Perhitungan Laju Produksi Minyak Optimum Agar Tidak Terjadi Pelepasan Gas dari Minyak dengan Menggunakan Electric Submercible Pump

Ju r n al

aint is

ISSN: 1410-7783

Volume 11 Nomor 2, Oktober 2010, 89-98

Perhitungan Laju Produksi Minyak Optimum Agar Tidak
Terjadi Pelepasan Gas dari Minyak dengan Menggunakan
Electric Submercible Pump
Calculation 0f Rate Optimum Oil Production to Overcome Solution Gas
from Oil Using Electric Submercible Pump
Ali Musnal
Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Universitas Islam Riau
Jalan Kaharuddin Nasution 113 Pekanbaru 28284

Abstrak
Suatu sumur yang diproduksi akan mengalami penurunan tekanan, sehingga reservoir tidak dapat melakukan
pengangkatan fluida secara alami (flowing), maka pengangkatan buatan (artificial lift) dapat diterapkan pada
sumur tersebut. Salah satunya dengan menggunakan Elektrical Submersible Pump (ESP).Elektrical Submersible

Pump atau yang lebih dikenal dengan pompa listrik bawah permukaan merupakan sebuah rangkaian pompa
sentrifugal yang memiliki stage yang digerakkan arus listrik yang mengalir dari permukaan. Jenis pompa ini
dapat digunakan pada sumur yang relatif dalam dengan laju produksi 100 sampai 90000 bfpd.Untuk
mengoptimalkan pengoperasian pompa ESP ini, maka perlu dilakukan perhitungan, salah satunya yaitu terhadap
stages yang digunakan. Pemilihan stages optimum ini dilakukan agar gas tidak terbebaskan dari fluida minyak
yang akan diproduksikan. Berdasarkan hasil Penelitian dari data lapangan PT. CPI sumur Denai diperoleh stages
optimum 88 dari pompa SN3600, dengan laju produksi sebesar 3100 BFPD.
Kata-kata kunci : Laju produksi, stage, pengangkatan buatan.

Abstract
A well produced will decrease the pressure, so the reservoir can not do the removal of fluid in nature (flowing
well), then the removal of artificial can be applied to the wells. One of them by using electrical submercible
pump ( ESP). In optimizing the operation of the ESP pump SN3600 and the rate of production, it is necessary to
reevaluation, one that is against the stages are used. Selection of the optimum stages is done so that the fluid
which will produce enough of the capacity type pump mounted to the production rate of more optimally. The
based on the research from PT.CPI field is Denai well optained optimum stages 88 stages with the desired
production rate 3100 BFPD, but for the next production at the well pump can not be used again,because the
resulting production rate at the end of the production is bellow the optimum range flow rate pump SN3600.
Keywords : production rate, stage, artificial lift

I.

PENDAHULUAN

Electric Submercible Pump (ESP) adalah pompa sentrifugal yang terdiri dari beberapa
stage (tingkat)yang dipasang pada poros pompa. Satu stage terdiri dari satu impeller dan satu
diffuser. Impeler yang berputar mengangkat fluida, sedangkan diffuser yang diam
mengarahkan fluida keatas atau ke impeller tingkat berikut dan seterusnya hingga impeller
terakhir.
Dalam pemilihan Stage perlu diketahui dasar dari electric submersible pump beserta
dengan segala aspeknya yang dapat mempengaruhi dalam pemilihan stage yang
memungkinkan agar fluida yang akan diangkat mencukupi dari kapasitas pompa yang
dipasang.

J. Saintis, Vol.11 No.2, 2010: 89-98
Pemilhan stage yang optimum merupakan salah satu cara untuk menghasilkan laju
aliran yang maksimal dengan mengoptimalkan pemasangan stage yang ideal.
Kurva Performance Pompa
Untuk menentukan range dari kapasitas pompa, maka dipergunakan suatu kurva yang
dinamakan Pump Performance Curve. Selain itu Performance Curve ini dapat juga

menentukan kemampuan spesifik dari desain stage pompa.

Gambar 1. Pump performance Curve (Brown KE, 1998)

Data yang dapat ditunjukkan pada kurva pompa adalah :
1. Kapasitas output (BPD)
2. Daya angkat tiap stage (feet atau meter)
3. Daya yang dibutuhkan tiap stage (Hp)
4. Effisiensi pompa
Setiap pompa dicantumkan pada bagian atas dari beberapa stage yang dipakai untuk
pengujian, tipe dari pompa (kapasitas aliran), seri pompa (menyatakan diameter pompa) dan
kecepatan pengujian (frekuensi atau rpm).
Head feet per stage
Untuk mengetahui head feet of lift per stage maka perlu mengetahui laju aliran, tipe
pompa dan frekwensi atau rpm nya. Sumber data dari grafik menunjukkan laju aliran dalam
barrel per day (BPD). Data ini merupakan masukan grafik tersebut. Dengan menentukan laju
aliran yang diinginkan akan didapat head feet untuk daya angkat 100 stage pada sumbu
bagian tegak, harga ini dibagi dengan seratus untuk mendapatkan Head feet of lift per stage.
Horse power per stage
Cara yang sama seperti di atas digunakan untuk menentukkan horse power per stage

yangdiinginkan. Bila laju aliran yang diinginkan diketahui, maka power untuk 100 stage akan
didapat pada sumbu tegak kurva, lalu dibagi seratus untuk mendapatkan horse power tiap
stage.
Effisiensi pompa
Dengan test data :
output hp pompa Q  TDH  SG
(1)
Effisiensi pompa 

1.35770 Pi
input brake hp

90

Perhitungan Laju Produksi Minyak Optimum: (Ali Musnal)

dimana:
Q
= Laju produksi, b\d
TDH = Total dynamic head, ft

PI
= Input brake, hp
SG
= Spesifik gravity cairan (air = 1.0)
Harga effisiensi maksimum ini biasanya sekitar 55 % - 75 %.
Productivity Index (PI) adalah indeks yang digunakan untuk menyatakan kemampuan dari
suatu sumur pada kondisi tertentu, dimana PI juga merupakan perbandingan antara laju
produksi yang dihasilkan oleh suatu sumur pada suatu harga tekanan alir dasar sumur dengan
pressure draw down (Pr─Pwf).
Pernyataan itu dapat ditulis :
Q
(2)
PI 
Pr  Pwf
Inflow Performance Relationship (IPR)
Inflow Performance Relationship (IPR) adalah kelakuan aliran air, minyak, dan gas
dari formasi ke dasar sumur yang dipengaruhi oleh Produktivitas index. Untuk membuat
grafik IPR diperlukan data laju produksi (qo), tekanan alir dasar sumur (Pwf), yang diperoleh
dari uji produksi dan tekanan statik dari uji tekanan. Sementara itu fluida yang mengalir
dalam media berpori dapat berupa satu fasa atau lebih, tergantung dari tekanan reservoirnya.

Kurva IPR Kombinasi
Kurva IPR kombinasi dapat dilihat pada gambar 2.2 dibawah ini, pada gambar dapat
dilihat fluida yang mengalir kombinasi yaitu aliran fluida satu fasa dan dua fasa, untuk itu
kurva IPR terdiri dari dua bagian,juga :
- Bagian kurva yang lurus, untuk kondisi Pr > Pb dan Pwf  Pb.
- Bagian kurva yang lengkung, untuk kondisi Pwf < Pb.
Pembuatan kurva IPR untuk dua hal diatas tergantung kepada Pwf tes, lebih besar atau lebih
kecil dari Pb. Pada bagian garis IPR yang lengkung (Pwf < Pb) berlaku hubungan sebagai
berikut:
Untuk Pwf < Pb
Q  Q b  Q max

Q

max

 Qb 

2


 Pwf 
 Pwf  
- Qb  1 - 0.2 
 - 0.8 
 
 Pb 
 Pb  


PI . Pb
1.8

dimana :

Qb  PIPr - Pb untuk Pwf > Pb

91

J. Saintis, Vol.11 No.2, 2010: 89-98

Gambar 2. Kurva IPR Kombinasi (Brown KE, 1998)

Dasar-dasar perhitungan
Sebelum dilakukan pemasangan pompa terlebih dahulu dilakukan pengukuran
terhadap besarnya kapasitas pompa yang dibutuhkan dengan penentuan parameter-parameter
seperti :

Sgmix  Wc * Sgwater  1  wc  * Sgoil
Pr  depth sfl  * Sgmix * 0.433

Pwf  depth  wfl  * Sgmix * 0.433

Q

PI  Pr oduktivityIndeks =
Pr  Pwf

Qo  PI Pr Pwf )
Untuk kondisi 2 fasa maka perhitungannya :
2



 pwf  
pwf 

)).8 * 

Q = Qb   Q max Qb) * 1  0.2 * (


pb 

 pb  

PI .Pb

Qmax  Qb 
1.8
1.852
x Q1.852

0.2083 x 100 / C 

x Pump Set /100
Friction loss = f 
ID 4.8655
TDH  Total DynamicHead = Wfl  Frictionloss   Pwh 

 Sgmix * 0.433 



Pwh

Wfl  TDH  Friction Loss  
 Sgmix * 0.433 

Pwf  0.433 SGmix  PSD  Wfl 
Tujuan penelitian ini adalah untuk mengetahui sejauh mana jumlah stages dari (ESP) yang
optimum untuk mendapatkan laju produksi, dimana gas tidak terproduksi sehingga pompa
dapat bekerja secara efisien. Adapun tujuan dari penulisan ini adalah untuk mengevaluasi

pompa ESP yang digunakan pada sumur produksi dan mendapatkan stages optimum yang
digunakan pada pompa.


92

Perhitungan Laju Produksi Minyak Optimum: (Ali Musnal)

II. METODE PENELITIAN
Metoda dari Penelitian ini dilakukan dengan menganalisa teori tentang pompa Electrik
Submercible Pump yang dikaitkan kurva Inflaw Performance Relationship dan dari kajian
teori ini di aplikasikan dilapangan minyak dengan melakukan pengambilan data lapangan,
III. HASIL DAN PEMBAHASAN
Sumur Denai
Data awal produksi tanggal 09 April 2008 :
 BFPD = 1864, BOPD = 55, WC = 97,03%, SFL = 651 ft
 WFL= 2666 ft, OTP = 165 Psi, PSD = 4719 ft, Pb= 243 psi, oAPI= 33
 Pompa yang dipasang SN 3600 / 61 /120HP
Dari data test sumur diatas maka perkirakan kinerja aliran fluida dari formasi kedasar
sumur (IPR) dari Vogel Kombinasi dengan prosedur sebagai berikut :
141,5
1. SG oil
=
131,5  API
=

141,5
131,5  33

= 0,86
2. SGmix

= (Wc x Sgwater) + ((1-WC) x Sgoil)

= (0,9703x 1) + ((1 – 0,9703) x 0,86))
= 0,996
3. Pr
= 0,433 SGmix   PSD  SFL
= 0,433  0,996  4719  651
= 1754 psi
4. Pwf
= 0,433  SGmix  PSD  WFL 
= 0,433 0,996  4719  2666
= 885 Psi
Qf
5. PI

Pr - Pwf
1864
=
1754  885
= 2,15 BFPD/Psi
6. Qb = PI Pr  Pb 
= 2,15 1754 243
= 3249 BFPD
PI . Pb
7. Q max  q b 
1.8
2,15 . 243
= 3249 
= 3539 BFPD
1.8
Selanjutnya kita asumsikan berbagai harga Pwf dan hitung laju alir fluida.

93

J. Saintis, Vol.11 No.2, 2010: 89-98
Untuk Pwf < Pb :
Q  q b  q

max

2

 Pwf 
 Pwf  
- qb  1 - 0.2 
 - 0.8 
 
 Pb 
 Pb  


Pwf = 200 psi
2

 200 
 200  
Q  3249  3539 - 3249 1 - 0.2 
 - 0.8 
 
 243 
 243  

= 3336 BFPD
Maka untuk harga Pwf yang lain dapat kita lihat pada tabel berikut :

Tabel 1. Hasil Perhitungan Penentuan Kurva IPR

Pwf ass
1754,06
1600
1400
1200
1000
800
600
400
243
100
0

Qf
0
331
760
1189
1618
2047
2476
2905
3249
3468
3539

Qo
0
20
46
71
97
123
149
174
195
208
225

Qw
0
311
714
1117
1521
1924
2327
2731
3054
3260
3314

IPR

1800
1600
1400

Pwf1200
(psi)
1000
800
600

Qb=3249

400
200
0
0

500

IPR

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Q (bfpd)

Gambar 3. Kurva IPR

Dari kurva IPR untuk sumur Denai diatas, pada saat tekanan buble point (Pb) = 243
psi , laju alir (Qb) berada pada 3249 BDPD. Q pada saat Pb ini disebut juga dengan Q
optimum.
Dengan jenis pompa yang dipasang, kita lihat apakah stages yang digunakan sudah
merupakan stages yang optimum dan laju alir yang dihasilkan pada saat awal produksi sesuai
dengan yang diinginkan. Untuk evaluasi lebih lanjut kita tentukan terlebih dahulu laju alir
yang diinginkan atau laju alir designnya dengan mengasumsikan beberapa stages yang
tersedia dilapangan untuk pompa SN3600.
94

Perhitungan Laju Produksi Minyak Optimum: (Ali Musnal)

ESP Design
Pada kasus ini pompa yang digunakan SN3600/61/120HP. Dari data yang diketahui
dapat dilakukan perhitungan stages untuk memperoleh stages optimumnya dan laju produksi
yang bisa dihasilkan pompa ESP ini.
Dari perhitungan Vogel Kombinasi yang digunakan, akan diketahui berapa produksi,
tekanan dan WFL yang dihasilkan oleh sumur ini. Untuk itu kita akan mengevaluasi lagi laju
produksi yang bisa dihasilkan oleh pompa ESP yang digunakan.

WFL pada Qoptimum adalah :
Qoptimum
PI 
Pr  Pwf
3249
2,15 
1754  Pwf

 3249 
Pwf = 1754  

 2,15 
= 243 Psi
Pwf = KedalamanDatum  WFL   0,433  SGmix
243 = 4719 WFL  0,433 0,996


243
WFL = 4719  

 0,433  0,996 
= 4155,55 ft








3249 BFPD x (42 gallon/1440 menit) = 94,76 gallon/menit
Friction Loss ( f )
1.852
x Q1.852 PSD
0.2083 x 100 / C 
f 

ID 4.8655
100
1.852
1.852
x 94,76
0.2083 x 100 / 80
4719
f 

4.8655
2.992
100
f  328,8 ft
OTP Head
OTP
=
0,433  SGmix
165
=
0,433  0,996
= 382,59 ft
243
Pb
=
FAPmin=
0.433 x 0.996
0.433 x SGmix
= 563,45 ft
Total Dynamic Head Optimum
TDH = (WFL) + (Friction loss + OTP head)
= 4155,55  328,8  382,59
= 4867 ft
PIP  Pc
PSDopt = WFL 
GF
95

J. Saintis, Vol.11 No.2, 2010: 89-98
Perhitungan Stages
Q = 0 dengan 61 stg
1. HEAD = (Head/Stg) x Stg
= 64 x 61
= 3904 ft
1.852
x Q1.852 PSD
0.2083 x 100 / C 
2. f 

ID 4.8655
100
1.852
1.852
0.2083 x 100 / 80
x0
4719
f 
x
4.8655
2,992
100
= 0 ft


OTP
3. WFL = HD  Hf  

 SGmix  0,433 



165
= 3904  0  

 0,996  0,433 
= 3521,41 ft
4. TDH
= WFL+ hf + OTP head
= 3521,41 + 0 + 382,59
= 3904 ft
5. PWF
= PSD  WFL  SGmix * 0,433
= 4719  3521,41  0.996 * 0,433
= 516,48
Tabel 2. Perhitungan Stages 61
Q
(b/d)

Q (gal/min)

500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000

14,95
29,9
44,85
59,8
74,75
89,7
104,65
119,6
134,55
149,5
164,45
179,4

HD/STG
64
64
63,8
62,9
61
58,7
55
50
44
35
24
11
0

HD(TDH)
3904
3904
3891,8
3836,9
3721
3580,7
3355
3050
2684
2135
1464
671
0

D
2,992
2,992
2,992
2,992
2,992
2,992
2,992
2,992
2,992
2,992
2,992
2,992
2,992

c
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80

Hf
0,00
10,76
38,83
82,28
140,18
211,91
297,03
395,17
506,04
629,39
765,00
912,68
1072,27

0TP
165
165
165
165
165
165
165
165
165
165
165
165
165

OTP
Head
383
383
383
383
383
383
383
383
383
383
383
383
383

sgmix
0,996
0,996
0,996
0,996
0,996
0,996
0,996
0,996
0,996
0,996
0,996
0,996
0,996

WFL
3521
0
3470
3372
3198
2986
2675
2272
1795
1123
316
-624
1455

Pwf
516,48
0
538,49
580,91
655,86
747,30
881,35
1055,21
1260,87
1550,83
1898,70
2304,38
2662,59

Selanjutnya dapat lihat apakah stages 61 yang digunakan pompa SN3600 merupakan
stages yang optimum. Untuk lebih jelasnya dapat dihitungan beberapa stages yang tersedia
dilapangan untuk pompa SN3600.
Pompa yang digunakan pada sumur Denai ini adalah SN3600/61/120HP. Berikut ini
adalah tabel hasil beberapa stages yang tersedia dilapangan dan hasil hitungan laju produksi
untuk masing masing stages pompa SN3600 :

96

Perhitungan Laju Produksi Minyak Optimum: (Ali Musnal)
Tabel 3.

STAGES

Q (bfpd)

61

2260

68

2500

71

2650

88

3100

94

3242

100

3400

dari plot kurva IPR Vs stages seperti yang terlihat pada gambar dibawah ini :

Gambar 4. Kurva Q Vs Stages sumur Denai

Dari gambar diatas plot antara IPR dengan Asumsi beberapa stages terlihat bahwa
stages optimum yang dapat adalah stages 88 dengan laju alir yang diinginkan atau Qdesign =
3120 bfpd.
Dari hasil perhitungan yang di peroleh diatas pompa SN3600 dengan stages 61 dengan
Qdesign 2250 BFPD bisa kita optimalkan lagi produksinya dengan menggunakan stages
optimum yaitu dengan stages 88 dengan Qdesign 3100 BFPD. Sumur Denai pada awal produksi
menghasilkan laju produksi 1864 BFPD, Dilihat dari laju produksi yang dihasilkan ini berarti
pompa SN3600 tidak lagi bekerja pada bekerja range optimum operasi pompa.
Dari kurva IPR untuk sumur Denai diatas, pada saat tekanan buble point (Pb) = 243 psi , laju
alir (Qb) berada pada 3294 BDPD. Q pada saat Pb ini disebut juga dengan Q optimum.
effisiensi pompa pada akhir produksi tanggal 16 Mei 2008 adalah :
Qactual
Effisiensi Pompaakhir =
x100%
Qdesign
1922
=
x100%
3120
= 61,6%

97

J. Saintis, Vol.11 No.2, 2010: 89-98
Untuk sumur Denai stages 61 yang digunakan pada pompa SN3600 bukan merupakan stages
yang optimum dan setelah dilakukan evaluasi dengan perhitungan stages maka diperoleh
stages optimum yang dapat digunakan pada pompa ini adalah stages 88 dengan Qdesign = 3100
BFPD.
IV. KESIMPULAN
Berdasarkan dari hasil penelitian yang penuliskan lakukan dapat disimpulkan sebagai berikut :
1 Beradasarkan hasil perhitungan untuk sumur Denai stages optimum yang dihasilkan
pada pompa SN 3600 adalah 88 stages dengan Q = 3100 bfpd.
2 Dengan adanya perubahan stages dari pompa SN 3600 untuk sumur Denai terjadi
penambahan laju produksi dari 1864 BFPD menjadi 3100 BFPD.
3 Dari hasil perhitungan kelihatan stages 94 dan 100, menghasilkan laju produksi lebih
besar dari laju produksi Qb, dimana akan terjadi pelepasan gas dari oil.
4 Untuk menghindari terjadinya penurunan kinerja pada pompa, stages optimum harus
berada dibawah laju alir optimumnya
V. DAFTAR PUSTAKA
Archer, J.S, Wall, C.G, 1986, Petroleum Enggineering Princlaples and pratices,Page 92-121,
Graham and Trotoman Ltd.
Ali Musnal, 2003, Teknik Produksi I dan II, UIR, Pekanbaru.
Brown K E, 1998, The Technologi of Artificial Lift Methods, Vol 1-4 , penn Weil Publishing
Company, Tulsa Oklahoma.
Dake, L.P, 1986, Fundamental Of Reservoir Enggenering, Page 103 – 130, Elseiver
Scinentfy Publising Co.
Fakultas Pasca Sarjana, 1991, Analisa Sistem Nodal untuk Pengangkatan Buatan ( Pompa
Suckerod, Pump Sentrifugal, dan Gas Lift, ITB,Bandung.
T.e.w. Nind “ Asosoated Professor Departement of Geological Sciences Universitiy of
Saskathewan”, McGraw- Hill Book Compony, Newyork sanfransisco Toronto
London.” Principles of oil Well Production.
Daftar Simbol :
Q
: Laju produksi, b\d
PSD
: Pump setting depth
TDH : Total dynamic head, ft
FAP
: Fluid above Pump
PI
: Input brake, hp
HD
: Head
SG
: Spesifik gravity cairan (air = 1.0)
HF
: Fraction loss
PI
: Produktivitas Indeks
STG
: Stage
Pwf
: Flowing well Pressure(Tekanan Alir dasar sumur)
Wfl
: Working fluid level
Sg mix : Specific gravity mixer
Pb
: bubble point pressure
OTP
: Out Tubing Prssure

98