PENGARUH GAS TERHADAP KINERJA POMPA ESP
DI PT. PERTAMINA EP UBEP ADERA
LAPORAN KERJA PRAKTEK
Diajukan Sebagai Salah Satu Syarat
Untuk Memperoleh Gelar Sarjana Teknik Mesin
Disusun Oleh :
Nama
: Muhammad Reza
No.
Mahasiswa : 10525012
PROGRAM STUDI TEKNIK MESIN
FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI
UNIVERSITAS ISLAM INDONESIA
YOGYAKARTA
2012/2013
LAPORAN KERJA PRAKTEK
Disusun Oleh :
Nama :
Muhammad Reza
No.
Mahasiswa : 10525012
Yogyakarta, 31
Desember 2012
Dosen Pembimbing,
_______________
Pembimbing Lapangan,
Dosen
Pembimbing,
_______________
Pembimbing KP,
BAB 1
PENDAHULUAN
1.1
Latar
Belakang
Belakangan
ini kemajuan industri di dunia semakin pesat. Seiring berjalannya kemajuan
industri tersebut maka kebutuhan akan minyak bumi akan semakin meningkat dari
tahun ke tahunnya. Terbukti dengan berdirinya perusahaan-perusahaan yang
bergerak di bidang eksplorasi dan eksploitasi minyak bumi di dunia. Institusi
atau perusahaan tempat penulis melakukan kerja praktek merupakan salah satu
perusahaan yang bergerak di bidang eksplorasi produksi minyak bumi. Disini produksi
minyak buminya bisa mencapai 1200 barel/day.
Alasan penulis memilih kerja praktek disini karena penulis melihat adanya
peluang yang besar terhadap kemajuan industri minyak bumi di tanah air,
mengingat Indonesia merupakan negara yang kaya akan sumber daya alamnya, dan
juga dalam proses produksinya perusahaan tempat penulis melaksanakan kerja praktek
banyak menggunakan pompa-pompa, engine-engine
besar dan alat-alat pendukung lainnya yang berkaitan dengan bidang studi yang
sedang penulis jalani sekarang sehingga pada pelaksanaan kerja praktek ini
penulis dapat belajar langsung di lapangan, dan menemukan masalah yang sering
terjadi dilapangan dan juga mencoba mencari solusi dari permasalahan tersebut.
1.2
Pelaksanaan
Pelaksanaan
kerja praktek dilakukan selama 1 bulan yang di mulai
pada tanggal 1 Desember 2012 dan berakhir pada tanggal 1 Januari 2013. Penulis
di tempatkan di fungsi PML (pemeliharan atau maintenance). Selama kerja praktek penulis banyak melakukan
kegiatan baik itu di dalam lingkungan kantor maupun melakukan
kunjungan-kunjugan ke lokasi-lokasi pengebeboran dan stasiun pengumpul.
1.3
Tujuan
Adapun
tujuan yang hendak dicapai sehubungan dengan pelaksanaan kerja praktek ini adalah
sebagai berikut :
1. Tujuan Yang Bersifat Umum
a.
Mengetahui informasi mengenai
gambaran pelaksanaan pekerjaan perusahaan atau di institusi tempat kerja
praktek berlansung.
b.
Menerapkan ilmu pengetahuan
yang didapat dari bangku perkuliahan.
c.
Untuk meningkatkan daya kreativitas,
dan keahlian.
d.
Mengetahui, mengenali cara kerja
pompa ESP
2. Tujuan Yang Bersifat Khusus
a.
Untuk mengetahui metode pemilihan
ESP
b.
Untuk mengetahui cara kerja ESP
c.
Untuk mengetahui kompenen-komponen
utama yang terdapat pada ESP
d.
Untuk mengetahui cara pemasangan dan
pencabutan ESP di lapangan
1.4
Manfaat
Bagi Perusahaan
1.
Perusahaan dapat memanfaatkan tenaga
mahasiswa yang kerja praktek dalam membantu
menyelesaikan tugas-tugas untuk
kebutuhan di unit-unit kerja yang relevan.
2.
Dapat diperoleh informasi mengenai
kerja praktek dan dapat dipergunakan untuk pengambilan langkah selanjutnya.
3.
Perusahaan
mendapatkan alternatif calon karyawan pada spesialisasi yang ada pada perusahaan
tersebut.
4.
Menciptakan
kerjasama yang saling menguntungkan dan bermanfaat antara perusahaan tempat kerja
praktek dengan jurusan Teknik Mesin Universitas Islam Indonesia
Bagi Program S1 Jurusan Teknik Mesin Universitas Islam Indonesia
1.
Sebagai sarana
pemantapan keilmuan bagi mahasiswa
dengan mempraktekkan didunia kerja.
2. Sebagai sarana
untuk membina kerjasama dengan perusahaan di bidang perminyakan.
Bagi
Mahasiswa
1. Dapat mengenal secara dekat dan nyata kondisi dilingkungan
kerja.
2. Dapat
mengaplikasikan keilmuan mengenai teknik perminyakan yang diperoleh dibangku
kuliah dalam praktek dan kondisi kerja yang sebenarnya.
3. Dapat memberikan
kontribusi yang positif terhadap perusahaan tempat mahasiswa kerja praktek.
1.5
Sistematika
Penulisan
Sistematika pada laporan
KP ini terdiri dari BAB 1. Pendahuluan,
BAB 2 Profil Perusahaan, BAB 3 Deskripsi Proses/Kegiatan Proses,
BAB 4 Penbahasan, dan BAB 5 Kesimpulan. Sedangkan hal-hal
yang mendukung pada laporan KP akan tertera pada lampiran.
BAB 2
PROFIL PERUSAHAAN
2.1
Sejarah Singkat PT. Pertamina (Persero)
Minyak dan gas bumi merupakan salah satu sumber devisa yang memegang
peranan penting dalam pembangunan Nasional. Usaha pengeboran minyak di
Indonesia pertama kali dilakukan oleh Jan Raerink pada tahun 1871 di Cibodas
dekat Majalengka (Jawa Barat). Namun usaha tersebut mengalami kegagalan.
Kemudian dilanjutkan oleh Aeilko Jan Zijkler yang melakukan pengeboran di
Telaga Tiga (Sumatera Utara) pada tanggal 15 juni 1885 berhasil di temukan
sumber minyak komersial yang pertama di Indonesia. Sejak itu berturut-turut di
temukan sumber minyak bumi di Kruka (Jawa Timur) tahun 1887. Ledok, Cepu (Jawa
Tengah) Pada tahun 1901. Pamusian, Tarakan tahun 1905 dan di Talang Akar
Pendopo (Sumatera Selatan) tahun 1921. Penemuan-penemuan dari penghasil minyak
lain mendorong keinginan maskapai perusahaan asing seperti Royal Deutche
Company, Sheel, Caltex, Stanvac dan maskapai-maskapai lainnya untuk turut serta
dalam usaha pengeboran minyak di Indonesia.
Setelah Kemerdekaan Indonesia, terjadi beberapa
perubahan pengelolaan perusahaan minyak di Indonesia. Pada tanggal 10 Desember
1957 atas perintah Mayjend Dr. Ibnu Soetowo PT TMSU diubah menjadi PT PERMINA.
Kemudian dengan PP .No. 198/1961, PT PERMINA dilebur menjadi PN PERTAMINA. Pada
tanggal 20 Agustus 1968 berdasarkan PP. No. 27/1968 PN PERMINA dirubah menjadi
PN PERTAMINA. Sebagai landasan kerja baru lahirlah UU. No. 8/1971 pada tanggal
15 September 1971. Sejak saat itu PN PERTAMINA diubah menjadi PERTAMINA, yang merupakan satu-satunya
perusahaan minyak nasional yang berwenang
mengolah semua bentuk kegiatan di bidang Industri Perminyakan di
Indonesia dengan tiga tugas utama yaitu :
1.
Menyediakan
dan menjamin pemenuhan BBM (Bahan Bakar Minyak).
2. Sebagai
sumber devisa Negara.
3.
Menyediakan
kesempatan kerja sekaligus pelaksana alih Teknologi dan
Pengetahuan .
Ketika PERTAMINA membeli kilang minyak SEI Gerong dari
PT. STANVAC tahun 1970, pada saat itu tumbuh tekad untuk melaksanakan
kemandirian bangsa dibidang energi dengan mengoperasikan kilang minyak sendiri
untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Dalam mengoperasikan kilang-kilang dalam
negeri, tiga kebijakan utama selalu mendasari langkah PERTAMINA yaitu kepastian
dalam pengadaan, pertimbangan ekonomi pengadaan dan keluwesan pengadaan. Seiring dengan perubahan yang terjadi di
dalam tubuh PERTAMINA maka pada tanggal 17 September 2003 kembali berubah
menjadi PT. PERTAMINA (PERSERO). Hingga sekarang PERTAMINA telah mempunyai
tujuh buah kilang, kilang-kilang tersebut dapat di lihat pada Tabel 1(Nama
Kilang PERTAMINA dan Kapasitasnya).
Tabel
1 Nama Kilang PERTAMINA dan Kapasitasnya
|
NAMA
KILANG
|
KAPASITAS
(Barrels Per
Stream Days)
|
|
UP-I PANGKALAN BRANDAN
|
5.000 BPSD
|
|
UP-II DUMAI DAN SUNGAI PAKNING
|
170.000 BPSD
|
|
UP-III PLAJU DAN SUNGAI GERONG
|
133.700 BPSD
|
|
UP-IV CILACAP
|
300.000 BPSD
|
|
UP-V
|
253.000 BPSD
|
|
UP-VI BALONGAN
|
125.000 BPSD
|
|
UP-VII KASIM-SORONG
|
10.000 BPSD
|
|
TOTAL
|
997.300
BPSD
|
sumber: PERTAMINA, 2001
Sasaran utama pangadaan dan penyaluran BBM dalam
menunjang pembangunan nasional adalah tersedianya BBM dalam jumlah yang cukup
dengan kualitas yang memenuhi spesifikasi, suplai yang berkesinambungan,
terjamin, dan ekonomis.Pemenuhan kebutuhan BBM merupakan tugas yang cukup berat
karena peningkatan kapasitas pengolahan minyak yang dimilikki PERTAMINA tidak
berjalan seiring dengan lonjakan konsumsi BBM yang dibutuhkan masyarakat.
Kendala yang dihadapi dalam meningkatkan
kapasitas pengolahan minyak dalam negeri adalah konsumsi minyak yang meningkat
sangat pesat dalam beberapa tahun terakhir ini sebagai dampak pesatnya kegiatan
pembangunan.Di samping itu, kilang-kilang minyak yang dioperasikan menggunakan
teknologi yang cukup tertinggal dan tidak efisien.Oleh karena itu, dalam
pembangunan kilang-kilang baru dan memperluas kilang-kilang lama diterapkan
teknologi baru yang berwawasan lingkungan.
Dalam mengoperasikan kilang-kilang dalam negeri,
tiga kebijakan utama selalu mendasari langkah PERTAMINA, yaitu kepastian dalam
pengadaan, pertimbangan ekonomi, pengadaan, dan keluwesan pengadaan.
2.2
Sejarah
Singkat PT. Pertamina EP Ubep Adera
ADERA adalah akronim dari
Abab, Dewa dan Raja yang merupakan 3 Blok Lapangan eksploitasi seperti yang
ditunjukkan pada Gambar.2.1. Sejarah singkat Lapangan
Abab, Raja dan Dewa diawali dengan ditemukan minyak di Lapangan Talang Akar
oleh NKPM pada tahun 1916, Lapangan Pendopo pada tahun 1927, Lapangan Jirak
tahun 1930, Lapangan Benakat tahun 1933, Lapangan Raja tahun 1936 dan Lapangan
Abab serta Betun pada tahun 1950. Pada
tahun 1959 PT. Stanvac Indonesia mulai beroperasi di Lapangan Abab, Raja dan
Dewa. Pada tahun 1983 diserahkan ke Perusahaan Pertamina dan dioperasikan oleh
Pertamina sendiri, kemudian berdasarkan kontrak EOR tanggal 5 Juni 1993
eksploitasi minyak Lapangan Abab, Raja dan Dewa dengan luas wilayah sekitar 147
km2 dikelola secara kemitraan oleh Pertamina bersama Citra Patenindo
Nusa Pratama dengan membentuk Joint
Operating Body (JOB) Pertamina - CPNP.
Pada tanggal
29 Desember 1998, CPNP mengalihkan kemitraannya kepada HED (Indonesia) Inc.,
sehingga kegiatan eksploitasi diteruskan oleh JOB Pertamina - HEDI. Selanjutnya
pada bulan Mei 2004 kemitraan HED (Indonesia) Inc dialihkan ke Lekom Maras
Pengabuan dan JOB Pertamina - HEDI berubah menjadi JOB Pertamina - Lekom Maras.
Pada tanggal 22 April 2009, berakhirnya kontrak JOB Pertamina - Lekom Maras
maka terhitung mulai tanggal 23 April 2009 Lapangan Abab, Dewa dan Raja (Adera)
dikelola sendiri oleh PT. Pertamina EP dalam bentuk Unit Bisnis EP (UBEP) Adera. Ada beberapa
fasilitas produksi yang beroperasi dan tersebar di beberapa bagian daerah UBEP
Adera, Fasilitas fasilitas tersebut antara lain SP Dewa, SP Raja 2, SP Abab 2,
SP Abab 3 dan Pusat Pengumpul Produksi (PPP) Pengabuan. antara lain 10 Stasiun
Pengumpul (SP), 1 Stasiun Pengumpul Utama (SPU) dan 2 Stasiun Kompresor Gas
(SKG), selain itu ada juga beberapa pipa penyalur atau trunk line yang menghubungkan satu SP dengan PPP. Dari survey diketahui bahwa produksi UBEP ADERA adalah 2000 BOPD yang dihasilkan
oleh 33 buah sumur produksi. Berikut ini
fasilitas produksi yang dimiliki oleh PT. Pertamina EP UBEP Adera :
|
No
|
Fasilitas
|
Lokasi
|
||
|
SP Abab 2
|
SP Raja 2
|
SP Dewa
|
||
|
1
|
Sumur Produktif
|
9
|
13
|
11
|
|
2
|
Sumur Tidak Aktif
|
95
|
80
|
31
|
|
3
|
Sumur Abundant/Plugged
|
28
|
21
|
12
|
|
4
|
Sumur Injeksi
|
2
|
3
|
3
|
|
5
|
Jalan Akses/Jalur Pipa
|
12 km
|
16 km
|
22 km
|
|
6
|
Skimming Pit
|
275 m³
|
595 m³
|
882 m³
|
|
7
|
Ground Pit
|
2768 m³
|
67691 m³
|
7594 m³
|
Sumber : Pertamina EP Unit
Bisnis Pertamina EP, 2010
2.3 Struktur Organisasi PT.
Pertamina EP Ubep Adera
Gambar
2.2 Struktur Organisasi PT. Pertamina Ep Ubep Adera
Gambar
2.3 Struktur Organisasi di Fungsi Pemeliharaan
BAB 3
KEGIATAN PRODUKSI
3.1
Unit-Unit
Produksi di PT.Pertamina EP Ubep Adera
3.1.1 Stasiun
Pengumpul Raja 2
Stasiun Pengumpul Raja 2 adalah bagian dari Lapangan Raja memiliki dua unit stasiun pengumpul yaitu SP. Raja 2 itu sendiri dan SP. Raja 3 yang terletak di koordinat latitude 3o19’2.77”. Produksi minyak rata-rata mencapai 900 BOPD yang dihasilkan dari 12 - 16 sumur aktif. Produksi ini di salurkan ke Pangabuan dalam bentuk Single Phase HC Liquid sejauh 4 kilo meter. Lapangan Raja juga menghasilkan gas dari 1 (satu) sumur aktif sebesar 0.822 MMSCFD yang disalurkan melalui pipa dalam Tanah. Jumlah air terproduksi yang dihasilkan rata-rata 6.185 BWPD yang diinjeksikan ke dalam 4 - 6 unit sumur injeksi. Lokasi stasiun pengumpul Raja 2 dapat dilihat pada gambar 3.1.
Gambar
3.1 Lokasi Stasiun Pengumpul Raja 2
3.1.2 Stasiun Pengumpul
Dewa
Stasiun Pengumpul Dewa terletak pada koordinat Lattitude 3o15’50.91” dan Longitude 104o02’15.49” E. Dari Lapangan Dewa minyak/Crude Oil yang berasal dari 7 - 10 unit
sumur aktif keluar rata-rata 400
BOPD.dan masuk ke SP Dewa. Setelah
melalui proses, Crude Oil disalurkan
ke Pangabuan sejauh 18 km melalui pipa permukaan Disamping itu Air terproduksikan rata-rata 4600 BWPD yang
ditampung pada skimming pit kemudian
dipompa ke 2 (dua) unit sumur injeksi yaitu sumur DWA # 01 dan DWA # 05. Lokasi
stasiun pengumpul Dewa dapat dilihat pada gambar 3.2.
Gambar
3.2 Stasiun Pengumpul Dewa
3.1.3 Stasiun Pengumpul Abab 2
Stasiun Pengumpul Abab 2 terletak pada koordinat Lattitude 3o 12’ 57.54” S dan
Longitude 104o10”17.39” E.
Stasiun Pengumpul Abab 2 menerima produk/transfer minyak dari Stasiun Abab 3
yang kemudian memompakan Crude Oil
dalam bentuk Single Phase HC Liquid ke PPP Pagabuan sebanyak rata-rata 300 BOPD melalui pipeline di atas permukaan sepanjang 7
Km. Stasiun Abab 2 terletak cukup jauh dari pemukiman penduduk. Lokasi stasiun
pengumpul Abab 2 dapat dilihat pada gambar 3.3.
Gambar
3.3 Stasiun Pengumpul Abab
3.1.4 Stasiun Pengumpul Abab 3
Stasiun Pengumpul Abab 3 terletak pada koordinat Lattitude 3o 10’
39.94” S dan Longitude 104o08”17.19” E. Stasiun ini cukup kecil
dimana minyak dari sumur dipompakan langsung ke storage tank. Selanjutnya dengan transfer pump dikirim ke Stasiun Abab 2 untuk diproses. Lokasi
stasiun pengumpul Abab 3 dapat dilihat pada gambar 3.4.
Gambar
3.4 Stasiun Pengumpul Abab 3
3.1.5 Pusat Pengumpul Produksi (PPP) pengabuan
Pusat Pengumpul Produksi (PPP) Pangabuhan terletak pada koordinat Lattitude 3o 15’ .88” S dan Longitude 104o09”48.90” E. PPP Pengabuan ini menampung
minyak hasil produksi semua SP Field Adera,
dimana dari PPP Pengabuan ini minyak ditransferkan ke PPP Prabumulih. Selain
itu di PPP Pengabuan ini terkumpul gas hasil keluaran SP Field Adera untuk diteruskan menuju ke Stasiun Pengumpul Gas (SPG)
Cambai. Lokasi pusat pengumpul produksi (PPP) dapat dilihat pada gambar 3.5.
Gambar
3.5 Stasiun Pengumpul Produksi (PPP)
3.2 Process Flow Diagram (PFD) Secara Umum di
Stasiun Pengumpul
Gambar
3.6 Gambaran Umum Process Flow Diagram
di Stasiun Pengumpul
Deskripsi
Proses :
Fluida Tiga Fasa (Minyak+Gas+Air) dengan tekanan 3.44 Bar dan temperatur 104.4 derajat Celcius mengalir dari sumur produksi
melalui pipeline ke manifold (Header). Dari manifold fluida dialirkan menuju ke
separator produksi (low pressure
separator) . Di dalam separator
terjadi pemisahan antara fluida gas dengan fluida cair (minyak & air)
karena perbedaan densitas, fluida gas (densitas rendah) mengalir menuju scrubber dan fluida cair mengalir menuju
ke bejana tekan Free Water Knock Out
(FWKO). Di dalam scrubber terjadi pemisahan antara gas basah dengan gas kering,
aliran gas kering yang sudah terpisahkan selanjutnya mengalir menuju filter gas
untuk digunakan sebagai bahan bakar engine
(pompa, genset, heater treater), sedangkan aliran fasa gas basah dengan presentase
yang kecil dialirkan langsung menuju ke sistem flaring untuk dibakar. Terjadi pemisahan fluida cair (minyak+air)
di dalam bejana FWKO. Fasa air dialirkan menuju ke skimming pit dan fasa minyak dialirkan menuju ke heater treater untuk dipanaskan.
Pemanasan minyak di dalam heater treater bertujuan
untuk menurunkan viskositas. Dari heater
treater minyak dialirkan ke dalam tangki produksi. Fasa air yang mengalir
ke skimming pit melalui beberapa
tahap pemisahan dan penyaringan, dimana fasa air di tahap terakhir dipompa ke
dalam media filter untuk dipisahkan antara fasa air dan pengotor-pengotornya,
fasa air yang sudah terpisahkan dipompakan menuju ke pompa injeksi untuk
selanjutnya diinjeksi ke sumur-sumur injeksi. Proses ini adalah proses yang
umum di gunakan didalam stasiun-stasiun pengumpul. Untuk detail process flow
diagram untuk setiap stasiun pengumpul di PT. Pertamina EP Ubep Adera dapat
dilihat pada lampiran.
Bab 4
Hasil dan Pembahasan
TOPIK
PEMBAHASAN : PENGARUH GAS TERHADAP KINERJA POMPA ESP DI PT PERTAMINA EP UBEP
ADERA SUMATERA SELATAN
4.1
Latar
Belakang
Kompleksnya susunan campuran hidrokarbon didalam reservoir ditambah berbagai ragamnya aspek geologi menyebabkan
terjadinya berbagai mekanisme dorong (drive
mekanisme) di dalam reservoir.
Pengalaman lapangan selama ini menunjukkan bahwa jenis mekanisme dorong alam
didalam reservoir tersebut mempengaruhi
banyak sedikitnya minyak yang di dapat.
Dari penjalasan di atas maka apabila
suatu reservoir diproduksikan, mekanisme dorong (drive mekanisme) yang dihasilkan oleh alam di dalam reservoir lama
kelamaan akan berkurang. Akibatnya sumur akan berhenti berproduksi secara
sembur alam (natural flow).
Pada saat sumur tidak lagi berproduksi
secara sembur alam bukan berarti di dalam reservoir tidak ada lagi minyak yang
dapat di eksplorasi. Tetapi masih ada kurang lebih 80% minyak dari jumlah
minyak yang telah diproduksi selama sembur alam (natural flow).
Untuk itu diciptakan metode-metode baru
guna untuk meningkatkan produksi minyak yang masih tertinggal didalam reservoir, dalam metode artificial lift kita mengenal yang
namanya pompa ESP (electrical submersible
pump). ESP adalah salah satu upaya
untuk memproduksikan minyak yang masih tertinggal tersebut. ESP merupakan pompa
sentrifugal yang bertingkat (stages) dimana setiap tingkatnya terdiri
dari komponen utama yaitu impeller dan
difusser.
Dalam beberapa aplikasi ESP didalam sumur,
pada saat dilakukan
pemompaan faktanya bukan hanya minyak yang terangkat ke permukaan melainkan gas
dan air asin juga ikut terangkat. Biasanya gas dan air asin ini yang banyak
menjadi problem pada saat proses
pemompaan minyak. Jika air asin lebih banyak kapasitasnya di banding minyak
maka air asin itu akan terus bereaksi pada dinding tubing dan lama-kelamaan
akan menyebabkan scale dan pompa akan
stak (tidak bisa berputar). Dan jika
kapasitas volume gas banyak dan tekanan gas yang tinggi maka gas maka akan
menyebabkan akumulasi gas yang berlebihan dan menyebkan gas lock. Berdasarkan hal
tersebut dalam laporan KP ini akan membahas tentang “Pengaruh Gas Terhadap Kinerja Pompa ESP”
untuk mengetahui apa saja pengaruh gas terhadap pompa dan bagaimana cara
penanggulangan jika terjadi masalah pada pompa yang disebabkan oleh gas.
4.2
Rumusan Masalah
1.
Apa
itu ESP (sejarah singkat, pengertian, bagian-bagian di dalam ESP)
2.
Bagaimana
pengaruh gas terhadap kinerja ESP
3.
Bagaimana
meminimalkan pengaruh gas terhadap ESP
4.3 Batasan Masalah
Dalam laporan ini penjelasan pengaruh gas terhadap pompa ESP (Electrical Submersible Pump) masih
bersifat umum belum terlalu spesifik, dan juga dalam laporan ini tidak membahas
perhitungan matematis pompa ESP (Electrical
Submersible Pump). Hanya membahas bagian-bagian pompa ESP (Electrical Submersible Pump) dan
pengaruh-pengaruh gas yang terjadi dan bagaimana cara penangannya.
4.4
Tinjauan
Pustaka
4.4.1
Sejarah Singkat ESP (Electrical Submersible Pump)
ESP
(Electrical Submersible Pump) pertama
kali ditemukan dan dikembangkan oleh Armais
Arutunoff pada awal tahun 1911. Armais
arutunoff lahir 21 Juni 1893 di Tiflis, Georgia yang terletak di pegunungan
kaukasus antara kaspia dan laut hitam. Lahir dari keluarga Armenia, ayahnya adalah
produsen sabun, dan kakeknya merupakan seorang pedagang bulu. Pada masa
mudanya, Armais arutunoff tinggal di
Erivan (sekarang Yerevan. Armenia). Armais
arutunoff meninggal dunia pada Februari 1978 di Oklahoma.
Armais arutunoff belajar tentang
transmisi tenaga listrik yang menunjukkan bahwa transmisi daya dapat efisien di
terapkan pada hampir disemua kondisi. Ambisinya adalah menerapkan hasil
penemuannya untuk pengeboran minyak dan meningkatkan metode lama yang digunakan
di awal 1900-an di Rusia. Tetapi untuk merealisasikan ambisinya Armais Arutunoff membutuhkan motor
listrik yang kecil tetapi memiliki tenaga kuda yang tinggi.
Pembatasan
yang diberlakukan oleh ukuran casing
juga mempengaruhi kenapa motor listrik tersebut harus berukuran kecil. Pada
saat itu secara hukum fisika dan desain
menunjukan bahwa motor dengan diameter kecil akan menghasilkan tenaga kuda yang
sangat rendah. Setiap motor yang ada tidak akan memadai untuk pekerjan yang ada
dalam pikirannya sehingga Ia belajar hukum dasar listrik untuk menemukan dasar
jawaban atas pertanyaan tentang bagaimana membangun motor dengan tenaga kuda
yang lebih tinggi tetapi dengan diameter yang lebih kecil. Pada 1914 saat
perang dunia berkecamuk motor tersebut dicoba untuk membor secara horizontal
dan pada tahun yang sama motor tersebut digunakan untuk memompa air di
tambang-tambang. Pada 1916, Armais
Arutunoff mendesain ulang pompa sentrifugal
yang akan digabungkan ke motor untuk dewatering
ulang tambang dan kapal. Untuk mengembangkan tenaga lisrik yang cukup maka
motor perlu beroperasi pada kecepatan tinggi.
Untuk
beban langsung ke motor memungkinkan menggunakan transmisi listrik yang
sederhana tetapi pompa perlu perangkat berputar dan beroperasi pada kecepatan
yang sama dengan motor untuk itu dipilihlah pompa sentrifugal karena dinilai memenuhi spesifikasi tersebut. Tetapi
yang menjadi masalah adalah pompa sentrifugal
tidak pernah dirancang untuk beroperasi pada debit yang tinggi. Oleh karena itu
dengan cerdiknya Armais arutunoff merancang pompa sentrifugal dengan diameter kecil yang memiliki banyak tahap untuk
mencapai debit yang tinggi. Pompa tersebut memiliki komponen utama impeller dan diffuser dengan diameter kecil tetapi memiliki banyak tingkatan (stages) yang membuat pompa tersebut
dapat operasi pada debit yang tinggi. Arutunoff juga dalam desainnya dengan
cerdasnya memasang motor dibawah pompa untuk mendinginkan motor dengan aliran
bergerak keatas di dalam casing sumur
minyak dan seluruh unit dipasang didalam sumur dengan pipa (tubing) (PT. Epsindo Jaya Pratama., 2008
: [2] ).
4.4.2
Pengertian dan Prinsip Kerja ESP (Electrical Submersible Pump)
4.4.2.1
Pengertian ESP (Electrical Submersible Pump)
Electrical Submersible Pump merupakan pompa sentrifugal
bertingkat banyak (multi stage) dan
masing-masing tingkat terdiri dari impeller
dan diffuser yang dimasukkan ke dalam
rumah pompa. Setiap tingkat pompa terdiri dari satu impeller dan satu diffuser yang terbuat dari nikel
sedangkan poros pompa terbuat dari monel.
Impeller dipasang pada poros tegak
dari pompa yang berputar pada bushing.
Hubungan antara poros pompa dan poros protektor dilakukan dengan perantara coupling. Jumlah tingkat pompa
tergantung pada head pengangkatan.
Kapasitas pompa selain ditentukan oleh RPM-nya juga dipengaruhi oleh besar
diameter impeller, hal ini dibatasi
oleh ukuran casing maka diperlukan
tingkat pompa yang banyak. Untuk dapat lebih mengenal perangkat – perangkat
yang ada pada pompa ESP dapat melihat pada gambar 4.1.
Gambar 4.1
Perangkat-perangkat pada ESP
(PT. Pertamina EP Ubep Adera 2008)
4.4.2.2
Prinsip Kerja ESP
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 diubah
menjadi tenaga hidrolik. Impeller dan diffuser dapat dilihat pada
gambar 4.2.
Gambar 4.2 Impeler dan Difusser
( PT. Pertamina EP Ubep Adera 2008)
Impeller terdiri dari dua piringan yang
didalamnya terdapat sudu-sudu, pada saat impeller
diputar dengan kecepatan sudut w, 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.
4.4.2.3
Surfacehole Equipment (bagian permukaan) pada ESP
Surfacehole equipment merupakan bagian permukaan pada rangkaian ESP. surface hole equipment terdiri dari beberapa komponen. Komponen
tersebut antara lain sebagai berikut :
4.4.2.4 Genset (Generator Set)
Genset adalah salah satu faktor penting didalam
rangkain ESP. Genset merupakan gabungan antara mesin dan generator. Secara
garis besar dalam sistem kerjanya genset merubah energi mekanik didalam engine di ubah menjadi energi listrik
oleh generator. Dan kemudian energi listrik itu di transfer ke motor melalui
beberapa tahapan. Setelah itu energi listrik yang telah di transfer ke motor
tadi diubah lagi menjadi torsi untuk memutar shaft yang terhubung kepompa dengan begitu pompa akan berputar. Untuk
bentuk fisik dari genset dapat dilihat pada gambar 4.3.
Gambar 4.3
Genset Caterpiller
4.4.2.5 Transformator
ESP motor mempunyai kapasistas horse power, ampere, serta voltage
yang sangat beragam. Voltage
(tegangan yang dibutuhkan untuk mengoperasikan ESP motor berkisar antara 400-3000 volt.
Untuk mendapatkan tegangan yang tepat diperlukan transformator. Pada umumnya tegangan input transformator berkisar antara 7200 -13800 volt. Alasan pemberian tegangan input yang tinggi adalah untuk
mendapatkan ampere yang rendah pada jalur transmisi sehingga tidak diperlukan
kabel (penghantar) yang besar, karena selain harganya mahal juga berat dan
tidak praktis. Contoh dari transformator dapat di lihat pada gambar 4.4.
Gambar 4.4 Transformator
(Aleksandar,
Serdar. 2011)
4.4.2.6 VSD (Variable Speed Device)
VSD (Variable Speed
Device) merupakan gabungan starter, upperload, dan underload protection serta Recorder Instrument (alat
pencatat) yang bekerja secara otomatis jika terjadi peyimpangan, Terlihat pada
gambar 4.5. Adapun fungsi VSD ini
yaitu sebagai kontrol di permukaan guna melindungi peralatan bawah permukaan serta untuk mempercepat ataupun memperlambat kerja motor di bawah tanah dengan pengaturan daya yang diberikan
ke transformer.
Gambar 4.5 Variable Speed Device
4.4.2.7 Junction Box
Junction box berfungsi sebagai ventilasi terhadap adanya
gas yang mungkin migrasi ke permukaan melalui kabel agar terbuang ke atmosfir,
juga sebagai terminal penyambungan kabel dari dalam sumur dengan kabel dari trafo
juga untuk mempermudah pekerjaan operator jika akan merubah arah putaran motor
(reserve rotation). Junction box ditempatkan antara trafo dan wellhead. Seperti di tunjukan pada gambar 4.6
( PT.
Pertamina EP Ubep Adera)
Gambar 4.7 Junction Box
4.4.2.8 Well Head
Wellhead atau tubing
head adalah tempat untuk menggantung tubing
di dalam sumur. Karena dengan adanya kabel dari permukaan ke motor, maka wellhead yang digunakan untuk instalasi
esp tentu saja tidak sama dengan wellhead
untuk sumur sembur alam, tetapi
disesuaikan dengan keperluan adanya lubang sebagai tempat lewatnya power cable. Wellhead di tunjukkan pada gambar 4.8.
Gambar 4.8 Wellhead
4.4.2.9
Downhole Equipment (bagian bawah) pada ESP
Peralatan ini dalam satu kesatuan di ujung tubing produksi dan
dibenamkan ke dalam fluida sumur. Adapun peralatan untuk bawah permukaan adalah
sebagai berikut:
4.4.2.10 PSI
Unit (Pressure Sensing Instruments)
PSI (Pressure
Sensing Instrument) adalah suatu alat yang mencatat tekanan dan temperatur
dalam sumur. Secara umum PSI unit mempunyai 2 komponen pokok, yaitu :
·
PSI Down
Hole Unit
Dipasang di bawah Motor Type Upper atau Center Tandem, karena alat ini dihubungkan pada Wyre dari Electric Motor yang seolah-olah merupakan bagian dari Motor
tersebut.
·
PSI
Surface Readout
Merupakan bagian dari sistem yang mengontrol kerja Down Hole Unit serta menampakkan (display) informasi yang diambil dari Down Hole Unit.
Contoh dari Pressure Sensing Instruments terdapat
pada gambar 4.9
Gambar
4.9 Pressure
Sensing Instruments
(Brown,K.E.,1980)
4.4.2.11 Motor
Listrik
Motor ini berfungsi sebagai tenaga penggerak bagi unit pompa (prime mover). Merupakan motor induksi tiga fasa yang terdiri dari dua
kumparan, yaitu stator (bagian yang
diam) dan rotor (bagian yang
bergerak). Rotor ini dihubungkan
dengan poros yang terdapat pada pompa (shaft)
sehingga impeller pompa akan
berputar. Karena diameter luarnya terbatas (tergantung diameter casing), maka untuk mendapatkan horse power yang cukup maka motor dibuat
panjang dan berganda (tandem).
Motor ini diisi dengan minyak yang mempunyai tahanan listrik (dielectric strength) tinggi. Minyak
tersebut selain berfungsi sebagai pelumas juga berfungsi sebagai tahanan (isolasi) dan sebagai penghantar panas
motor yang ditimbulkan oleh perputaran rotor
ketika motor tersebut bekerja. Panas tersebut dipindahkan dari rotor ke
housing motor yang selanjutnya dibawa ke permukaan oleh fluida sumur yang
terproduksi. contoh bentuk fisik dari motor listrik di tunjukan pada gambar
4.10.
Gambar 4.10
Motor
Pompa Benam Listrik
(Brown,K.E.,1980)
4.4.2.12 Seal Section (Protector)
Protector
(Reda) seperti yang terlihat di gambar 4.11 sering juga disebut dengan Seal Section (Centrilift) atau Equalizer
(ODI). Alat ini dipasang di
antara gas separator dan motor listrik yang mempunyai 4 (empat) fungsi utama,
yaitu:
·
Untuk
mengimbangi tekanan motor dengan tekanan di annulus,
·
Sebagai
tempat duduknya Thrust Bearing (yang
mempunyai bantalan axial dari jenis marine
type),
·
Untuk
meredam gaya axial yang ditimbulkan oleh pompa
·
Sebagai penyekat masuknya fluida sumur ke dalam motor
listrik serta memberikan ruang untuk pengembangan/ penyusutan minyak motor
sebagai akibat dari perubahan temperatur dalam motor listrik pada saat bekerja
atau saat dimatikan.
Gambar 4.11
Protector
(Brown,K.E.,1980)
4.4.2.13 Intake (Gas separator)
Intake / Gas Separator dipasang di
bawah pompa dengan cara menyambungkan sumbunya (shaft) memakai coupling.
Intake ada yang dirancang untuk mengurangi volume gas yang masuk ke dalam
pompa, disebut gas separator, tetapi ada juga yang tidak yang disebut Intake
atau Standart Intake. Gas separator digunakan untuk sumur yang mempunyai GOR
tinggi dan dapat disambungkan pada pompa untuk memperbaiki efisiensi pompa.
Contoh dari intake / gas separator
dapat dilihat pada gambar 4.12.
Gambar 4.12
Gas
Separator
(Brown,K.E.,1980)
4.4.2.14
Unit Pompa
Unit
pompa merupakan Multistage Centrifugal
Pump, yang terdiri dari: Impeller,
Diffuser, Shaft (tangkai) dan Housing
(rumah pompa). Di dalam Housing pompa
terdapat sejumlah stage, dimana tiap stage terdiri dari satu impeller dan satu diffuser.
Dalam
pemasangannya bisa menggunakan lebih dari satu (tandem) tergantung dari Head Capacity yang dibutuhkan untuk
menaikkan fluida dari lubang sumur ke
permukaan. Impeller merupakan bagian
yang bergerak, sedangkan diffuser
adalah bagian yang diam. Seluruh stage
disusun secara vertikal, dimana masing-masing stage dipasang tegak lurus pada poros pompa yang berputar pada Housing.
Prinsip kerja pompa ini, yaitu fluida yang
masuk ke dalam pompa melalui intake
akan diterima oleh stage paling bawah
dari pompa, impeller akan
mendorongnya masuk, sebagai akibat proses sentrifugal maka fluida akan terlempar
keluar dan diterima diffuser.
Oleh diffuser,
tenaga kinetis (velocity) fluida akan diubah menjadi tenaga potensial (tekanan)
dan diarahkan ke stage selanjutnya.
Pada proses tersebut fluida memiliki
energi yang semakin besar dibandingkan pada saat masuknya.
Kejadian
tersebut terjadi terus-menerus sehingga tekanan head pompa berbanding linier dengan jumlah stages, artinya semakin banyak stages yang dipasangkan, maka
semakin besar kemampuan pompa untuk mengangkat fluida. Contoh dari unit pompa dapat dilihat pada gambar 4.13.
Gambar 4.13
Unit
Pompa ESP
(Brown,K.E.,1988)
4.4.2.15 Unit Kabel Listrik
Power yang dibutuhkan oleh motor disalurkan dari permukaan melalui kabel
listrik yang dilapisi dengan penyekat. Kabel ini ditempatkan sepanjang tubing dengan Clamp. Unit kabel ini terdiri atas tiga buah kabel tembaga yang satu
sama lain dipisahkan dengan pembalut terbuat dari karet dan keseluruhannya
dibungkus dengan pelindung baja. Ada dua jenis kabel, yaitu flat cable (pipih) dan round cable (bulat), yang penggunaannya
tergantung pada besarnya ruang (clearances)
yang tersedia. Bagian dari kabel biasanya terdiri
dari:
·
Konduktor (conductor)
·
Isolasi (insulation)
·
Sarung (sheath) Jaket
Contoh kabel listrik jenis flat dan round cable dapat di lihat pada gambar 4.15.
Gambar
4.15
Jenis Flat dan Round
Cable
(Brown,K.E.,1980)
4.4.2.16 Check Valve dan Bleeder Valve
Check Valve dipasang pada tubing (2-3 joint) diatas pompa. Bertujuan untuk
menjaga fluida tetap berada di atas
pompa. Bila 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, aliran
balik (back flow) tersebut membuat
putaran impeller berbalik arah, dan
dapat menyebabkan motor terbakar atau rusak. Check Valve umumnya digunakan agar tubing tetap terisi penuh dengan fluida sewaktu pompa mati dan mencegah supaya fluida tidak turun ke bawah..
Bleeder valve berada 1 joint di atas check valve digunakan untuk mengeringkan fluida ke annulus bila
suatu bar (besi) dijatuhkan dalam tubing untuk
membukanya.
4.4.2.17 Centralizer
Berfungsi untuk menjaga
kedudukan pompa agar tidak bergeser atau selalu ditengah-tengah pada saat pompa
beroperasi, sehingga kerusakan kabel karena gesekan dapat dicegah.
4.5
Analisis Masalah
4.5.1
Bagaimana Pengaruh Gas Terhadap Kinerja ESP
Sumur secara rutin diproduksi di bawah takanan titik
didih (bubble point pressure) untuk
memaksimalkan draw down (bagian terbawah dari reservoir)
guna meningkatkan total produksi hidrokarbon. Draw down yang besar memerlukan system
pompa untuk menangani volume gas yang tinggi. ESP system biasanya hanya dapat menangani gas bebas antara 10% sampai
25% sebelum kinerja pompa menurun dan terjadi gas lock (efek yang
terjadi jika gas masuk ke dalam pompa). Perbedaan masa
jenis yang besar antara gas dan cairan membuat tekanan rendah di impeller, yang mengakibatkan gas
terakumulasi. Gas bebas dalam impeller
akan menggantikan cairan dan membatasi volume
pompa. Ganguan gas ini akan menyebabkan penyumbatan parsial dari jalur aliran impeller sehingga kinerja pompa menurun
dan produksi rendah. Semakin banyak gas
memasuki system ESP, maka operasi ESP
menjadi lebih tidak stabil sampai system
ESP mati karena under current (kehilangan arus).
ESP mati yang berulang karena ganguan gas akan menyebabkan kelelahan bahan pada
system ESP hingga mempercepat kerusakan pada ESP serta menyebabkan kehilangan
produksi.
4.5.2
Permasalahan yang diakibatkan oleh Gas
terhadap pompa ESP di PT.Pertamina EP
Ubep Adera
Belakangan ini jumlah produksi yang dicapai
PT.Pertamina EP Ubep Adera per harinya semakin menunjukkan grafik penurunan.
Sehingga dalam upaya meningkatkan target produksinya PT.Pertamina EP Ubep Adera
menggunakan ESP sebagai terobosan dalam pengeboran minyak di areanya. Terutama
pada sumur-sumur yang memiliki potensi cadangan fluida yang cukup besar tetapi tidak memiliki tekanan yang cukup
untuk mengangkat fluida kepermukaan.
Dengan ESP diharapkan cadangan-cadangan fluida
tersebut dapat terangkat ke permukaan. Melalui
daya angkat jumlah fluida yang besar
maka dimungkinkan ESP mampu mengangkat jumlah fluida yang ada di sumur-sumur minyak dalam jumlah besar. Meskipun
cadangan fluida (minyak & air)
hanya mengandung presentase minyak yang sedikit namun jumlah fluida yang besar tentunya akan
memberikan hasil yang cukup sesuai dengan perhitungan engineer. Sehinga mampu memberikan sumbangan jumlah produksi minyak
dalam upaya pemenuhan target produksi yang diberikan.
Dalam kegiatan Produksinya ditahun 2012 PT.
Pertamina EP Ubep Adera telah menggunakan ESP sebagai sarana pengangkat fluida
kepermukaan.
Dalam pengoperasiannya pompa ESP tidak terlepas dari
kendala-kendala teknis maupun non teknis. Dalam laporan akan dibahas fenomena dan
kendala-kendala apa saja yang disebabkan oleh gas yang mempengaruhi kinerja
ESP. Berikut ini yang di tunjukkan oleh tabel 3 merupakan data
kerusakan rangkaian ESP yang terpasang di sumur-sumur minyak di area ubep Adera
selama tahun 2012.
|
Tanggal
|
Lokasi
|
Peralatan
|
Keterangan
Kerusakan
|
|
29-03-2012
|
ABB-082
|
Pompa
|
Gas Lock
|
|
29-04-2012
|
RJA-101
|
Motor
|
Phase to phase unbalance
|
|
|
|
|
Phase to ground zero
|
|
12-06-2012
|
RJA-010
|
Motor
|
Short sircuit
|
|
02-07-2012
|
ABB-084
|
Motor
|
Phase to phase unbalance
|
|
|
|
|
Phase to ground zero
|
|
22-08-2012
|
RJA-101
|
Pompa
|
Gas Lock
|
|
04-09-2012
|
ABB-063
|
Pompa
|
Gassy
|
|
17-09-2012
|
RJA-010
|
Kabel
|
Zero M.Ohm
|
|
|
|
Pompa
|
Stuck
|
|
10-10-2012
|
RJA-049
|
Motor
|
Un balance
|
|
18-10-2012
|
ABB-084
|
Motor
|
Stuck
|
|
05-11-2012
|
RJA-049
|
Motor
|
Unbalance
|
|
26-11-2012
|
ABB-063
|
Motor
|
Unbalance
|
Tabel 3
Data Kerusakan Pompa ESP
(PT.
Pertamina EP Ubep Adera, 2012)
Keterangan
Istilah dalam tabel 3 :
Gas
Lock : Efek
yang terjadi jika terlalu banyak gas yang masuk ke dalam pompa, dimana saat
perforasi di dalam sumur menghasilkan volume gas yang cukup banyak sehingga
pada saat fluida dan gas keluar dari perforasi sumur dan dihisap oleh pump intake yang masuk duluan ke dalam
pompa adalah gas.
Stuck :
Pompa
mati karena terjadi interfensi gas atau air
Zero M.omh : Short circuit yang terjadi pada motor ESP, Power Cable ESP, dan MLE
(Motor Lead Extention).
Phase to Phase Unbalance : Hasil pengukuran terhadap gulungan motor yang
teridentifikasi telah terbakar.
Unbalance : Ketidakseimbangan
nilai tahanan listrik terhadap motor atau power cable ESP.
Phase to ground Zerro : Hasil
pengukuran terhadap phase A,B,C terhadap ground motor atau power cable yang
telah short circuit.
Short Circuit : Hubungan arus pendek.
Gassy : Masuknya
gas bebas ke dalam fluida produksi yang
lebih berat biasanya disertai dengan berkurangnya total produksi fluida.
Dari
data diatas ditunjukan pada tanggal 29-03-2012 rangkaian ESP mengalami ganguan
pada pompa dan motor. Pada data tersebut dituliskan bahwa pompa mengalami Gas Lock. Hal ini biasanya disebabkan
oleh kadar gas yang ada didalam sumur tinggi. Sehingga gas tersebut memenuhi
ruang didalam pompa, dan impeller
terus berputar dengan kecepatan tinggi yang lama-kelamaan akan mengakibatkan Shutdown nya pompa. Penjelasan lebih
lengkap tentang masalah-masalah yang diakibatkan gas adalah sebagai berikut.
4.5.2.1 Gassy
Gambar 4.16 Ammeter Chart Yang Menunjukan Fenomena Gassy
4.5.2.2 Gas Lock
Proses terjadinya Gas lock menyerupai Gassy.
Gas Lock merupakan kondisi dimana
saat perforasi di dalam sumur menghasilkan volume gas yang cukup banyak
sehingga pada saat fluida dan gas keluar dari perforasi sumur dan dihisap oleh pump intake, yang masuk duluan ke dalam
pompa adalah gas. Pada saat situasi itu terjadi yang berputar didalam impeller itu hanya gas saja. Fungsi
sebenarnya dari impeller didalam
pompa adalah untuk mendorong fluida
keatas. Ketika yang masuk kedalam pompa itu hanya gas. Maka impeller kehilangan kemampuan dorong
keatasnya. Sehingga gas tersebut terjebak di impeller. Dan lama kelamaan gas yang berada di luar pompa akan terus
terhisap memenuhi vanes (diffuser dan Impeller) didalam pompa. Pada saat tidak ada fluida yang dihisap oleh pompa maka impeller didalam pompa akan terus berputar dengan kecepatan tinggi
dan itu akan membuat motor dipompa akan panas. Dan mengakibatkan shutdown pada pompa. Ammeter chart yang
menunjukkan fenomena Gas Lock dapat
di lihat pada gambar 4.17.
Gambar
4.17 Ammeter Chart Yang Menunjukkan Fenomena Gas Lock
4.5.3
Shock
Loading
Shock loading
pada ESP berpotensi disebabkan oleh gelombang di pompa (tingginya volume gas). Shock loading juga bisa disebabkan oleh
kehilangan utama (level fluida yang rendah). Contoh kerusakan yang disebabkan
oleh shock loading dapat dilihat pada
gambar 4.18 dan 4.19.
Gambar
4.18 Patahan Kopling pada Rangkaian ESP
Gambar
4.19 Kopling
4.6 Pembahasan
Terjadinya gangguan atau kerusakan yang disebabkan
oleh Gas pada pompa ESP tentunya akan berdampak pada upaya pemenuhan target
produksi minyak yang dicapai. Gangguan kinerja tersebut selain berpengaruh
terhadap hasil produksi tentunya juga berakibat terjadinya pengeluaran anggaran
belanja yang diperlukan untuk pencabutan rangkaian ESP dan penggantian komponen
yang mengalami kerusakan serta kegiatan lain dalam kaitannya dengan perbaikan kinerja
pompa ESP yang mengalami kerusakan. Untuk itu ada beberapa Metode untuk
meminimalkan pengaruh gas terhadap
kinerja pompa ESP. metode-metode itu adalah sebagai berikut :
4.6.1
Penanggulangan
(Avoidance)
4.6.1.1 Sistem Selubung (Shrouded System)
Sistem selubung adalah cara
menghindari gas yang meningkatkan pemisahan secara alami dan mengurangi gas
bebas di pompa. Dengan sistem selubung, gas bergerak ke atas hingga annulus dan cairan dialihkan ke dalam
pompa, sehingga menciptakan pemisahan. Pertama selubung digunakan untuk
membungkus pompa, dan sistem ini harus ditempatkan di bawah perforasi. Selubung
juga bisa terbalik dan tempat di atas perforasi. Sistem ini biasanya
membutuhkan sistem ESP yang diameternya lebih kecil. Contoh sistem selubung
pada pompa ESP dapat dilihat pada gambar 4.20.
Gambar
4.20 Sistem Selubung Pada ESP
(PT.
Pertamina EP Ubep Adera, 2012)
4.6.2
Sistem
Pemisahan (Separation)
Salah satu faktor yang dapat menurunkan kinerja
pompa adalah jumlah gas bebas di stage pompa. Jumlah gas yang ada di intake akan menentukan apakah akan
menggunakan intake standart atau
menggunakan gas separator. Berdasarkan pengalaman, table 4 berikut dapat
digunakan sebagai acuan :
|
Separator Type
(Tipe Pemisahan)
|
Separation Efficiency
|
Gas Ingestion
Percentage
(Persentasi Gas
Diolah)
|
|
Standar Intake
|
0%-20%
|
80% - 100%
|
|
Reverse Flow G.S
|
25% - 50%
|
50% - 75%
|
|
Rotary G.S
|
80% - 95%
|
5% - 20%
|
Tabel
4 Acuan Tipe Separator
(PT.
Pertamina EP Ubep Adera, 2012)
Penjelasan 3 jenis
sistem pemisahan adalah sebagai berikut :
4.6.2.1
Sistem
Pemisahan Gas Secara Alami ( Standard Intake)
Sistem ini bisa terjadi karena adanya perbedaan masa
jenis dan daya apung antara gas dan cairan. System ini digunakan untuk sumur
produksi dengan GLR rendah. Jumlah gas yang masuk harus lebih kecil dari 10%
sampai 15% dari total volume fluida. Standart intake mempunyai lubang untuk
tempat masuknya fluida ke pompa, dan dibagian luarnya dipasang selubung (
screen ) yang berguna untuk menyaring partikel masuk ke intake sebelum masuk ke
dalam pompa.
4.6.2.1 Sistem Pemisahan Gas dengan Static Gas
Separator
Static gas separator atau juga sering disebut reserve gas separator dianggap mampu
memisahkan gas hingga 20% dari fluidanya.
Fluida yang masuk melalui screen akan mengalami proses pencekikan
(Throtling), Sehingga fluida tersebut
akan mengalami penurunan tekanan. Pada tahap pertama ini sebagian yang gas
terlarut dalam cairan sumur akan terlepas dan selanjutnya mengalami pembalikan
arah aliran kebawah menuju ke pickup
impeller yang ada dalam gas separator tersebut. Impeller ini berfungsi sebagai pemutar dan sekaligus pengangkat fluida ke atas. Putaran impeller akan menimbulkan proses turbulensi
pada fluida dan mengakibatkan juga proses sentrifugal.
Dimana cairan akan terlempar keluar, sementara gas akan tetap berada dipusaran
sekitar sumbu. Bersama-sama gas dan cairan akan bergerak ke atas. Cairan akan
diarahkan masuk ke pompa, sedangkan gas diarahkan keluar menuju annulus melalui lubang yang berada di
bagian atas separator. Dengan demikian dapat diharapkan pada saat fluida masuk stage pompa mempunyai masa jenis yang relatif lebih tinggi
dibanding dengan kondisi sebelum mengalami pemisahan.
4.6.2.2
Sistem
Pemisahan Gas dengan Rotary Gas Separator
Rotary gas
separator dapat memisahkan gas sampai 90%, dan
biasanya dipasang untuk sumur-sumur dengan GLR tinggi. Gas separator jenis ini
tidak direkomendasikan untuk dipasang pada sumur-sumur yang abrasif. Cara pemisahan gas dari fluida formasi berlangsung dimana fluida memasuki gas separator langsung
menuju bagian bawah inducer yang
berbentuk ulir (screw type inducer).
Di bagian ini fluida akan mengalami
kenaikan tekanan dan mendorong ke atas memasuki sudu pemutar (centrifuge), dan akibat adanya gaya
sentrifugal maka gas akan memisahkan diri dari cairan. Akibat dari terpisahnya
gas, maka cairan akan mempunyai masa jenis yang lebih besar dan akan terlempar
ke dinding, sedangkan gas yang lebih ringan akan bergerak keatas sepanjang sudu
pemutar menuju pemisah aliran. Secara konstruksi, bagian dalam gas separator
ini dibuat alur silang dimana dari bagian sudu pemutar berkomunikasi langsung
dengan annulus. Sedangkan cairan yang mempunyai densitas yang lebih besar
diarahkan masuk ke pompa.
4.6.3
Sistem
Penanganan (Handling)
Sistem penangan gas untuk operasi ESP dapat di bagi
ke dalam dua kelompok teknologi berikut :
·
System
advanced gas handler (AGH) dengan
sentrifugal khusus berkecepatan tinggi yang dapat menangani gas untuk ESP yang
mengandung gas sampai GVF 45% pada tekanan masukan rendah.
·
Teknologi Aliran Aksial untuk ESP yang
mengandung gas yang sangat tinggi dengan GVF hingga 75%
4.6.3.1
System Advanced Gas Handler (AGH)
Perangkat Advance
Gas Handler (AGH) ini dirancang untuk meningkatkan efisiensi keseluruhan
dari instalasi ESP dengan mempertahankan rasio gas ke cair yang lebih tinggi
dalam string tubing. Gas Fraction Volume (GVF) system yang
lebih tinggi mengurangi tenaga kuda hidrolik yang dibutuhkan untuk mengangkat
fluida ke permukaan. Sistem AGH menggunakan desain
stage sentrifugal yang unik untuk
mengubah distribusi tekanan impeller,
menciptakan campuran homogen dengan
ukuran gelembung gas berkurang. Cairan ini dikondisikan berperilaku sebagai
fluida satu fase sebelum masuk pompa.
Sistem
AGH dapat di aplikasikan pada :
·
Sumur-sumur dengan GOR
yang tinggi yang terlalu bergas untuk separator dinamis
·
Sumur-sumur minyak subsea
·
Sumur-sumur bergas
dengan set packer diatas pompa
·
Sumur-sumur gas
mengandung air
·
Sumur-sumur konversi gas lift ke ESP
Manfaaat
dari sistem AGH
·
Dapat meningkatkan
produksi secara Dramatis pada sumur-sumur yang sebelumnya dianggap terlalu
bergas pada pompa ESP.
·
Dapat mencegah
degradasi kinerja pompa dengan mengkondisikan campuran gas cair.
·
Dapat memperpanjang
usia peralatan dengan mengeliminasi siklus pompa dikarenakan gas lock
·
Dapat sangat diandalkan
pada lingkungan berpasir atau abrasive.
Contoh
dari sistem AGH dapat dilihat pada gambar 4.21.
Gambar
4.21 Sistem AGH
(PT.
Pertamin EP Ubep Adera, 2010)
4.6.3.2
Sistem
Aliran Aksial
System gas aliran aksial adalah perangkat pompa
multiphase yang dipasang dibawah pompa produksi utama untuk memungkinkan pompa
produksi menangani persentase gas bebas lebih tinggi dengan lebih efisien.
System ini dapat dipasang diatas pemisah gas, Sehingga gas dapat dilepaskan ke
casing, atau dapat diinstal diatas masukan (intake) standar jika semua gas yang
dihasilkan melalui pompa. Sistem aliran aksial ini dirancang untuk meningkatakn
stabilitas pemompaan dalam sumur yang mengandung gas, memberikan penanganan
yang lebih baik dalam sumur horizontal dan meningkatkan laju produksi,
pemulihan cadangan, dam efektivitas ESP. Hal ini juga dapat digunakan dalam
sumur dengan packer nonvented yang biasanya ditemukan dibawah laut dan offshore
completion.
Penjelasan
tentang pompa multiphase adalah sebagai berikut :
·
Multiphase Pump (
Poseidon )
The Poseidon
adalah Multiphase Helicoaxial Pump yang dipasang diantara intake (Gas
Separator) dan pompa dan mampu menangani gas bebas hingga 75%.
Multi Phase Pump
dapat di aplikasikan di sumur-sumur sebagai berikut :
·
Sumur-sumur minyak
dengan volume gas yang terlalu banyak bagi perlatan penanganan gas konvensional
·
Sumur produksi minyak
dengan packer yang tidak lepas
·
Sumur-sumur minyak yang
subsea
·
Konversi dari gas lift
ke ESP
Manfaat yang dapat di ambil dari pengaplikasian
Multiphase Pump adalah sebagai berikut :
·
Dapat meningkatkan
produksi dan usia reservoir pada sumur-sumur minyak berkadar gas tinggi dengan
cara meningkatkan drawdown serta operasi pompa efektif pada tekanan
intake/masukan rendah
·
Dapat meningkatkan
produksi dengan shutdown produksi yang lebih sedikit
·
Dapat memperpanjang
usia instalasi dengan stabilisasi motor
·
Dapat memperpanjang
usia kerja pompa
Fitur-fitur yang dimiliki Multiphase Pump adalah
sebagai berikut :
·
Aliran aksial, desain
Multi Stage untuk mengatasi persentasi gas bebas yang tinggi
·
Desain hidrolik khusu
untuk meminimalisasi pemisahan cairan atau gas
·
Konstruksi tahan abrasi
cocok untuk aplikasi kepasiran
·
Stage tersedia 5530 dan
metalurgi tahan Ni.
Contoh dari sistem aliran aksial (Multiphase Pump) dapat dilihat pada
gambar 4.21.
Gambar
4.22 Multiphase Pump
(PT.
Pertamina EP Ubep Adera, 2010)
Metode-metode
tersebut diatas dapat diaplikasikan sesuai dengan karekteristik sumur di
masing-masing lokasi. Diharapkan dengan adanya metode-metode ini dapat membantu
meningkat jumlah produksi perharinya.
Bab
5
Penutup
5.1 Kesimpulan
Gangguan
yang disebabkan oleh Gas terhadap ESP ada 3 jenis yaitu :
·
Gassy
·
Gas
Lock
·
Dan
Shock Loading
Dari ganguan-ganguan tersebut ada
beberapa metode yang dapat meminimalisir pengaruh gas terhadap pompa. Metode
tersebut ada 3 macam yaitu :
·
Metode
Penghindaran
·
Metode
Pemisahan
·
Dan
Metode Penanganan
Dari metode-metode tersebut ada
system atau cara yang di gunakan untuk meminimalisir Pengaruh gas tersebut.
System atau cara tersebut adalah sebagai berikut :
·
Metode
penghindaran
o
Sistem
Selubung : Cara menghindari gas yang meningkatkan pemisahan secara alami dan
mengurangi gas bebas dalam pompa
·
Metode
pemisahan
o
Sistem
Pemisahan Gas Secara Alami : terjadi karena adanya perbedaan masa jenis dan
daya apung antara gas dan fluida
o
Sistem
Pemisahan Menggunakan Statis Separator : Menjaga gas bebas agar tidak memasuki
pompa, tanpa menerapkan kekuatan mekanik apapun.
o
Sistem
Pemisahan Menggunakan Dinamik Seperator : Memberikan energy kepada fluida untuk
memfasilitasi pemisahan gas dari cairan.
·
Metode
Penanganan
o
Sistem
Advance Gas Handler : dengan sentrifugal khusus berkecepatan tinggi yang dapat
menangani gas untuk ESP yang mengandung gas GVF 45% pada tekanan masukan rendah
o
Sistem
Teknologi Aliran Aksial : untuk ESP yang mengandung gas sangat tinggi dengan
GVF hingga 75 %.
Untuk lokasi pengeboran di area
ADERA sebenarnya masalah yang diakibatkan oleh gas itu sangat jarang terjadi
karena disini bukan daerah dengan tingkat volume gas yang tinggi. Tetapi
masalah yang diakibat kan oleh gas tersebut pernah terjadi diwilayah pengeboran
Adera. Dengan adanya metode-metode ini para pekerja yang ada di Adera dapat
memilih metode-metode apa saja yang akan digunakan bila terjadi permasalahan gas
yang mengganggu kinerja pompa. Metode-metode tersebut dapat digunakan
tergantung karakteristik dan masalah yang ada di sumur minyak.
5.2 Saran
Untuk mendukung operasional
produksi migas yang handal, efektif dan efisien maka di perlukan pekerja yang
berkualitas sehingga kinerja pompa setelah dipasang dapat memenuhi harapan
untuk mendukung pencapaian target produksi dan juga pada saat sebelum pemasangan para pekerja harus sudah tau
karakteristik sumur minyak yang akan diproduksi itu seperti apa sehingga pada
saat pendesainnan pompa,
para pekerja tahu harus menggunakan metode penanganan gas seperti apa. Sehingga
masalah-masalah yang disebabkan oleh pengaruh gas dapat diminimalisasi sedini
mungkin oleh para pekerja.
