13

BAB III

TEORI DASAR

3.1. Produktifitas Formasi

Produktifitas Formasi adalah kemampuan suatu Formasi untuk

memproduksikan fluida Formasi yang berupa hidrokarbon pada kondisi tekanan

tertentu. Sumur-sumur yang baru umumnya mempunyai tenaga pendorong alamiah

yang mampu mengalirkan fluida hidrokarbon dari reservoir ke permukaan dengan

tenaganya sendiri. Penurunan kemampuan produksi terjadi dengan berjalannya waktu

produksi suatu sumur, dimana kemampuan dari Formasi untuk mengalirkan fluida

tersebut akan mengalami penurunan yang besarnya sangat tergantung pada penurunan

tekanan reservoir.

Fluida yang mengalir dari Formasi produktif ke lubang sumur dipengaruhi

oleh beberapa faktor,adapun faktornya antara lain :

a. Jumlah fasa fluida yang mengalir,

b. Sifat-sifat fisik fluida reservoir,

c. Sifat-sifat fisik batuan reservoir,

d. Konfigurasi di sekitar lubang bor (adanya lubang perforasi dan kerusakan

Formasi akibat skin),

e. Kemiringan lubang bor pada Formasi produktif,

f. Bentuk daerah pengurasan.

Keenam faktor di atas secara ideal harus diwakili dalam persamaan

perhitungan kelakuan aliran fluida dari Formasi masuk ke lubang sumur. Dan hingga

saat ini belum tersedia suatu persamaan praktis yang memperhitungkan keenam

faktor tersebut secara serentak. Aliran dalam media berpori telah dikemukakan oleh

Darcy (1856) dalam persamaan :

14

( )( )rwreLnBooPwfhkq

/Pr10 x7.08 3-

m-

= .......................................................... (3-1)

Parameter yang menyatakan produktifitas Formasi adalah Productivity Index

(PI) dan Inflow Performance Relationship (IPR).

Productivity Index (PI) merupakan indeks yang digunakan untuk menyatakan

kemampuan suatu Formasi untuk berproduksi pada suatu beda tekanan tertentu.

wfs PPqPI-

= bbl/day/psi ........................................................................... (3-2)

Persamaan (3-19) di atas diperoleh dari data tes tekanan dan digunakan hanya

untuk satu macam fluida saja(minyak). Sedangkan untuk dua macam fluida(minyak

dan air), maka persamaan (3-19) menjadi :

wfs

wo

PPqqPI

-+

= bbl/day/psi ..................................................................... (3-3)

Selain berdasarkan data tekanan dari tes tekanan, harga PI dapat pula

ditentukan berdasarkan persamaan aliran radial dari Darcy, seperti yang ditunjukkan

dalam persamaan berikut :

( )rwrehkoPI

ln082.7

= bbl/day/psi ................................................................. (3-4)

Sedangkan untuk persamaan minyak dan air, berlaku persamaan

+=

Bwwkw

Booko

rwrehkPI

mm)/ln(082.7 bbl/day/psi...................................... (3-5)

Keterangan :

q = laju alir fluida produksi (bbl/day),

qo = laju produksi minyak (bbl/day),

qw = laju produksi air (bbl/day),

15

h = ketebalan lapisan reservoir (ft),

kw = permeabilitas batuan terhadap air (mD),

ko = permeabilitas batuan terhadap minyak (mD),

w = viskositas air (cp),

o = viskositas minyak (cp),

Bw = faktor volume formasi air (bbl/stb),

Bo = faktor volume formasi minyak (bbl/stb),

re = jari-jari pengurasan (ft),

rw = jari-jari sumur (ft),

Ps = tekanan statik reservoir (psi),

Pwf = tekanan alir dasar sumur (psi),

Ps-Pwf = draw-down pressure (psi).

Hal utama dalam memproduksikan hidrokarbon suatu sumur adalah harus

memperhatikan penentuan laju produksi yang akan dihasilkan, yaitu besarnya suatu

kemampuan Formasi produktif untuk memproduksikan fluida. Menurut (Kermit E.B

dan H. Dale Beggs, 1977) PI tidak hanya berubah sejalan waktu atau total produksi

tetapi juga untuk mengubah dengan meningkatkan drawdown dalam waktu tertentu

terhadap usia sumur. Penentuan laju produksi yang diinginkan (QDesain) harus

memperhatikan PI dan laju kritis kepasiran karena untuk menghindari laju produksi

yang melampaui kemampuan sumur, yang akan berakibat kehilangan tekanan alir

dasar sumur secara drastis, memperpedek usia sumur serta dapat menyebabkan

kerusakan Formasi.

Metode Vogel digunakan apabila sumur tersebut memproduksi dua jenis

fluida, yaitu; air dan minyak.

Secara matematis perhitungan kurva IPR metode Vogel dijabarkan sebagai

berikut :

16

QMax = 2

PsPwf0.8

PsPwf0.2-1

Q

+

,bfpd .......................................... (3-6)

Keterangan :

QMax = Laju Produksi Maksimum (bfpd),

Q = Laju Produksi Aktual (bfpd),

Ps = Tekanan Reservoir/Statik (psi),

Pwf = Tekanan Alir Dasar Sumur (psi).

Grafik IPR yang dihasilkan dari reservoir simulator tersebut akan melengkung

dan dalam pengembangannya dilakukan anggapan untuk model reservoir bertenaga

pendorong air ataoupun gas yang terlarut, yaitu :

1. Reservoir bertenaga gas terlarut ataupun dominasi air,

2. Hargas skin di sekitar lubang bor sama dengan nol,

3. Tekanan reservoir dibawah tekanan saturasi (Pb).

4.

Apabila fluida yang mengalir dari formasi ke lubang sumur terdiri dari tiga

jenis fluida(minyak, air dan gas) maka dapat digunakan dengan metode Pudjo

Soekarno.

Adapun asumsi yang digunakan dalam metode ini adalah :

1. Faktor skin sama dengan nol,

2. Fluida tersebut berda dalam lapisan yang sama dan mengalir bersama-sama

secara radial.

Water cut (WC) digunakan sebagai parameter untuk menyatakan kadar air

dalam laju produksi total, water cut yaitu perbandingan laju produksi air dengan laju

produksi total. Dalam pengembangan kelakuan fluida yang mengalir dari formasi ke

lubang sumur dapat menggunakan analisis regresi Metode Pudjo Soekarno.

17

maksqtqo

,=Ao + A1(Pwf/Pr)+A2(Pwf/Pr)2 ............................................. (3-7)

Keterangan :

An = Konstanta persmaan(n=0,1 dan 2) dimana harganya berbeda untuk

water cut yang berbeda. Hubungan antara konstanta tersebut dengan

water cut ditentukan dengan analisis regresi :

An = C0 + C1 (WC) + C2 (WC)2 .......................................... (3-8)

Cn = Konstanta untuk masing-masing harga An (dalam Tabel III-1).

Tabel III-1

Konstanta C (Pudjo Soekarno)

An C0 C1 C2

A0 0.980321 -0.115661 x 10-1 0.179050 x 10-4

A1 -0.414360 0.392799 x 10-2 0.237075 x 10-5

A2 -0.564870 0.762080 x 10-2 -0.202079 x 10-4

Sedangkan hubungan antara tekanan alir dasar sumur terhadap water cut dapat

dinyatakan sebagai Pwf / Ps terhadap WC / (WC@Pwf=Ps) dan dapat dijabarkan

sebagai berikut :

PsPwfWCWC

=@= P1 x Exp [P2 x Pwf / Ps] ....................................... (3-9)

Harga P1 dan P2 ditentukan tergantung water cut dengan persamaan berikut :

P1 = 1.606207 0.130447 x ln (WC) ........................................... (3-10)

P2 = -0.517792 + 0.110604 x ln (WC) .......................................... (3-11)

18

3.2. Sifat Fisik Fluida, Tekanan Head dan Gradien Tekanan

3.2.1. Sifat Fisik Fluida

Sifat fisik fluida perlu diketahui karena merupakan variabel utama aliran

fluida dalam media berpori maupun dalam pipa. Sifat fisik fluida yang akan dibahas

adalah sifat fisika fluida yang mempengaruhi perencanaan Progressing Cavity Pump

(PCP) antara lain; kelarutan gas dalam minyak (Rs), kandungan aromatik, viskositas,

densitas dan specific gravity fluida (SGmix).

A. Kelarutan Gas Dalam Minyak (Rs)

Sistem minyak pada tekanan yang tinggi, gas akan terlarut dalam minyak,

dengan demikian harga kelarutan gas meningkat dan sebaliknya apabila terjadi

penurunan tekanan, fasa gas akan terbebaskan dari larutan minyak. Jumlah gas yang

terlarut akan konstan, apabila tekanan mencapai tekanan saturasi (Bubble Point

Pressure-Pb).

B. Viskositas

Viskositas merupakan keengganan suatu fluida untuk mengalir. Harga

viskositas ini dipengaruhi oleh temperatur dan tekanan, pada temperatur yang tinggi

harga viskositas fluida akan mengecil dan sebaliknya pada temperatur rendah harga

viskositas akan semakin besar. Viskositas juga akan bisa menyebabkan terjadinya

slip pada alat PCP.

C. Densitas dan Specific Gravity Fluida

Densitas suatu fluida adalah bilangan yang menunjukkan berapa berat (gram

atau lb) fluida tersebut dalam volume 1 cm3 atau cuft, atau dinyatakan dalam rumus

sebagai berikut :

hAm.

=r gr/cm3 atau lb/cuft .............................................................................. (3-12)

19

Specific Gravity fluida (SG) adalah perbandingan antara densitas fluida

tersebut dengan air (14.7 psi, 60 oF). Untuk menghitung besarnya SG fluida tertentu,

biasanya air diambil sebagai patokan densitas sebesar 62.40 lb/cuft. Sehingga specific

gravity fluida secara sistematis ditulis dengan Persamaan :

SGf =40.62

r .................................................................................................... (3-13)

Dalam teknik Perminyakan specific gravity sering dinyatakan dengan oAPI,

dengan Persamaan :

SGoil =APIo+5.131

5.141 ...................................................................................... (3-14)

Untuk fluida campuran, besarnya specific gravity dapat ditentukan dengan

Persamaan berikut :

SGmix = [(1-WC) x SG oil] + (WC x SG water) .................................. (3-15)

Keterangan :

? ? = densitas fluida (gr/cm3 atau lb/cuft),

m = berat fluida (gr atau lb),

A = luasan (cm2 atau ft2),

h = tinggi (cm atau ft),oAPI = derajat API,

SGf = specific Gravity fluida,

WC = water cut (%).

4.2.2. Tekanan Head dan Gradien Tekanan

Tekanan hidrostatik suatu fluida adalah tekanan yang disebabkan oleh suatu

kolom fluida pada suatu luasan. Bila dinyatakan secara matematis :

hP f = r1441 , lb/in2......................................................................... (3-16)

20

Pada suatu kolom fluida, tekanan pada suatu titik adalah sama dengan tekanan

pada permukaan fluida ditambah dengan tekanan akibat kolom fluida setinggi titik

tersebut dari permukaan. Ketinggian tersebut disebut Head.

fSGxPH

433,0= , ft............................................................................. (3-17)

Jika di dalam silinder atau torak yang semula berada di permukaan cairan

(dalam bak) air akan naik mengikuti torak sampai mencapai ketinggian Hs,

Keterangan :

Hs =r

P144 .................................................................................................... (3-18)

Keterangan :

Hs = suction head (ft),

P = tekanan permukaan cairan (psi),

r = densitas fluida (lb/cuft).

Gradien tekanan disebabkan oleh suatu kolom fluida pada satu unit

ketinggian, sehingga bila Persamaan (3-8) dimasukkan P = 1 psi dan H = 1 ft, maka

gradien tekanan (Gf) adalah :

SGmixxftpsiG f /433,0= .................................................................. (3-19)

3.3. Progressive Cavity Pump

Progressive Cavity Pump (PCP) atau biasa disebut pompa ulir moyno

merupakan salah satu alat dari artificial lift untuk meningkatkan laju produksi dalam

industri perminyakan. Sejarah PCP dimulai pada akhir tahun 1920-an dimana

Seorang warga Perancis Rene Moineau mendesain rotary compressor dengan sistem

mekanisme rotasi baru yang digunakan untuk penggunaan tekanan fluida yang

bervariasi. Dia menamakan alatnya sebagai Capsulism. Di pertengahan tahun 1950-

21

an, prinsip PCP diaplikasikan untuk aplikasi motor hidrolik yang berbanding terbalik

dengan penggunaan PCP. Kemudian pada tahun 1980-an, PCP digunakan sebagai

metode artificial lift, lebih dikenal sebagai pompa alternatif dari metode

pengangkatan konvensional yang umumnya dipakai dalam industri perminyakan.

Sekarang PCP digunakan untuk pengangkatan fluida dengan kedalaman lebih dari

2000 meter. Alat ini menawarkan banyak keuntungan dibandingkan peralatan

pengangkatan traditional. Tentunya, yang lebih penting adalah biaya produksi yang

lebih rendah per barrelnya.

Elemen Utama & Desain PCP Pompa ini memiliki 2 elemen utama yaitu

rotor dan stator. Rotor sebagai penggerak PCP, berbentuk batang spiral yang terbuat

dari alloy steel atau stainless steel yang dibalut dengan chrome. Ada juga yang

terbuat dari chrome seara keseluruhan. Biasanya memiliki panjang 1.5 14 meter

dengan diameter - 1 inch. Sedangkan stator sebagai seal rotor (wadahnya) yang

berbentuk spiral, terbuat dari steel tube diluarnya dan elastomer berbahan nitrile

rubber atau viton rubber didalamnya (merupakan co-polymer acrylonitrile &

butadiene). Stator dengan desain khusus memiliki elastomer yang terbuat dari teflon.

Biasanya memiliki panjang yang kurang lebih sama dengan rotor yaitu sekitar 1.5-14

meter namun dengan ukuran diameter yang lebih besar antara 2.5-4.5 inch.

Desain PCP terdiri dari single external helical gear (rotor) yang berputar secara

ekesentrik didalam double internal helical gear (stator). Keduanya sama-sama

memiliki minor dan major diameter.

Instalasi pompa PCP bisa kita lihat pada Gambar 3.1 pada halaman berikut

ini.

22

Gambar 3.1. Instalasi Progressive Cavity Pump 19)

Surface

Subsurface

23

PCP terdapat Kelebihan & Kekurangan Keunggulan yang sangat beragam, yaitu;

1. Keuntungan PCP terletak pada tingginya efisiensi volumetric yang

mencapai 80%. Dibandingkan dengan metode artificial lift lain, PCP

merupakan yang tertinggi efisiensi volumetriknya dan dalam mengatasi

masalah kepasiran serta paraffin. Keunggulan lainnya adalah

a. Desain pemasangan peralatan yang cukup sederhana,

b. Tidak terjadi gas lock,

c. Mampu mengangkat hampir keseluruhan jenis oil (sekitar 5-48

API),

d. Penggunaaan energi yang efisien,

e. Kecil kemungkinan terjadi emulsi akibat agitasi.

2. Kekurangan PCP terletak pada rentannya dengan temperature yang tinggi.

Batas maksimum suhu tertinggi adalah 250 F. Beberapa kekurangan PCP

adalah

a. Sensitif terhadap tekanan yang berlebihan,

b. Tidak kompatibel dengan H2S, CO2 & oil gravity yang tinggi,

c. Kedalaman yang bisa dicapai sekitar 6000 ft. Sangat rendah bila

dibandingkan dengan ESP & gas lift yang mencapai 15,000 ft,

d. Flow rate PCP hanya sekitar 8000 bpd. Sangat rendah bila

dibandingkan dengan ESP yang mencapai 50,000 bpd & gas lift

yang mencapai 80,000 bpd (Dunia Migas).

3.3.1. Peralatan Progressive Cavity Pump

3.3.1.1. Peralatan di Bawah Permukaan

Peralatan ini dalam satu kesatuan di ujung tubing produksi dan dibenamkan

ke dalam fluida sumur.

24

1. Casing

Casing merupakan suatu pipa baja berfungsi antara lain untuk : Melindungi

Formasi produktif dari tekanan disekitarnya, memisahkan Formasi produktif satu

dengan yang lainnya, mempermudah pengaliran fluida dari Formasi produktif.

Casing dipasang pada lubang sumur Formasi produktif bersamaan dengan tubing

untuk mempermudah aliran fluida dari Formasi produktif ke permukaan. Gambar

casing dapat dilihat pada Gambar 3.2 dan sepesifikasi casing dapat dilihat pada

Tabel III-2 hal 25 berikut.

Gambar 3.2 Casing 14)

25

Tabel III-2

Sepesifikasi Casing 14)

26

2. Tubing

Tubing merupakan pipa alir vertikal yang ditempatkan di dalam casing

produksi yang berfungsi untuk mengalirkan fluida produksi sumur ke permukaan atau

mengalirkan fluida injeksi ke dalam sumur. Disamping itu, tubing dapat juga

digunakan dalam pekerjaan swab, squeeze cementing, sirkulasi pembersihan sumur

dan mengalirkan fluida serta material peretak hidraulis dan pengasaman.

Tubing digantungkan pada tubing hanger dan biasanya ditempatkan beberapa

feet di atas zona perforasi. Diameter tubing berkisar antara 2 inci sampai 4,50 inci

dengan panjang setiap single berkisar antara 6 9,50 meter.

Baik tubing maupun coupling dispesifikasikan oleh API (American Petroleum

Institute) atas grade, jenis sambungannya, bentuk ulir dan dimensinya. Terdapat

sembilan grade tubing yaitu : H-40, J-55, K-55, C-75, L-80, N-80, C-95, P-105, dan

P-110 dimana angka minimum yield strength dan abjad H, J, dan N hanyalah

kependekan verbal, sedangkan untuk : K berarti mempunyai ultimate strength yang

lebih besar dibandingkan grade J. C, L berarti restricted yield strength, P berarti high

strength.

Untuk jenis sambungan, baik tubing maupun coupling dibagi atas :

a. External Upset End (EUE).

b. Non External Upset End (NUE).

c. Integral Joint.

Tubing dapat dilihat pada Gambar 3.3 hal 27 dan sepesifikasinya dapat dilihat

pada Tabel III-3 hal 28 berikut.

27

Gambar 3.3. Tubing 19)

Gambar 3.3. Tubing 19)

Surface

Subsurface

Tubing

28

Tabel III-3

Sepesifikasi Tubing 19)

Size

Linier Mass (lb/ft) Outside

Diameter

(in)

Wall

Thickness

(in)

GradeNon-upset

TC

Ex-upset

TC

2 7/8 6.40 6.50 2.875 0.217 J-55 : PUN, L-80 : PNU,

N-80-1 : PNU, C-90 :

PNU, T-95 : PNU, P-110

: PNU

2 7/8 7.80 7.90 2.875 0.276 J-55 : -, L-80 : PNU, N-

80-1 : PNU, C-90 : PNU,

T-95 : PNU, P-110 :

PNU

2 7/8 8.60 8.70 2.875 0.308 J-55 : -, L-80 : PNU, N-

80-1 : PNU, C-90 : PNU,

T-95 : PNU, P-110 :

PNU

2 7/8 9.35 9.45 2.875 0.340 J-55 : -, L-80 : PU, N-80-

1 : -, C-90 : PU, T-95 :

PU, P-110 : -

2 7/8 10.50 - 2.875 0.392 J-55 : -, L-80 : P, N-80-1

: -, C-90 : P, T-95 : P, P-

110 : -

2 7/8 11.50 - 2.875 0.440 J-55 : -, L-80 : P, N-80-1

: -, C-90 : P, T-95 : P, P-

110 : -

29

3. Rod Centralizer

Rod centralizer adalah peralatan yang berupa batang pendek atau kapsul

rotasional yang digunakan dalam tubing, berada pada sucker rod berfungsi sebagai

pencegah dengan tanpa putaran pada centralizer. Rod Centralizer dilihat pada

Gambar 3.4 dan sepesifikasinya dapat dilihat pada Tabel III-4 di bawah ini.

Gambar 3.4. Rod Centralizer 17)

Tabel III-4

Sepesifikasi Rod Centralizer 17)

Produc Code Size (in) O.D (in) O.D Installed (in)

20801010 2 x 5/8 1.682 1.750

20802010 2 x 3/4 1.699 1.791

20803010 2 x 7/8 1.702 1.813

20801020 2-1/2 x 5/8 2.082 2.173

20802020 2-1/2 x 3/4 2.106 2.193

20803020 2-1/2 x 7/8 2.128 2.240

20804020 2-1/2 x 1 2.200 2.320

30

20802030 3 x 3/4 2.698 2.766

20803030 3 x 7/8 2.780 2.863

20804030 3 x 1 2.775 2.843

4. Sucker Rods

Sucker rods merupakan batang pipa yang digunakan untuk menghubungkan

rangkaian pipa ke permukaan. Rod atau stang yang digunakan harus cukup kuat

untuk memutar pompanya. Untuk itu hanya dianjurkan penggunaan rod API Class D

5/8, 3/4, 7/8, dan 1.Sucker rod ini terletak didalam tubing dan diatas rangkaian

PCP (rotor, stator dan elastomer). Sucker rod pada rangkaian pc pum dapat dilihat

pada Gambar 3.5 dan Sepesifikasi sucker rods dapat dilihat pada Tabel III-5

berikut.

Gambar 3.5. Sucker Rods 14)

Surface

Subsurface

Sucker Rod

Tabel III-4

Sepesifikasi Rod Centralizer 17)(lanjutan)

31

Tabel III-5

Sepesifikasi Sucker Rods 14)

RodGrade /

Type

Physical Properties Maximum Recommended Torque Ft. Lbs

TensileStrength1000 PSI

YieldStrength1000 PSI 13/16 7/8 1 1 1/4

D/54 115-140 85 Min - 675 1,010 -

D/78 115-140 85 Min - 735 1,100 2,000

D/75 115-140 90 Min - 750 1,110 2,100

SS/96 135-150 115 Min - 800 1,200 N/A

SS/97 140-150 115 Min - 800 1,200 2,500

Weight,

lbs/ft

- - 2.22 2.90 4.17

5. Rotor

Rotor sebagai penggerak PCP, berbentuk batang spiral yang terbuat dari alloy

steel atau stainless steel yang dibalut dengan chrome. Ada juga yang terbuat dari

chrome secara keseluruhan. Biasanya memiliki panjang 1.5 14 meter dengan

diameter - 1 inch. Peralatan rotor dapat dilihat pada Gambar 3.6 di bawah ini.

ROTOR

Gambar 3.6. Rotor 13)

Tabel sepesifikasi rotor dapat dilihat pada Tabel III-6 berikut.

32

33

6. Stator

Stator sebagai seal rotor (wadahnya) yang berbentuk spiral, terbuat dari steel

tube diluarnya dan elastomer berbahan nitrile rubber atau viton rubber didalamnya

(merupakan co-polymer Acrylonitrile & butadiene). Stator dengan desain khusus

memiliki elastomer yang terbuat dari teflon. Biasanya memiliki panjang yang

kurang lebih sama dengan rotor yaitu sekitar 1.5-14 meter namun dengan ukuran

diameter yang lebih besar antara 2.5-4.5 inch. Desain PCP terdiri dari single

external helical gear (rotor) yang berputar secara ekesentrik didalam double

internal helical gear (stator). Keduanya sama-sama memiliki minor dan major

diameter . Stator dapat dilihat pada Gambar 3.7 dan Tabel karet elastomer dapat

dilihat pada Tabel III-7 di bawah ini.

Gambar 3.7. Stator 22)

Tabel III-7

Spesifikasi Elastomer yang Tersedia di Pabrik 22)

Stator

34

Keterangan Tabel di atas untuk pendesaian PCP sumur A pada Lapangan

B, yaitu ;

1. Abrasifitas ;

a. Poor = Hanya mampu beropresi pada laju kritis kepasiran di

bawah 25 bfpd,

b. Medium = Mampu beroperasi pada laju kritis kepasiran antara

25 75 bfpd,

c. Good = Mampu beroperasi pada laju kritis kepasiran antara 75

125 bfpd,

d. Exelent = Mampu beroperasi pada laju kritis kepasiran diatas

125 bfpd.

2. Kadar aromatis minyak ;

a. Poor = Hanya mampu beroperasi optimum pada SGoil dibawah

17 oAPI,

b. Medium = Mampu beroperasi optimum pada SGoil antara 17

37 oAPI,

c. Good = Mampu beroperasi optimum pada Sgoil antara 37 57oAPI,

d. Exellent = Mampu beroperasi optimum pada SGoil diatas 57oAPI.

8. Stop Bushing

Suatu alat penahan rotor yang berbentuk seperti ujung pena dan terdapat

penghalang silang pada diameter dalam, yang berfungsi untuk menahan beban dan

putaran rotor PCP.

35

9. Torque Anchor

Torque anchor merupakan alat penahan yang ada pada PCP stator dan tubing

dari putaran torsi. Torque Anchor dapat dilihat pada Gambar 3.8 dan sepesifikasi

alat dapat dilihat pada Tabel III-8 di bawah ini.

Gambar 3.8. Torque Anchor 13)

Tabel III-8

Sepesifikasi Torque Anchor 13)

36

10. Peralatan Tambahan

Alat-alat lain untuk peralatan di bawah permukaan, antara lain : tubing adaptor,

gas achor dan tubing perforated. Tubing adaptor berfungsi untuk menghubungkan

antara tubing satu dengan tubing lainnya yang berlainan ukuran. Gas anchor

berfungsi untuk mengurangi gas yang masuk intake, sedangkan tubing perforated

berfungsi sebagai pelindung intake dari luapan pasir yang berlebihan di dasar lubang.

3.4.1.2. Peralatan di Atas Permukaan

Peralatan di atas permukaan terdiri atas : Wellhead, Adaptor(Stuffing Box),

Flow tee, Nipple, Pressure Switch, Hammer Union, Cross Over(Cross Tee), Drive

Head Assembly, Motor Support, Motor, Reducer Strees.

1. Kepala Sumur (well-head).

Well head merupakan peralatan kontrol sumur di permukaan yang terbuat dari

besi baja membentuk suatu sistem seal/penyekat untuk menahan semburan atau

kebocoran cairan sumur ke permukaan yang tersusun atas casing head (casing

hanger) dan tubing head (tubing hanger).

a. Casing hanger

Merupakan fitting (sambungan tempat menggantungkan casing). Di antara casing

string pada casing head terdapat seal untuk menahan aliran fluida keluar. Pada

casing terdapat pula gas-outlet yang berfungsi untuk :

- Meredusir tekanan gas yang mungkin timbul di antara casing string.

- Mengalirkan fluida di annulus.

b. Tubing head

Tubing head terletak di bawah silang sembur(sumur sembur alam) untuk

menggantungkan tubing dan menghubungkan tubing dengan sistem silang

sembur.

Fungsi utama dari tubing head, adalah :

- Sebagai penyokong rangkaian tubing.

37

- Menutup ruang antara casing-tubing pada waktu pemasangan X-mastree atau

perbaikan kerangan/valve.

- Fluida yang mengalir dapat dikontrol dengan adanya connection di atasnya.

Well head dapat dilihat pada Gambar 3.9 dan sepesifikasi alat pada Tabel III-9

berikut.

Gambar 3.9. Well Head 22)

Tabel III-9

Sepesifikasi Well Head 22)

38

2. Adaptor

Adaptor atau stuffing box adalah alat yang yang digunakan sebagai penghubung

atau alas antara well head dengan drive head yang terletak diatas well head. Selain itu

juga adaptor digunakan sebagai pencegah kebocoran fluida dari well head ke

peralatan pompa permukaan. Adaptor dapat dilihat pada Gambar 3.10 dan

sepesifikasi adaptor dapat dilihat pada Tabel III-10 di bawah ini.

Gambar 3.10. Adaptor 8)

Tabel III-10

Sepesifikasi Adaptor 8)

Tabel korelasi H2S dan CO2 dapat dilihat pada Tabel III-11 berikut.

39

Tabel III-11

Korelasi H2S dan CO2 8)

3. BOP

Blowout prevention system(BOP) adalah profil yang dipasang di bawah drive

head assembly. Fungsi utama BOP yaitu menutup lubang sumur ketika terjadi kick.

Blow-out merupakan suatu aliran fluida Formasi yang tak terkendalikan sampai

kepermukaan. Blow-out biasanya diawali dengan adanya kick yang merupakan

suatu intrusi fluida bertekanan tinggi kedalam lubang bor. Intrusi ini dapat

berkembang menjadi blow-out bila tidak segera diatasi. Alat blowout prevention

system dapat dilihat pada Gambar 3.11 dan sepesifikasi BOP dapat dilihat pada

Tabel III-12 di berikut.

40

Gambar 3.11. BOP 8)

Tabel III-12

Sepesifikasi BOP 8)

41

4. Flow Tee

Flow Tee berfungsi Sebagai penyambung antara flow line yang satu dengan yang

lain. Mekanisme kerjanya merupakan penyambung pipa baja yang berbentuk huruf

T. Di permukaan, diantara sambungan flow line. Flow Tee dapat dilihat pada

Gambar 3.12 dan sepesifikasi flow tee dapat dilihat pada Tabel III-13 hal 42

berikut.

Gambar 3.12. Flow Tee 11)

5. Nipple

Nipple Adalah bagian dari sistem tubing, dimana bagian dalamnya mempunyai

profil untuk memasang alat kontrol aliran. Ada dua macam jenis nipple, yaitu jenis

selective nipple dan jenis non selective nipple (no go nipple), yang mempunyai

diameter dalam sedikit lebih kecil dari jenis yang selective. Jenis selective bisa

dipasang lebih dari satu pada suatu rangkaian tubing, sedangkan jenis non selective

hanya dipasang satu untuk setiap sumur dan ditempatkan bagian paling bawah dari

susunan tubing. Perlatan nipple pada PCP dapat dilihat pada Gambar 3.13 hal 43 dan

sepesifikasi nipple dapat dilihat pada Tabel III-13 hal 44 berikut.

42

Tabel III-13

Sepesifikasi Flow Tee 11)

43

Gambar 3.13. Nipple 18)

44

Tabel III-14

Sepesifikasi Nipple 18)

6. Motor

Motor dapat dipilih apakah motor listrik atau motor bakar bensin/gas/diesel dari

1 sampai dengan 100 HP lebih. Memilih alat motor diperlukan pertimbangan

mengenai pemilihan diameter frames dan sheave (pulleys). Sheave ini akan

45

menentukan kecepatan putar pompa, yang harus diusahakan agar di bawah 300 rpm,

agar kerusakan peralatan dapat dihindarkan. Motor listrik dapat diihat pada Gambar

3.14 dan sepesifikasi motor dapat dilihat pada Tabel III-15 hal 47 berikut.

Gambar 3.14. Motor 22)

5. Drive Head Assembly

Drive head assembly adalah alat yang dipakai untuk memutar rod di permukaan.

Drive head assembly memiliki bagian yang dapat memutar secara horizontal (vertical

spindle drive, mesin diletakan horizontal) atau vertikal (vertical angle drive, mesin

diletakan vertikal) dan bisa dipakai spasi terbatas seperti di offshore misalnya.

Dianjurkan maksimum putara drive head assembly adalah 300 rpm. Drive had

assembly terdiri dari : backstop break assembly, spiral bevel gear reducer assembly

dan sheave. Rangkaian Drive head assembly dapat dilihat pada Gambar 3.15 dan

sepesifikasi drive head assembly dapat dilihat pada Tabel III-15 hal 47 berikut.

46

Gambar 3.15. Drive Head Assembly 18)

A. Backstop break assembly

Backstop break assembly terdiri dari roller ramp over clutch yang

dipasangkan di drive sheave, dan dikelilingi oleh serbuk rem di seluruh bagian

yang bekerja ditempatkan pada housing tertutup. Alat ini berfungsi sebagai alat

pengaman bagi seluruh peralatan PCP, dan rem akan bekerja saat drive sheave

berusaha akan memutar balik(berputar berlawanan arah).

B. Spiral bavel gear reducer assembly

Susunan roda gigi bavel ini digunakan untuk mengurangi kecepatan

putaran dan dapat juga untuk mengubah arah putaran secara menyiku sesuai

dengan rotasi dari rotor pompa.

C. Sheave

Sheave atau pullleys berfungsi untuk meneruskan putaran motor ke pony

rod yang dihubungkan melalui belt. Shave dapat diganti-ganti untuk

mendapatkan kecepatan putar yang berbeda dengan kecepatan motor yang

sama disesuaikan dengan laju produksi. Salah satu keunggulan PCP yaitu

fleksibel terhadap laju aliran yang diinginkan.

47

Tabel III-15

Sepesifikasi Motor dan Drive Head Assembly 18)

ModelWLBQ7.5 WLBQ11 WLBQ15 WLBQ22 WLBQ30 WLBQ37 LLBQ45 WLBQ55

MotorPower

kW 7.5 11 15 22 30 37 45 55

HP 10 15 20 30 40 50 60 75

Power supply 380 VAC/50 Hz (or other special requirements)

Rated load 150 kN (337, 500 lb)

Range ofRotatingspeed (r/min)

75, 100, 150, 200 100, 150, 200 150, 260, 350

Polishedrod

mm29 32, 36 38

in1-1/8 1-1/4, 1-9/16 1-3/4

Weightkg 430 460 550 580 600 800 800 1, 000

lb 948 1, 014 1, 213 1, 279 1, 323 1, 764 1, 764 2, 205

Wellheadconnection API 7 1/6-3000 Psi-R45 flange (or special requirements and other attachment)

Reversal andbrake

Overrunning clutch brake (adjustable)

Adjustingspeed

Changing pulley or using VSD

6. VSD (Variable Speed Drive)

Suatu alat yang digunakan sebagai regulator listrik dari sumber listrik menuju

motor listrik dan untuk membaca semua aktifitas pompa baik dari besarnya rpm

sampai besarnya power yang ada pada PCP. Alat VSD dapat dilihat pada Gambar

3.16 dan sepesifikasi alat dapat dilihat pada Tabel III-16 berikut.

48

Gambar 3.16. VSD (Variable Speed Drive) 23)

Tabel III-16

Sepesifikasi Variable Speed Drive 23)

Unit Size Speed Range Max Input Speed Max input torque

4 W 9:1 2000 rpm 15 in lb

4 W 6:1 1800 rpm 22 in lb

5 W 9:1 1800 rpm 22 in lb

5 W 6:1 1700 rpm 33 in lb

3.4. Prinsip Kerja Progressive Cavity Pump (PCP)

Prinsip kerja PCP yaitu bekerja dengan mengandalkan 2 elemen utama(rotor

dan stator). Variable speed drive mengalirkan listrik ke motor listrik dari sumber

energi listrik. Motor listrik sebagai prime mover (penggerak) berada di permukaan

yang menggerakkan rotor di lubang sumur dengan bantuan sucker rod. Gaya

49

centrifugal rotor menyebabkan fluida mengalir kedalam stator dan terus mengair

melalui tubing hingga ke permukaan.

3.5. Tipe Progressive Cavity Pump (PCP)

Jenis pompa sangat dipengaruhi oleh kapasitas dan kedalaman sumur dimana

setiap tipe pompa memiliki kapasitas dan kedalaman maksimal sehingga pompa itu

bisa bekerja secara optimal. Beberapa kinerja dari berbagai pompa dihadirkan dalam

bentuk katalog yang diterbitkan oleh produsen. Kurva kinerja dari suatu pompa

benam listrik menampilkan hubungan antara : Head Capacity, Rate Capacity, RPM,

Horse Power dan Efisiensi Pompa yang disebut dengan Pump Performance Curve.

Kapasitas berkaitan dengan volume, laju alir cairan yang diproduksikan, termasuk

juga gas bebas atau gas yang terlarut dalam minyak. Adapun tipe-tipe pompa dari

spesifikasi PCM Moineau Oilfield sebagai contoh berdasarkan ukuran diameter

tubing; 2 3/8 inch, kapasitas laju alir ; 15,8 85 m3/day (100 536 bfpd) dan

Horsepower = 1 40 hp (selengkapnya lihat di Lampiran A). Contoh tipe PCP

dengan Ukuran 2-7/8 inch dapat dilihat pada Tabel III-17 sebagai berikut.

Tabel III-17

Contoh Tipe PCP dengan Ukuran2-7/8 inch 12)

50

3.6. Dasar Desain Progressive Cavity Pump (PCP)

Banyak hal yang perlu diperhatikan dalam perhitungan desain PCP karena

dengan desain yang tepat maka kerja pompa akan menjadi maksimal. Adapun hal-hal

yang diperhitungkan adalah:

A. Static Fluid Level (SFL, ft)

Apabila sumur dalam keadaan mati (tidak diproduksikan), sehingga tidak ada

aliran, maka tekanan di depan perforasi sama dengan tekanan statik sumur. Sehingga

kedalaman permukaan fluida di annulus (SFL, ft) adalah :

feetGfPc

GfPsDSFL perfmid ,

+-= .................................................................... (3-20)

B. Working Fluid Level/Operating Fluid Level (WFL, ft)

Bila sumur diproduksikan dengan rate produksi sebesar q (bbl/D), dan

tekanan alir dasar sumur adalah Pwf (Psi), maka ketinggian (kedalaman bila diukur

dari permukaan) fluida di annulus adalah :

feetGfPc

GfPwfDWFL midperf ,

+-= .................................................................. (3-21)

Keterangan :

SFL = Static Fluid Level (ft),

WFL = Working Fluid Level (ft),

Ps = Tekanan Statik sumur (psi),

Pwf = Tekanan alir dasar sumur (psi),

q = Rate produksi (bpd),

Dmidperf = Kedalaman mid-perforasi sumur (ft),

Pc = Tekanan di casing (psi).

Gf = Gradien Fluida sumur, psi/ft.

51

3.6.1. Pump Setting Depth

A. Pump Setting Depth Minimum

Pump setting depth minimum merupakan keadaan yang diperlihatkan dalam

Gambar 3.17(b). Posisi minimum dalam waktu yang singkat akan terjadi pump-off,

oleh karena ketinggian fluida level di atas pompa relatif sangat kecil atau pendek

sehingga gas yang akan dipompakan. Pada kondisi ini Pump Intake Pressure (PIP)

akan menjadi kecil. Jika PIP mencapai harga di bawah Pb, maka akan terjadi

penurunan effisiensi volumetric dari pompa (disebabkan terbebasnya gas dari

larutan). PSD minimum dapat ditulis dengan Persamaan :

PSDmin = WFL + feetGfPc

GfPb ,+ ............................................................ (3-22)

Atau

+=

GfPcWFLPSDmin ,feet ..................................................................... (3-23)

B. Pump Setting Depth Maksimum

Pump setting depth maksimum merupakan keadaan yang ditunjukkan oleh

Gambar 3.17(c). Posisi maksimum juga kedudukan yang kurang menguntungkan

karena keadaan ini memungkinkan terjadinya overload, yaitu pengangkatan beban

kolom fluida yang terlalu berat. PSD maksimum dapat didefinisikan :

feetGfPc

GfPbDPSD perfomid ,max --= - ..................................................... (3-24)

Atau

-= - Gf

PcDPSD perfomidmax , feet .......................................................... (3-25)

52

Gambar 3.17. Berbagai Posisi Pompa pada Kedalaman Sumur 18)

C. Pump Setting Depth Optimum

Pump Setting Depth Optimum ialah kinerja pompa dalam keadaan optimum

pada kedalaman tertentu dalam kolom working fluid leavel. Kedudukan ini yang

paling dikehendaki dalam perencanaan pompa ESP seperti dalam Gambar 3.17(d).

Pompa dalam keadaan optimum apabila, setting kedalaman pompa 100 meter di

bawah working fluid leave(aturan umum). Penentuan kedalaman pompa yang

optimum agar tidak terjadi pump-off dan overload serta sesuai dengan kondisi rate

yang dikehendaki, maka kapasitas pompa yang digunakan harus disesuaikan dengan

produktivitas Formasi dan kemampuan hisap fluida dari sumur yang bersangkutan.

Penentuan PSD optimum ini dipengaruhi oleh terbuka dan tertutupnya casing head,

53

yang mana akan mempengaruhi tekanan casing atau tekanan yang bekerja pada

permukaan dari fluida di annulus. Pompa (rotor & stator) berada dibawah lubang

perforasi jika masalah pada sumur adalah gas sedangkan pompa berada diatas lubang

perforasi jika masalah yang terjadi pada sumur adalah kepasiran.

Hal ini akan mempengaruhi besarnya suction head dari pompa.

a. Untuk casing head tertutup, maka :

Kedalaman pompa optimum = WFL +f

c

GPPIP -

.............................................. (3-26)

c. Untuk casing head terbuka, maka :

Kedalaman pompa optimum = WFL +f

atm

GPPIP -

............................................ (3-27)

Keterangan :

PSDmin = Pump setting depth minimum (ft),

WFL = Working fluid leavel (ft),

Pb = Tekanan buble poin (psi),

Pc = Tekanan casing (psi),

Gf = Gradien fluida (psi/ft)

PSDmax = Pump setting depth maksimum (ft),

Dmid-perfo = Kedalaman mid perforasi (ft),

PIP = Pump Intake pressure (psi),

Patm = Tekanan atmosfer (14,7 psi).

Catatan penting dalam pemasangan pompa cavity yang terdapat dalam

Pertamina PCP manual handbook, yaitu; Pompa (rotor & stator) berada dibawah

lubang perforasi jika masalah pada sumur adalah gas sedangkan pompa berada diatas

lubang perforasi jika masalah yang terjadi pada sumur adalah kepasiran dan jarak

54

pemasangan pompa minimal 100 m atau 328 ft dibawah fluid level untuk

mengantisipasi loss flow yang terjadi.

Sedangkan jarak yang dibutuhkan oleh aliran dari perforasi(pwf) menuju titik

intake pump yang berjarak lebih dari 50 ft, maka diperlukan konfersi antara PIP

dengan pwf. Konfersi PIP ke pwf dapat dijabarkan secara matematis berikut ini.

PIPc@PWF = pwf + (GF x 0.433 psi/ft x Mix Density), psi ................... (3-28)

Atau

PIPc ? pwf = Dmid + (? Dmid Max.Head Pump), psi ............................ (3-29)

Keterangan :

Pwf = Pressure well flour (psi),

GF = Gradien fluida (psi/ft),

Mix Density = Densitas campuran (lb/ft3),

Dmid = Mid perforasi (psi),

Max Head Pump = Kedalaman maksimum Head pump (psi).

3.6.2. Total Dynamic Head

Total Dynamic Head (TDH) merupakan total ketinggiaan (head) yang

dibutuhkan untuk mengangkat fluida dengan laju produksi yang diinginkan dari

kolom working fluid level (WFL) sampai ke permukaan. Dalam memilih pompa dan

motor yang akan dipakai, perlu diketahui laju produksi yang diinginkan, friction loss

dan TDH-nya.

Bila fluida mengalir di dalam pipa maka akan mengalami tegangan geser (shear

stress) pada dinding pipa, sehingga terjadi kehilangan sebagian tenaganya yang sering

di sebut dengan friction loss. Hazen-William membuat suatu Persamaan empiris

untuk friction loss, yaitu:

55

= 8655,4

85,1

85,1 3.34100083.2ID

Q

CF ............................................................ (3-30)

Keterangan :

F = Friction Loss (/ 1000 ft),

C = konstanta Hazen-William yaitu 120,

Q = laju produksi (BPD),

ID = diameter dalam tubing (inchi).

Berdasarkan Persamaan tersebut, Hazen-William membuat Grafik friction

loss seperti yang ditunjukkan dalam Grafik 3.1 berikut ini.

Grafik .3.1. Friction Loss Hazen-William 1)

56

Selain itu perlu diketahui pula ukuran casing apakah pompa dapat

dimasukkan kedalamnya, demikian pula ukuran tubing dan ruang di permukaan

(offshore) perlu diketahui untuk pemasangan alat di permukaan seperti, drive

head, dll. Secara matematis total dynamic head (TDH) dapat dijabarkan sebagai

berikut:

TDH = WFL + FLP x 2.31 ft/psi , feet .................................... (3-31)

Atau

TDH = (PSD terpasang X GF) + FLP, psi ............................... (3-32)

Atau

ffl HZSGTHPXTDH ++= ft/psi31.2 ,feet .......................... (3-33)

Atau

TDH = WFL + HT + Hf ,feet .................................................... (3-34)

Hf = F x

ft

PSD1000

, feet ......................................................... (3-35)

GfTPDHT = , feet ..................................................................... (3-36)

Keterangan :

TDH = Total dynamic head (ft),

WFL = Working fluid level (ft),

FLP = Flow line pressure (psi),

PSD = Pump setting depth (ft),

GF = Gradien fluida (pssi/ft),

THP = Tubing Head Pressure (psi),

SG = Specific Gravity (fraction),

Zfl = Fluid Area (ft),

57

Hf = Head Friction (ft),

HT = Well head tubing pressure head (ft),

TPD = Tubing pressure drop (psi).

3.6.3. Toque dan Horse Power

Hidrolik torsi adalah bagian dari tekanan differential dan kemampuan pompa

untuk memuntahkan fluida, sedangkan horse power yang diperlukan oleh pompa itu

merupakan fungsi dari total torsi pada pompa. Kurva kinerja pompa menyatakan

horse power yang didasarkan atas kecepatan laju alir, kedalaman head dan torsi.

Maka dengan demikian horse power dapat dinyatakan dalam dua perhitungan, yaitu

dengan menggunakan kurva kinerja pompa(performace chart) dan Persamaan

matematis. Secara matematis horse power, torsi dan RPM pompa dapat dijabarkan

sebagai berikut :

1714TDHxQHP = ................................................................................ (3-37)

Atau

a. HPpolishrod = (T x RPM) / 5252 ....................................................... (3-38)

b. HPhydraulic =( ) ( )

4360/m3 meteroptimumPSDxdQ IPR .......................... (3-39)

c. HPmotor = HP polishrod + HP motor ......................................................... (3-40)

T = (HP x 5252) / RPM .............................................................. (3-41)

Atau

torquefrictionRPMdmntDisplacemePumpxQmeterHeadT +=125

)//()( 3 ..(3-42)

Catatan : harga friction torque =50-200 lb-ft. Untuk pipa baja : 100-120 lb-ft.

RPM = (HP x 5252) / T .................................................................... (3-43)

58

Keterangan :

HP = Horse Power (hp),

Q = Laju alir (Galon/menit),

TDH = TDH(ft) x Gf (psi/ft) = (psi),

T = Torque (ft-lbs),

RPM = Kecepatan putar per menit (rpm).

Sedangkan secara Grafik performance chart, mula-mula dari titik rate

desain(bfpd) ditarik garis horizontal ke kanan hingga menyentuh garis head desain

(ft), kemudian ditarik garis vertikal ke bawah hingga mendapatkan nilai RPM

desain(rpm), sedangkan garis vertikal kebawah yang menyentuh garis bantu/garis

putus-putus head(ft) ditarik garis horizontal hingga memperoleh nilai horse

power(hp). Grafik performance chart dapat dilihat pada Grafik 3.2 berikut.

Grafik. 3.2. Cara Mencari HP Motor dengan Grafik 12)

59

3.6.4. Variable Speed Drive (VSD)

VSD merupakan alat untuk mengontrol kerja dari Pump Unit yang dilengkapi

dengan Switchboard yang berfungsi mengatur putaran motor pada pompa. Arus

listrik yang menuju ke pompa diatur dengan mengontrol harga Ampere (Running

Current) atau memperhatikan harga frequency Hz (Running Speed) dan dapat

diketahui tekanan yang diderita pompa dalam pengurasan agar tidak terjadi Over

Load atau kelebihan beban dimana putaran pompa terlalu rendah sedangkan laju

produksi besar atau Under Load yang terjadi sebaliknya. Sehingga dengan

membuat range atau batasan kerja pompa maka pompa akan otomatis mati apabila

terjadi over load atau under load dalam range waktu yang sudah ditentukan.

Penentuan VSD dapat dijabarkan dengan rumus sebagi berikut.

VSD = 75 % x HP x 1Kw ................................................................... (3-44)

Keterangan :

VSD = Varibel speed drive (Kw),

HP = Horse Power yang digunakan.

3.6.5. Kapasitas dan Effisiensi PCP

PCP memiliki kapasitas atau volume yang berbeda, sesuai dengan kapasitas

yang telah ditetapkan oleh produsen pompa cavity. Berdasarkan laju fluida dengan

memaksimalkan kecepatan dimana pompa harus mengoperasikan, kapasitas pompa

cavity dapat dijabarkan secara matematis sebagai berikut :

hQactualQdesain = 100 (3-45)

Keterangan :

Qdesain = Laju fluida desain pompa (m 3 /day atau bbl/day),

Qactual = Laju fluida sebenarnya (m 3 /day atau bbl/day),

? ? = Effisiensi pompa desain (%).

60

Sedangkan effisiensi pompa desain dijabarkan secara matematis sebagai

berikut:

( ) %100V xNQ

?Pump

ign x= ...................................................................... (3-46)

Keterangan :

Q = Laju alir yang diinginkan (bpd),

? = Effisiensi pompa desain (%),

N = Kecepatan pompa berputar (RPM),

VPump =Kapasitas pemindahan pompa setiap rpm (m3/day/rpm atau

bbl/day/rpm).

Desain kecepatan fluida lebih besar dibanding kecepatan sebenarnya. Untuk

menghitungnya dengan menggunakan rumus :

NQdesainV =min ..(3-47)

Keterangan :

Vmin = Kapasitas pemindahan minimum pompa yang diperlukan

setiap rpm (m 3 /day/rpm atau bbl/day/rpm),

Qdesain = Desain kecepatan pompa (m 3 /day atau bbl/day),

N = kecepatan pompa berputar (RPM).

3.6.6. Pemilihan Kabel Listrik

Pemilihan kabel termasuk diantaranya ialah pemilihan ukuran kabel, tipe kabel

dan panjang kabel. Biasanya kabel yang ada dilapangan mempunyai panjang

minimum 25 meter, karena pada sumur minyak yang mempunyai gas tinggi apabila

terjadi sesuatu pada kabel jadi tidak rusak pada rangkaian PCP.

61

3.7. Metodologi Perencanaan PCP

A. Flow Chart Pendesaian PCP

Perencanaan PCP yang benar harus sesuai dengan flow chart pendesaian PCP,

flow chart pendesaian PCP dapat dilihat pada Gambar 3.18 berikut.

B. Prosedur Perencanaan PCP

Sesuai dengan flow chart Gambar 3.18 di atas, prosedur perencanaan

progressive cavity pump(PCP) terdiri atas penentuan type pompa dan effisiensi

volumetris pompa. Parameter-parameter yang diperlukan dalam perencanaan yaitu ;

data komplesi sumur, data reservoir, data produksi harian dan data lainnya. Adapun

langkah-langkah perencanaan PCP sebagai berikut.

Gambar 3.18 Flow Chart Pendesaian PCP

Qdesain yang ditentukan dari kurfa IPR

62

Alur langkah perencanaan progressive cavity pump, yaitu :

1. Menentukan laju alir yang diinginkan berdasarkan kurva IPR

a. Membuat kurva IPR metode Pudjo Soekarno dengan menggunakan

Persamaan (3-8), (3-9), (3-10), (3-11) dan Persamaan (3-7)

b. Menghitung harga productivity indect(PI) dengan menggunakan Persamaan

(3-2)

2. Menentukan pump setting depth

a. Menghitung SGmix dengan menggunakan Persamaan (3-14) dan

Persamaan (3-15)

b. Menghitung gradien fluida (GF) dengan menggunakan Persamaan (3-19)

c. Menentukan pump setting depth minimum dengan menggunakan

Persamaan (3-22)

d. Menentukan pump setting depth maximum dengan menggunakan

Persamaan (3-24)

e. Menentukan pump setting depth optimum dengan ketentukan letak pompa

berada 100 meter atau sekitar 328 ft di bawah Static fluid leavel.

3. Menentukan Total dynamic head (TDH)

a. Menentukan friction loss dengan menggunakan Persamaan (3-30)

b. Menghitung head friction loss dengan menggunakan Persamaan (3-35)

c. Menentukan well head tubing pressure head dengan menggunakan

Persamaan (3-36)

d. Sedangkan menghitung TDH dengan menggunakan Persamaan (3-34).

4. Menentukan type pompa yang dipilih berdasarkan kedalaman TDH dan laju

alir yang diinginkan serta type elastomer berdasarkan parameter ; kadar

aromatik minyak, tingkat abrasifitas dan temperatur sumur.

5. Menentukan horse power motor , RPM optimum dan torsi PCP

a. Menentukan horse power dan RPM optimum PCP menggunakan

performance chart (seperti terlihat pada Grafik 3.3 di atas), untuk horse

power motor dikalikan 1.5 sebagai Safety lapangan

63

b. Menentukan torsi PCP yang direkomendasikan dengan menggunakan HP

PCP dan Persamaan (3-42).

c. Menentukan horse power motor secara matematis dengan menggunakan

Persamaan (3-38), (3-39) dan Persamaan (3-40) setelah itu dikalikan 1.5

sebagai Safety lapangan

6. Menentukan variable speed drive (VSD)

VSD yang direkomendasikan dapat ditentukan dengan persamaan (3-44),

yaitu harga 75 % dari harga HP dikalikan dengan 1 Kw

7. Mengevaluasi effisiensi volumetris PCP

Effisiensi PCP dapat dihitung dengan menggunakan Persamaan (3-46).

Masalah yang sering terjadi pada PCP dapat dilihat pada Tabel III-18 berikut :

Tabel III-18Permasalahan Yang Sering Terjadi Pada PCP 20)

GEJALA TANDA-TANDAKEMUNGKINAN

PENYEBABANJURAN UNTUK

PERBAIKAN

Tak adaaliran

Aspenggerak

tidakberputar

1. Belt/Pulli longgar/lepas Kencangkan atau gantisabuk (belt) atau pulli

2. Motor listrik tidakmendapat aliran listrik

Cek sekering, daya listrikataupun controllernya

3. Motor rusak Ganti motor4. Bearing (laher) atau

poros rusak Hubungi pabriknya

5. Kawat aliran listrik kemotor salah Benarkan

Aspenggerakberputar

1. Rod/Stang patah Ganti rod/stang

2. Kebocoran pipa salur(tubing)

Perbaiki/cek gesekandengan rod (kalau benar

beri rod guide)

64

3. Sambungan tubingterlepas Angkat tubing/betulkan

4. Rotor rusak Ganti rotor

5. Rotor tak pas di stator Cek spasi rotor/turunkanrotor6. Pompa agakrusak/stator jebol

Ganti stator/diskusikandengan pabrik pompa

7. Rotor terlalu dalamsampai di bawah stator Naikkan sampai stator

8. Rusak karena asam/zatkimia atau karena

tekanan

Ganti alat dan tanyakanke service company

9. Peletakan statorterbalik

Cabut dan balikkan

As berputarterlalulambat

1. Pulli salah ukuran Cek ukurannya/ganti

2. Belt tergelincir (slip) Kencangkan/ganti

3. Problem motor Cek motor dan terminallistrik

4. Daya salah Perbaiki daya terminal dilistrik

5. Keceptan motor salah Ganti motor listriknya

Produksimenurunterhadapwaktu

1. Temperatur terlalutinggi

Ganti dengan rotor/statoryang tahan temperatur

tinggi2. Stator melunak karena

zat kimia/minyakaromatik

Ganti stator dan cekfluida yang lewat/akan

digunakan3. Pompa tertutup kotoran/

padatan/pasirPompakan cairan di atas

pompa (back flushed

4. Pompa terkena zat yangabrasif

Cepatkan pompa danbersihkan lubang masuk

AliranKecil

Lajuproduksikonstan

1. Lubang masuk pompabuntu

Tarik pompa danbersihkan lubang masuk

(back flushed)

Tabel III-18Permasalahan Yang Sering Terjadi Pada PCP (Lanjutan) 20)

65

PutaranDrive Headterlalulambat

1. Pulli salah ukuran Cek dan Ganti2. Belt selip Kencangkan/ganti belt

3. Problem motor Cek kecepatanmotor/terminal listrik

4. Daya salah Cek power di trafo5. Kecepatan motor salah Ganti motor listrik

AliranNaik

Laju taktetap

1. GLR tinggi di lubangmasuk pompa

Turunkan kedudukanpompa/ gunakan gas

2. Rotor terlalu dalammenyentuh penyetop didasar sumur

separator/Turun

Naikkan rotor supayamasuk tepat ke stator

3. Rod bengkok karenalubang sumur miring

Maksimum PCP 5o,gunakan centralizer

4. Pompa tak cukupterlumasi

Ganti ke pompa lebihtinggi kelasnya

PackingBocor

Cairanproduksibocor di

Untuk bisa bekerja effektif, packing memang harusbocor sedikit

tetapi relatifkecil (asberputarbenar)

2. Ukuran rotor todak pasTemperatur terlalu rendahdari perkiraan ganti rotor

yang sesuai3. Disain pompa salah Ganti pompa yang benar

4. Sumur kering Cek potensial reservoir

5. GLR terlalu tinggi Turunkan kedudukanpompa/ gunakan gas

separator

6. Rotor/stator aus Naikkan kecepatan pompaGanti/perbaiki

7. Kebocoran tubing

Tabel III-18Permasalahan Yang Sering Terjadi Pada PCP (Lanjutan) 20)

66

packing1. Pipa salur (flowline)

buntu/ tertutupCek kebuntuan

2. Kebocoran di kepalasumur

Betulkan/keraskan

3. Penyetelan packing Ratakan pengerasan4. Penyetelan terlalu kuat Ratakan penyetelan5. Tekanan alir terlalu

tinggiCek denganrepresentative pabrikpompa

6. Packing aus Ganti packingnya

Tabel III-18Permasalahan Yang Sering Terjadi Pada PCP (Lanjutan) 20)