1.Well Equipment

Well head merupakan peralatan untuk dudukan (menggantungnya) casing atau tubing. Well head juga merupakan tambahan peralatan untuk work over sumur. Gambar 1 memperlihatkan well head dan bagian-bagian di dalamnya.

Gambar 1 Well Head

Crismast tree merupakan rangkaian dari valve dan fitting yang digunakan untuk mengontrol tekanan dari aliran produksi dan peralatan yang termasuk di dalamnya adalah sambungan atas kepala tubing (Gambar 2).

Gambar 2

X Mas Tree

1.1Jenis Well Head dan Sambungannya

1.1.1Low Pressure Well Head Tread Connected

Tekanan yang bisa ditahan oleh setiap well head tergantung dari jenis sambungan karena bagian sambungan merupakan titik paling lemah.

Tabel 1 memperlihatkan batas tekanan untuk jenis sambungan thread.

Tabel 1

Batas Tekanan Operasi Pipa, Tubing dan Casing

Type of API ThreadSize (Iches)Rated Working Pressure (psi)

Line Pipe (Nominal Sizes10.000

- 2 5.000

2 - 6 3.000

Tubing, Non-Upset & Ext. Upset Rnd. Thd.1.050 4 5.000

Casing (8 Round, Buttrer & Extreme Line)4 - 10 5.000

11 - 13 3/8 3.000

1.1.2Flanged Low dan Medium Pressure Well Head

API Flanged well head juga tekanan kerja lebih dari 5000 psi merupakan modifikasi dari ANSI standard flange yang digunakan pada pengilangan dan industri dan mempunyai kemampuan untuk temperatur tinggi.

Meskipun ketebalan baud bulat dan flange adalah sama, akan tetapi API flange untuk lapangan minyak mempunyai tekanan kerja yang lebih tinggi karena baja yang digunakan lebih baik, lebih baik dalam sambungan ringnya dan temperatur tidak melebihi 250 oF. Perbandingan antara ANSI dan API flange terlihat pada Tabel 2

Disain menurut API sering digunakan di lapangan minyak seperti series 600, series 900, dan sebagainya.

Tabel 2

Tekanan Operasi Flange

(API vs. ANSI Flange Pressure Ratings and Material)

Flange TypeDesignationPressure Rating,

psi at 100 FMaterials

1234567

ANSIAPIANSIAPIANSIAPI

Welding Neck600200014402000ASTMAPI

900300021603000Materials withType 4

150050003600500030,000 YP45,000 YP

Blind, Threeded, and Integral6002000144020002ASTMAPI

9003000216030002Materials withType 2

1500500036005000230,000 YP60,000 YP

1.1.3High Pressure Well Head Flanged

Well head dengan tekanan kerja di atas 5000 psi untuk industri minyak didisain menurut API. Tekanan kerjanya adalah 10.000, 15.000, dan 20.000 psi. Dimensi flange, ring seal dan komponen lainnya sesuai dengan standar API, biasa disebut dengan BX flane.

Pada Tebl 2 memperlihatkan dimensi dari semua API flange untuk tekanan yang sangat tinggi.

1.1.4Clamped Connected High Pressure Well Head

Sambungan dengan klem mempunyai dua tujuan :

a. Disain dan penggunaan peralatan permukaan yang lebih kecil, yaitu pada blow out preventer.

b. Disain dan penggunaan romote control peralatan sub sea. Karena baud flange tidak praktis untuk penyelamatan laut dalam, maka seal jenis self engized digunakan.

Pada saat ini ada dua disain dari sambungan jenis clamped yang dibuat oleh Cannon Gray (Gambar 3 dan 4).

Gambar 3

Clamps dari Comeron

Gambar 4

Grayloc Connection

1.2Pemasangan Secara Cepat Compact Well Head

Pemasangan secara cepat dari head adalah satu, dua, atau lebih string dari pipa yang digantung dan sekat dalam single housing tanpa melepas atau memindahkan blow out preventer stack atau penyambungan individual head ke bagian yang lainnya.

Pemasangan ini digunakan pada :

Semua komplesi sub-sea dari suatu floating vessel

Komplesi di darat dan di flatform untuk menghemat waktu penyambungan dan mengurangi ketinggian well head.

Beberapa hanger didisain untuk multiple completion bagian atas fdari multiple completion sub sea tubing hanger dilengkapi dengan orienting bushing dan cam orientasi Chrismast tree pasisi aliran bisa cepat.

1.3Christmas Tree

Menurut API Christmas Tree didefinisikan sebagai rangkaian dari valve dan fitting yang digunakan untuk control produksi dan disambungkan dengan bagian atas tubing head.

Pertamakali christmas tree digunakan untuk tekanan aliran rendah dan menengah dari suatu sumur, dimana rangkaian dari tees, elbows, nipples, valve yang dibeli secara terpisah dan dirangkaikan kemudian di lokasi.

Beberapa menggunakan needle valve untuk mengatur aliran. Tes tekanan pertama hanya kadang-kadang ketika sumur mulai mengalir atau husus di mana ada kerusakan.

Christmas tree yang modern mempunyai beberapa peralatan khusus dan peralatan otomatis. Yang termasuk modern adalah Christmast tree yang telah dilengkapi dengan choke atai valve yang dikontrol dengan komputer, dan juga Christmast tree untuk dasar laut yang dipasang dan dioperasikan dengan remote control.

1.3.1Chrismast Tree Konvensional Sambungan Menggunakan Flange

Gambar 5 merupakan contoh Christmas tree yang digunakan di flatform offshore. Christmas tree jenis ini mempunyai tekanan operasi sampai dengan 10.000 psi dan mempunyai katup yang dioperasikan secara manual dan sebagai pengaman, ditambahkan dengan gate type wing valve yang digerakkan oleh piston. Gambar 6 menunjukkan prinsip operasi dari katup jenis ini. Pilot regulator dihubungkan dengan bagian downstream di pieline setelah choke. Tekanan yang konstan dipertahankan pada stem diaphragm, mendorong pegas dan memaksa gate turun menuju posisi buka. Jika flow line bocor atau patah, mengurangi tekanan pada flowline, pegas akan mendorong gate ke atas dan menutup sumur. Kebanyakan pabrik pembuat Christmas tree dan beberapa pabrik katup memasarkan jenis katup yang sejenis. Katup tersebut dapat atau tidak dilengkapi dengan roda pemutar untuk membuka dan menutup katup.

1.3.2Christmas Tree Konvensional Sambungan Menggunakan Clamp

Oleh karena Christmas tree dengan tekanan operasi 10.000 dan 15.000 psi sangat tebal dan masif, clam konektor biasanya digunakan untuk kemudahan transportasi dan kemudahan penanganannya. Baut atau clamp conectors yang digunakan ukurannya cukup kecil karena tekanan (jepitan) yang dihasilkannya akan diteruskan ke penyekat. Suatu perbandingan tinggi antara suatu flange tree dan clamped tree ditunjukkan pada Gambar 7.

Gambar 5

Flange X-mas Tree

Gambar 6

Fail Safe Valve

Gambar 7

Flanged vs. Champed Christmas Tree

1.3.3Unitized Christmas Tree (blok tunggal)

Christmas tree single casing (di-cor satu blok) yang dilengkapi dengan peralatan utamanya telah dibuat sejak 30 tahun yang lalu dan tetap digunakan sampai sekarang untuk sumur dengan tekanan menengah. Peralatan yang ditunjukkan pada Gambar 8 meliputi suatu flow tee, swabbing cap, wing valve dan choke terdapat pada pada unit tunggal tapi belum dilengkapi dengan master valve. Christmas tree ini menyediakan ruang untuk instalasi cepat. Balanced pressure wing valve akan dapat dibuka dengan mudah walaupun dalam kondisi terdapat tekanan dalam Christmas tree.

Gambar 8

Flow Control

1.3.4Block Christmas Tree

Pada platform offshore dimana terdapat Christmas tree pada satu dek-nya, ruang merupakan hal yang penting. Suatu pengembangan dari unitized Christmas tree dinamakan dengan blok Christmas tree, yang mana mmiliki semua bagian utama dari suatu Christmas tree yang digabung dalam satu blok termasuk master valve. Gambar 9 menunjukkan perbandingan ukuran dan berat central element dari kedua Christmas tree tersebut pada kelas tekanan operasi 3000 psi. Block tree ini dibuat oleh hampir semua pabrik pembuat Christmas tree dan dengan range tekanan standar, multiple well Christmas tree, juga instalasi bawah laut. Tabel menunjukkan terjadinya pengurangan tinggi sebanyak 45 % dan pengurangan berat 18 %, dan yang terpenting untuk instalasi di platform offshore, ruang yang diperlukan sebanyak 62 %.

1.3.5Sea Bottom Christmas Tree

Christmas tree didesain untuk komplesi di dasar laut dengan menggunakan floating vessel harus digunakan untuk penempatan lengkap secara otomatis, penyambungan flowline, pengoperasian katup dan pengambilan kembali dengan menggunakan remote control. Jenis ini harus didesain sehingga semua kegiatan dapat dilakukan tanpa menggunakan jasa penyelam pada daerah yang melewati batas kedalaman penyelaman.

Penempatan dan penyambungan sampai puncak dari tubing head dilakukan dengan guide line dan hydraulic connector. Gambar 10 menggambarkan suatu Christmas tree dan flowline connector hub sedang dipasang pada posisinya dengan bantuan guidelines.

Penyambungan flowline diilakukan dengan suatu peralatan yang ditunjukkan oleh Gambar 11, dimana suatu tuas yang dioperasikan secara hidrolis digunakan untuk menarik connector hubs secara bersama-sama. Connector guidepost merupakan tonggak kelima pada landing base dan digunakan hanya pada waktu sambungan flowline didaratkan. Suatu hydraulic line yang lain digunakan untuk mendorong tuas kembali ke posisi semula.

1.4Katup-katup pada Christmas Tree

Terdapat tiga tipe katup pada Christmas tree yang biasa digunakan pada operasi dengan tekanan tinggi. Ketiga tipe tersebut adalah sebagai berikut :

a. Gate valve

b. Plug valve

c. Ball valve

d. Disk valve

Oleh karena adanya kebutuhan untuk memasukkan peralatan ke dalam sumur yang sedang berproduksi melalui katup pada Christmas tree, khususnya yang di-run secara vertikal, maka harus terdapat suatu lubang pintas yang diameternya sebanding dengan diameter darlam dari tubing. Katup yang sama biasanya digunakan sebagai wing valves.

Katup pada Christmas tree harus mampu memberikan penyekatan yang serapat mungkin pada setiap besar tekanan sampai mencapai tekanan maksimumnya, tahan terhadap abrasi oleh pasir, tahan karat, dapat ditutup dengan mudah walaupun terjadi penumpukan paraffin atau penumpukan sedimen lain, dan dapat dibuka tutup dengan cukup mudah.

Gambar 9

Convensional vs. Block Christmas Tree

Gambar 10

Penentuan See Bottom Christmas Tree (Comeron)

Gambar 11

Flowline Connector Yoke

Seperti pada kebanyakan Christmas tree yang telah dirangkai, test tekanan di pabriknya dilakukan pada dua kali tekanan kerja maksimumnya untuk Christmas tree dengan tekanan operasi 5000 psi, sedangkan untuk Christmas tree dengan tekanan operasi di atasnya, test dilakukan 1,5 kali tekanan operasi maksimumnya.

Material yang digunakan persyaratannya sama dengan persyaratan material pada wellhead.

Keamanan dan keselamatan operasi pada sumur-sumur berbiaya tinggi sangat tergantung pada unjuk kerja katup-katup ini, juga untuk keselamatan pekerja perhatian yang serius harus ditujukan dalam memilih dan membeli katup-katup ini.

2Pig Receiver dan Pig Launcher

Rig receiver dan Launcher digunakan untuk menerima dan mengirim pig dalam tugasnya :

a. mendesak minyak yang terdapat di dalam pipeline dengan air

b. pembersihan pipa

Untuk hal yang pertama pig khusus yang mampu menjaga dan memisahkan dua buah fluida yang digunakan. Peluncuran pig dilakukan bila ingin mengganti minyak di dalam pipa dengan air untuk persiapan pekerjaan perbaikan yang khusus.

Untuk kasus yang sama, pig diluncurkan untuk membersihkan pipeline dari endapan padatan, scale atau air yang mengkin terkumpul di bagian bawah pipa. Menghilangkan endapan padatan adalah perlu untuk menghindari kemungkinan terjadinya korosi di dalam pipa dan memperbesar diameter pipa yang dapat menurunkan efek friksi.

2.1Type Pig

Scraper

Pig yang berbentuk silinder dengan tipe plug yang dilengkapi dengan pisau-pisau penggaruk, sikat kawat dan gigi penggiling, yang semua dipasang pada central stem. Tipe ini memperlihatkan performasi yang baik. Tetapi karena tidak bisa dirusak, disarankan digunakan hanya untuk keperluan tertentu, bila tidak ada halangan di dalam pipa. Pig ini umumnya digunakan untuk membersihkan pipeline sebelum digunakan untuk suatu operasi.

Soft

Pig ini terdiri (foam rubber cylinder) silinder karet yang lembut dengan diameter kira-kira 1/10 lebih besar dari nominal diameter dari pipa. Soft scraper didorong oleh fluida dan akumulasi sedimen berada di depan pig tersebut. Bila sedimen menahan luncuran pig, maka pig dapat mengecil akibat tekanan fluida, sehingga mampu lewat dan melanjutkan operasi pembersihan. Pig ini digunakan untuk memastikan ada tidaknya penghalang di dalam pipa, kepastian ini dapat dilihat dari kondisi kedatangannya, apakah masih baik atau tidak.

Abrasive

Diameter pig ini hampir sama dengan nominal inside diameter pipa, yang terdiri dari kompressed foam rubber yang dilapisi dengan plastik abrrasif yang dapat mengikis dinding pipa. Ini umumnya digunakan setelah peluncuran soft pig.

Apabila pig berhenti di dalam pipa, hal ini tidak membahayakan fungsi dari pipeline karena dapat mengecil dengan meningkatnya tekanan sehingga fluida mempu melewatinya.

2.2Normal Operation

Pig launcher digunakan secara reguler atau bahkan agak jarang, tergantung dari tipe minyak yang diproduksi, panjang pipeline atau zat-zat ikutan dalam minyak.

2.3Start-Up dan Shutdown

Star-Up (berdasarkan Gambar 12)

a. Pastikan valve A terbuka dan valve B tertutup

b. Check, bahwa tidak terdapat tekanan dalam launching barrel

c. Keluarkan semua minyak di dalam barrel

d. Buka pintu D dan masukkan pig, kemudian tutup kembali pintu

e. Buka valve C dan B secara perlahan dan tutup valve A secara perlahan pula (pastikan bahwa sudah terdapat tekanan dalam pig launcher)

f. Jika terdapat pig indikator pada line, kemudian check bahwa pig tetap meluncur di sepanjang pipeline

g. Pastikan bahwa receiver sudah siap menerima kedatangan pig

Receiver

a. Buka valve A perlahan-lahan bila receiver melihar bahwa pig telah tiba

b. Tutup perlahan-lahan valve B dan C

c. Keluarkan tekanan di dalam receiving barrel

d. Keringkan sistem secara keseluruhan

e. Buka pintu

f. Keluarkan pig, bersihkan dan simpan kembali

g. Tutup pintu

Gambar 12

Pig Barrel

3.Separator

Pemisahan gas yang terlarut pada cairan biasanya dilakukan dengan menggunakan alat yang disebut dengan separator minyak dan gas, yang mana didefinisikan sebagai tabung bertekanan dan bertemperatur teretentu yang digunakan untuk memisahkan fluida produksi ke dalam fasa cairan dan fasa gas.

Fungsi utama dari separator adalah :

a. unit pemisahan utama cairan dan gas

b. melanjutkan proses dengan memisahkan gas ikutan dari cairan

c. untuk mengontrol penghentian kemungkinan pelepasan gas dari cairan

d. memberikan waktu yang cukup pemisahan antara minyak dan air yang ikut terproduksi

e. melakukan treatment lainnya jika mungkin

3.1Prinsip Pemisahan

Fluida yang mengalir dari sumur bisa berupa gas, minyak, dan air, serta padatan-padatan lainnya. Pada saat fluida mencapai permukaan, dimana tekanan lebih rendah dibandingkan dengan tekanan reservoir, kapasitas cairan melarutkan gas akan menurun sehingga akan terpisah dari minyak, lihat Gambar 13.

Pemisahan tergantung dari effek gravitasi untuk memisahkan cairan. Supaya terjadi proses pemisahan, maka cairan tidak dapat melarutkan satu dengan yang lainnya. Juga salah satu fluida lebih ringan dari yang lainnya. Sebagai contoh, hasil destilasi seperti minyak, keroses, dan minyak mentah tidak akan terpisah bila ditempatkan pada satu wadah karena mempunyai kecenderungan melarutkan satu sama lainnya.

Pada dasarnya pemisahan separator, tergantung pada gaya gravitasi untuk memisahkan fluida., yaitu dengan mengandalkan densitas dari fluida. Gas jauh lebih ringan bila dibandingkan dengan minyak, sehingga di dalam separator akan terpisah dalam waktu yang sangat singkat. Sementara minyak dengan berat kira-kira dari berat air memerlukan waktu sekitar 40 sampai 70 detik untuk melakukan pemisahan.

Gambar 13

Komponen yang masuk separator

Perbedaan densitas antara minyak dan gas akan menentukan laju alir maksimum cairan dalam separator. Pemisahan gas dengan minyak dapat dilihat seperti pada Gambar 14.

Mist adalah titik air yang sangat halus, akan terpisah dari gas pada tekanan 750 psig, pada kecepatan gas kurang dari 1 ft/detik. Separator horizontal akan memberikan kemungkinan kecepatan lebih rendah dari 1 ft.detik.

Pengaruh tekanan terhadap gas dan cairan adalah sangat penting. Misalnya gas dengan densitas 2,25 lb/cuft pada tekanan 750 psig, bila tekanannya diturunkan menjadi 15 psig, maka densitasnya kira-kira 0.10 lb/cuft. Dengan rendahnya densitas, titik air akan terkondensasi dan jatuh jauh lebih cepat, karena terjadinya perbedaan densitas yang sangat besar sekali.

Gambar 14

Pemisahan Gas dan Minyak secara Gravitasi

Gelembung-gelembung gas akan pevah berkisar antara 30 sampai 60 detik. Dengan demikian, separator didesain agar cairan verhenti berkisar antara 30 sampai 60 detik di dalam separator. Lama waktu penyiaran di dalam separator lama wakyu pendiaman cairan di dalam separator sering disebut resisdence (RT), yang dapat dihitung dengan menggunakan persamaan berikut ini :

dengan :

V= volume separator

FR= flowrate

Sebagai contoh, sebuah separator mempunyai volume 60 m3 dan flowrate fluida yang amsuk separator 30 m3/menit, dari hasil perhitungan akan diperoleh waktu residen selama 1 menit, lihat Gambar 15.

Gambar 15

Separator Residence Time

Telah dijelaskan semuanya bahwa flowrate dan tekanan akan mempengaruhi efek pemisahan fluida. Faktor lain yang harus dipertimbangkan adalah temperatur. Umumnya dengan turunnya temperatur operasi akan meningkatkan perolehan cairan di dalam reservoir bila sebagai gas kondensat. Dengan menurunkan tekanan pada fluida, pemisahan model flash akan terjadi.

Fluktuasi tekanan pada sistem pemisahan paling sering terjadi. Apabila terjadi tekanan abnormal akan meningkatkan kecepatan fluida yang melalui separator. Kondisi ini akan menyebabkan terbawanya cairan ke dalam aliran gas.

Salah satu prinsip pemisahan fluida yang terpenting adalah coalescence (penggabungan/penggumpalan), yang artinya penggabungan titik-titik air yang kecil sehingga menjadi besar dan jatuh karena terjadi perbedaan gravity sebagai cairan. Beberapa peralatan bagian dalam separator, seperti deflector plate, straightening vanes, dan bahkan dinding separator dapat berfungsi sebagai tempat pengembunan titik-titik air tersebut.

Faktor-faktor yang mempengaruhi pemisahan fluida adalah :

a. viskositas fluida

b. densitas minyak dan air

c. type peralatan dalam separator

d. kecepatan alir fluida

e. diameter dari titik-titik air

3.2Type-type Separator

Separator yang dikeluarkan oleh bermacam-macam pabrik sedikit berbeda secara detail, tetapi secara umum dapat dibagi menjadi tiga bagian berdasarkan pada bentuknya, yaitu :

Separator vertikal

Separator horizontal

Separator bulat

Jenis separator ini masing-masing dibagi juga berdasarkan fasa hasil pemisahannya, yaitu :

Separator dua fasa, memisahkan fluida formasi menjadi cairan dan gas, gas keluar dari bagian atas sedangkan cairan keluar dari bagian bawah.

Separator tiga fasa, memisahkan fluida formasi menjadi minyak, air, dan gas. Gas keluar dari bagian atas, minyak dari tengah, dan air dari bagian bawah.

Berikut ini adalah beberapa keterangan yang dapat dipergunakan dalam pemilihan type separator :

Separator Vertikal

Kelebihan (Gambar 16) :

Pengintrolan level cairan tidak terlampau rumit

Dapat mengandung pasir dalam jumlah yang besar

Mudah dibersihkan

Mempunyai kapasitas surge cairan yang besar

Sedikit sekali kecenderungan akan penguapan kembali dari cairan

Kelemahan :

Lebih mahal

Bagian-bagian lebih sukar pengapalan (pengiriman)

Membutuhkan diameter yang lebih besar untuk suatu kapasitas gas tertentu

Separator Horizontal

Kelebihan (Gambar 17) :

Lebih murah dari separator vertikal

Lebih mudah pengiriman bagian-bagiannya

Baik untuk minyak berbuih (foaming)

Lebih ekonomis dan efisien untuk mengolah volume gas yang lebih besar

Lebih luas untuk settling bila terdapat dua fasa cair

Gambar 16

Skema Separator Vertikal

Gambar 17

Skema Separator Horizontal

Kelemahan :

pengontrolan level cairan lebih rumit daripada separator vertikal

sukar membersihkan lumpur, pasir, paraffin

diameter yang lebih kecil untuk kapasitas gas tertentu

Separator Bulat

Kelebihan (Gamnbar 18) :

termurah dari kedua type di atas

lebih mudah membersihkan dan mengeringkan daripada separator vertikal, lebih kompak dari yang lain

Gambar 18

Skema Separator Bulat

Kelemahan :

mempunyai ruang pemisah dan kapasitas surge yang lebih kecil

pengontrolan level cairan rumit

Pembagian separator juga dapat dilakukan berdasarkan tekanan kerja (operating pressure) yaitu :

High Pressure (HP) separator : 650 1500 psi (45 100 ksc)

Medium Pressure (MP) Separator : 225 650 psi (15 45 ksc)

Low Pressure (LP) Separator 10 225 psi (0.7 15 ksc)

3.3Separator Internal Fitting

Separator didesain dengan berbagai jenis peralatan dalamnya (internal fitting), untuk meningkatkan efisiensi pemisahan fluida formasi.

Deflector Plate

Peralatan ini dipasang di belakan inlet separator seperti terlihat pada Gambar 19, yang dapat berupa flat/lempengan atau dish-shaped. Tujuannya adalah menyerap impact yang datang akibat kecepatan fluida yang masuk ke separator dan mempercepat proses terpisahnya gas dan cairan. Juga berfungsi untuk memperlambat aliran arus yang masuk ke separator.

Gambar 19

Deplector Plate

Weir

Weir adalah dinding yang dipasang tegak lurus di dalam peralatan. Peralatan ini mempunyai fungsi untuk menahan cairan di dalam separator sehingga membantu meningkatkan residence time dari cairan. Cairan harus dapat melewati dinding weir sebelum meninggalkan katup outlet. Weir juga digunakan untuk membentuk wadah di dalam separator, seperti tampak pada Gambar 20.

Gambar 20

W e i r

Centrifugal Device

Peralatan ini umumnya digunakan pada separator vertikal. Alat ini akan membentuk aliran yang berputar pada saat memasuki separator. Gaya sentrifugal akan menyebabkan cairan yang berat akan bergerak/terlempar ke arah dinding dan elemen ringan/gas akan bergerak ke atas melalui bagian tengah peralatan, lihat Gambar 21.

Gambar 21

Centrifugal Device

Vortex Breaker

Meskipun peralatannya rumit, tak mungkin untuk memisahkan semua gas dan minyak. Berbagai bentuk pengadukan pada permukaan minyak akan menghasilkan lebih banyak gas. Vortex breaker seperti terlihat pada Gambar 22 dipasang pada bagian pengeluaran minyak yang dapat menyebabkan terlepasnya gas dari minyak pada saat meninggalkan separator.

Mist (Demister Pad)

Gas yang terlepas dari minyak masih mengandung titik-titik minyak yang akan menggumpal dan jatuh apabila ukurannya sudah lebih besar. Demisted pad yang memegang peranan penting pada masalah ini. Demisted pad terbuat dari rajutan kawat halus dengan bentuk frame tertentu, yang menyebabkan arah aliran gas berubah secara kontinyu. Hal ini menyebabkan terjadinya efek pembentukan titik-titik cairan yang cukup besar, dan akan jatuh ke bawah yang selanjutnya bersatu dengan cairan lainnya. Bentuknya dapat dilihat pada Gambar 23.

Gambar 22

Vortex Breaker

Gambar 23

Demisser Pad

Coalescing Plates

Terdapat berbagai jenis peralatan coalescing (penggumpal), tapi yang paling umum digunakan adalah coalescing plate. Plat ini dipasang pada alur aliran fluida, sehingga dapat memecah campuran minyak air. Fluida didesak untuk mengalir dengan arah aliran yang berubah. Hal ini menyebabkan butiran-butiran air bersatu dan jetuh ke dalam separator. Prinsip yang sama untuk memisahkan butiran minyak dalam aliran gas, yang jenisnya dapat dilihat pada Gambar 24.

Gambar 24

Coalescing Plates (Vertical Separator)

Straightening Vanes

Biasanya terdapat pada horizontal separator untuk menghilangkan aliran gas yang turbulen setelah dipisahkan dari inlet deflektor, seperti tampak pada Gambar 25.

Gambar 25

Straigtening Vanes

Float Shield

Internal float digunakan untuk mengontrol level cairan. Adanya agitasi/pengadukan permukaan cairan atau akibat jatuhnya titik-titik cairan yang besar pada float/pelampung akan mengganggu sistem pengontrolan permukaan. Meskipun float shield dipasang untuk menutupi float, tetapi masih terdapat cairan yang masuk, sehingga pengontrolan masih tetap berjalan sebagaimana mestinya (lihat Gambar 26).

Gambar 26

Float Shield

3.4Bagian-bagian Utama Separator

Pada separator produksi, terdapat 4 daerah dari peralatan yang digunakan sebagai daerah pemisahan seperti tampak pada Gambar 27, yang terdiri dari :

a. Primary Section (A)

Daerah ini digunakan untuk mengumpulkan sebagian besar fluida yang masuk ke dalam separator. Pada daerah ini terdapat inlet port dan baffle untuk membelokkan arah aliran utama fluida dari aliran gas. Pada separator horizontal terletak pada bagian inlet ujung silinder.

Gambar 27

Separator Horizontal yang Terbagi Dalam 4 Seksi

b. Gravity Settling Section (B)

Daerah ini digunakan untuk melaksanakan pemisahan dengan sistem settling/pengendapan yang tergantung pada perbedaan densitas dengan mengandalkan gaya gravitasi. Bagian ini juga terdapat suatu peralatan yang dipergunakan untuk memperlambat aliran gas sehingga terjadi turbulensi.

c. Mist Extraction Section (C)

Sering terjadi kesalahpahaman antara mist dengan spray collectiom yang sebenarnya mempunyai fungsi yang berbeda, yaitu :

Mist particle : yang didefinisikan sebagai suspensi partikel cairan dalam gas yang mempunyai diameter lebih besar dari 10 micron.

Spray particle : yang didefinisikan sebagai suspensi partikel cairan dalam gas yang mempunyai diameter lebih kecil dari 10 micron.

d. Liquid Collecting Section (D)

Daerah ini berfungsi sebagai tempat penampungan semua cairan yang sudah terbebas dari gas. Biasanya pada daerah ini dipasang kaca tempat melihat ketinggian fluida yang terdapat dalam separator.

3.5Flash Calculation

Flash calculation adalah suatu cara penghitungan dengan menggunakan prinsip hukum kekekalan massa dan perubahan fasa yang dapat menampilkan keadaan stabil/setimbang beberapa fasa dalam suatu sistem. Perhitungan ini sering dilakukan pada saat menentukan laju alir dari tiap-tiap fasa yang masuk dan keluar dari separator atau alat-alat lainnya.

Perhitungan ini dapat pula dipakai sebagai alat pengambil keputusan untuk menentukan tingkat separator agar mendapatkan sejumlah minyak dan gas yang paling optimal.

Perhitungan untuk separator minyak dan gas, pada umumnya tidak lagi dianggap bahwa kelarutannya ideal. Dengan larutan yang tidak ideal, maka salah satu jalan untuk memecahkan persoalan-persoalan mengenai kesetimbangan fasa adalah konsep equilibrium konstan (angka kesetimbangan). Kalau pada larutan ideal berlaku seperti persamaan berikut :

dengan :

(i= fraksi mol komponen i dalam sistem gas

xi= fraksi mol komponen i dalam sistem cairan

Poi= tekanan uap murni komponen i

Pt= tekanan total, atau bubble pressure

Maka dalam keadaan larutan non ideal, berlaku :

(i = Ki xiDengan Ki adalah suatu konstanta yang ditentukan secara eksperimen dan disebut dengan equilibrium constant. Harga Ki tergantung pada temperatur maupun tekanan yang harganya naik dengan naiknya temperatur meupun tekanan. Harga Ki ini juga tergantung pada convergence pressure. Karena itu mungkin sekali bahwa antara grafik yang satu dengan yang lain tidak sama, walaupun tekanan dan temperatur dan zatnya sama. Tetapi crude oil dan gas condensat biasanya memenuhi suatu harga Ki yang tertentu. Harga Ki dapat dilihat pada Gambar 28 sampai dengan 42.

Convergence pressure adalah tekanan dimana grafik Ki versus tekanan untuk bermacam-macam zat hidrokarbon pada suatu temperatur tertentu bertemu pada satu titik. Untuk sistem biner titik ini sama dengan titik kritis campuran biner tersebut.

Metoda perhitungan yang dipergunakan dalam perhitungan diturunkan seperti berikut ini :

Jika :

zi = fraksi mole zat ke i dalam fasa gas maupun cair

xi= fraksi mole zat ke i dalam fasa cair

yi= fraksi mole zat ke i dalam fasa gas

n= jumlah total mol dalam sistem

nl= jumlah fasa mol dalam fasa cair

nv= jumlah total mol dalam fasa gas

Maka :

zi= mol dari komponen ke i dalam sistem

xi nl= mol dari kompoenen ke i dalam fasa cairan

yi nv= mole komponen ke i dalam fasa gas

Jadi :

zi + xi nl + yi nv

atau dari persamaan di atas diperoleh :

zi n = xi nl + Ki xi nv

dan

tetapi nl = n nv dan nv = n nl, maka dari persamaan-persamaan di atas diperoleh :

dan

Jumlah dari seluruh fraksi mol pada masing-masing fasa adalah satu, maka :

Z Xi = x1 + x2 + ... + xn = 1

Z Yi = y1 + y2 + ... + yn = 1

Sehingga :

dan

dengan persamaan *) dan **), komposisi dari cairan dan gas dalam suatu sistem multi komponen non-ideal dapat dohitung dengan cara trial & error. Untuk memudahkan perhitungan-perhitungannya, maka n diambil sama dengan 1 (satu) atau nl + nv = 1.

Gambar 29

Gambar 31

Gambar 33

Gambar 34

Gambar 35

Gambar 36

Gambar 37

Gambar 38

Gambar 39

Gambar 40

Gambar 41

Gambar 423.6Separator Design

Pemisahan bertingkat dari gas dan minyak bumi dilakukan dengan sederetan separator yang bekerja pada tekanan berturut-turut menurun. Cairan dikeluarkan dari separator bertekanan tinggi dan masuk ke separator berikutnya yang bertekanan lebih rendah. Tujuan dari pemisahan bertingkat ini adalah untuk mendapatkan maksimal cairan hidrokarbon dari fluida formasi dan untuk mendapatkan kestabilan semaksimum mungkin dari gas maupun minyaknya. Seperti telah dikatakan sebelumnya, proses pemisahan bertingkat merupakan proses diferensial maupun flash liberation dan ini bahkan lebih mendekati differential liberation (lihat Gambar 43).

Keekonomian biasanya memberi batasan pada jumlah tingkat pemisahan, yang biasanya sampai tiga atau empat tingkat saja. Perbandingan antara tekanan-tekanan kerja pada tingkat-tingkat pemisahan bertingkat seperti telah dijelaskan terdahulu, dapat didekati dengan persamaan-persamaan berikut ini :

dengan :

R= ratio tekanan bertingkat P1/P2 = P2/P3 = ... Pn/Ps

n= jumlah antar tingkat atau jumlah tingkat dikurangi satu

P1= tekanan separator tingkat pertama, psi

P2= tekanan separator tingkat kedua, psi

P3= tekanan separator tingkat ketiga, psi

Ps= tekanan tanki minimum (starage)

Gambar 43

Pemisahan pada Separator Bertingkat

Penamaan beberapa tingkat dari pemisahan tersebut tergantung pada tekanan atau dan temperatur dari tanki penimbunnya apakah kondisinya sama dengan separator terdekat dengan tanki tersebut. Bila sama maka jumlah separator adalah jumlah tingkat, tetapi dalam hal tekanan dan temperatur tanki penimbun tidak sama dengan separator yang terdekat (yang terakhir), maka jumlah tingkat sama dengan jumlah separator ditambah satu, yaitu tanki penimbun itu sendiri, karena dalam hal ini gas tetap masih mengalami pemisahan dari minyak dalam tanki.

Penentuan dimensi separator untuyk merencanakan ukuran separator untuk memisahkan gas dan cairan dari fluida produksi dan memilih jenis separator agar pemisahan berjalan dengan baik dan ekonomis. Metoda ini dapat dilakukan dengan perhitungan maupun penggunaan chart-chart yang sudah dipublikasikan secara luas.

3.6.1Separator Vertikal 2 Phasa

Urutan-urutan dalam mendesain separator vertikal untuk memisahkan liquid dan gas, ligat Gambar 44, adalah sebagai berikut

1. Hitung konstanta :

dimana :

S = SG Gas (udara = 1)

P = tekanan, psia

T = temperatur, oR

2. Gunakan Gambar 45 untuk menentukan nilai K

3. Hitung batasan kapasitas gas (d)

dimana

Qg= laju alir gas, MMSCFD

Z= faktor deviasi gas

d= Inch

Gambar 44

Skema Ukuran Separator Vertikal

4. Hitung batasan kapasitas liquid (d2h)

dimana

tr= retention time, 1 3 menit

Qe= laju produksi liquid, BFPD

5. Buatlah tabel untuk kombinasi dari tr = 1 3, dan berbagai diameter (d), sehingga diperoleh masing-masing ketinggian liquid (h)

dimana :

h= ketinggian liquid, inch

d= gunakan diameter ( diameter gas, lihat Tabel 3

6. Masih menggunakan tabel yang sama (Tabel 3), hitunglah steam to steam length (Lss) :

Untuk OD ( 36

Untuk OD ( 36

dimana

Lss= steam to steam length, ft

dmin= diameter minimum yang sisyaratkan gas, inch, lihat No. 3

7. Hitung Slederdness ratio, masih menggunakan tabel yang sama

8. Tentukan diameter (d) dan panjang (Lss) dari tabel yang mempunyai slenderdness ratio 3 4.

Tabel 3

Data Separator yang tersedia di Pasaran

Horizontal Separators Size and Working Pressure Rating

NominalMaximum Allowable Working Pressure, psig @ 100 oF

Diameter, Inch

12 ...2306001000120014402000

16...2306001000120014402000

201252306001000120014402000

241252306001000120014402000

301252306001000120014402000

361252306001000120014402000

421252306001000120014402000

481252306001000120014402000

541252306001000120014402000

601252306001000120014402000

Vertical Separators Size and Working Pressure Rating

NominalMaximum Allowable Working Pressure, psig @ 100 oF

Diameter, Inch

16...2306001000120014402000

201252306001000120014402000

241252306001000120014402000

301252306001000120014402000

361252306001000120014402000

421252306001000120014402000

481252306001000120014402000

541252306001000120014402000

601252306001000120014402000

Spherical Separators Size and Working Pressure Rating

NominalMaximum Allowable Working Pressure, psig @ 100 oF

Diameter, Inch

24....2306001000120014402000

30....2306001000120014402000

36....2306001000120014402000

411252306001000120014402000

421252306001000120014402000

481252306001000120014402000

541252306001000120014402000

601252306001000120014402000

3.6.2Separator Horizontal, 2 Phasa

Urutan-urutan dalam mendesain separator horizontal untuk memisahkan liquid dan gas, ligat Gambar 46, adalah sebagai berikut

1. Hitung konstanta :

dimana :

S = SG Gas (udara = 1)

P = tekanan, psia

T = temperatur, oR

2. Gunakan Gambar 45 untuk menentukan nilai K

3. Hitung batasan kapasitas gas (d)

diaman

Qg= laju alir gas, MMSCFD

Z= faktor deviasi gas

d= Inch

Leff= panjang efektif, ft

4. Hitung steam to steam (Lss)

Lss = 4/3 . Leff5. Buatlah tabel antara d, Leff, dan Lss

6. Hitung Slederdness ratio, masih menggunakan tabel yang sama

7.Hitung batasan kapasitas liquid (d2.Leff), untuk berbagai retention time (tr)

8.Buat tabel d, Leff, untuk berbagai tr = 1 3, dimana dapat dilihat pada Tabel 3

9. Hitunglah Lss dan Slenderness ratio, seperti pada nomor 4 dan 6, masing menggunakan tabel yang sama.

10. Pilihlah dari tabel liquid dan tabel gas yang memberikan slenderness ratio = 3 4.

11. Pilihlah kapasitas (d, Lss) yang terbesar diantara hasil hitungan liquid dan gas.

Gambar 45

Grafik Untuk Menentukan Nilai K

3.6.3Separator Vertikal, 3 Phas

1. Hitung perbedaan SG air dan minyak

(SG = SG air SG minyak

2.Hitung konstanta :

dimana :

S = SG Gas (udara = 1)

P = tekanan, psia

T = temperatur, oR3.Gunakan Gambar 45 untuk menentukan K

4.Hitung batasan kapasitas gas (dmin)

dimana

Qg= laju alir gas, MMSCFD

Z= faktor deviasi gas

5.Hitung batasan kapasitas minyak (dmin)

dimana

(= viskositas minyak, cp

6.Hitung ketinggian minyak (ho) dan air (hw) :

Retention time yang dipakai antara 3 30 menit

Gunakan dmin terbesar diantara hasil No. 4 dan 5

7. Buatlah tabel (ho + hw) untuk berbagai diameter (d), di mana d diambil dari tabel yang ada dipasaran (Tabel 3), diameternya harus lebih besar dari hasil No. 4 dan 5.

8. Masih menggunakan tabel yang sama, hitunglah steam to steam length (Lss) :

Untuk OD ( 36

Untuk OD ( 36

9. Gunakan tabel yang sama, hitunglah slenderness ratio :

Slenderness ratio = 12 . Lss/d

Gambar 46

Skema Separator Horizontal

3.6.4Separator Horizontal, 3 Phas

1. Hitung perbedaan SG air dan minyak

(SG = SG air SG minyak

2.Hitung konstanta :

dimana :

S = SG Gas (udara = 1)

P = tekanan, psia

T = temperatur, oR3.Gunakan Gambar 45 untuk menentukan K

4.Hitung batasan kapasitas gas (d.Leff) :

dimana

Qg= laju alir gas, MMSCFD

Z= faktor deviasi gas

d= diameter, inch

Leff= panjang efektif, ft

5. Buatlah tabel antara d vs. Leff, dimana d mengambil dari Tabel 3

6. Dengan tabel yang sama hitunglah slenderness ratio :

7. Hitung maksimum tinggi minyak (ho)max

dimana

tro= retention time untuk minyak, 3 30 menit

(= viskositas minyak, cp

8. Hitung konstanta luas air terhadap selinder :

dimana

trw= retention time untuk air, 3 30 menit

Qo= laju alir minyak, BOPD

Qw= laju alir air, BWPD

9. Tentukan nilai dari Gambar 47

10. Hitung diameter maksimum (dmax) :

11. Hitung batasan liquid retebtion

12. Buatlah tabel Leff untuk berbagai diameter (d), dimana diameter separator menggunakan Tabel 3 dan lebih kecil dari dmax.

13. Hitung steam to steam (Lss), masukkan pada tabel yang sama

14. Hitung slenderness ratio, masukkan pada tabel yang sama.

15. Pilihlah yang mempunyai slenderness ratio 3 - 5

Gambar 47

Koefisien (ho/d) Fungsi dari (Aw/A)4.Gas Scrubber

Gas scrubber digunakan untuk meyakinkan bahwa gas tidak mengandung material atau fluida yang dapat merusak peralatan, sehingga scrubber harus dipasang untuk melindungi peralatan seperti kompresor degydrator, sweetener, metering, dan regulator.

Kegunaan dari scrubber adalah membersihkan gas yang akan digunakan untuk :

a. Bahan bakar heater, boiler, generator uap dan mesin-mesin dengan bahan bakar gas

b. Pengontrolan gas sebelum masuk ke processing plant

c. Unstream dehydrator dan sweetener

d. Upstream gas distribution/transmition untuk memisahkan cairan dan debu atau padatan-padatan lainnya.

e. Downstream gas transmitionline compressor station untuk memisahkan cairan atau pelumas yang tercampur dalam gas terkompresi.

Tipe vertikal atau horizontal scrubber keduanya dapat bekerja secara efektif dan efisien untuk hal-hal yang tertulis di atas. Pemilihan vertikal atau horizontal scrubber dipengaruhi oleh keterbatasan ruang, pertimbangan ekonomi serta pengalaman yang sering dipergunakan di lapangan. Sejumlah tipe, desain dan ukuran scrubber banyak tersedia dari berbagai perusahaan. Kapasitas dari scrubber dapat diperkirakan dengan menggunakan Gambar 48.

5.Gas Dehydration

Seperti telah dijelaskan sebelumnya adanya air bebas merupakan ciri yang khas dari formasi hydrat. Air bebas umumnya ikut masuk mengalir bersama dengan aliran gas alam dari reservoir ditambah kondensat yang jenuh dengan air.

Kandungan aliran dalam aliran gas alam dapat diturunkan dengan salah satu kombinasi metoda-metoda berikut :

a. Pendinginan

Pendinginan gas akan menurunkan kemampuan uap air bercampur dalam phase gas. Batasan dari metoda ini adalah hydrate formation temperatur dari gas. Metoda ini akan ekonomis untuk sistem dehidrasi cair atau padatan bila temperatur aliran gas di atas 100 oF (37.7 oC). Penggunaan udara atau air dingin memungkinkan penurunan ukuran dari dehydration plant dimana akan dapat menurunkan biaya pembangunan dan biaya operasi.

b. Kompresi diikuti dengan pendinginan

Uap air yang terdapat dalam gas alam dapat diturunkan lebih jauh dengan menggunakan metoda ini, tetapi mempunyai batasan yaitu hydrate formation temperatur meningkat dengan naiknya tekanan. Metoda ini digunakan biasanya digabungkan dengan mechanical refrigeration (sistem pendinginan mekanik) pada aliran gas yang mempengaruhi perolehan hidrokarbon cair dan kandungan uap air dalam gas akan turun di bawah spesifikasi normal.

Gambar 48

Kapasitas Gas Schrubber Vertikal

c. Penurunan temperatur ekstrasi (LTS)

Low temperatur separator (LTS), merupakan salah satu modifikasi separator normal. Hal ini dapat dilakukan dengan menambahkan choke pada bagian pemasukkan dan coil penukar panas di dalam separator.

Pola aliran normal seperti nampak pada Gambar 49. Gas tekanan tinggi masuk melalui free water knockout drum dan memasuki penukar panas yang dapat menurunkan panas gas dan akhirnya masuk ke LTS melalui choke dimana gas diekspansi secara cepat sehingga terjadi penurunan temperatur, menyebabkan uap air akan mengembun dan air bebas ini membentuk hydrat yang akan jatuh ke dalam separator. Coil penukar panas di dalam separator akan mencairkan hydrat ini dan keluar mengalir bersama produk non hidrokarbon lainnya.

Bila terdapat sejumlah uap air dalam gas yang dapat menyebabkan terbentuknya hydrat sebelum choke, maka glycol diinjeksikan untuk menangani permasalahan ini, bila kasus ini terjadi di dalam separator, maka proses ini ditiadakan.

d. Proses penyerapan

Terdapat dua proses dimana air dapat diserap, yaitu secara :

Adsorpsi :

Yaitu mengalirkan air melalui material yang mempunyai sifat menyerap air. Air akan ditahan pada permukaan butiran-butiran penyerap air. Tempat dimana proses ini berlangsung disebut dengan contactor atau sorber.

Absorpsi :

Berhubungan dengan proses dimana aliran gas yang melalui fluida tertentu yang mampu menyerap uap air dari gas. Cairan ini disebut dengan dessicants.

Gambar 49

Low Temperatur Separator

5.1Liquid Dessicant (Absorpsi) :Dessicant yang selalu digunakan adalah glycol, diethylene glycol (DEG) dan triethylene glycol (TEG), Jenis-jenis ini mempunyai kelebihan, yaitu senyawa yang agak tidak reaktif, dapat melarutkan air sangat cepat, dengan kestabilan temperatur yang baik serta memiliki titik didih yang tinggi. Dessicant model juga agak murah.

Tipe-tipe Glycol

Hampir sebagian besar unit dehidrasi yang digunakan pada storage dan pusat-pusat produksi adalah tipe Glycol. Tipe Glycol yang sering dipakai adalah :

a. Ethylene glycol

b. Diethylene glycol

c. Triethylene glycol

Dari ketiga tipe ini hanya triethylene glycol (TEG) yang paling sering digunakan dalam proses hidrasi. Karena TEG memberikan hasil yang sangat memuaskan dalam proses penyerapan uap air dalam gas, karena :

a. mempunyai kemampuan menyerap air yang sangat baik

b. jika dilihat dari biaya cukup bersaing

c. tidak korosif

d. substansi stabil

e. regenerasi secara kontinyu dan sederhana

f. viskositas masih stabil pada temperatur 50og. tekanan uap rendah pada temperatur operasi

h. kemampuan melarutkan gas alam sangat rendah

i. tendesi pembuihan dan penemulsian sangat rendah

j. mempunyai titik didih yang lebih tinggi dari jenis glycol lainnya

5.2Deskripsi Peralatan

Peralatan proses TEG dehydration umumnya terdiri dari peralatan berikut :

a. absorber

b. glycol/glycol heat exchanger

c. flash tank

d. filter system

e. glycol regenerator

f. glycol storage tank

Biasanya juga terdiri dari peralatan-peralatan pendukung seperti berikut :

a. high pressure displacement pump

b. circulating pump

c. liquid level valve

d. boiler fuel system

e. level control

f. thermostatic control

Glycol Absorber

Absorber seperti tampak pada Gambar 50, yaitu jenis ilinder vertikal yang memiliki sejumlah bubble tray di dalam peralatan. Glycol bersih (lean glycol) masuk ke absorber pada bagian puncak dari peralatan jatuh ke satu tray yang dilanjutkan ke tray berikutnya ke arah bawah.

Gas basah (wet gas) masuk dari dasar absorber dan bergerak ke atas menembus tray yang berisi glycol. Gas yang telah kering bergerak ke atas yang biasanya melalui satu atau lebih mist extractor, dimana TEG yang ikut mengalir bersama gas akan dipisahkan sebelum gas bersih dan kering masuk ke sistem pemipaan.

Dengan adanya tray yang mengandung glycol, gelembung-gelembung gas yang mengandung uap air akan diserap oleh glycol. Dengan meningkatnya permukaan bidang kontak dengan dessicant akan meningkatkan jumlah penyerapan uap air dari gas. Laju alir gas dan glycol sangat memegang peranan penting dalam efisiensi penyerapan uap air. Jika laju alir gas terlalu cepat, tidak hanya gas mengalami waktu kontak dengan glycol yang sangat cepat, tetapi juga akan mempercepat rusaknya/terangkatnya tray serta kemungkinan terbawanya glycol bersama dengan aliran gas.

Gambar 50

Absorber

Beberapa sistem biasanya menggunakan dua buah tray, atau bahkan sampai empat atau lima tray. Tray tingkat pertama (paling bawah) akan menyerap paling banyak uap air dan prosentase penyerapan uap air pada tray akan menurun dengan meningkatnya tingkatan tray, karena telah terpisahkan oleh tray sebelumnya.

Glycol/Glycol Heat Exvhanger

Umumnya berupa shell and tube heat exchanger dan menggunakan panas dari lean glycol untuk memanaskan rich glycol yang mengalir ke generator system.

Flash Tank

Flash tank adalah suatu peralatan yang tekanannya diturunkan sehingga memungkinkan teerlepasnya gas-gas yang terlarut dalam fluida. Gas ini akan digunakan dalam stripper.

Glycol Filter

Filter merupakan peralatan yang sangat penting dan berharga dalam sistem operasi peralatan dehydrator, lihat Gambar 51. Kegunaan dari filter ini adalah untuk menyaring scale, produk korosi dan padatan-padatan lainnya yang terdapatat dalam aliran gas yang tidak terpisahkan pada inlet separator. Dengan hadirnya padatan-padatan di atas akan menyebabkan foaming pada contactor atao stripper. Foaming akan menyebabkan peralatan ini rusak, maka padatan ini harus dihindari selama operasi. Maka dengan adanya filter ini akan menghindari dan memperlambat terjadinya kerusakan pada sistem peralatan ini, dengan demikian maka perawatan terhadap filter harus dilaksanakan secara teratur. Pengamatan indikator tekanan yang baik akan memberikan indikasi bahwa filter masih dalam kondisi yang baik. Jika filter sudah tersumbat dan memerlukan pembersihan, maka back pressure yang terbaca akan mulai naik.

Gambar 51

Glycol Filter

Regenerator

Unit regenerator seperti tampak pada Gambar 52 yang dilengkapi dengan stripping gas sistem. Stripping gas akan membantu pengembalian konsentrasi glycol (TEG) pada prosentase yang cukup tinggi, sehingga akan meningkatkan kemampuan penyerapan uap air yang akan mengembalikan efisiensi dari sistem. Jumlah dari stripping gas yang harus digunakan bervariasi antara 0.77 sampai 3.86 m3/liter glycol yang disirkulasikan. Ruang penyulingan (Still Column) juga dilengkapi dengan sistem refluks, dimana uap air akan terbebaskan ke udara/atmosfir tetapi uap glycol dikondensasikan dan jatuh kembali ke circulating.

Gambar 52

Regenerator

Still Column

Still column (ruang penyulingan) merupakan suatu paket tersendiri dengan material yang digunakan pada bagian ini adalah keramik yang disebut dengan Berl Saddles atau Rasching Ring. Rasching ring ukurannya bervariasi berkisar antara in in, yang bentuknya mirip dengan pegangan mug/cangkir. Berl saddle kira-kira dengan dimensi yang sama dengan rasching ring tetapi dengan bentuk seperti saddle.

Paket peralatan ini di dalam column didukung oleh stainless stell di antara tower dan reboiler. Untuk unit-unit jenis lama biasanya menggunakan carbon steel yang tidak tahan akan korosi sehingga cepat rusak.

Accumulator

Accumulator diletakkan di bawah reboiler dan dihubungkan dengan downcomer dan weir yang disusun sedemikian rupa sehingga berupa satu paket peralatan. Beban kontaminan yang terlalu berat dalam larutan akan berkecenderungan terjadi penyumbatan yang akan menyebabkan beberapa persoalan serius, seperti tingginya back pressure pada reboiler yang akan menghasilkan titik didih yang sangat tinggi yang akan menyebabkan turunnya efisiensi dehidrasi. Tujuan dari accumulator adalah sumber suplai lean glycol yang siap untuk dipompakan kembali ke sistem.

Refluks System

Refrluks system pada kolom penyulingan glycol umumnya berupa fin tube (tabung-tabung sirip) yang disusun sehingga terjadinya pendinginan secara atmosfer dan terjadi pengkondensasian uap glycol. Adapula yang melakukan sirkulasi rich glycol dingin melalui coil untuk memperluas aksi refluks (Gambar 53).

Gambar 53

Reflux System

Gambar 53

Reflux System (lanjutan)

5.3Dehydration Process

Beberapa definisi yang harus diketahui sebelum mempelajari sistem dehidrasi, yaitu :

1. Wet gas :

Gas yang mengandung uap air selama kontak dengan unit absorber

2. Dry gas

Gas yang telah meninggalkan absorber unit

3. Lean solution :

Desiccant dengan kandungan air yang rendah

4. Rich solution

Sesiccant dengan kandungan air yang banyak

Proses dehydrasi dapat dibagi menjadi dua seksi/phase, seperti tampak pada Gambar 54, yaitu :

Phase 1 :

Adalah proses penyerapan, yaitu memisahkan air dari aliran gas

Phase 2 :

Adalah proses regenerasi, yaitu mengembalikan konsentrasi substansi yang telah digunakan dalam proses absorpsi pada phase 1 yang akan digunakan kembali dalam phase 1.

Dalam kenyataannya proses berjalan secara kontinyu antara phase 1 dan phase 2, seperti tampak pada Gambar 55.

Proses absorpsi terjadi pada peralatan yang disebut dengan absorber. Dalam peralatan ini wet gas dan cairan desiccant mengalir ke bawah. Gas keluar dari bagian atas peralatan, sedangkan larutan desiccant yang telah digunakan keluar dari dasar peralatan dan masuk ke flash tank dimana tekanannya diturunan sehingga terjadi pelepasan gas hidrokarbon dari dalam cairan glycol.

Gambar 54

Skema Proses Dehydration Unit

Gambar 55

Dehydration Facilities

5.4Penentuan Dimensi Dehydrator

Gas alam yang ditujukan untuk ditransportasikan melalui jaringan pipeline harus memenuhi beberapa kriteria, seperti :

a. Kandungan air maksimum

b. Kandungan kondensat maksimum

c. Konsentrasi dari kontaminan, seperti H2S, CO2 serta kandungan padatan lainnya.

d. Parameter lain yang harus diperhatikan selama pengiriman gas adalah tekanan, laju alir dan temperatur selama pengiriman.

Fluida reservoir mengalir ke permukaan selama produksi berlangsung umumnya mengandung air, karena dari sejarah pengendapan dan pembentukan hidrokarbon terjadi pada lingkungan yang mengandung air. Zona-zona produksi gas berkecenderungan mengandung lebih banyak uap air dan sedikit cairan atau air bebas dibandingkan dengan zona yang menghasilkan minyak. Alasan mendasar mengapa uap air harus dihilangkan dari dalam gas sebelum ditransmisikan melalui jaringan pipa yang panjang adalah :

a. Uap air dalam gas dapat membentuk padatan Hidrat Es yang dapat menyumbat peralatan.

b. Gas alam yang mengandung air bersifat korosif, lebih-lebih bila mengandung H2S atau CO2.

c. Uap air dalam gas dapat terkondensasi dalam pipeline yang dapat menyebabkan kondisi aliran slugging.

d. Uap air meningkatkan volume dan menurunkan nilai panas dari gas, hal ini akan menurunkan kapasitas pipa.

Perkiraan Kandungan Air

Semua gas alam mengandung uap air dengan derajat kandungan yang berbeda-beda. Kelarutan air akan meningkat dengan naiknya temperatur dan menurun dengan meningktnya tekanan. Kandungan air biasanya dinyatakan dalam pound per milion standard cubic feet (lbm/MMscf). Harga ini dapat ditentukan dengan menggunakan korelasi Mc KETTA dan WEHE yang dinyatakan dalam chart seperti terlihat pada Gambar 56.

Desain Glycol Gehydrator

Triethylene glycol dehydrator yang menggunakan tray atau packed coloumn contactor dapat didesain dengan mengikuti prosedur berikut ini yang didasarkan atas grafik dan tabel dari SIVALS.

Parameter tersebut harus tersedia dalam pendesainan glycol dehydrator, yaitu :

a. laju alir gas, MMscfd

b. specifik gravity gas

c. tekanan operasi, psig

d. tekanan terja maksimum contctor, psig

e. temperatur gas masuk, oF

f. kandungan uap air akhir dalam gas, lbm/MMscf

Setelah memiliki parameter-parameter di atas, kemudian melakukan pemilihan dua pertimbangan yang harus dilakukan sebelum pendesainan :

a. Laju sirkulasi glycol terhadap air yang akan dipisahkan. Laju sirkulasi 2 6 gal TEG/lb H2O yang dipisahkan sering dipergunakan di lapangan-lapangan.

b. Konsentrasi lean glycol dari reconcentrator berkisar antara 99.0 99.9 % lean TEG. Nilai 99.5 % lean TEG sering digunakan untuk suatu pendesainan.

Gambar 56

Kandungan Air dalam Gas, Fungsi Temperatur dan Tekanan

Inlet Scrubber

Inlet scrubber yang baik akan menghasilkan efisiensi yang baik operasi unit glycol dehydrator. Besar diameter inlet vertikal scrubber yang dibutuhkan dapat ditentukan, yang pemilihannya berdasarkan tekanan operasi dan kapasitas gas yang akan ditangani.

Glycol Gas Contactor

Pemilihan diameter contactor berdasarkan tekanan operasi dan pendekatan kapasitas gas yang akan ditangani, dapat dilihat pada Gambar 57 dan 58. Gambar 57 untuk glycol contactor yang menggunakan trayed clumns dan Gambar 58 untuk glycol contactor yang menggunakan sistem packed columns.

Kapasitas gas yang diperoleh dari Gambar 57 dan 58 harus dikoreksi ke temperatur operasi dan specific gravity gas dengan menggunakan persamaan :

Qo = Qs (Ct) (Cg)

dimana,

Qo=kapasitas gas contactor pada kondisi operasi, MMscfd

Qs=kapasitas gas contactor pada kondisi standar, (SG gas = 0.7, 100 oC) MMscfd

Ct=faktor koreksi untuk temperatur operasi (Tabel 4 dan Tabel 5)

Cg=faktor koreksi untuk specific gravity gas (Tabel 6 dan Tabel 7)

Berikutnya adalah menentukan dew point dan water removed dari unit glycol degydration

Gambar 57

Trayed Glycol Gas Contactor

Gambar 58

Packed Glycol Gas Contactor

Tabel 4

Koreksi Temperatur, Trayed Glycol

Operating Temperatur, oF

Correction Factor, Ct

401.07

501.06

601.05

701.04

801.02

901.01

1001.00

1100.99

1200.98

Tabel 5

Koreksi SG, Trayed Glycol

Gas Specific Gravity

Correction Factor, Cg

0.551.14

0.601.08

0.651.04

0.701.00

0.750.97

0.800.93

0.850.90

0.900.88

Tabel 6

Koreksi Temperatur, Packed Glycol

Operating Temperatur, oF

Correction Factor, Ct

500.93

600.94

700.96

800.97

900.99

1001.00

1101.01

1201.02

Tabel 7

Koreksi SG, Packed Glycol

Gas Specific Gravity

Correction Factor, Cg

0.551.13

0.601.08

0.651.04

0.701.00

0.750.97

0.800.94

0.850.91

0.900.88

Dew Point Depression

oF = iblet gas temp. oF outlet gas temp. oF

Water Removed

dimana :

Wr= water removed, lbm/hrs

Wi= kandungan air inlet gas, lb H2O/MMcf

Wo= kandungan air outlet gas, lb H2O/MMcf

q= laju alir gas, MMscfd

Trayed Contactor

Pemilihan jumlah tray yang dibutuhkan menggunakan Gambar 59 berdasarkan dew point depression dan pemilihan laju sirkulasi glycol terhadap air.

Gambar 59

Jumlah Trayed yang Dibutuhkan

Pertama-tama menentukan konsentrasi Rich TEG meningglakan bagian bawah dari glycol gas contactor.

(i = SGgl x (8.34)

dimana,

(i=densitas lean TEG, lbm/gal

SGgal=specific gravity lean TEG pada temperatur operasi contactor

Rich TEG=konsentrasi TEG dalam rich solution dari contactor, %/100

Lean TEG=konsentrasi TEG dalam lean solution ke contactor, %/100

Lw=laju sirkulasi glycol terhadap air, gal TEG/lb H2O

Kemudian menentukan jumlah air yang dipisahkan dari dalam gas pada masing-masing tray. Untuk mempermudah, dapat dilakukan dengan mengisi tabel berikut :

Top of column: .... lb H2O/MMcf dan .... % lean TEG

Bottom of column: .... lb H2O/MMcf dan .... % lean TEG

Equilibrium line points :

Percent TEGEquilibrium Dew Point Temperature at Contactor Operating Temperatur *)Water Content of Gas at Dew Point and Contactor Operating Pressure, lb H2O/MMcf **)

99

98

97

96

95

*)ditentukan dari chart equilibrium dew points of glycol solutions, pada berbagai temperatur kontak, lihat Gambar 60

**)ditentukan dari chart water vapor content of gas, pada berbagai tekanan dan temperatur, lihat Gambar 56

Sehingga jumlah tray yang diperlukan dapat ditentukan dengan memperhatikan efisiensi tray :

dimana,

Efisiensi tray= 25 % untuk bubble cap trays

= 33 1/3 % untuk valve tray

Umumnya tray spacing untuk standar field dehydration contactor mempunyai spasi sebesar 24 in. Hal ini disebabkan oleh kecenderungan glycol akan membentuk busa (foaming) dengan hadirnya cairan hidrokarbon, sehingga disarankan jangan membuat spasi antar tray lebih dari 24 in untuk menghindari permasalahan terhadap unit peralatan. Bila masalah foaming terbentuk akibat jarak tray terlalu dekat, maka glycol akan terbawa oleh aliran gas dan akan menyebabkan kehilangan glycol yang berlebihan sehingga akan menurunkan efisiensi proses dehidrasi gas.

Gambar 60

Jumlah Air Terkandung Dalam Glycol, Fungsi TemperaturPacked Contactor

Prosedur yang sama dapat digunakan untuk packed contactor dan kedalaman dari packed yang digunakan. Kedalaman dari packing yang diperlukan dapat itentukan dengan persamaan empiris yang berdasarkan 1 in metal pall ring dalam

contactor :

Depth packing, ft = no. Theo. Trays

Untuk memperoleh operasi yang baik, minimum 4 ft packing harus digunakan untuk setiap gas glycol contactor.

Glycol Reconcentrator

Untuk pendesainan detail, termasuk penentuan dimensi dari berbagai komponen dari glycol reconcentrator, maka pertama-tama penentuan laju sirkulasi glycol dengan menggunakan persamaan :

dimana,

L= laju sirkulasi glycol, gal/hrs

Lw= laju sirkulasi glycol air, gal TEG/lb H2O

Wi= kandungan air inlet gas, lb H2O/MMscf

q= laju alir gas, MMscfd

Reboiler

Jumlah energi panas yang diperlukan oleh reboiler dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan berikut :

Ht = 2000 L

dimana,

Ht= panas total yang diperlukan oleh reboiler, BTU/hrs

L= laju sirkulasi glycol, gal/hrs

Persamaan di atas dipergunakan untuk menentukan panas yang diperlukan secara perkiraan, perhitungan yang tepat dapat dilakukan dengan menggunakan serangkaian persamaan di bawah ini :

Hl = L (i C (T2 T1)

Hr = 0.25 Hw

Hh = 5000 20.000 Btu/h, tergantung ukuran boiler

Ht = Hl + Hw + Hr + Hh

dimana,

Hl= panas sensible yang diperlukan oleh glycol, Btuh

Hw= patas untuk menguapkan air, Btuh

Hr= panas untuk menguapkan air reflux di stil, Btuh

Hh=hilangnya panas dari reboiler dan stripping still, Btuh

Ht=panas total yang diperlukan oleh reboiler, Btuh

L=laju sirkulasi glycol, gal/hrs

=densitas glycol pada temperatur rata-rata reboiler, Btu/lbm oF

C=glycol specific heat pada temperatur rata-rata boiler, Btu/lbm oF

T1=temperatur mula-mula (masuk) glycol, oF

T2=temperatur akhir (keluar) glycol, oF

970.3=panas untuk penguapan air pada 212 oF, 14.7 psia, Btu/lbm

Wi=kandungan air inlet gas, lb H2O/MMscf

Wo=kandungan air outlet gas, lb H2O/MMscf

q=laju alir gas, MMscfd

Catatan : untuk high pressure glycol dehydrator,

(i C (T2 T1) ( 1200

Bila ukuran dari reboiler dan stripping still diketahui atau diperkirakan, hilangnya panas dapat lebih akurat ditentukan dengan menggunakan persamaan

Hh = 0.24 (As) (Tv Ta)

dimana,

Hh=kehilangan panas total dari reboiler dan still, Btuh

As= luas permukaan total dari reboiler dan still, ft2Tv=temperatur fluida dalam vessel, oF

Ta=temperatur minimum ambient udara, oF

0.24=hilangnya panas dari permukaan besar dan diisolasi, Btuh/ft2 oF

Luas permukaan firebox yang diperlukan untuk irect fired reboilers dapat ditentukan dari persamaan berikut, berdasarkan disain heat flux sebesar 7000 Btuh/ft2. Dengan menentukan diameter dan panjang keseluruhan dari U tube firebox, maka luas permukaan total dapat dihitung, sehingga ukuran secara keseluruhan dari ukuran reboiler dapat ditentukan.

dimana,

A= luas permukaan total firebox

Ht= panas total yang diperlukan reboiler, Btuh

Glycol Circulating Pump

Ukuran dari glycol circulating pump dapat ditentukan berdasarkan laju sirkulasi glycol dan tekanan operasi maksimum dari contactor.

Glycol Flash Separator

Flash separator harus dipasang pada pada downstream dari glycol pump (khususnya bila menggunakan pompa glycol power type) untuk menghilangkan sisa hidrokarbon dari rich glycol. 125 psi WP vertikal two-phase separator cukup untuk mengatasi permasalahan ini. Ukuran separator ditentukan berdasarkan liquid retention time vessel yang diperkirakan sekitar 5 menit.

dimana,

V= volume settling yang diperlukan separator, gal

L= laju sirkulasi glycol, gph

T= retention time = 5 menit

Bila cairan hidrokarbon tidak diperbolehkan lewat ke glycol gas contactor, maka harus dipasang tree phase glycol flash separator. Liquid retention time yang digunakan pada persamaan di atas harus ditambah yaitu sekitar 20 30 menit.

Gas hidrokarbon yang terlepas dari flash separator dapat dialirkan ke reboiler yang digunakan sebagai vahan bakar dan stripping gas.

PAGE 30Production Down Hole and Surface Facilities

_956040315.unknown

_956042574.unknown

_956044051.unknown

_956054109.unknown

_956056647.unknown

_956058482.unknown

_956058897.unknown

_956057061.unknown

_956055743.unknown

_956044413.unknown

_956053742.unknown

_956044287.unknown

_956043062.unknown

_956043144.unknown

_956042613.unknown

_956041144.unknown

_956042129.unknown

_956042432.unknown

_956042073.unknown

_956040532.unknown

_956040578.unknown

_956040340.unknown

_955799313.unknown

_956036311.unknown

_956036793.unknown

_956040227.unknown

_956037144.unknown

_956039741.unknown

_956039991.unknown

_956038684.unknown

_956036892.unknown

_956036538.unknown

_955799428.unknown

_956035947.unknown

_955799365.unknown

_955798332.unknown

_955798585.unknown

_955798664.unknown

_955798392.unknown

_955797297.unknown

_955798268.unknown

_955791466.unknown