C. Brake Horse Power Curve
3.3.6. Proses Pemisahan dan Penanggulangan Gas Pada Sumur ESP
Pada kondisi ideal setting pump intake pada ESP dipasang diatas tekanan bubble point nya (Pb) sehingga tidak ada gas bebas yang masuk kedalam pompa.
Kondisi ini membutuhkan kedalaman pompa yang optimum dibawah working fluid level nya yang menyebabkan tingginya tekanan alir dasar sumur (Pwf > Pb) yang akan membatasi laju alir dari produksi sumur tesebut. Sehingga untuk kondisi khusus dimana Pwf < Pb harus dipasang gas separator atau handler untuk
mengatasi masalah gas pada ESP. Pada Gambar 3.9. menjelaskan proses pemisahan gas didalam sumur.
Gambar 3.9.
Proses Pemisahan Gas Di Dalam Sumur (PT. Medco Energi E & P Indonesia)
Pada Gambar 3.9. dapat menjelaskan proses pemisahan gas pada sumur ESP yang tidak di packer. Pada saat fluida produksi masuk kedalam lubang perforasi terdapat sejumlah gas yang masuk kedalam sumur bersama liquid (GFV 1) karena tekanan intake < Pb maka gas yang terlarut dalam minyak akan terbebaskan juga yang akan menambah jumlah gas bebas yang masuk kedalam pompa. Pemisahan alami (natural separation) terjadi karena terdapat ruang di annulus sehingga ada gas akan terpisah dan keluar melalui annulus menuju ke permukaan yang nantinya akan masuk kedalam flowline khusus selain itu pump setting depth sangat berpengaruh terhadap pemisahan alami ini. Besarnya jumlah gas bebas yang masuk kedalam pompa setelah natural separation (GVF 2) ditentukan oleh besarnya efisiensi pemisahan alami. Jika jumlah gas yang masuk kedalam intake setelah natural separation dianggap masih belum stabil maka perlu ditambahkan gas separator atau handler yang mampu mengatasi sisa gas yang masuk kedalam pompa. Dalam mengetahui kestabilan gas di dalam ESP, Dunbar dan Lee at al setuju bahwa pump intake pressure (PIP) memegang peranan penting dalam
menentukan jumlah gas yang bisa masuk kedalam pompa tanpa terjadi penurunan dari performa pompa. Korelasi Turpin (Φ) menghubungkan performa pompa dengan volume gas dan liquid juga pump intake pressure (PIP). Mengacu pada persamaaan Turpin, batas dari operasi pompa yang stabil dapat dievaluasi dengan menggunakan persamaan berikut :
) ( ) ( 3
) ( 2000
ql PIP
qg
... (3-16) Keterangan :
qg = laju alir gas, bpd ql = laju alr liquid, bpd
PIP = pump intake pressure, psi
Operasi pompa yang stabil dapat diperkirakan dari nilai Turpin (Φ) < 1, apabila terjadi gangguan gas yang berlebih dan menurunnya kinerja pompa maka parameter Turpin (Φ) >1. Korelasi Turpin digambarkan pada Gambar 3.10.
dimana kestabilan gas di dalam pompa didapat dari perpotongan garis antara % gas bebas di dalam pompa dan PIP. Daerah stable operation dan unstable operation dipisahkan oleh kurva yang mewakili Persamaan 3-16 untuk harga korelasi Turpin (Φ ) = 1. Dari Gambar 3.10. dapat dilihat jumlah gas yang dapat diatasi oleh ESP semakin meningkat dengan meningkatnya PIP.
Gambar 3.10.
Korelasi Turpin.
(Takacks, Gabor, “Electric Submersible Pumps Manual Design, Operations, and Maintenance”, Gulf Publishing Of Elsevier, Oxford, UK, 2009)
a. Radial Flow Pump
b. Mixed Flow Pump
ESP pada dasarnya dapat mentoleransi adanya gas tetapi dengan jumlah yang rendah karena perlu diketahui bahwa ESP sendiri dapat mengatasi gas sekitar 5%-20 % dari jumlah gas bebas yang ada ini disebabkan oleh gaya sentrifugal yang dimiliki, Pompa sentrifugal dapat diklasifikasikan berdasarkan arah dari impeller discharge nya Gambar 3-11 yaitu radial, axial, dan mixed flow pump, tetapi hanya radial dan mixed flow pump yang sering digunakan.
Gambar 3-11.
Tipe-Tipe Impeller Pada Pompa
(Schlumberger, ”Solution for ESP Wells With High Gas Content, 2011) Umumnya jenis impeller radial dapat mengatasi ≤ 5% dari gas yang ada sedangkan tipe mixed flow pump dapat mengatasi ≤ 20% dari gas yang ada Gambar 3-12. merupakan skema aliran fluida yang masuk kedalam radial dan mixed flow pump impeller.
Gambar 3.12.
Radial dan Mixed Flow Pump Impeller
(Schlumberger, ”Solution for ESP Wells With High Gas Content, 2011) a. Mixed Flow Pump b. Radial Flow Pump c. Axial Flow Pump
Besarnya gas yang dapat diatasi oleh setiap tipe impeller ini dapat juga dilihat dari besarnya harga specific speed (Ns) yang dimiliki oleh setiap desain impeller. Specific speed (Ns) adalah perbandingan antara rotational speed (SPM) yang dibutuhkan untuk memproduksikan 1 gallon liquid rate per menit dengan head yang dimiliki. Persamaan 3-17 merupakan persamaan untuk menghitung specific speed yang mana semua parameter didapat dari pump performance curve.
75 ,
H0
Q Ns N
... (3-17) Keterangan :
N = pump speed, RPM Q = pumping rate, gpm H = head, ft
Specific speed tidak mempunyai pengaruh penting secara praktikal dan hanya digunakan untuk membandingkan perbedaan desain dari sentrifugal pump. Radial flow pump yang mempunyai vane angel 90o biasanya nilai specific speed nya 500
< Ns< 1800 dan mixed flow pump yang mempunyai vane angel 45o harga Ns = 4500.
Pada beberapa kasus Untuk GVF yang tinggi, teknik rotary separation dapat digunakan. Teknik ini pada dasarnya bekerja dengan menciptakan suatu pusaran di dalam gas separator sehingga fluida yang lebih berat akan terlempar ke sisi terluar, sehingga gas tetap di bagian tengah dan dikeluarkan melalui crossover discharge port sampai kembali ke annulus. Sekarang rotary gas separator (RGS) sudah banyak digunakan, kemampuan RGS dalam memisahkan gas tergantung dari manufaktur yang membuat Gambar 3.13. merupakan tipe gas separator 400 series VGSA D 20-60 milik REDA Schlumberger. Seperti yang diperlihatkan bahwa semakin besar rate liquid yang masuk pada kondisi intake maka effisiensi separator akan semakin berkurang ini disebabkan oleh besarnya campuran velocity yang masuk kedalam separator.
Gambar 3.13.
Gas Separator VGSA D 20-60
(Reda, ”Reda Electric Submersible Pump Technology Catalog, 2011)
Dalam menggunakan grafik diatas harus diketahui harga % gas yang masuk kedalam pump intake setelah pemisahan natural (sumbu Y), lalu harus diketahui pula harga laju alir liquid pada kondisi intake. Grafik tersebut mewakili prosentase gas bebas yang akan masih masuk ke pompa setelah pemisahan alami maupun pemisahan secara mekanikal.
Salah satu jenis gas handler adalah Advance Gas Handler (AGH) dimana alat ini memecah ukuran gelembung gas menjadi lebih kecil sehingga lebih homogen dengan liquid saat masuk ke pompa. Pada dasarnya AGH merupakan mixed flow pump yang impeller nya dirancang khusus. impeller pada AGH juga dilengkapi dengan circulating port yang fungsinya untuk menghilangkan daerah akumulasi gas pada low pressure side Gambar 3.14.. Berdasarkan penelitian yang dilakukan oleh REDA dan PDVSA bahwa AGH dapat mengatasi % gas bebas sampai sekitar 45%.
Gambar 3.14.
Impeller Advance Gas Handler
(Schlumberger, ”Solution for ESP Wells With High Gas Content, 2011) Selain AGH, ada jenis gas handler lain yang dinamakan Poseidon (Schlumberger products) Gambar 3.15.. Gas handler ini merupakan hasil riset antara Institut Francais du Petrole (IFP), TOTAL, dan STATOIL. Pada dasarnya Poseidon merupakan advanced helicoaxial pump. Poseidon diklaim mampu mengatasi GVF sampai 75%. Bahkan hasil pengujian terkini pada 3 sumur di Kongo mencapai GVF 80% tanpa adanya masalah yang berarti.
Gambar 3.15.
Desain Mekanikal Poseidon Pump
(Schlumberger, ”Solution for ESP Wells With High Gas Content, 2011)