loss x PSD = 8.151284 ft/1000 ft x 3250 ft -



= 26.49167 ft Menentukan Tubing Head (HT) Tubing Head (HT)



= Tubing Pressure (psi) / Sp.Gr.Fluida camp = 25 psi / 0.4318 = 57.8971 ft



-



Menentukan Total Dynamic Head (TDH) Total Dynamic Head (TDH) = HD + HF + HT = 2920.689 +26.49167 +57.8971 = 3005.077 ft



Penentuan Head :



Berdasarkan pembacaan pada Pump Performance Curve untuk pompa FC 925 60 HZ dengan laju produksi 900 BFPD diperoleh head sebesar 24.3 ft/stage. Perhitungan Total Dynamic Head (TDH) dengan Qasumsi ditunjukan pada tabel berikut :



Qf,BFPD Head/Stage



TDH, ft 145 Stage 124 Stage 110 Stage 105 Stage 21 3045 2604 2310 2205 24.3 3523.5 3013.2 2673 2551.5 27 3915 3348 2970 2835 28 4060 3472 3080 2940 28.8 4176 3571.2 3168 3024 Hasil Perhitungan TDH dan Head Pada Asumsi 3250 ft.



1000 900 800 750 700



102 Stage 2142 2478.6 2754 2856 2937.6



Hasil Pemilihan Pada PSD Berubah dengan Tipe Dan Stage Tetap. Pompa



Jumlah



Terpasang Stage FC 925 145



SFL



WFL



Ft ft 2646.768 2941.048



PSD min



PSD max,



Qteoritis



%



ft 2952.627



ft 3757.306



BLPD 1000



EP 62



60 HZ Laju Produksi Pada Beberapa PSD dengan 145 Stage. Ql,bfpd 1000 1000 1000 1000 1000



PSD,ft 2952.627 3100 3250 3500 3609.1



4.4.2. Pump Setting Depth Tetap dengan Tipe dan Stage Pompa Berubah Merupakan evaluasi dengan mengubah-ubah tipe dan jumlah tingkat (stage) pompa pada pump setting depth tetap. Pemilihan pompa dibatasi oleh pemilihan casing (Check Clearances) dan laju produksi yang diinginkan dimana laju produksi tersebut seharusnya masih berada dalam kapasitas laju produksi



yang direkomendasikan. Untuk meningkatkan efisiensi pengangkatan dilakukan evaluasi jumlah tingkat pompa. Dari persamaan (3-81) dapat diperoleh tekanan intake dari fluida yang masuk kedalam pompa pada tingkat pertama. Dari data tekanan intake diplot terhadap laju produksi akan menghasilkan kurva intake yang akan bervariasi berdasarkan jumlah tingkat pompa. Jika kurva tadi dipotongkan dengan kurva IPR akan didapat laju produksi dari setiap jumlah tingkat pompa (stage)-nya. Prosedur untuk membuat kurva intake yang digunakan untuk mendapatkan jumlah tingkat (stage) pompa yang paling tepat, yaitu : 1. Memilih tipe pompa yang sesuai dengan ukuran casing dan laju produksi yang diinginkan. 2. Menghitung ρfsc dan γfsc ρfsc = 350 WC γwsc + 350 (1-WC) γosc γwsc = (ρfsc/350) 3. Mengasumsikan laju produksi bervariasi, untuk masing-masing laju produksi ini dilakukan perhitungan : 



Menentukan Head per Stage dari Pump Performance Curve.







Menentukan Tekanan



Discharge



dari



Korelasi



Gradien



Tekanan. 



Mengasumsikan jumlah tingkat pompa yang bervariasi dan untuk tiap-tiap jumlah stage, kemudian menghitung tekanan intake-nya.



4. Memplot tekanan intake vs laju produksi dari tiap-tiap asumsi jumlah stage pompa pada grafik dengan skala yang sama untuk kurva IPR. 5. Membaca laju produksi pada perpotongan dari kurva tekanan intake dan kurva IPR. 6. Menentukan jumlah tingkat pompa yang paling tepat yang dapat menghasilkan laju produksi optimum. Dari langkah perhitungan di atas, dapat dilakukan perhitungan untuk menentukan tipe dan jumlah stage pompa yang sesuai pada PSD tetap untuk sumur Ogan. Data-data pendukung :



 Water cut (WC)



= 85



 Spesific Grafity of Oil (SGo)



= 0.903



 Spesific Grafity of Water (SGw)



= 1.014



 Laju Produksi Minyak (Qo)



= 114



BOPD



 Laju Prouksi Air (Qw)



= 646



BWPD



 Tekanan Statis (Ps)



= 479.53



Psi



 Gradien Tekanan



= 0.4318



Psi/ft



 Tekanan Alir Dasar Sumur (Pwf)



= 352.46



Psi



 ID Tubing



= 2.441



inch



 Pump Setting Depth



= 3609.1



feet



%



1. Memilih tipe pompa yang sesuai dengan usuran casing dan laja produksi yang diinginkan, disini pompa tipe ESP FC-1600 60 Hz. Dari Pump Performance Curve FC-1600 60 Hz diketahui : Batas atas kapasitas produksi yang direkomendasikan



= 2100 B/D



Batas bawah kapasitas produksi yang direkomendasikan



= 1200 B/D



2. Menghitung ρfsc dan γfsc ρfsc = 350 WC γwsc + 350 (1-WC) γosc = (350 x 0.85 x 1.014) + (350 (1 – 0.85) x 0.903) = 349.0725 lb/STB γwsc = (ρfsc/350) = (349.0725 / 350)



= 0.99735



3. Misalkan asumsi laju produksi 1200 BFPD dengan PSD = 3609.1 ft , maka prosedur perhitungannya sebagai berikut : a. Menentukan Head per Stage(h) dari Pump Performance Curve Esp FC1600 60 Hz diperoleh harga = 28.3 ft/stage. Qo = PI×(Pr-Pwf) 1200 = 5.98 × (479.53-Pwf) Pwf = 278.861 Psi b. Menentukan tekanan discharge (P2) D



= PSD – ( Pwf/Gf )



= 3609.1 – ( 278.861/0.4318) = 2963.289 ft P2



= 100 + (D x Gf) = 100 + (2963.289 x 0.4318) = 1379.548 Psi



c. Memasukkan harga jumlah tingkat pompa yang bervariasi ( misal 130,127,122,119 dan 114) dan untuk tiap-tiap jumlah stage dihitung tekanan intake-nya (P3). Misalkan diambil asumsi jumlah stages adalah 114 maka : P3



  fsc xh 



= P2 -   St  808.3141 = 1379.548-((349.0725 lb/STBx28.3ft/stage)/808.3141)x114stage = -13.6947 Psi



4. Dengan langkah perhitungan yang sama, tekanan intake untuk asumsi laju produksi dan jumlah stage lainnya ditunjukkan dalam Tabel IV-4. Dari table tersebut kemudian dibuat kurva intake pompa (P3) untuk masing-masing jumlah stage pompa dengan skala yang sama pada kurva IPR yang telah dibuat sebelumnya. Pedoman yang dijadikan sebagai pertimbangan dalam pemilihan pompa benam listrik di sumur Ogan adalah :  Laju Produksi Maksimum (Qmaks)



= 1475 BFPD



 Range Kapasitas Produksi Yang Direkomendasikan ESP FC 1600 60 Hz. Batas atas kapasitas produksi ESP FC 1600 60 Hz =2100 BFPD Batas bawah kapasitas produksi ESP FC 1600 60 Hz = 1200 BFPD Tabel IV-3. Hasil Pemilihan Pada PSD Tetap dengan Tipe Dan Stage Berubah. Tipe



Jumlah



PSD



Qactual



Qteoritis



Pompa



Stage



Ft



BFPD



BFPD



FC 1600 60 HZ



114



3609.1



1200



1300



% EV 92.307



Tabel IV-4. Hasil Perhitungan Tekanan Intake Pompa ( P3 ) FC 1600 60 HZ Pada Sumur Ogan



Q asumsi



1450 1400 1350 1300 1200



P3 130 -27.0791 -74.7389 -111.171 -147.602 -209.237



125 28.629 -17.518 -52.870 -88.222 -148.130



122 62.05523 16.81382 -17.8904 -52.5946 -111.466



119 95.48062 51.1461 17.08967 -16.9668 -74.8015



114 151.1896 108.3666 75.38976 42.41296 -13.6944



Tabel IV-5. Hasil Perhitungan Tekanan Inflow ( P2 ) FC 1600 60 HZ Pada Sumur Ogan. Pwf 237.0550836 245.4162876 253.7774916 262.1386957 278.8611037



Q asumsi 1450 1400 1350 1300 1200



P2 13.00054 21.36174 29.72295 38.08415 54.80656



4.4.3. Pump setting Depth Berubah dengan Tipe dan Stage Pompa Berubah Data-data Pendukung:  Water cut (WC)



= 85



 Spesific Grafity of Oil (SGo)



= 0.903



 Spesific Grafity of Water (SGw)



= 1.014



 Laju Produksi Minyak (Qo)



= 114



BOPD



 Laju Prouksi Air (Qw)



= 646



BWPD



%



 Tekanan Statis (Ps)



= 479.53



Psi



 Gradien Tekanan



= 0.4318



Psi/ft



 Tekanan Alir Dasar Sumur (Pwf)



= 352.46



Psi



 ID Tubing



= 2.441



inch



 Pump Setting Depth



= 3609.1



feet



Dalam perencanaan Pompa benam listrik/ESP untuk Pump Setting Depth (PSD) Berubah dengan tipe dan stage pompa berubah, langkah perhitungannya sama seperti perhitungan sebelumnya. Adapun langkah perhitungannya sebagai berikut : 1. Mengasumsikan PSD obs yang berada dalam range PSD min dan PSD maksimum. 2. Memilih tipe pompa yang sesuai dengan produktifitas formasinya yaitu dengan langkah perhitungan yang sama seperti pada perhitungan sebelumnya. 3. Menentukan Total Dynamic Head (TDH) dan Head pompa pada PSDobs dengan asumsi laju produksi dan asumsi jumlah stages (SPS stok) 4. Membuat grafik hubungan laju produksi versus TDH dan laju produksi versus Head PSD obs pada kertas grafik yang sama, sehingga didapatkan perpotongan kurva TDH dan Head yang berbeda pula. 5.



Mengulangi langkah 1-4 untuk PSD observasi lainnya, sehingga didapat perpotongan kurva TDH dan Head yang berbeda pula.



6.



Memilih tipe pompa pada PSD observasi yang menghasilkan laju produksi optimum.



Berdasarkan langkah perhitungan diatas, maka dapat dilakukan pemilihan tipe pompa dan perkiraan jumlah stages serta PSDnya, sebagai contoh : 1. Asumsi PSD obs : PSD min 2952.627 ft PSD 3000 ft PSD 3250 ft PSD 3609.1 ft PSD max 3757.306



2. Memilih tipe pompa yang sesuai dengan ukuran casing (< 7 inch) dan laju produksi yang diinginkan,disini dipilih pompa FC 1600 60 HZ. 3. Hasil perhitungan laju produksi pada berbagai stage dan PSD asumsi ditampilkan pada Tabel IV-6. Hasil perhitungan TDH dan Head untuk berbagai jumlah stage pompa ditunjukkan dalam Tabel IV-6 di bawah ini dan hasil plot kurva TDH dan Head pompa tersebut ditunjukkan dalam Gambar 4.3. Laju produksi optimum dari PSD obs ditunjukkan dalam Tabel IV-7 dan hasil plot hubungan antara laju produksi terhadap PSD obs untuk asumsi jumlah stage pompa ditunjukkan dalam Gambar 4.3. di bawah ini. Tabel IV-6. Hasil Perhitungan TDH Dan Head



Pompa FC 1600 60 HZ



Dengan PSD obs 3250 ft Pada Sumur Ogan. Q BFPD 1450 1400 1350 1300 1200



Head/Stage 130 3354 3445 3510 3575 3679



25.8 26.5 27 27.5 28.3



P3 FC 1600 60 HZ 125 122 119 3225 3147.6 3070.2 3312.5 3233 3153.5 3375 3294 3213 3437.5 3355 3272.5 3537.5 3452.6 3367.7



114 2941.2 3021 3078 3135 3226.2



Tabel IV-7. Hasil Pemilihan Tipe Dan Stage Pompa Untuk Pump Setting Depth(PSD) Berubah,Tipe Dan Stage berubah Dengan Q asumsi 1200 BLPD. Tipe



Jumlah



PSD



Qactual



Qteoritis



% EV



Pompa FC 1600



Stage 114



Ft 3226.2



BFPD 1200



BFPD 1200



100



60 HZ