ANALISIS DAN OPTIMASI PARAMETER OPERASIONAL ESP MENGGUNAKAN PENDEKATAN NODAL ANALYSIS DI LAPANGAN EF
DOI:
https://doi.org/10.53026/prosidingsntem.v5i1.632Keywords:
Electrical Submersible Pump, Inflow Performance Relationship, Nodal Analysis, Shutin Surface Operating Pressure, Vertical Lift PerformanceAbstract
Penurunan tekanan reservoir dan peningkatan water cut pada lapangan minyak mature menurunkan kemampuan reservoir dalam mengalirkan fluida ke permukaan. Untuk mengatasi hal tersebut, sistem artificial lift seperti Electric Submersible Pump (ESP) digunakan. Namun, performa ESP sangat dipengaruhi oleh kondisi tekanan dan laju produksi sehingga diperlukan evaluasi komprehensif menggunakan pendekatan Nodal Analysis. Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi kinerja sistem produksi sumur X di Lapangan EF dengan menganalisis keseimbangan antara Inflow Performance Relationship (IPR) dan Vertical Lift Performance (VLP) dengan tujuan menentukan titik kerja optimum. Perhitungan manual dilakukan dengan model Vogel (1968) untuk IPR dan korelasi Beggs and Brill (1973) untuk VLP, kemudian divalidasi menggunakan simulasi aliran produksi. Hasil menunjukkan bahwa titik kerja optimum berada pada laju produksi 1050–1150 BOPD dengan tekanan dasar sumur 700–800 psi secara manual, sedangkan hasil simulasi menunjukkan 1200 BOPD pada tekanan 300 psi. Analisis sensitivitas menunjukkan bahwa penurunan Shut-in Surface Operating Pressure (SSOP) dapat meningkatkan produksi hingga 10–15%, namun penurunan berlebih berpotensi menimbulkan kavitasi pada intake ESP. Oleh karena itu, penyesuaian tekanan perlu dilakukan secara bertahap untuk menjaga keamanan dan efisiensi operasi.
References
I. Erdila, S. N. S. Rasako, and E. B. Pattikayhatu, “Evaluasi penggantian artificial lift sucker rod pump (SRP) menjadi electrical submersible pump (ESP) untuk meningkatkan produksi minyak Sumur S Lapangan Kawengan,” Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi, vol. 58, no. 3, pp. 163–171, 2024, doi: 10.29017/LPMGB.58.3.1697.
J. P. Brill and H. D. Beggs, Two-Phase Flow in Pipes, 3rd ed. Tulsa, OK: University of Tulsa Press, 1991.
M. J. Economides, A. D. Hill, C. Ehlig-Economides, and D. Zhu, Petroleum Production Systems, 2nd ed. Pearson Education, 2013.
S. S. Hasan and M. A. Kabir, “Well performance analysis using nodal system analysis approach,” Journal of Canadian Petroleum Technology, vol. 35, no. 3, pp. 25–30, 1996, doi: 10.2118/96-03-05
S. Fakher, A. Khlaifat, M. E. Hossain, and H. Nameer, “Rigorous review of electrical submersible pump failure mechanisms and their mitigation measures,” Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, vol. 11, pp. 3799–3814, 2021, doi: 10.1007/s13202-021-01271-6.
A. A. Ahmed, Reservoir Engineering Handbook, 5th ed. Gulf Professional Publishing, 2019.
M. Paramita, “Analisis sistem nodal di dasar sumur untuk penentuan laju alir fluida dengan berbagai jumlah stages pada pompa ESP di Lapangan BTS,” Undergraduate Thesis, Universitas Islam Riau, 2019.
Schlumberger, PIPESIM User Guide. Schlumberger Technology Corporation, 2017.
E. Al Munif, “The behavior of emulsion in artificial lift systems,” M.S. thesis, Univ. of Oklahoma, 2016.
J. Ahuluheluw, L. D. Massolo, and P. Nugraha, “Sensitivitas jumlah stages pada desain ESP sumur directional ‘X’ lapangan Salawati,” INTAN: Jurnal Penelitian Tambang, vol. 3, no. 1, pp. 14–21, 2020.
A. Mayendra, “Analisis kinerja ESP pada sumur produksi minyak menggunakan metode decline curve analysis,” in Prosiding Seminar Nasional, Universitas Diponegoro, 2023.
Downloads
Published
Conference Proceedings Volume
Section
License
Copyright (c) 2025 Prosiding Seminar Nasional Teknologi Energi dan Mineral
This work is licensed under a Creative Commons Attribution-ShareAlike 4.0 International License.
