PERENCANAAN PERALATAN PRODUKSI PERMUKAAN

3.1. Kondisi Lingkungan Alam

Dalam membahas perencanaan peralatan produksi permukaan, perlu

diketahui mengenai kondisi lingkungan alam yang mempengaruhi fasilitas

produksi tersebut baik didarat maupun dilepas pantai baik secara langsung

maupun tidak langsung. Dalam sub bab ini akan dibahas mengenai kondisi

lingkungan darat, yang meliputi morfologi darat, lingkungan pemukiman,

lingkungan industri dan areal pertanian. Sedangkan kondisi lingkungan laut

meliputi : adanya pengaruh angin, pengaruh ombak, dasar laut, pengaruh

arus laut serta letak geografis daerah laut. Untuk lebih jelasnya akan

diuraikan lebih lanjut.

3.1.1. Kondisi Lingkungan Darat / Onshore

Yang dimaksud dengan kondisi lingkungan darat adalah keadaan atau

kondisi yang berada dipermukaan tanah yang mempunyai morfologi dan

lingkungan tertentu.

3.1.1.1. Morfologi Darat

Penyebab proses bentuk-bentuk permukaan bumi adalah akibat

adanya tenaga endogen, yaitu tenaga yang berasal dari dalam bumi dan

tenaga eksogen, yaitu tenaga yang berasal dari luar bumi.

Tenaga endogen dapat berupa :

Gempa tektonik.

Gaya-gaya pembentuk struktur, vulcanisme.

Tenaga eksogen dapat berupa :

Angin.

Suhu (temperatur).

Tekanan udara.

Air, dapat berupa air hujan, air laut, air tanah, air rawa, air danau.

Kedua tenaga tersebut (geomorphic agent) bekerja sama membentuk

roman muka bumi, dimana tenaga endogen cenderung untuk membangun

dan tenaga eksogen cenderung untuk merusak. Akibat dari pengaruh kedua

tenaga tersebut akan terbentuk suatu bentuk-bentuk permukaan bumi, yang

dapat digolongkan dalam satuan-satuan morfologi yang disebut dengan

geomorphic unit.

Secara garis besar satuan morfologi tersebut dikelompokkan sebagai

berikut :

1. Sistem aluvial

- Sub sistem aluvial marine, terdiri dari : rawa, delta.

- Sub sistem aluvial sungai, terdiri dari banjir aluvial, kipas

aluvial, tanggul alam.

- Sub sistem collovial

2. Sistem dataran, antara lain peneplain, dataran pantai, dataran antar

pegunungan, teras-teras, dan sebagainya.

3. Sistem perbukitan, terdiri dari bukit, punggungan.

4. Sistem pegunungan, antara lain pegunungan tinggi dan pegunungan

rendah.

Dari dasar satuan morfologi tersebut dapatlah dikelompokkan satuan

morfologi darat menjadi dua, yaitu :

a. Dataran rendah

Daerah ini meliputi daerah rawa, delta, dataran aluvial, dan

sebagainya.

b. Dataran tinggi

Daerah ini meliputi daerah perbukitan, punggungan, pegunungan

rendah dan pegunungan tinggi.

Kondisi morfologi darat tersebut perlu dipertimbangkan karena

berpengaruh terhadap tata letak dan perencanaan fasilitas pemboran dan

produksi terutama sistem transportasi fluida produksi serta perencanaan

pemasangan instalasi lainnya.

3.1.1.2. Lingkungan Pemukiman

Yang dimaksud dengan lingkungan pemukiman adalah lingkungan

pemukiman penduduk yang padat seperti di perkotaan. Dimana kota

merupakan suatu tempat tertentu yang telah dibangun sedemikian rupa,

sehingga dapat menampung kegiatan-kegiatan administratif, pemasaran

(aktifitas jual beli), dan lainnya.

Didalam suatu lingkungan perkotaan, faktor pencemaran lingkungan

dan limbah industri harus diperhatikan dengan seksama, karena menyangkut

kelangsungan hidup manusia sebagai warga kota tersebut. Oleh karena itu

kegiatan pemboran maupun produksi yang meliputi aktivitas pemborannya

sendiri, aktivitas produksi yang meliputi fasilitas transportasi, fasilitas

pemisahan, fasilitas penampungan dan pengapalan, sebaiknya tidak berada di

tengah kota.

Kegiatan atau segala aktivitas yang menyangkut fasilitas-fasilitas

produksi harus dipilih dan didirikan pada suatu tempat yang sesuai, yang

dikenal dengan plant location. Faktor-faktor lain yang mempengaruhi plant

location adalah faktor ekonomis yang menyangkut biaya pembebasan tanah,

biaya tenaga kerja, biaya transportasi, pajak (tax), serta sikap masyarakat

juga harus diperhatikan.

Dari hal tersebut diatas dapat ditarik suatu kesimpulan bahwa pada

lingkungan pemukiman hanya sesuai untuk kegiatan administratif

(perkantoran) seperti perusahaan minyak. Sedangkan untuk instalasi

produksi didarat sebaiknya jauh dari lingkungan kota / pemukiman yang

padat. Jika terpaksa seperti pipa transportasi harus melewati perkotaan, maka

harus direncanakan / dirancang untuk tidak mengganggu aktivitas lalu lintas

lingkungan kota tersebut, misalnya dengan menanam pipa transportasi

didalam tanah.

3.1.1.3. Lingkungan Industri

Lingkungan industri adalah suatu tempat dimana dilakukan kegiatan-

kegiatan industri, seperti industri pengolahan bahan makanan, industri tekstil,

industri mesin-mesin berat, industri kimia serta industri perminyakan sendiri

yang meliputi unit pengolahan refinery minyak dan LPG.

Perencanaan dan pemasangan suatu instalasi produksi perminyakan

seperti fasilitas pemrosesan / pengolahan dapat ditempatkan pada lokasi yang

terkait dengan industri lain yang saling menunjang. Sebagai contoh suatu

unit pengolahan gas LPG plant yang ditempatkan dekat dengan block station.

Disamping itu faktor keselamatan kerja harus tetap diperhatikan disamping

kesehatan para karyawan dan tempat tinggalnya jauh dari pencemaran

limbah industri.

3.1.1.4. Lingkungan Pertanian dan Perkebunan

Adakalanya reservoir minyak didarat didapatkan pada suatu daerah

perkebunan dan areal pertanian subur yang merupakan sumber pangan dan

komoditi-komoditi eksport lainnya. Untuk itulah pemakaian suatu instalasi

produksi pada areal tersebut harus diperhitungkan atau direncanakan dengan

cermat agar dampak negatifnya dapat dihilangkan. Jika suatu reservoir

minyak / gas berada dibawah suatu areal pertanian dan perkebunan, maka

dilakukan suatu pembebasan lahan serta perlu diperhatikan penanggulangan

terhadap pencemaran lingkungan yang terkaji nantinya.

3.1.2. Kondisi Lingkungan Laut / Offshore

Yang dimaksud dengan kondisi lingkungan laut adalah keadaan atau

kondisi yang berada di laut / lepas pantai yang mempunyai morfologi dan

lingkungan tertentu.

Kondisi lingkungan laut sangat berbeda dengan kondisi lingkungan

darat, hal ini dikarenakan lingkungan laut dipengaruhi adanya angin yang

berhembus lebih besar daripada di darat, adanya ombak, kondisi dasar laut,

adanya arus laut, dimana hal tersebut akan menentukan perencanaan fasilitas

produksi dipermukaan.

3.1.2.1. Pengaruh Angin

Besarnya pengaruh angin akan mempengaruhi struktur yang berada

diatas permukaan laut, dimana akan menambah beban horisontal pada rig

maupun pada anjungan terapung akan mempengaruhi kestabilannya.

Pengaruh angin terutama berpengaruh pada struktur diatas permukaan air

laut. The American Bureau of Shipping (ABS) telah mengadakan percobaan

untuk mendeteksi besarnya angin yang bekerja pada struktur. Percobaan

tersebut dinamakan “Wind Tunnel Test”, sehingga didapatkan persamaan-

persamaan untuk mendeteksi besarnya pengaruh angin. Besarnya tenaga

angin ditentukan dengan persamaan sebagai berikut :

…………………………………………………

(3.1)

dimana :

F = tenaga angin, lb

A = luas area yang terkena angin, ft2

Vk = kecepatan tiupan angin, knot

Ch = koefisien ketinggian

Cs = koefisien bentuk

Harga Vk dapat dicari dengan persamaan sebagai berikut :

……………………………………………………(3.2)

dimana :

Va = kecepatan angin rata-rata, knot

Vg = kecepatan angin maksimum, knot

3.1.2.2. Pengaruh Ombak

Besarnya pengaruh ombak akan berdampak pada kekuatan dari

anjungan terapung terutama pada kekuatan kaki-kakinya yang mana

mempengaruhi kestabilan pada arah horisontal serta mempengaruhi dalam

perencanaan pola penjangkaran. Data test model sering digunakan untuk

menentukan besarnya tenaga ombak, dengan menggunakan model test semi-

submersible rig dan bentuk-bentuk lain yang tidak beraturan. ABS membuat

dua teori perhitungan tenaga ombak untuk kondisi laut dangkal dan laut

dalam. Kedalaman air sebesar 300 ft digunakan untuk membedakan kedua

teori tersebut.

Metode laut dangkal merupakan metode sederhana yang didasarkan

pada interpolasi. Analisa ini didasarkan pada struktur silindris vertikal dan

dapat digunakan untuk unit-unit yang mempunyai jenis kaki penyangga

dengan komponen yang tidak silindris. Metode tersebut juga diasumsikan

bahwa struktur memanjang sampai dasar laut. Sedangkan metode laut dalam

teorinya dikemukakan oleh ABS untuk menentukan drag dan tenaga

kelembaman dari unit pemboran dengan kedalaman lebih dari 300 ft.

3.1.2.3. Dasar Laut

Dasar laut tertutupi oleh batuan sedimen dengan morfologi yang

komplek, seperti deret perbukitan, tebing-tebing yang curam, palung,

lembah-lembah dan sebagainya. Dalam hal ini, dua hal yang penting adalah

morfologi dasar laut dan sedimen dasar laut, yaitu sebagai berikut :

1. Morfologi dasar laut

Morfologi dasar laut seperti halnya morfologi darat , terbentuk akibat

tenaga eksogen dan endogen. Morfologi dasar laut ini berdasarkan

kedalaman laut dibagi dua bagian, yaitu :

a. Morfologi dibatas tepi kontinen (laut dangkal), yang merupakan

perairan dangkal dengan dasar yang hampir rata dan disebut

dengan kontinental shelf. Lebar rata-rata continental shelf sekitar

60 km, tetapi disetiap tempat lebarnya berbeda-beda, yaitu

berkisar dari 0 sampai 1300 km. Bentuk-bentuk dari morfologi

laut dangkal ini antara lain : dataran continen, atoll, shelf channel,

watt, dan shoals.

b. Morfologi di laut dalam, yang mana laut dalam mempunyai

bentuk-bentuk morfologi yang lebih unik daripada laut dangkal,

antara lain : oceanic ridge, sea floor trench, seamount, guyot, dan

basin.

2. Sedimen dasar laut

Secara garis besar terbagi menjadi dua bagian, yaitu : terrigenous,

yaitu sedimen yang berasal dari daratan, dan pelagic, yaitu sedimen

yang berasal dari organisme-organisme laut.

Bentuk dari morfologi dasar laut akan mempengaruhi dalam

perencanaan fasilitas produksi permukaan khususnya tata letaknya. Apabila

dasar lautnya mempuyai morfologi yang baik dalam artian merata

permukaan dasar lautnya maka kestabilan dari anjungan akan tinggi,

sehingga fasilitas-fasilitas produksi permukaan juga akan stabil.

3.1.2.4. Pengaruh Arus Laut

Yang termasuk arus laut disini, antara lain arus pantai, arus pasang

surut, arus permukaan laut dan arus densitas.

a. Arus pantai

Arus pantai adalah arus yang terdapat pada zone surf (zona dimana

ombak mulai pecah) yang mengalir sejajar dengan garis pantai.

Aliran ombak kearah pantai menyudut, tetapi aliran balik ke arah laut

lurus mengikuti kemiringan pantai, sebagai akibatnya arus pantai

mengalami gerakan zig-zag sepanjang pantai. Dari hasil penelitian,

arus pantai mampu mentransport sedimen kira-kira 500 m3 /day

dengan laju sebesar lebih dari 800 m/day

b. Arus pasang surut

Proses terjadinya disebabkan karena adanya gaya tarik-menarik

antara bumi dengan matahari, sehingga gaya tarik-menarik yang

terjadi akan mempengaruhi ketinggian permukaan air laut.

c. Arus permukaan

Arus permukaan laut meliputi daerah yang luas dan bergerak secara

lambat. Gerakannya disebabkan adanya tiupan angin dipermukaan air

laut. Udara yang mengalir dipermukaan air laut disamping

menyebabkan terjadinya ombak juga menggerakkan air secara

perlahan-lahan searah dengan tiupan angin, sehingga menghasilkan

arus laut dipermukaan air laut, akan tetapi pada umumnya tidak lebih

dari kedalaman 50 – 100 m.

d. Arus densitas

Adalah arus laut yang terjadi karena adanya perbedaan densitas /

kerapatan, kerapatan disini dipengaruhi oleh temperatur dan salinitas.

3.1.2.5. Letak Geografis Daerah Laut

Seperti halnya didaratan, akibat adanya pengaruh perputaran bumi

mengelilingi matahari selama setahun maka distribusi sinar matahari tidak

merata, sehingga berpengaruh langsung terhadap iklim dan cuaca di daerah

laut.

Letak geografis daerah laut ditentukan dengan garis lintang dan bujur

dimana daerah perairan itu berada. Tetapi karena pengaruh rotasi bumi pada

sumbunya di kutub utara dan selatan, maka pengaruh lintang jauh lebih

besar. Dari letak lintang geografis tersebut, maka daerah-daerah laut secara

umum dikelompokkan menjadi :

1. Derah laut tropis, terletak sekitar katulistiwa atau pada lintang 0o

sampai 5-10o lintang utara dan selatan.

2. Daerah laut sub-tropis, dengan lintang 5-10o sampai 23o lintang utara

dan selatan.

3. Daerah laut sedang (transisi), dengan lintang 23-66,5o lintang utara

dan selatan.

4. Daerah laut kutub, dengan 66,5-90o lintang utara dan selatan, daerah

ini selalu ditutupi salju abadi.

Pengaruh geografis ini terutama pada laut terbuka seperti samudra

Atlantik dan Pasifik serta samudra Hindia, sedangkan untuk laut-laut

pedalaman seperti laut Tengah, laut Merah, dan laut Kaspia sangat

dipengaruhi oleh iklim kering dari daerah gurun disekitarnya.

Letak geografis daerah laut tersebut akan mempengaruhi kekuatan

angin (badai), tinggi ombak, arus, serta pengaruh terhadap anjungan-

anjungan produksi.

3.2. Perencanaan Jenis dan Ukuran Peralatan Produksi Permukaan

Peralatan produksi permukaan meliputi semua peralatan produksi

untuk mengalirkan fluida produksi dan memisahkan fluida produksi tersebut

sebelum disimpan / ditampung dalam peralatan pengumpul. Skema sistem

produksi permukaan dapat dilihat pada gambar 3.1.

Perhitungan peralatan produksi dipermukaan dipengaruhi oleh jenis

fasa hidrokarbon, komposisi kimia hidrokarbon dan air formasi, kondisi

reservoir dan laju produksi dimana semuanya itu akan berpengaruh terhadap

besarnya pressure drop sepanjang flow line, manifold, dan header. Cadangan

juga berpengaruh terhadap perencanaan pada peralatan produksi

dipermukaan walaupun tidak mutlak, karena besarnya cadangan juga harus

merupakan pertimbangan dalam merencanakan peralatan pemisah dan

fasilitas pengumpul yang optimum dalam arti dapat menampung fluida

produksi selama produksi berlangsung.

Gambar 3.1.Skema Sistem Produksi Permukaan (36)

Perencanaan fasilitas produksi dipermukaan tujuannya adalah

mengontrol dan mengatur aliran fluida produksi dipermukaan, yang meliputi

perencanaan jenis dan ukurannya. Fluida Reservoir akan mengalir ke

permukaan melalui peralatan produksi bawah permukaan menuju wellhead,

kemudian menuju ke sistem penampungan dengan melalui peralatan

produksi permukaan, seperti terlihat dalam gambar 3.2.

Gambar 3.2.Proses Pengaliran Fluida Produksi Permukaan (5)

Proses pengaliran fluida produksi dari wellhead / kepala sumur ke

tangki pengumpul dengan menggunakan fasilitas produksi permukaan dibagi

menjadi tiga bagian, yaitu :

1. Fasilitas transportasi

2. Fasilitas pemisah

3. Fasilitas penampung

Perencanaan fasilitas produksi permukaan nantinya meliputi

perencanaan sistem aliran serta pemisahan dari wellhead sampai ke peralatan

penampung.

3.2.1. Fasilitas Transportasi

Peralatan transportasi merupakan salah satu komponen dalam

peralatan produksi permukaan yang berfungsi menghubungkan bagian kepala

sumur dengan bagian komponen peralatan pemisahan dan juga

menghubungkan dengan bagian penampung fluida produksi.

Faktor yang perlu diperhatikan agar aliran dari kepala sumur hingga

ke separator dapat seefisien mungkin, adalah :

1. Kondisi permukaan dan lokasi antar sumur

Kondisi permukaan ini berpengaruh terhadap perencanaan

pemasangan flow line beserta peralatan-peralatan lainnya.

Penempatan flow line yang miring akibat kondisi permukaan yang

berbukit-bukit atau datar akan mempengaruhi gradien tekanan dan

hilang tekanan yang terjadi. Secara garis besar kondisi permukaan

akan berpengaruh terhadap pressure loss yang mungkin terjadi.

2. Sifat-sifat fluida produksi

Sifat-sifat fluida produksi yang bersifat korosif atau mengandung

scale ataupun fluida paraffin akan mempengaruhi kapasitas produksi

dan berpengaruh terhadap laju aliran fluida selama dalam media pipa

di flowline.

3. Kondisi fasa fluida produksi

Kondisi fasa fluida produksi ini secara tidak langsung berpengaruh

terhadap Gas Oil Ratio atau water cut yang terjadi, disamping itu juga

terhadap hilang tekanan dan kecepatan aliran fluida. Kondisi aliran

fluida yang lebih besar dari satu fasa ini selanjutnya berpengaruh

secara jelas dalam analisa hilang tekanan dalam pipa horisontal pada

korelasi-korelasi tekanan.

4. Pressure loss dalam pipa

Pressure loss atau hilang tekanan akan berpengaruh sekali terhadap

perencanaan komponen dan peralatan transportasi fluida produksi,

karena hal ini menyangkut tentang laju produksi yang diterima oleh

bagian surface fasilities selanjutnya. Faktor-faktor yang

mempengaruhi terjadinya pressure loss dalam pipa horisontal antara

lain adalah gesekan, perubahan elevasi disamping sifat-sifat fluida

produksinya sendiri. Pressure loss hampir terjadi di seluruh sistem

rangkaian peralatan transportasi fluida produksi.

5. Kapasitas fluida produksi

Faktor kapasitas fluida produksi sangat berpengaruh dan perlu

ditentukan untuk sistem komponen peralatan transportasi fluida

produksi, seperti kapasitas flow line, valve, header, dan sebagainya.

Perencanaan kapasitas produksi ini bertujuan untuk penyesuaian

besarnya kapasitas komponen peralatan dengan besarnya fluida

produksi di lapangan.

3.2.1.1. Komponen dan Peralatan di Kepala Sumur

Peralatan di kepala sumur meliputi wellhead, christmas tree, choke,

adapter dan crossover flange.

3.2.1.1.1. Well Head

Wellhead atau kepala sumur adalah istilah yang memberi arti tempat

berpautnya peralatan / rangkaian pipa di dalam sumur, tempat untuk

menahan / menopang, menyekat casing dan tubing serta untuk mengontrol

produksi sumur dari semburan atau kebocoran cairan sumur ke permukaan.

Well Head merupakan peralatan produksi permukaan, yang terbuat dari besi

baja. Gambar Wellhead dapat dilihat pada gambar 3.3.

Wellhead ini tersusun atas casing head dan tubing head. Peralatan

wellhead dalam standar 0API diklasifikasikan berdasarkan kesanggupannya

dalam menahan tekanan kerja (working pressure) yang berkisar antara 960

psi sampai 15000 psi. Jenis - jenis dari wellhead serta bentuk yang digunakan

dibedakan menurut kondisi dari sumur dan formasinya. Wellhead untuk

tekanan yang tinggi menghendaki tekanan formasi yang tinggi. Misalnya

tekanan yang berkisar antara 10000 – 15000 psi memakai wellhead yang

berat.

Gambar 3.3.Wellhead beserta Komponen-Komponennya (5)

Fungsi dari wellhead, antara lain adalah :

Untuk pelindung dan tempat bergantung casing

Untuk penahan tekanan tinggi

Sebagai pengontrol sumur di permukaan (jika terjadi kick atau

terjadi kerusakan peralatan di bawah permukaan)

Merubah aliran vertikal dari tubing ke aliran horizontal dalam

flowline

Pada lapangan yang memproduksi jenis minyak berat biasanya dari

wellhead ini akan diinjeksikan suatu zat kimia tertentu atau fluida panas agar

fluida yang mengalir dari pipa vertikal ke wellhead tidak menimbulkan

penyumbatan-penyumbatan sehingga fluida produksi dapat mengalir dengan

baik. Beberapa kriteria dalam perencanaan wellhead didasarkan atas :

Perencanaan casing dan completion

Tipe fluida dan laju produksi yang diharapkan

Tekanan dan temperatur

Pertimbangan – pertimbangan lingkungan

Dalam suatu rangkaian wellhead terdiri atas beberapa bagian utama, yaitu :

A. Casing Head

B. Casing Hanger

C. Tubing Head

D. Tubing Hanger

E. Christmass Tree

Pemilihan wellhead perlu dilakukan untuk memberikan keselamatan

kerja pada saat penggantian atau pemasangan alat tersebut. Yang terpenting

dalam pemilihan ukuran wellhead adalah memilih wellhead sesuai dengan

range tekanan dan menentukan diameter choke yang dibutuhkan.

Dalam hal ini pemilihan peralatan tersebut ditentukan berdasarkan

American Petroleum Institute (API). Peralatan wellhead dalam standar API

diklasifikasikan berdasarkan kesanggupannya dalam menahan tekanan kerja

(working pressure) yang berkisar antara 960 – 15000 psi, seperti ditunjukkan

pada tabel 3.1.

Tabel 3.1.Standard API untuk Wellhead (14)

Mark cold working Hidrostatik test Former Corresponding

(psia) pressure

(psia) Series Designation

960 1440 Series 400

2000 4000 Series 600

3000 6000 Series 900

5000 10000 Series 1500

10000 15000 Series 2900

15000 22500 Series 2900

Casing Head

Casing head disebut juga landing base. Digunakan untuk menahan

casing berikutnya yang lebih kecil, memberikan suatu penyekat antara

rangkaian casing, memberikan suatu hubungan dengan annulus dan sebagai

landasan blow out preventer. Casing head harus direncanakan untuk dapat

menahan berat intermediate casing berikutnya yang akan dipasang tanpa

menyebabkan kerusakan pada casing.

1. Lowermost Casing Head

Lowermost casing head merupakan bagian paling bawah dari

peralatan wellhead yang akan berpaut dengan bagian atas surface casing dan

berfungsi untuk menopang rangkaian surface casing serta menyekat annulus

diantara rangkaian casing head. Bagian-bagian dari lowermost casing head

adalah :

Lower connection , yaitu bagian paling bawah yang berfungsi untuk

menyambung puncak dari surface casing dengan lowermost casing

head.

Outlet, yaitu saluran keluar yang berfungsi untuk mencatat tekanan

annulus dan tempat pemasangan katup.

Ring gasket, yaitu sebagai penyekat antara casing dan lowermost

casing head bagian dalam.

Casing hanger, yaitu merupakan bagian paling atas yang berfungsi

sebagai tempat terpautnya blow out preventer, intermediate casing

head, dan tubing head.

Ada beberapa macam ukuran dari lowermost casing head yaitu dari

6”- 20”, sedangkan yang digunakan untuk menopang rangkaian casing

adalah ukuran antara 4”- 6”. Gambar 3.4. memperlihatkan penampang dari

lowermost casing head.

Gambar 3.4.Lowermost Casing Head (14)

Dalam pemilihan ukuran peralatan lowermost casing head harus

dipertimbangkan hal-hal sebagai berikut :

1. Desain

Casing harus didesain agar dapat menerima casing hanger tanpa

menyebabkan kerusakan pada rangkaian casingnya.

2. Tekanan kerja (working pressure)

Tekanan kerja minimum sekurang-kurangnya harus sama dengan

tekanan formasi untuk dasar surface casing. Sedangkan tekanan

kerja maksimum paling tidak harus sama dengan tekanan formasi

pada dasar casing string berikutnya yang lebih kecil.

3. Lock screw

Lock screw pada casing head flange berguna sebagai perlengkapan

keamanan tambahan ketika menentukan tekanan annulus atau

sedang mengganti casing yang lebih ringan.

4. Ukuran (size)

Ukuran flange harus dapat memberikan lubang masuk yang luas

untuk pipa dipermukaan dengan ukuran minimum.

2. Intermediate Casing Head

Intermediate casing head disebut juga casing head spool yang

berfungsi untuk menahan casing berikutnya yang lebih kecil dan

memberikan suatu hubungan ruang annulus antara masing-masing casing.

Bagian-bagian dari intermediate casing head yang dapat diterangkan :

Top flange, mempunyai fungsi sama dengan lowermost casing head,

yaitu sebagai tempat terpautnya intermediate casing head atau tempat

berpautnya tubing head dengan menggunakan lock screw.

Casing hanger, yaitu berfungsi untuk menopang rangkaian casing

yang lebih kecil tanpa menyebabkan kerusakan pada pipa.

Lower flange, yaitu berfungsi sebagai tempat untuk memasang bit

guide yang dapat dipindahkan dan tempat untuk memasang seal

selanjutnya. Pemasangan bit guide ini bertujuan untuk melindungi

bagian atas dari rangkaian intermediate casing terhadap kerusakan

oleh bit dan peralatan-peralatan lain yang diturunkan kedalam lubang

bor.

Outlet, yaitu merupakan saluran keluar yang jumlahnya bisa satu atau

dua buah. Pada saluran keluar ini biasanya diapasang katup-katup.

Pada umumnya tekanan kerja minimum dari intermediate casing head

sama atau lebih besar dari tekanan maksimum yang menyebabkan kerusakan

formasi pada bagian dasar dari rangkaian casing intermediate. Sedangkan

tekanan kerja maksimumnya paling tidak sama dengan tekanan pada dasar

rangkaian pipa casing yang tergantung pada intermediate casing head.

Faktor-faktor yang perlu dipertimbangkan dalam pemilihan

intermediate casing head, antara lain :

1. Ukuran dan tekanan kerja dari bottom flange harus sesuai dengan

top flange dari casing head dibawahnya, misalnya ukuran bottom

flange pada intermediate casing harus sama dengan ukuran top

flange dari lowermost casing head.

2. Top flange intermediate casing head ukurannya disesuaikan

dengan pemakaian tubing spool.

3. Ukuran bit guide dan secondary seal harus sesuai dan cocok dalam

menggantung casing.

4. Harus memiliki penyesuaian ukuran, jenis dan tekanan kerja untuk

lubang saluran keluar.

Casing Hanger

Dalam pemilihan casing hanger akan sangat ditentukan oleh ukuran

diameter luas casing yang akan ditopang oleh casing hanger tersebut. Ukuran

dari casing hanger umumnya berkisar antara 6”- 20”, sedangkan untuk

menopang casing biasanya digunakan ukuran 4”- 16”. Untuk casing hanger

biasanya ukuran yang dipakai ialah sebagai berikut ;

Casing hanger 8” untuk casing 4”- 5”

Casing hanger 10” untuk casing 4”- 7 5/8”

Casing hanger 12” untuk casing 5”- 9 5/8”

Pada umumnya casing hanger harus mampu menahan tekanan kerja

yang cukup tinggi karena akan menopang atau menahan rangkaian casing

berikutnya. Faktor-faktor yang perlu dipertimbangkan dalam pemilihan

casing hanger antara lain :

1. Casing hanger yang dipilih harus mampu menggantung seluruh joint

strength dari casing yang dipergunakan dan tidak mengurangi ukuran

penampang. Apabila terjadi pengurangan penampang maka akan

timbul kesulitan-kesulitan pada pemasangan alat di dalam sumur.

2. Pack off atau seal utama harus disusun sedemikian rupa sehingga

tekanan sumur, tekanan flange, atau tekanan rekah tidak dapat

mengurangi kekuatan casing hanger.

3. Memilih pack-off yang dapat diatur dan dipindahkan tanpa

menggerakkan rangkaian casing yang digantung.

4. Memilih casing hanger yang sesuai, sehingga dapat cocok di dalam

mangkok casing head dan dapat digunakan untuk menopang casing.

Tubing Head

Tubing head ini ditempatkan di atas casing head dan berfungsi untuk

menggantungkan tubing string dan memberikan suatu pack-off antara tubing

string dengan production string. Disamping itu juga memberikan hubungan

annulus casing dan tubing melalui outlet samping.

Berdasarkan mangkok tubingnya maka tubing head dapat dibedakan

menjadi dua macam, yaitu : tubing head untuk satu rangkaian tubing (single

string), tubing head untuk beberapa rangkaian tubing (multi string). Bagian-

bagian utama dari tubing head adalah :

Top flange, top flange disini dilengkapi dengan lock screw yang

berfungsi untuk menahan tubing hanger pada tempatnya dan

memberikan tekanan pada tubing hanger seal dan seal annulus.

Tubing hanger, untuk menggantungkan tubing dan memberikan

penyekat antara tubing dan tubing head.

Outlet, merupakan saluran keluar yang jumlahnya bisa satu atau dua

buah.

Lower flange, merupakan tempat untuk memasang bit guide dan

secondary seal.

Dalam pemilihan tubing head dapat dibedakan menjadi dua macam

berdasarkan perencanaan mangkok tubingnya, yaitu :

1. Tubing head untuk single completion

Untuk pemilihan ukuran tubing head ini dapat dipenuhi dengan

kriteria sebagai berikut : untuk tubing head yang mempunyai ukuran 6”,

maka top flange minimum mempunyai ukuran 6 5/16“, dimana akan

memberikan pembukaan penuh (full opening) sampai 7” atau rangkaian

peralatan produksi yang mempunyai ukuran lebih kecil. Apabila digunakan

tubing string dengan ukuran 7 5/8” maka harus digunakan tubing head dengan

ukuran pembukaan penuh untuk ukuran bit 6 ¾”. Adapun ukuran lower

flange berkisar antara 6 - 12”. Dan fungsinya sebagai penopang rangkaian

casing produksi dengan ukuran 4 – 10 ¾”.

Faktor-faktor yang harus dipertimbangkan dalam pemilihan tubing

head, yaitu :

a. Lower flange dari tubing head harus mempunyai ukuran dan tekanan

kerja yang sesuai dengan top flange dari casing head sebelumnya.

b. Memilih bit guide dan secondary seal yang ukurannya sesuai dengan

rangkaian casing yang digunakan untuk produksi fluida sumur.

c. Besarnya tekanan kerja dari tubing head harus sama atau lebih besar

dari harga tekanan permukaan saat sumur ditutup.

d. Ukuran flange bagian atas harus sesuai dengan ukuran tubing hanger

yang diperlukan.

e. Tubing head harus mempunyai saluran keluar yang sesuai dengan

ukuran dan tekanan kerjanya.

f. Tubing head harus sesuai dengan semua kemungkinana keadaan

produksi seperti pumping dan gas lift.

2. Tubing head untuk multiple completion

Beberapa hal yang harus diperhatikan dalam pemilihan mangkuk

tubing untuk multiple completion, yaitu :

1. Memilih ukuran yang sesuai dengan desain bagian dalam supaya

dapat menerima tubing hanger yang diinginkan.

2. Merencanakan tubing hanger sehingga masih tetap berlaku untuk

menggantung sejumlah rangkaian tubing yang lebih kecil atau sebuah

rangkaian tubing.

3. Tubing head direncanakan agar dapat menerima hangernya sehingga

dapat dipasang tanpa membuka BOP-nya.

4. Menggunakan alat pemandu untuk menentukan arah tubing hanger

yang tepat.

Untuk lebih jelasnya dapat dilihat gambar dari tubing head untuk multiple

completion pada gambar 3.5. Selanjutnya dalam pemilihan multiple

completion tubing hanger, maka faktor-faktor yang harus dipertimbangkan

adalah :

1. Memilih seal yang terdapat diantara masing-masing tubing hanger,

supaya tidak terjadi kerusakan pada waktu pemasangan tubing.

2. Memilih elemen pack-off yang tepat atau seal yang sesuai.

3. Merencanakan agar pada waktu menggantungkan rangkaian tubing

dalam casing bagian atas tidak terpencar.

Gambar 3.5.Tubing Head untuk Multiple Completion (14)

4. Menyusun hanger sehingga pemasangan katup back pressure sesuai

dengan tempatnya.

5. Hanger harus disusun untuk ketepatan atau keakuratan test tekanan.

3.2.1.1.2. Christmas Tree

Christmass tree merupakan salah satu kelengkapan komplesi sumur

di permukaan, yang terdiri dari kumpulan valve–valve dan fitting–fitting

yang dipasang di atas tubing head. Christmass Tree berfungsi untuk menahan

dan mengatur aliran fluida dari formasi ke permukaan. Christmass tree ini

terbuat dari baja yang berkualitas tinggi sehingga disamping mampu

menahan tekanan tinggi juga mampu menahan laju aliran air formasi yang

bersifat korosif yang ikut mengalir bersama minyak atau dapat menahan

pengikisan yang disebabkan oleh pasir yang ikut terbawa oleh aliran fluida

formasi. Berdasarkan jumlah tubing maka christmass tree dapat dibedakan

menjadi dua, yaitu single completion christmass tree dan multiple

completion christmass tree. Sedangkan bila dilihat dari bentuk dan jumlah

wing valvenya christmass tree dapat dibagi menjadi dua, yaitu : Christmass

tree berlengan satu (single wing) dan Christmass tree berlengan dua (dual

wing). Untuk lebih jelasnya dapat dilihat jenis-jenis christmas tree pada

gambar 3.6.

Pemasangan christmas tree jenis multiple-pararel string wellhead

dengan semua fitting berada pada flange bagian atas dari tubing head.

Sedangkan untuk christmas tree yang menggunakan sambungan jenis ulir,

las, dan flange yang berdiri sendiri serta flange dengan kesatuan yang

lengkap, dipakai untuk tubing ukuran 1 1/4”, 1 3/4”, 2 3/8”, 2 7/8”, 3”, dan

4”.Berdasarkan bentuk sambungan manifoldnya, multiple completion

christmas tree dapat dibedakan menjadi dua, yaitu :

Jenis ulir “thread pararel string dual / triple completion”

Jenis flange “all flanged pararel string dual completion”

Pada christmas tree yang mempunyai bentuk sambungan jenis ulir,

las, dan flange yang berdiri sendiri, besarnya tekanan yang bekerja sebesar

2000 psi dan 3000 psi, sedangkan untuk jenis flange dengan kesatuan yang

lengkap besarnya tekanan kerja yaitu : 2000, 3000, 5000, dan 10000 psi.

Bagian - bagian utama dari christmass tree adalah sebagai berikut :

a. Manometer tekanan dan temperatur, ditempatkan pada tubing line dan

casing line, berfungsi untuk mengukur tekanan pada casing dan tubing.

b. Master valve / gate, berfungsi untuk membuka atau menutup sumur,

jumlahnya satu atau tergantung pada kapasitas dan tekanan kerja sumur.

Gambar 3.6.Jenis-Jenis Christmas Tree (14)

c. Wing valve/gate, terletak di wing/lengan dan jumlahnya tergantung

kapasitas dan tekanan kerja sumur yang berfungsi untuk mengarahkan

aliran produksi sumur.

d. Choke / bean / jepitan, merupakan valve yang berfungsi sebagai penahan

dan pengatur aliran produksi sumur, melalui lubang (orifice) yang ada.

Akibat adanya orifice ini, tekanan sebelum dan sesudah orifice menjadi

berbeda yang besarnya tergantung dari diameter orificenya. Prinsip inilah

yang digunakan untuk menahan dan mengatur aliran.

Ada dua macam choke / bean /jepitan, yaitu :

Positive choke : merupakan valve dimana lubang (orifice) yang ada

sudah mempunyai diameter tertentu, sehingga pengaturan aliran

tergantung pada diameter orificenya.

Adjustable choke : choke ini lebih fleksibel karena diameter orifice

dapat diatur sesuai posisi needle terhadap seat sehingga pengaturan

alirannya pun fleksibel sesuai keperluan (tekanan dan laju aliran).

Prinsip kerja :

Dengan memutar handwheel yang berhubungan langsung dengan stem

dan needle valve maka dapat diatur lubang antara needle dengan seat

yang juga merupakan diameter choke, yang besarnya akan ditunjukkan

pada skala melalui indikator yang ikut bergerak sesuai pergerakan stem.

e. Check valve, merupakan valve yang hanya dapat mengalirkan fluida pada

satu arah tertentu yang berfungsi untuk menahan aliran dan tekanan balik

dari separator. Pada christmas tree, check valve ini ditempatkan setelah

choke sebelum masuk ke flow-line.

3.2.1.1.3. Choke

Merupakan peralatan yang berfungsi untuk menahan sebagian aliran

dari flow valve sehingga produksi minyak dan gas dapat diatur menurut

kehendak kita. Choke ini juga terbuat dari baja yang berkualitas tinggi untuk

dapat menahan kikisan pasir atau karena pengaruh fluida formasi yang

bersifat korosif.

Adapun tujuan dari pemasangan choke (bean) ini adalah :

1. Menjaga laju aliran yang diinginkan

2. Menjaga tekanan balik (back pressure) yang sesuai untuk

mencegah masuknya pasir ke dalam sumur

3. Mencegah terjadinya gas coning

4. Memberi tekanan balik pada formasi sehingga tekanan formasi

tetap tinggi

5. Memproduksikan fluida reservoir pada laju aliran yang terbaik

Dalam industri perminyakan ada dua jenis choke yang sering

digunakan, antara lain yaitu :

1. Positive Choke

Choke ini terbuat dari besi baja pejal, dimana pada bagian dalamnya

terdapat lubang kecil (orifice), dimana minyak dan gas sering

melewatinya. Karena aliran fluida melalui choke ini maka akan

terjadi perbedaan tekanan antara sebelum choke dan sesudah choke

yang besarnya tergantung pada diameter orifice choke tersebut.

Positive choke ini hanya memiliki satu ukuran orifice (fixed orifice).

2. Adjustable Choke

Bedanya dengan positive choke adalah adjustable choke mampu

merubah diameter atau ukuran orificenya hanya dengan memutar atau

mengatur hand-wheelnya saja. Pemakaian adjustable choke ini

dimaksudkan untuk menghindari penukaran atau pergantian choke,

terutama pada sumur-sumur yang menggunakan christmass tree

single wing, agar pada waktu sumur berproduksi didapatkan aliran

yang bersih dan tidak terdapat lagi lumpur dan pasir. Dalam hal ini

jika digunakan positive choke akan mudah tersumbat kotoran yang

berasal dari sumur.

Agar maksud dari pemasangan choke ini tercapai maka perlu

ditentukan suatu ukuran choke yang paling sesuai dengan kondisi sumur.

Pemilihan ukuran choke di lapangan minyak dilakukan sedemikian rupa,

sehingga tekanan down stream di dalam flowline akibat tekanan dari

separator tidak berpengaruh terhadap tekanan kepala sumur dan kelakuan

produksi sumur . Untuk itu digunakan dua metode untuk pemilihan ukuran

choke, yaitu :

a) Metoda Gilbert

b) Metoda Poetmann dan Beck

a. Metode Gilbert

Korelasi aliran pada bean oleh Gilbert ditunjukkan dengan

menganggap choke yang ujungnya runcing, dan dengan memasukkan

beberapa parameter maka dapat diturunkan suatu rumus umum untuk

tekanan di kepala tubing (Pwh) yang berhubungan dengan bean

………………………………………………………...(3.3)

dimana :

Pwh = Tekanan di kepala tubing, psia

R = Gas liquid ratio (GLR), MCF / bbl

q = Laju aliran cairan total ( total rate ), bbl / day

S = Ukuran diameter choke, dalam skala 1 / 64 inch

C = Konstanta, dimana untuk unit diatas kurang lebih

menggunakan harga C = 600

Dengan menggunakan data dari berbagai lapangan, maka Gilbert

dapat menurunkan persamaan empiris, yaitu :

…………………………………………………….(3.4)

dimana : Pwh dalam satuan psig

Persamaan Gilbert ini sangat sensitif terhadap ukuran choke, yaitu

bila terjadi kesalahan sebesar 1/128 inch dari ukuran bean-nya, maka akan

menyebabkan kesalahan sebesar 5 – 20 % terhadap perkiraan tekanannya.

Dari persamaan tersebut Gilbert membuat suatu nomogram yang dapat

dipakai untuk penentuan ukuran choke. Nomogram tersebut dapat dilihat

pada gambar 3.7.

Sebagai contoh penggunaan nomogram tersebut yaitu untuk

menentukan ukuran choke dari suatu sumur yang telah berproduksi, dengan

laju aliran 200 BPD dan GLR 4,0 MCF/bbl, dimana produksi akan

diturunkan menjadi 100 BPD dengan laju aliran ini dan memberikan tekanan

pada tubing 1800 psi, cara penentuannya adalah sebagai berikut :

Cari perpotongan garis 100 BPD dan 4,0 MCF/bbl pada

nomogram.

Dari titik potong ini tariklah garis horizontal kekanan sampai

memotong garis bean dengan size 10/64 inch

Dari titik perpotongan tadi tarik garis vertikal keatas sampai

memotong garis horizontal pada tekanan 1800 psi, sehingga

didapatkan ukuran choke yaitu 8/64 inch.

Gambar 3.7.Bean Performance Chart Gilbert (26)

b. Metode Poetmann dan Beck

Metode yang digunakan Poetmann dan Beck ini merupakan

pengembangan dari persamaan Ros (1960). Poetmann dan Back memberikan

bentuk persamaan sederhana sebagai berikut :

17,4 q R 0,5

Pwh = ...........................................................(3.5) S2

0,0054 T Z ( Rp – Rs )R = ............................................(3.6)

Bo. P

dimana :

P = tekanan tubing, psi

q = laju produksi minyak, STB / hari

T = temperatur tubing (absolute) dianggap 85 0F atau 545 0R

Z = faktor kompressibilitas gas pada tekanan tubing dan

temperatur 85 oF

R = Gas liquid ratio (GLR), MCF / bbl

Rp = gas oil ratio, SCF/ STB

Rs = kelarutan gas dalam crude oil pada tekanan tubing dan

temperatur 85 oF

Bo = FVF crude pada tekanan tubing dan temperatur 85 0 F

S = ukuran choke, 1/ 64 inch

Dengan menggunakan nomogram Poetmann dan Beck seperti terlihat

pada gambar 3.8., maka laju alir fluida melalui choke serta ukuran choke

dapat diketahui. Tetapi Poetmann dan Beck membuat 3 nomogram, yaitu :

Nomogram untuk minyak spesifik gravity 20 oAPI, dapat digunakan

untuk crude oil dengan gravity 15 – 24 oAPI.

Nomogram untuk minyak spesifik gravity 30 oAPI, dapat digunakan

untuk crude oil dengan gravity 25 – 30 oAPI.

Nomogram untuk minyak dengan spesifik gravity 40 oAPI atau lebih.

Metode Poetmann dan Beck dapat dipergunakan untuk

menyelesaikan masalah-masalah seperti :

Merencanakan bean untuk sumur-sumur baru sembur alam

Memperkirakan GOR dan laju produksi gas dari sumur-sumur yang

ada berdasarkan data tekanan kepala tubing dan laju aliran minyak

Meramalkan performance dari choke yang dipergunakan berdasarkan

data produksi GOR

Gambar 3.8.Nomogram Poetmann dan Back untuk Oil Gravity 30 oAPI(6)

3.2.1.1.4. Adapter dan Crossover Flange

Yang dimaksud dengan adapter adalah suatu alat penyambung yang

berfungsi untuk merubah ukuran flange yang berbeda. Jadi dengan adapter

dapat digunakan untuk menghubungkan dua flange yang tidak sama

ukurannya disebut double-studded. Yang dimaksud adapter flange pada

tubing head, yaitu merupakan intermediate yang digunakan untuk

menghubungkan flange bagian atas dari tubing head dengan master valve

dan juga digunakan untuk menyangga tubing. Lebih jelasnya dapat dilihat

pada gambar 3.9. Adapter flange pada tubing head dapat dibedakan sebagai

berikut :

1. Jenis Studded, dimana untuk flange bagian bawah ada alur cincin dan

lubang yang ada bautnya. Sedang untuk bagian atas berupa studded

yang berhubungan dengan master valve.

2. Jenis Spool, dimana hampir serupa dengan jenis studded, kecuali

untuk bagian atasnya yang berbentuk flange.

3. Threded adapter flange, dimana untuk flange bagian bawah sama

dengan jenis studded dan untuk bagian atas berbentuk male thread.

Adapun yang dimaksud dengan Crossover Flange adalah flange

intermediate dan dipasang untuk menghubungkan flange-flange yang harga

tekanan kerjanya berbeda. Crossover flange dapat dibagi menjadi dua

macam, yaitu : Double Studded Crossover Flange (terdiri dari studded dan

parit yang harga tekanan kerjanya tidak serupa untuk bagian atas dan bawah)

dan Restricted Ring Crossover Flange (terdiri dari alur cincin yang terbatas

luasnya).

Gambar 3.9.Tubing Head Adapter (14)

3.2.1.2. Komponen dan Perencanaan Peralatan Transportasi

Peralatan transportasi berfungsi untuk menghubungkan bagian kepala

sumur dengan bagian komponen peralatan pemisahan. Komponen peralatan

transportasi ini terdiri dari gathering sistem (flowline, manifold, valve,

header) dan machinery facilities (pompa dan kompresor) sebagai fasilitas

penunjang.

3.2.1.2.1. Pengaruh Perubahan Suhu terhadap Proses Transportasi

Suhu minyak yang diproduksikan tersebut, selama masa alirnya

sampai ke permukaan sumur akan mengalami kehilangan sebagian panasnya

(heat loss) yang menyebabkan penurunan suhu alirnya. Suhu alir minyak

mentah pada panjang pipa produksi (flowline) tertentu ditentukan dengan

persamaan matematis :

To - T1 = e Z .…………………………………………….… (3.7)

T2 - T1

2,54 K D L 10-5 z = ………….…………….…….(3.8)

Q Sdimana :

To = suhu awal minyak keluar dari sumur, 0 C

T1 = suhu setempat, 0 C

T2 = suhu akhir minyak pada saat mencapai pour pointnya, 0C

K = koefisien pemisahan panas fluida dari pipa, Kcal / m2 / jam/ 0C

D = diameter pipa, inchi

L = panjang pipa, meter

Q = jumlah aliran, ton / jam

S = Cp = panas jenis minyak, BTU/lb oF

Perubahan suhu merupakan faktor yang utama dalam menentukan

perubahan sifat fisik minyak. Dalam hal ini usaha untuk mendapatkan

kontinuitas produksi yang optimum adalah selalu menjaga agar suhu alir

minyak tetap diatas pour pointnya (titik tuangnya). Suhu titik tuang ini

didefinisikan sebagai suhu tertinggi dari minyak dimana minyak sudah tidak

dapat lagi mengalir dan bergerak. Pemanasan akan sangat membantu sekali

terjadinya perubahan sifat fisik minyak ini. Panas ini adalah suatu bentuk

energi yang dapat berpindah dari suatu benda ke benda yang lain yang

berbeda suhunya. Panas akan mengalir dari benda lain yang mempunyai suhu

lebih tinggi ke benda lain yang mempunyai suhu lebih rendah. Aliran panas

ini dapat berpindah dengan tiga cara, yaitu :

1. Konduksi

Konduksi adalah cara perpindahan panas dari suatu bagian benda ke

bagian benda yang lain dari benda yang sama atau dari suatu bagian

benda lain apabila terjadi sentuhan fisik, tanpa mengindahkan

perpindahan molekul yang membentuk benda tersebut. Panas ini

dapat berpindah melalui getaran molekul-molekulnya. Semakin rapat

susunan benda tersebut, semakin banyak panas yang diteruskan.

Kemampuan untuk mengalirkan panas ini disebut sebagai

konduktivitas panas (k), satuannya BTU/(jam oF ft2/ft). Pemanasan

dari suatu benda akan menaikkan energi kinetik dari molekul-

molekulnya. Bilamana suatu permukaan dari suatu benda padat

dipanaskan, maka molekul-molekul pada permukaan benda tersebut

akan memindahkan beberapa getaran energinya pada molekul-

molekul terdekat dengan permukaan molekul tersebut. Dengan

demikian ada suatu gelombang panas yang disebarkan dimana laju

penyebarannya tergantung pada konduktivitas panas material yang

bersangkutan. Laju pepindahan panas secara konduksi ini dinyatakan

dengan persamaan sebagai berikut :

…………………………………………….

(3.9)

dimana :

q = laju perpindahan panas, BTU/jam

A = luas penampang permukaan aliran, ft2

k = konduktivitas panas, BTU/(jam oF ft2/ft).

= gradien suhu pada jarak yang diperhatikan, oF/ft

Sedangkan untuk aliran panas konduksi pada suatu silinder, dapat

dinyatakan dalam persamaan :

………………………………………….(3.10)

dimana :

q = laju perpindahan panas, BTU/jam

tp = suhu panas, oF

td = suhu dingin, oF

Rl = jari-jari luar silinder, ft

Rdl = jari-jari dalam silinder, ft

H = panjang silinder, ft

2. Konveksi

Konveksi adalah cara perpindahan panas dimana diperlukan adanya

aliran fluida untuk dapat mengangkut panas dari suatu tempat ke

tempat lain yang mempunyai suhu lebih rendah. Jadi dalam

perpindahan panas melalui cara ini, molekul-molekul fluida bergerak

dari suatu tempat ke tempat lain untuk mengangkut panas. Gerakan-

gerakan molekul-molekul dari fluida ini disebabkan karena perbedaan

densitas antara fluida panas dengan fluida yang lebih dingin. Seperti

kita telah ketahui bahwa densitas fluida pada suhu yang panas akan

lebih kecil daripada densitas fluida tersebut yang mempunyai suhu

yang lebih dingin. Akibat adanya perbedaan densitas fluida ini, maka

akan terjadi suatu aliran panas dari fluida yang mempunyai suhu

lebih tinggi ke fluida yang mempunyai suhu lebih rendah. Laju

perpindahan panas ini dikemukakan oleh Newton dengan persamaan

sebagai berikut :

Q = h . A . ( tp – td ) ……………………………..…..(3.11)

dimana :

q = laju perpindahan panas, BTU/jam

A = luas penampang, ft 2

tp = suhu panas, oF

td = suhu dingin, oF

3. Radiasi

Radiasi adalah cara perpindahan panas dimana tidak diperlukan

adanya media penghantar. Panas yang dihasilkan sumber panas

dipancarkan melalui gelombang elektromagnetik, dimana besarnya

pancaran dipengaruhi oleh tingginya suhu dari sumber panas tersebut.

Semakin panas suhu suatu benda, semakin besar pula energi yang

dipancarkan. Stefan dan Boltzman mengemukakan persamaan laju

perpindahan panas secara radiasi sebagai berikut :

Q = s . A . t4 ................................................................(3.12)

dimana :

q = laju perpindahan panas, BTU/jam

s = konstanta Boltzman = 1,713 x 10-9 BTU/jam ft2 oR

A = luas penampang, ft 2

t = suhu, oR

Pada dasarnya cara-cara perpindahan panas merupakan dasar

penerapan metode pemanasan. Cara konduksi digunakan dalam menerapkan

pemasangan heater yang ditempatkan pada pipa produksi (flow line), cara

konveksi untuk pelaksanaan injeksi fluida yang dipanaskan dan radiasi yaitu

pemanasan langsung matahari terhadap pipa dipermukaan. Laju perpindahan

panas yang tinggi menunjukkan suatu hilang panas yang berlebihan di

sepanjang pipa produksi (flow line).

Panas yang digunakan untuk memanasi minyak dapat diambil atau

dapat diserap dari benda disekelilingnya yang lebih panas dibandingkan

minyak. Jumlah panas yang diperlukan untuk memanaskan minyak

tergantung pada besarnya :

Jumlah minyak yang mengalir

Kenaikan suhu yang diinginkan

Panas jenis minyak

Hubungan faktor-faktor tadi dapat dinyatakan dalam persamaan sebagai

berikut :

q = Q . Cp . ( t1 – t2 ) ..............................................................(3.13)

dimana :

q = jumlah panas yang diperlukan, BTU/jam

Q = jumlah minyak yang dipompakan, bbl/jam

Cp = panas jenis minyak, BTU/lb oF

t1 = suhu minyak awal, oF

t2 = suhu minyak akhir, oF

Hubungan panas dari aliran minyak didalam pipa ke tanah sekelilingnya,

besarnya tergantung dari :

Perbedaan suhu antara minyak yang mengalir dengan suhu

sekelilingnya

Panas jenis minyak itu sendiri

Jumlah minyak yang mengalir didalam pipa tiap satuan waktu

tertentu.

Sehingga besarnya / jumlah panas yang diterima oleh tanah sekeliling pipa

adalah sebagai berikut :

Q = . D . L . K . (tr – ta) …………………………………. (3.14)

dimana :

Q = jumlah panas yang diterima oleh tanah sekeliling pipa, BTU/jam

D = diameter luar pipa, ft

L = panjang pipa, ft

K = koefisien hantaran panas dari pipa ke tanah rata-rata,

BTU/ft2-jam-oF

tr = suhu aliran minyak rata-rata, oF

ta = suhu sekeliling rata-rata, oF

Jumlah panas yang dihantarkan atau dilepaskan, besarnya sama dengan

jumlah panas yang diterima, maka :

Q . Cp. (t1 – t2) = . D . L . K . (tr – ta) ……………………..(3.15)

Suhu rata-rata aliran minyak dapat dihitung dengan persamaan sebagai

berikut :

………………………………...….(3.16)

Jika persamaan (3.15) dan (3.16) diatas diselesaikan, maka akan diperoleh

persamaan sebagai berikut :

= ………………………………………

(3.17)

Persamaan (3.17) bila satuannya dirubah kedalam satuan matrik, maka

persaamaannya menjadi :

= ………………………………….

(3.18)

atau sering ditulis dengan :

= eZ ………………………………………………(3.19)

dimana :

Z =

3.2.1.2.2. Sistem Gathering

Sistem Gathering adalah suatu cara atau bentuk dan letak pengaturan

surface facilities di dalam mengalirkan fluida reservoir dari wellhead sampai

ke peralatan pemisahan, dimana pada system gathering ini meliputi flowline,

valve, manifold, dan header.

Beberapa hal yang perlu diperhatikan dalam perencanaannya, adalah :

Tekanan kepala sumur (Pwh) diusahakan sekecil mungkin karena

berpengaruh terhadap produksi sumur, yaitu dengan memperkecil

ΔP (pressure loss) yang terjadi.

Kehilangan tekanan aliran dalam system harus sekecil mungkin

Jumlah sumur produksi dan lokasi antar sumur- sumur tersebut

direncanakan seefektif mungkin

Susunan instalasi system dibuat agar mudah dalam pengawasan

3.2.1.2.2.1. Perencanaan Sistem Gathering

Adapun gathering sistem yang sering dijumpai ada tiga macam

menurut konfigurasinya, yaitu :

a. Individual Oil dan Gas Gathering Sistem

Jenis ini biasanya dipergunakan untuk sumur-sumur yang mempunyai

kapasitas besar dan bertekanan tinggi. Masing-masing sumur mempunyai

fasilitas pengukuran dan pemisahan yang terpisah. Gas yang terdapat pada

system ini langsung dipisahkan dekat wellhead dan sering sekali digunakan

untuk sumur minyak dengan jarak yang berjauhan. Satu sumur menggunakan

satu tangki pengukur dan selanjutnya dialirkan ke tangki pengumpul. Sistem

gathering ini diperlihatkan pada gambar 3.10.

Gambar 3.10.Individual Oil dan Gas Gathering Sistem (14)

b. Well Centre Gathering Sistem

Beberapa sumur yang terdapat dalam system ini disatukan dalam satu

gathering system yang kemudian dipisahkan fluida produksinya. Sistem ini

sangat menguntungkan karena memperkecil biaya capital dengan

pengurangan terhadap instalasi pengukuran pipa-pipa.

Sedangkan kerugian dari system ini adalah sulit untuk memproduksi

fluida produksi melalui rangkaian flowline sehingga terbentuk gas pocket,

korosi dan minyak-minyak yang mengandung paraffin. Sistem ini

diperlihatkan pada gambar 3.11.

Gambar 3.11.Well Centre Gathering Sistem (38)

c. Common Line Gathering Sistem

Pada system ini fluida produksi dari beberapa sumur dialirkan di

dalam satu flowline yang kemudian dihubungkan instalasi pemisahan,

dimana produksi air, gas dan minyak diukur pada interval tertentu melalui

well tester dan selanjutnya dihubungkan ke tangki pengumpul. Sistem ini

diperlihatkan pada gambar 3.12.

Gambar 3.12.Common Line Gathering Sistem (38)

Sementara ini beberapa pendapat mengatakan bahwa system

gathering ini dibagi dua berdasarkan cara pengaliran fluida produksi melalui

flowline, yaitu :

1. Axial Gathering Sistem

Sistem ini sering disebut juga “ trunk line gathering system “, karena

merupakan beberapa kelompok sumur produksi yang mempunyai satu

header, dimana pada masing-masing header dari beberapa sumur akan

mengalirkan fluida reservoir kedalam pipa berukuran lebih besar (trunk line)

dan langsung berhubungan dengan peralatan pemisah. gambar 3.13.

memperlihatkan contoh dari axial gathering system.

Gambar 3.13.Axial Gathering Sistem (35)

2. Radial Gathering Sistem

Pada system ini fluida produksi sumur dialirkan melalui flowline

kemudian berhubungan dengan pipa yang berukuran lebih besar dari

flowline, dimana berhubungan langsung ke fasilitas pemisah. Maka fasilitas

pemisahannya terkumpul pada satu titik. Gambar 3.14 memperlihatkan

contoh dari radial gathering system.

Gambar 3.14.Radial Gathering Sistem (35)

3.2.1.2.2.2. Complex Liquid Gathering Sistem

Dalam masalah system sambungan pipa (complex liquid gathering

system) kadang-kadang timbul suatu keadaan dimana digunakan beberapa

pipa dengan diameter yang berbeda yang disusun secara seri, seperti gambar

3.15. di bawah ini.

Gambar 3.15.Penggunaan Diameter Pipa (A dan B) Dihubungkan Secara Seri (14)

Dimana L adalah panjang pipa dan D adalah diameter pipa yang

dihubungkan secara seri, maka dalam hal ini laju aliran (Q) akan memenuhi

persamaan :

Q LA = Q LB = (Q L) total ...................................................... (3.20)

dimana :

Q LA = laju aliran pipa A, bbl / hari

Q LB = laju aliran pipa B, bbl / hari

L = panjang pipa, ft

D = diameter pipa, inch

Dan kehilangan tekanan akibat gesekan, akan memenuhi persamaan :

(P f) A + ( P f) B = (P f ) total ......................................(3.21)

Dalam hal ini tidak ada persamaan yang tepat untuk kondisi diatas,

karena adanya variasi diameter. Pemecahan masalah ini dapat didekati

dengan menganggap pipa tersebut terdiri dari satu diameter ekivalen dari

system tersebut. Panjang ekivalen seluruh rangkaian (L) adalah :

L ‘ = L B { D A / D B )5 ......................................................(3.22)

Apabila D’ = D B { L A / L B }5 .......................................................(3.23)

Untuk jaringan pipa yang letak sumur – sumur ke block station terlalu

jauh, dibuatlah sub station sebagai pemisah pertama dan dari beberapa sub

station minyak dikirim ke block station. Minyak dari block station dikirim

dengan menggunakan pompa melalui pipa ke stasiun pengumpul utama

(SPU) yang masih berada di Complex Block Station

3.2.1.2.2.3. Perencanaan Pipa Horizontal (Flowline)

Peralatan flow line berfungsi untuk menghubungkan bagian kepala

sumur dengan bagian komponen peralatan pemisahan dan juga

menghubungkan dengan bagian penampang fluida produksi. Secara garis

besar flow line menurut bahan yang digunakan dapat dibagi menjadi lima,

yaitu :

Steel line pipe

Fiberglass pipe

Plastic pipe

Asbestos pipe

Cement lined steel pipe

Pipe line yang digunakan untuk memproduksikan minyak dan gas

diproduksi dalam bentuk sambungan-sambungan, yang setiap sambungan

mempunyai panjang sekitar 10 ft (untuk ukuran kecil) sampai lebih dari 40 ft

(untuk diameter yang berukuran besar). Tekanan pada dasar sumur (Pwf) dan

tekanan di kepala sumur (Pwh) tidak sama untuk setiap sumur, maka atas

kemampuan flowline dalam menahan tekanan alir dari fluida produksi, flow

line dapat dibagi menjadi dua, yaitu :

Low pressure flow line, yaitu flow line yang dapat menahan sampai

125 psi.

High pressure flow line, yaitu flow line yang dapat menahan tekanan

lebih dari 125 psi.

Dari pengelompokan flow line menurut kemampuannya dalam

menahan tekanan alir dari fluida produksi, maka dapatlah diambil salah satu

baik low pressure flow line maupun high pressure flow line yang disesuaikan

dengan tekanan kepala sumur. Ada kalanya dua tipe diatas digunakan

bersama-sama pada suatu sumur yang reservoirnya terdiri dari multi zone,

dimana zone yang satu dengan yang lainnya mempunyai perbedaan tekanan

yang menyolok sehingga diperlukan dua tubing (dual completion), dan

dipermukaan memerlukan dua flow line seperti diatas.

Di lapangan penempatan flowline tidak selalu terletak pada bidang

yang datar, tetapi disesuaikan dengan topografi daerah tersebut, walaupun

demikian tetap diusahakan agar menempati posisi horizontal.

Masalah utama aliran fluida didalam pipa horizontal adalah

penurunan tekanan sepanjang aliran, disamping penurunan tekanan masalah

kehilangan panas sepanjang aliran juga akan menjadi masalah utama pada

kasus minyak berat ini. Untuk kasus minyak berat ini flowline harus

diberikan perlakuan khusus yaitu memberikan panas tambahan (heater) agar

fluida minyak tetap dapat mengalir dengan baik.

Dalam perhitungan pipa horizontal terutama dalam memperkirakan

penurunan tekanan dibuat korelasi besarnya perhitungan gradient tekanan

aliran fluida, baik dalam pipa horizontal maupun pipa miring karena daerah

perbukitan.

1. Perhitungan Gradien Tekanan Alir dalam Pipa Horizontal

a. Aliran Fluida Satu Fasa

Persamaan gradien tekanan yang dapat digunakan untuk satu fluida

yang mengalir pada sudut kemiringan pipa tertentu diperoleh dengan

menggunakan persamaan (3.24) :

…..………………….……...(3.24)

Harga f merupakan fungsi dari kekasaran relatif dan bilangan Reynold,

seperti yang terlihat pada diagram Moody. Secara umum, persamaan gradien

tekanan total dapat dinyatakan dalam tiga komponen, yaitu :

…….………………………(3.25)

dimana :

(dP/dL)el = , merupakan komponen yang ditimbulkan oleh

adanya perubahan energi potensial atau perubahan ketinggian

(dP/dL)f = , merupakan komponen yang ditimbulkan oleh adanya

gesekan.

(dP/dL)acc = , merupakan komponen yang ditimbulkan oleh perubahan

energi kinetik.

Tinjauan lebih luas tentang aliran fluida satu fasa ini adalah sebagai berikut :

1. Komponen perubahan ketinggian (elevasi).

Komponen ini sama dengan nol untuk aliran horizontal dan mempunyai

harga untuk aliran compressible atau incompressible atau transient,

baik dalam aliran pipa vertical maupun miring. Untuk aliran kebawah

harga sin θ berharga negatif dan tekanan hidrostatik akan bertambah

pada aliran.

2. Komponen friction loss.

Komponen ini berlaku untuk semua jenis aliran pada setiap sudutan

pipa dan menyebabkan penurunan tekanan dalam arah aliran. Pada

aliran laminer friction loss berbanding kurus dengan kecepatan fluida.

Sedangkan pada aliran turbulen, friction loss sebanding dengan

vn,dimana : 1,7 < n < 2.

3. Komponen percepatan.

Komponen ini berlaku untuk setiap kondisi aliran transient, tetapi

berharga nol untuk luas penampang yang konstan dan aliran

incompressible. Pada setiap kondisi aliran, dimana terjadi perubahan

kecepatan, seperti dalam aliran compressible, penurunan tekanan

terjadi dalam arah pertambahan kecepatan. Meskipun fluida berfasa

satu telah dilakukan penelitian secara luas, tetapi masih digunakan

faktor gesekan yang ditentukan secara empiris untuk perhitugan aliran

turbulen. Ketergantungan ini menghasilkan kesalahan – kesalahan

dalam perhitungan gradien tekanan.

b. Aliran Fluida Dua Fasa

Perhitungan gradien tekanan untuk aliran fluida dua fasa memerlukan

harga – harga kondisi aliran seperti kecepatan aliran dan sifat – sifat fisik

fluida (berat jenis, viscositas, dan dalam beberapa hal, tegangan permukaan).

Apabila harga – harga tersebut telah dapat ditentukan untuk masing – masing

fasa yang mengalir, maka perlu dilakukan penggabungan – penggabungan.

Definisi – definisi yang digunakan dalam aliran multifasa :

Sifat – sifat dalam aliran dua fasa yang digunakan dalam perhitungan

gradien tekanan aliran dua fasa akan sedikit dibicarakan disini.

Sifat – sifat tersebut meliputi Liquid Hold up, No Slip Liquid Hold

Up, Berat jenis, Kecepatan aliran, Viskositas, Tegangan Permukaan.

Liquid Hold-Up

Liquid Hold up didefinisikan sebagai perbandingan antara bagian

volume pipa yang diisi oleh cairan dengan volume keseluruhan dari

pipa.

..............................................

(3.26)

Liquid Hold Up merupakan fraksi yang berharga dari nol (untuk

aliran yang hanya terdiri dari gas) sampai berharga satu (untuk aliran

yang hanya terdiri dari cairan). Bagian pipa yang tidak terisi oleh

cairan, berarti berisi gas. Maka didefinisikan Gas Hold Up, yaitu

perbandingan antara volume pipa yang berisi gas dengan volume pipa

keseluruhan. Dengan demikian :

Hg = 1 – HL ……………………….………………….(3.27)

dimana :

HL = Liquid Hold Up

Hg = Gas Hold Up

No-slip Liquid Hold Up

No-slip Liquid Hold Up atau disebut juga dengan input liquid

content, didefinisikan sebagai perbandingan antara volume cairan

yang mengisi pipa dengan volume pipa keseluruhan, apabila gas dan

cairan bergerak dengan kecepatan yang sama (untuk liquid hold up

kecepatan gas dan cairan berbeda). Harga no-slip liquid hold up (λL)

ini, dapat dihitung langsung dari harga laju aliran gas dan cairan,

yaitu :

…………………….…………………………..(3.28)

Dimana qL dan qg masing – masing adalah laju aliran cairan dan gas

yang diamati. Sedangkan no slip gas hold up adalah :

λg = 1 - λL ……….………………………………………(3.29)

Berdasarkan kedua parameter diatas, maka dapat dilakukan

penggabungan sifat-sifat daripada fasa yang mengalir bersama–sama

dalam pipa.

Berat jenis

Berat jenis total antara cairan dan gas yang mengalir bersama – sama

dalam pipa dapat ditentukan dengan tiga cara, yaitu :

- slip density (ρs)

- no-slip density (ρn)

- kinetik density (ρk)

masing – masing density tersebut dapat dicari dengan persamaan :

…………………………….………….(3.30)

….…………………………………….(3.31)

…………………………..(3.32)

Dalam hal cairan yang mengalir terdiri dari minyak dan air, maka

density cairan merupakan penggabungan antara density minyak dan

densitas air, yaitu :

……..…………………………………….(3.33)

dimana :

fraksi minyak = …………(3.34)

……………………………………..(3.35)

fraksi air = …...…………………..……………(3.36)

Kecepatan aliran

Banyak perhitungan gradien tekanan aliran fluida dua fasa didasarkan

pada variable kecepatan yang disebut dengan superficial velocity,

yang didefinisikan sebagai kecepatan suatu fasa jika mengalir

melewati seluruh penampang pipa. Superficial gas velocity dihitung

dengan persamaan berikut :

……………………………………………………...(3.37)

...………………………………………………..(3.38)

dimana A adalah luas penampang pipa.

Sedangkan untuk superficial liquid velocity (vsL), dihitung dari :

……….…………………………………………..…(3.39)

dan kecepatan liquid sebenarnya (vL), adalah :

……………………………………………….….(3.40)

untuk aliran dua fasa, kecepatan campurannya adalah :

………...……………………………….……...(3.41)

Apabila terjadi perbedaan kecepatan gas sebenarnya dengan

kecepatan cairan sebenarnya, maka :

= slip velocity …………….………..(3.42)

Dengan menggunakan persamaan diatas, maka bentuk lain daripada

persamaan no-slip liquid hold up (λL) dan slip liquid hold up (HL)

adalah :

……..………………………………………………(3.43)

……………………..(3.44)

Viskositas

Viskositas sangat berpengaruh terhadap perhitungan gradien tekanan

aliran, terutama untuk menentukan bilangan Reynold ataupun untuk

menentukan gradien tekanan dari komponen gesekan. Viskositas

campuran air dengan minyak, ditentukan dengan :

……………………………………..…(3.45)

Sedangkan viskositas dua fasa (cairan dan gas), ditentukan sesuai

dengan adanya slip atau tidak, yaitu :

……………………………………...…(3.46)

………………………………….…..(3.47)

dimana :

μn = no – slip viscosity

μs = slip viscosity

Beberapa metode terbaik untuk memperkirakan besarnya kehilangan

tekanan pada aliran multifasa dalam pipa horizontal, adalah : korelasi

Duckler I, korelasi Duckler II, dan korelasi Eaton. Dari ketiga korelasi

tersebut korelasi Duckler II adalah korelasi yang terbaik. Hal ini disebabkan

bahwa korelasi Eaton tidak dapat diterapkan pada kondisi fluida dengan

viscositas tinggi dan GOR yang rendah. Korelasi Eaton menunjukkan hasil

yang terbaik untuk pipa dengan ukuran 2 dan 4 inch saja.

1) Korelasi Duckler

Studi yang dilakukan Duckler terdiri dari dua bagian, yaitu :

1. Dengan anggapan tidak terjadi slip antara slip dan dianggap

homogen

2. Dengan menganggap terjadi slip, tetapi perbandingan antara

kecepatan masing-masing fasa terhadap kecepatan rata-rata

adalah konstan.

Korelasi Duckler I :

Duckler I ini dikembangkan berdasarkan anggapan bahwa aliran

merupakan aliran homogen dan tidak terjadi “ slip” antar fasa. Hold up

cairan tanpa slip, yL didefinisikan sebagai perbandingan antara laju aliran

cairan volumetric terhadap laju fluida total volumetric atau sebagai

perbandingan antara kecepatan cairan superficial dengan kecepatan

superficial total. Korelasi ini merupakan korelasi yang sederhana, dimana

tidak diperlukan peta pola aliran seperti perhitungan tekanan fluida satu fasa.

Hold up aliran tanpa slip, L dihitung dengan persamaan (3.28). Sedangkan

faktor gesekan dua fasa, ftp dihitung dengan persamaan :

......................................................(3.48)

dimana :

Nretp = ...................................................................(3.49)

WT = total laju massa aliran (liquid + gas), lbm/sec

= WL + Wg = qL L + qg g .......................................(3.50)

µtp = viscositas dua fasa, cp

= µLL + µg ( 1 – L ) ...................................................(3.51)

d = diameter dalam pipa, ft

Kehilangan tekanan aliran dalam pipa horizontal sebagai akibat gesekan

dihitung dengan persamaan :

............................................................(3.52)

dimana :

Mtp = WT / Ap ................................................................(3.53)

= kecepatan massa total, lbm/sec-ft2

Ap = = cross sectional area dari pipa, ft2

= densitas dua fasa, lbm/cuft

= . L + (1 – L) .........................................(3.54)

gc = faktor konversi satuan (32,174), lbm ft/(lbf .s2)

Pengaruh percepatan dihitung dengan persamaan berikut :

................................................................

(3.55)Anggap P1 (up stream pressure) dan P2 sebagai (down stream pressure) untuk

suatu jarak x, dimana Pavg adalah tekanan rata-rata.

Pavg = ....................................................................................(3.56)

Sehingga akan didapat kehilangan total akibat gesekan :

..................................................................(3.57)

Korelasi Duckler II :

Korelasi Duckler II ini disebut juga metode slip konstan dan

merupakan korelasi yang paling banyak digunakan. Pada metode ini

meskipun dengan anggapan terjasdi slip, tetapi harga no-slip hold up tetap

dihitung. Harga no-slip hold up ini digunakan untuk menentukan harga

faktor gesekan dan hold up sebenarnya. Persamaan-persamaan yang

digunakan adalah sebagai berikut :

......................................................................(3.58)

dimana :

µtp = viscositas dua fasa, cp

= µLL + µg ( 1 – L ) ,seperti pada persaman (3.50)

d = diameter dalam pipa, ft

= densitas dua fasa, lbm/cuft

= ...........................................(3.59)

= no-slip liquid hold up

HL = liquid hold up

vm = kecepatan campuran/mixture, ft/sec

Sementara besarnya kehilangan tekanan akibat gesekan dan akibat

percepatan dapat dihitung dengan persamaan berikut :

..............................................................................

(3.60)

....................... ..............................................................................(3.61)

Sehingga kehilangan tekanan total adalah :

......................................................................(3.62)

2) Korelasi Eaton

Eaton mengembangkan korelasi penurunan tekanan aliran dalam pipa

horizontal berdasarkan test yang dilakukannya. Eaton melakukan

pengukuran kehilangan tekanan dalam pipa horisontal untuk pipa

berdiameter 2 dan 4 inch, sepanjang 1700 ft di California.

Eaton membuat persamaan keseimbangan energi dalam bentuk differensial

berdasarkan pada fluida yang mengalir 1 lb dengan menganggap aliran

horisontal dan tidak dilakukan kerja terhadap fluida yang mengalir.

Persamaan tersebut adalah sebagai berikut :

....................................................(3.63)

dimana :

V = kecepatan aliran, ft/sec

g = persepatan gravitasi, ft/sec2

gc = faktor konversi satuan (32,174), lbm ft/(lbf .s2)

P = tekanan, psi

dWf = gradient tekanan akibat gesekan, psi/ft

Apabila gas dan cairan mengalir melalui pipa horisontal, maka persamaan

serupa dapat digunakan untuk masing-masing fasa. Metode Eaton ini lebih

sederhana, dimana pengaruh energi kinetik dapat diabaikan. Persamaan

kehilangan tekanan pada pipa horisontal dari Eaton adalah sebagai berikut :

.....

(3.64)

dimana:

WL = laju massa cairan, lb/sec

Wg = laju massa gas, lb/sec

WT = laju massa alir total, lb/sec

ρL = densitas cairan, lbm/cuft

ρg = densitas gas, lbm/cuft

VL = kecepatan aliran cairan, ft/sec

Vg = kecepatan aliran gas, ft/sec

= gradien tekanan, psi/ft

= panjang flowline, ft

gc = faktor konversi satuan (32,174), lbm ft/(lbf .s2)

d = diameter pipa, inch

f = faktor gesekan

Vm = kecepatan rata-rata aliran dua fasa, ft/sec

Kemudian bentuk dari fungsi korelasi Eaton untuk liquid hold up adalah :

......................................(3.65)

dimana :

Pb = tekanan standar (14,7 psi)

NLv = 1,938 vsL ............................................................(3.66)

Ngv = 1,938 vsg ............................................................(3.67)

Nd = 120,872 d ............................................................(3.68)

NL = 0,15726 µL ..................................................(3.69)

NLB = constant = 0,00226

2. Perhitungan Gradien Tekanan Alir dalam Pipa Miring

Permukaan tanah yang dilalui oleh flowline yang menghubungkan

sumur dengan separator ataupun pipeline dari block station sampai terminal

tidaklah selalu datar (horizontal), tetapi terkadang flowline juga melewati

daerah perbukitan sehingga flowline menjadi naik turun mengikuti

permukaan bukit. Sehubungan dengan adanya kondisi seperti itu, maka perlu

diketahui korelasi-korelasi yang dipergunakan untuk menghitung kehilangan

tekanan aliran sepanjang pipa miring.

Korelasi yang digunakan untuk aliran pada pipa miring yang biasa

digunakan adalah :

- Korelasi Flanigan

- Korelasi Ovid Baker

a. Korelasi Flanigan

Flanigan mengembangkan korelasi untuk penentuan gradient tekanan

untuk aliran dua fasa dalam pipa miring berdasarkan pada percobaan-

percobaan di lapangan. Menurut Flanigan, ada dua komponen utama yang

mempengaruhi kehilangan tekanan aliran dalam pipa miring, adalah :

1 Komponen gesekan yang merupakan komponen utama

2 Komponen elevasi, yang disebabkan oleh fluida jika pipa miring

keatas atau ke bawah

Secara umum Flanigan mengemukakan bahwa :

- penurunan tekanan terutama terjadi pada bagian pipa “up-hill”

(miring ke atas)

- penurunan tekanan dalam pipa akan berkurang dengan pertambahan

laju aliran gas (sampai pada batas laju aliran tertentu)

Hal yang kedua tersebut berlawanan dengan kondisi aliran horizontal,

dimana seharusnya penurunan tekanan dalam pipa akan bertambah apabila

laju aliran gas bertambah.

Flanigan mengembangkan korelasinya berdasarkan hasil pengukuran

kehilangan tekanan aliran dalam pipa berukuran 16 inch, yang tidak

horizontal. Sebagai hasil pengamatannya, Flanigan mengambil beberapa

kesimpulan :

1. Untuk kecepatan gas yang relatif rendah, kehilangan tekanan yang

terbesar terjadi di bagian pipa yang miring ke atas (up-hill)

2. Komponen penurunan tekanan akibat elevasi sebanding dengan

jumlah bagian pipa yang miring ke atas

3. Perbedaan ketinggian antara ujung-ujung pipa tidak mempunyai

pengaruh yang besar

4. Besarnya kemiringan pipa tidak mempunyai pengaruh yang penting

dan yang berpengaruh hanyalah jumlah bagian pipa yang miring ke

atas

5. Kehilangan tekanan di bagian pipa yang miring ke atas berbanding

terbalik dengan kecepatan gas

Berdasarkan lima kesimpulan di atas, Flanigan menyatakan bahwa

kehilangan tekanan di bagian pipa yang miring ke atas dapat dianggap

sebagai kehilangan tekanan di pipa vertikal yang berisi cairan yang ekivalen

dengan cairan yang berada di pipa miring.

Dalam hal fluida yang mengalir terdiri dari dua fasa, pipa tidak

sepenuhnya terisi cairan, Flanigan menggunakan parameter Hf (elevation

factor) yang merupakan fraksi kehilangan tekanan total yang berasal dari

komponen elevasi. Persamaan berikut ini digunakan untuk menentukan

kehilangan tekanan aliran dalam aliran pipa miring akibat perubahan

ketinggian :

L Hf Σ HΔP = ...............................................................(3.70)

144

dimana :

ΔP = kehilangan tekanan, psi

L = densitas cairan, lbm/cuft

Hf = faktor elevasi, tak berdimensi

Σ H = jumlah kenaikan up-hill dalam arah aliran, ft

Gambar 3.16.Grafik Faktor Elevasi dari Flanigan (6)

Faktor elevasi (Hf) ditentukan dengan menggunakan grafik pada

gambar 3.16., yang mana harga Hf sebagai fungsi dari kecepatan superficial

gas, dalam ft/det. Kurva di gambar tersebut, dinyatakan dalam bentuk

persamaan sebagai berikut :

Hf = { 1 + 0,3264 ( vsg ) } –1 .......................................................(3.71)

Pada gambar 3.16. terlihat bahwa harga vsg maksimum adalah 50 ft /

detik. Flanigan tidak membuat korelasi untuk harga vsg > 50 ft / det.

b. Korelasi Ovid Baker

Baker mengembangkan korelasinya dengan menggunakan

pendekatan yang sama seperti yang dilakukan Flanigan, yaitu bahwa

kehilangan tekanan aliran dalam pipa yang terjadi di daerah perbukitan

merupakan penjumlahan dari kehilangan tekanan sebagai akibat gesekan di

sepanjang pipa pada kondisi horizontal ditambah dengan kehilangan tekanan

akibat daerah yang berbukit.

Persamaan yang diturunkan oleh Ovid Baker adalah sebagai berikut :

ΔPTPH = ΔPTP + ..................................................

(3.72)

dimana :

ΔPTPH = kehilangan tekanan pipa dalam daerah bukit / miring, psi

ΔPTP = kehilangan tekanan dengan menganggap seluruh pipa

horisontal, psi.

L = densitas cairan, lbm / cuft

N = jumlah perbukitan

h = tinggi perbukitan rata-rata, ft

Hf = faktor elevasi, tak berdimensi

Untuk harga vsg > 50 ft / det, Baker mengembangkan korelasi

Flanigan, yaitu dengan menurunkan persamaan untuk menghitung harga Hf’

Sehingga didapatkan persamaan sebagai berikut :

0,00967 ( L )0,5

Hf = .......................................................(3.73) vsg

0,7

3.2.1.2.2.4. Perencanaan Sistem Rangkaian Flowline

1) Sistem Looping

Seringkali diperlukan peningkatan laju aliran persatuan pressure drop

daripada sistem. Hal ini umumnya ditemui apabila diinginkan peningkatan

atau laju aliran dibuat sama tetapi tekanasn lebih rendah. Pertama, umumnya

terjadi pada perluasan sistem, sedangkan yang kedua terjadi pada system

pipeline yang tua, dimana kemampuan pompa sudah menurun. Pemecahan

masalah tersebut yang paling sering dilakukan dan yang paling ekonomis

adalah memasang satu atau lebih pipa yang sejajar dengan pipa yang

pertama, untuk seluruh panjang pipa atau sebagian saja.

Gambar 3.17. dibawah ini menunjukkan skema dari system loop yang

sederhana.

Gambar 3.17.Sistem Looping (14)

Panjang dari loop dan panjang pipa yang sejajar dalam system loop

umumnya sama tetapi kadang-kadang akibat penyesuaian dengan kondisi

permukaaan tanah, antara loop dengan pipa yang pertama tidak sama

panjangnya. Apabila pipa tersebut panjangnya sama, maka persamaan yang

dapat ditulis adalah :

..................................................................(3.74)

Laju aliran total harus terbagi antara pipa A dan pipa B dalam perbandingan

tertentu sehingga :

QA + QB = QC .........................................................................(3.75)

Penggunaan Persamaan Aliran :

Diameter pipa ditentukan untuk suatu laju produksi tertentu dan

penurunan tekanana atau kapasitas suatu ukuran pipa tertentu dibawah

kondisi tekanan dan temperatur tertentu. Faktor gesekan (f) dan bilangan

Reynold (NRe) keduanya mengandung variable diameter dan kecepatan.

QL = = 0,785.D2.v ....................................................

(3.76)

v =

NRe = = ....................................................

(3.77)

= = ...............

(3.78)

D5 = a . f ...............................................................................(3.79)

dimana :

QL = laju aliran cairan dalam pipa/kapasitas alir pipa, cuft/sec

v = kecepatan aliran fluida, ft/sec

ρ = densitas fluida, lb/cuft

= viskositas fluida, cp

f = faktor gesekan

L = panjang pipa, ft

= penurunan tekanan fluida didalam pipa akibat gesekan, psi

NRe = bilangan Reynold

g = percepatan gravitasi, ft/sec2

D = diameter pipa, inch

a = konstanta

Berdasarkan persamaan NRe , yaitu pada persamaan (3.77), maka diperoleh :

NRe = =

D = = b = ............................................(3.80)

dimana b = konstanta

Apabila kedua persamaan a dan b digabungkan, maka diperoleh :

atau .....................................................(3.81)

Persamaan diatas menyatakan hubungan antara f dan NRe dalam bentuk

besaran untuk menentukan diameter pipa. Apabila harga b dan a

disubstitusikan kembali kedalam , maka diperoleh :

............................................................................

(3.82)

Kemudian bila dibuat grafik pada kertas log-log antara dengan NRe, dan

dinyatakan dalam persamaan garis, maka diperoleh :

...................................................(3.83)

Selanjutnya berdasarkan harga NRe tersebut dapat ditentukan harga

dari diameter pipa. Dalam perhitungan diameter flowline ada dua persamaan

garis yang digunakan sesuai jenis pipa yang digunakan, yaitu :

- Untuk commercial pipe : y = 3,28 log(x) + 1 ...................(3.84)

- Untuk smooth pipe : y = 3,60 log(x) + 1,2 ..................(3.85)

dimana :

.................................................

..(3.86)

..................................................

(3.87)

3.2.1.2.2.5. Manifold

Manifold merupakan kumpulan dari kerangan-kerangan atau valve-

valve yang berfungsi untuk mengatur aliran fluida produksi dari masing-

masing sumur, seperti terlihat pada gambar 3.18. Untuk itu produksi dari

masing-masing sumur itu perlu dikelompokkan terlebih dahulu ke suatu

pemusatan well centre. Dasar pengelompokan dari sumur-sumur tersebut

adalah : tekanan pada masing-masing sumur, kapasitas produksi dari masing-

masing sumur, perbandingan gas – minyak (GOR), ada tidaknya material

lain dari produksi sumur, sifat-sifat fisika dan kimia fluida produksi sumur-

sumur.

Gambar 3.18.Manifold (14)

Prinsip-prinsip di dalam perencanaan well centre dan sistem

manifoldnya adalah sebagai berikut :

1. Perbedaan tekanan dari masing-masing tekanan sumur diusahakan

serendah mungkin. Kehilangan tekanan pada pipa sepanjang sumur

ke separator dan di dalam sistem manifoldnya harus diusahakan

serendah-rendahnya. Hal ini dapat dilakukan dengan menghindari

belokan pipa yang terlalu tajam, ukuran diameter panjang pipa yang

sesuai dan desain manifoldnya yang baik. Disamping itu pipa dijaga

agar tetap bersih dari endapan pasir atau paraffin karena dengan

adanya endapan ini menyebabkan kehilangan tekanan yang lebih

besar. Viscositas minyak yang tinggi juga akan mengakibatkan

kehilangan tekanan yang besar, untuk itu dapat dilakukan pemanasan

pada pipa sebelum masuk ke dalam sistem manifold.

2. Tekanan separator diusahakan serendah mungkin

3. Dalam proses pemisahan cairan dengan gasnya untuk suatu kelompok

sumur diusahakan efisiensi pemisahan yang maksimum. Untuk itu

GOR, sifat fisika dan kimia fluida sumur serta material-material lain

dari produksi sumur perlu diperhatikan. Penguapan dan kebocoran

pada system manifold harus dijaga seminimal mungkin. Tekanan

aliran sumur yang besar harus diarahkan menuju separator bertekanan

tinggi dalam hal ini pemisahan bertingkat diperlukan.

4. Di dalam fasilitas pengetesan harus ada alat ukur untuk produksi

minyak, air dan gas. Apabila diperlukan dapat pula dipasang alat ukur

material lain yang terikat dalam fluida produksi.

5. Dalam sistem pemisahan untuk suatu kelompok fasilitas pemisahan

harus memenuhi kapasitasnya, baik untuk separator maupun tangki

pengumpul minyak. Jumlah separator maupun tangki pengumpul

harus mencukupi untuk sumur-sumur selama dua atau tiga hari.

6. Sistem well centre harus memberikan kemungkinan jika ingin

dilakukan perbaikan separator dan sambungan-sambungan yang

diperlukan harus selalu siap sedia di tempat dan penyambungan tidak

dilakukan dengan pengelasan.

7. Biaya instalasi diusahakan serendah mungkin

8. Keamanan system secara keseluruhan terjamin

A. Valve

Valve adalah bagian dari peralatan transportasi yang berfungsi untuk

membuka dan menutup aliran fluida di dalam pipa, serta berfungsi mengatur

jumlah atau besarnya aliran dengan cara memutar handwhell lock nut.

Berdasarkan bentuk sambungan dan fungsinya, maka valve dapat

diklasifikasikan menjadi beberapa jenis, yaitu :

1. Jenis valve berdasarkan cara penyambungan

Berdasarkan cara penyambungan valve dengan pipa atau peralatan

yang lainnya, maka jenis valve dapat dibedakan menjadi tiga, yaitu :

screwed (ulir), flanged, dan butt welding (las).

2. Jenis valve berdasarkan fungsi dan bentuk valve

Berdasarkan fungsi dan bentuk valve, maka valve dapat dibedakan

menjadi beberapa jenis, yaitu :

a. Gate valve

Gate valve merupakan jenis valve yang biasa digunakan untuk

saluran cairan (minyak, air, dan lumpur), pipeline dan peralatan

kepala sumur, seperti gambar 3.19.

Gambar 3.19.Gate Valve (38)

b. Globe valve

Valve ini banyak digunakan untuk mengalirkan saluran gas dan

uap. Katup ini digunakan untuk tekanan yang rendah (300 psi)

yang biasanya katup ini dipakai jika tidak diperlukan pengawasan

yang teliti, seperti pada gambar 3.20.

Gambar 3.20.Globe Valve (3)

c. Plug valve

Plug valve ini biasanya digunakan untuk keperluan penutupan dan

pembukaan aliran yang cepat, seperti terlihat pada gambar 3.21.

Contoh penggunaan peralatan ini adalah BOP dan peralatan

penyemenan.

Gambar 3.21.Plug Valve (38)

B. Perhitungan Manifold

Manifold terdiri dari valve-valve yang berfungsi untuk mengatur

aliran fluida. Disamping sistem pengaturan, manifold juga digunakan untuk

penentuan ukuran kapasitas valve adalah suatu yang hal yang penting.

Untuk menentukan ukuran valve yang akan dipakai dalam suatu

rangkaian flowline, manifold atau pada suatu system pengaliran cairan dapat

dilakukan dengan menggunakan hubungan antara aliran dan penurunan

tekanan cairan yang melalui valve tersebut.

Persamaan yang dipakai dinyatakan dalam bentuk persamaan orifice untuk

aliran fluida incompressible, yaitu :

.........................................................................(3.88)

dimana :

ΔP = perbedaan tekanan dimuka dan dibelakang valve, psi

Cv = koefisien aliran

A = luas aliran ( diameter ), ft

Q = laju aliran, bbl/ day

= densitas fluida, lb / cuft

Koefisien aliran didefinisikan sebagai aliran air dalam gpm atau

cuft/det melalui valve yang terbuka penuh dengan perbedaan tekanan 1 psi.

Persamaan (3.88) di atas dapat digunakan untuk memperkirakan koefisien

aliran dan kapasitas untuk aliran zat cair.

3.2.1.2.2.6. Header

Header merupakan pipa berukuran lebih besar dari flowline yang

berfungsi untuk menyatukan fluida produksi.

Header mempunyai fungsi sebagai berikut :

1. Menampung fluida produksi dari beberapa gate valve pada suatu

unit manifold dan mengalirkannya ke separator.

2. Membantu terjadinya suatu proses pemisahan di dalam separator

dengan separator dengan jalan menimbulkan kondisi aliran

tertentu yang baik bagi proses pemisahan, yaitu meniadakan

kondisi turbulensi.

Sesuai dengan fungsinya header dapat dibedakan menjadi dua, yaitu

production header dan test header, seperti pada gambar 3.22.

a. Production Header dapat dibedakan menjadi :

1. High pressure header, yaitu header yang menampung fluida

produksi sumur yang bertekanan tinggi.

2. Intermediate pressure production header, merupakan header yang

menampung fluida produksi sumur yang bertekanan intermediate

(menengah)

3. Low pressure production header, header yang menampung fluida

produksi sumur yang bertekanan rendah.

b. Test Header

Merupakan header yang digunakan untuk test produksi untuk masing-

masing sumur.

Sebagai pipa saluran utama, maka sistem header flowline dapat tegak

lurus (900) atau miring (450), seperti pada gambar 3.33. Sedangkan diameter

header bervariasi tergantung laju produksi yang diinginkan.

Gambar 3.22.Sistem Header (9)

Untuk dapat merencanakan suatu unit header yang sesuai dengan

fungsinya, maka perencanaan diameter header dan kehilangan tekanan pada

header sesuai dengan posisinya.

Perlengkapan pada system manifold tergantung pada faktor-faktor

yang sesuai dengan kebutuhan di dalam penggunaannya, tetapi untuk

perlengkapan manifold yang standar biasanya terdiri dari production header,

test header dan beberapa valve yang diperlukan untuk operasi produksi.

Jika sumur-sumur yang produksinya dialirkan melalui manifold

mempunyai tekanan aliran yang berbeda, maka sebaiknya produksi dari

sumur-sumur tersebut dipisahkan menjadi menjadi beberapa aliran. Untuk itu

diperlukan production header yang dapat digunakan pada tekanan tinggi

maupun tekanan rendah. Disamping itu biasanya dilakukan test aliran secara

periodik dari tiap-tiap sumur dan untuk itu diperlukan test header.

a b

Gambar 3.23.Berbagai posisi Header : (a) Posisi tegak, (b) Posisi 45o (14)

A. Penentuan Diameter Header

Salah satu fungsi header yaitu dapat menampung seluruh fluida

produksi dari sejumlah sumur, maka di dalam perencanaan header juga harus

mampu mengurangi kehilangan tekanan yang terjadi diantara manifold

dengan separator agar tekanan balik di kepala sumur kecil.

Penentuan awal diameter header dapat dihitung dengan persamaan :

q = A V = 0,785 d 5 V ........................................................(3.89)

dimana :

q = laju alir fluida didalam header dimana merupakan”q” tiap sumur, stb/d

d = diameter dalam header, inch

V = kecepatan fluida dalam header, ft/det

Untuk kecepatan maksimum fluida di dalam header didekati persamaan :

untuk cairan

V = (48 / ) 1/3 , ft/ det ...................................................(3.90)

untuk cairan yang bersifat korosif :

V = (48 / 2() ) 1/3 = (24 / )1/3 , ft / det .......................(3.91)

untuk gas

V = 148,7 ( KZT/ M )1/2 , ft / det ....................................(3.92)

untuk gas yang bersifat korosif :

V = ( 148,7/2 ) ( KZT/ M )1/2 , ft / det ..............................(3.93)

dimana :

= densitas cairan, lb/cuft

K = specific heat ratio

T = temperatur absolute, 0 R

M = berat molekul

Untuk mengetahui apakah diameter header cukup aman terhadap

pengoperasiannya, maka dapat diperiksa (dicek) dengan persamaan berikut :

.....................................................................................(3.94)

dimana :

T = ketebalan pipa yang diijinkan, inch

P = tekanan kerja pada header, psi

d = diameter luar header, inch

S = tegangan pipa, tergantung dari bahan pipa seperti :

- Grade A, Steel pipe = 18000 psi

- Grade B, Steel pipe = 21000 psi

- Lap Welded, Steel pipe = 1800 psi

- Wrought – Iron pipe = 14400 psi

B. Penentuan Kehilangan Tekanan pada Header

Kehilangan tekanan (pressure loss) pada header dipengaruhi oleh

diameter header, panjang header, posisi header dan belokannya. Pada

dasarnya kehilangan tekanan pada header harus diusahakan serendah

mungkin. Dengan demikian energi di dalam sumur dapat dihemat. Semakin

kecil diameter header dan semakin panjang header tersebut, semakin besar

hilang tekanan yang terjadi. Semakin miring / tegak posisi header dan

semakin tajam belokannya, maka semakin besar juga kehilangan tekanan

yang terjadi.

Dari pengertian di atas, maka posisi header sedapat mungkin

diusahakan datar. Namun mungkin masalah ruang yang terbatas, misal pada

platform maka posisi header tidak dapat horizontal seluruhnya. Sehingga

terdapat belokan yang miring ataupun tegak. Persamaan dasar kehilangan

tekanan didalam header, untuk aliran dua fasa, baik pada posisi datar, miring

ataupun tegak masing-masing akan diuraikan.

1. Kehilangan Tekanan untuk Posisi Header Horizontal

Persamaan dasar kehilangan tekanan di dalam header untuk aliran

dua fasa pada posisi horizontal, adalah :

..................................................................(3.95)

2. Kehilangan Tekanan untuk Posisi Header Vertikal

Persamaan dasar kehilangan tekanan di dalam header untuk aliran

dua fasa pada posisi vertikal, adalah :

.......................................(3.96)

3. Kehilangan Tekanan Untuk Posisi Header Miring

Persamaan dasar kehilangan tekanan di dalam header untuk aliran

dua fasa pada posisi miring, adalah :

...............(3.97)

dimana :

Z = panjang kemiringan pipa, ft

fm = faktor gesekan fluida campuran

m = densitas fluida campuran, lbm/cuft

Vm = kecepatan fluida campuran, ft / det

w = laju alir massa, lbm / hari

d = diameter header, inch

= sudut kemiringan pipa dari sumbu horizontal

g = percepatan gravitasi

gc = faktor konversi gravitasi

Kehilangan tekanan didalam belokan dapat ditentukan berdasarkan

persamaan seperti dibawah ini : .

................................................................(3.98)

dimana :

(ΔP)f = hilang tekanan pada belokan karena friksi, psi

K = koefisien resistensi

W = laju alir massa, lbm / jam

dH = hydraulic diameter, inch

(ekivalen dengan diameter dalam pipa)

3.2.1.2.3. Machinery Fasilities

Merupakan fasilitas penunjang yang membantu dalam mengalirkan

aliran fluida produksi, apabila terdapat suatu daerah yang mempunyai

ketinggian tertentu atau juga membantu fluida untuk ditransportasikan ke

tangki penampung. Ada dua macam machinery facilities yang mungkin

dipergunakan di lapangan migas, yaitu pompa dan kompressor.

Penggunaan dari machinery facilities didasarkan pada adanya

pressure loss sehingga fluida memerlukan tekanan yang membantu untuk

mengalirkan ke tempat yang lebih tinggi atau ke tempat tangki

penampungan.

A. Pompa

Merupakan fasilitas penunjang yang membantu dalam mengalirkan

aliran fluida produksi, apabila terdapat suatu daerah yang mempunyai

ketinggian tertentu atau juga membantu fluida untuk di transportasikan ke

tangki penampung. Hal terpenting yang berhubungan dengan masalah aliran

fluida dalam pipa transportasi terhadap pompa adalah penentuan besarnya

horse power pompa yang digunakan untuk mengalirkan fluida produksi.

Ditinjau dari letak unit pompa tersebut, ada beberapa stasiun pompa yang

digunakan dalam transportasi fluida produksi, antara lain :

1. Stasiun pompa yang terletak di block stasion, untuk memompakan

LPG ke Pusat Penampungan Utama (PPU) atau pusat penimbunan

(storage).

2. Stasiun pompa yang terletak ke pusat penimbunan, untuk

mengirimkan LPG ke terminal pengapalan.

3. Stasiun pompa yang terletak di terminal, untuk memompakan hasil

produksi ke tanker.

Secara garis besar ada dua jenis pompa yang digunakan dalam

fasilitas produksi, yaitu :

a) Pompa Kinetik

Pada pompa ini, energi ditambahkan secara kontinyu untuk

meningkatkan kecepatan fluida. Pada pompa kinetik, energi kinetik

atau energi kecepatan dari fluida mula-mula naik dan kemudian

diubah menjadi energi potensial atau energi tekanan.

Hampir semua pompa kinetik digunakan dalam fasilitas produksi

yang berupa pompa centrifugal dimana energi kinetik diberikan oleh

fluida dari rotating impeller yang menyebabkan gaya centrifugal.

Pompa centrifugal itu sendiri terdiri dari dua jenis, yaitu :

Radial flow pump

Pada pompa ini aliran masuk kedalam tengah dari rotating whell

(impeller) dan diputar selama radial keluar oleh gaya centrifugal,

seperti pada gambar 3.24. Didalam impeller, kecepatan di liquid

naik diubah menjadi tekanan. Pompa aliran radial mempunyai

head per stage yang lebih tinggi serta beroperasi dengan

kecepatan yang lebih rendah dibandingkan dengan pompa aliran

axial.

Axial flow pump

Pada pompa ini aliran bergerak paralel dengan sumbu dari shaft,

seperti pada gambar 3.25. Kecepatan diberikan oleh baling-baling

impeller yang berbentuk seperti airfoils. Pompa ini didesain untuk

digunakan pada head yang sangat rendah dengan kecepatan aliran

yang sangat tinggi.

Gambar 3.24.Pompa Centrifugal (33)

Gambar 3.25.Pompa Centrifugal – Axial Flow Pump (33)

b) Pompa Positive Displacement

Pada pompa jenis ini, volume dari liquid turun sampai tekanan dari

liquid sama dengan tekanan pada discharge. Jadi liquid ditekan secara

mekanik yang akan menyebabkan kenaikan secara langsung dari

energi potensial. Yang termasuk pompa jenis ini adalah :

Pompa Reciprocating

Pada pompa jenis ini, energi ditambahkan pada fluida secara

intermitten oleh pergerakan piston, plunger piston / diaphragm

(pergerakan dari diaphragm yang bergerak kebelakang dan

kedepan dalam suatu fixed chamber), seperti pada gambar 3.26.

dan 3.27. Pada pompa diaphragm, ketika tekanan gas melawan

pergerakan diaphragm maka gaya tersebut akan mengakibatkan

liquid keluar, ketika gas dibebaskan diaphragm melentur kembali

dibawah tekanan pada section line sehingga liquid akan masuk.

Gambar 3.26.Pompa Reciprocating – Piston Pump (33)

Gambar 3.27.Pompa Reciprocating – Diaphragm Pump (33)

Keuntungan pompa reciprocating adalah :

- Efisiensi pompa tinggi antara 85-95 %

- Bisa untuk mengalirkan fluida dengan viscositas tinggi

- Mempunyai kecepatan operasi yang lebih rendah daripada

centrifugal pump

- Pompa ini dibatasi oleh kekuatan prime mover dan kekua

tan dari komponen-komponennya

- Untuk suatu kecepatan yang diserikan, flow rate akan

konstan tanpa mempengaruhi head

Kerugian pompa reciprocating adalah :

- Mempunyai biaya perawatan yang tinggi

- Tidak bisa mengalirkan fluida yang mengandung padatan

- Berat dan memerlukan ruang yang lebih luas

Pompa Rotary

Pendesakan disebabkan oleh pergerakan memutar. Pompa ini

kerja pemompaan disebabkan adanya gerak relatif antara bagian

yang bergerak dari pompa dengan bagian yang diam. Liquid

secara kontinyu ditekan dengan tekanan tinggi tanpa perlu

memberi energi kinetik pada awalnya. Gambar 3.28.

menunjukkan type dari pompa rotary.

Keuntungan utama pompa ini adalah konstruksinya membuat

fluida yang dipompakan mempunyai bentuk aliran yang tidak

turbulen.

Kerugiannya tidak mempunyai clearance sehingga fluida yang

dipompakan mempunyai nilai lubrisitas. Fluida yang dipompakan

tidak bersifat korosif dan hanya mengandung sedikit padatan.

Hal terpenting yang berhubungan dengan masalah aliran fluida dalam

pipa transportasi terhadap pompa adalah penentuan besarnya horse power

pompa yang digunakan untuk mengalirkan fluida produksi.

Gambar 3.28.Pompa Reciprocating – Rotary Pump (33)

Persamaan untuk menentukan horse power (HP) pompa adalah :

Q1 ( P1 - P2 )

BHP = ...………………………………(3.99)

58766 E

dimana :

BHP = horse power dari pompa, HP

Q1 = laju alir fluida, gpm

P1 = tekanan keluar pompa (discharge pressure), psi

P2 = tekanan masuk pompa (intake pressure), psi

E = efisiensi pompa, %

B. Kompressor

Kompressor adalah mesin untuk memampatkan udara atau gas.

Kompressor udara biasanya menghisap udara dari atmosfir. Namun ada pula

udara atau gas yang bertekanan lebih tinggi dari tekanan atmosfir.

Sebaliknya ada pula kompressor yang menghisap gas yang bertekanan lebih

rendah dari tekanan atmosfir, yang disebut dengan pompa vakum. Lebih

jelasnya dapat dilihat pada gambar 3.29.

Pada dasarnya kompressor terbagi menjadi tiga jenis, yaitu :

1. Positive Displacement Type

2. Dynamic Type

3. Thermal Type

Gambar 3.29.Diagram Type-Type Kompressor (33)

Kompressor diperlukan untuk menaikkan tekanan alir dalam pipa,

terutama dalam pipa transmisi yang berjarak panjang, dimana kehilangan

tekanan yang terjadi sangat besar. Pada tabel 3.2. menunjukkan

perbandingan antara kompressor centrifugal dengan kompressor

reciprocating. Kompressor centrifugal (turbo compressor) juga banyak

digunakan untuk mendorong gas, dimana penggunaan kompressor jenis ini

mempunyai beberapa keuntungan, antara lain :

Lebih ringan dalam berat dan ukuran

Pendorongan gas secara kontinyu dengan aliran pulsasi yang kecil

Kehilangan tenaga akibat friksi mekanis lebih kecil

Mempunyai kecepatan tinggi, sehingga memungkinkan hasil

kecepatan mesin yang tinggi pula (secara langsung)

Penempatannya lebih luwes

Pengoperasiannya bekerja sendiri

Tabel 3.2.Perbandingan Centrifugal Compressor dengan

Reciprocating Compressor (33)

Factor Centrifugal Reciprocating

Investement Low High

Operating Cost

(excluding fuel)

Less More

Fuel Consumption High Low

Flexibility Less More

Efficiency Better at Low

Ratios

Better at High Ratios

Project Life Short Life

Favorable

Long Life Favorable

Space

Requirements

Less More

Relocation Less Difficult More Difficult

Gambar 3.30.Centrifugal Compressor (33)

Gambar 3.31.Reciprocating Compressor (3)

Bentuk dari kompressor centrifugal dapat dilihat pada gambar 3.30.,

sedangkan bentuk dari kompressor reciprocating dapat dilihat pada gambar

3.31. Kompressor-kompressor jenis centrifugal dapat mengurangi biaya

pengoperasiannya, karena bangunan stasiun kompressor dan landasan

dibawah mesin lebih kecil. Satu kerugian dari penggunaan centrifugal

kompressor ini yaitu mempunyai perbandingan efisiensi yang lebih rendah

(82 %). Untuk menambah daya tekan (kompresi) yang lebih tinggi dapat

dihubungkan dua kompressor centrifugal secara seri. Kompressor centrifugal

digerakkan dengan listrik atau turbin gas, dimana penggunaan turbin gas

lebih baik bilamana kelebihan gas terdapat pada lapangan tersebut, atau

untuk mengontrol kapasitas, dan bilamana kapasitas dari satu unit digunakan

secara umum pada suatu stasiun kompressor. Dapat digunakan ukuran kecil

atau sedang dimana setiap single unit dapat menghasilkan tenaga diatas 50

m3/min, dengan pemberian tekanan diatas 7 atm gauge pada 20 HP dan

putaran diatas 200 rpm.

Mesin kompressor dan mesin gas dapat diletakkan terpisah dengan

penggunaan sistem pendinginan langsung atau digunakan sistem pendingin

berputar. Kompressor diperlukan untuk menaikkan tekanan alir dalam pipa,

terutama dalam pipa transmisi yang berjarak panjang, dimana kehilangan

tekanan yang terjadi sangat besar. Disamping itu juga kompresor jaga

diperlukan pada gathering system yang kadang tidak mampu memenuhi laju

produksi yang diinginkan ke dalam pipa transmisi.

Persamaan pada single stage adiabatic compressor untuk laju

produksi 1 MMSCF / D gas diperlukan HP sebesar :

……….....(3.100)

dimana :

BHP = brake horse power per stage

Qg = volume gas, MMscfd

Ts = Temperatur hisap, 0R

Zs = Compressibilitas factor isapan

Zd = Compressibilitas factor discharge

E = efisiensi, %

k = perbandingan spesifik heat, Cp/Cv

pS = tekanan isapan, psia

Pd = tekanan discharge, psia

Zav = (Zs/ZD)/2

Hubungan antara tekanan masuk dan keluar dalam kompressor dinyatakan

dalam kompressor ratio :

Pdis

CR = ……………………….....……(3.101)

Psuc

Untuk penentuan total Break Horse Power ( BHP ) dari kompressor, adalah :

( HP / MMSCFD )

BHP = .........………………....(3.102)

E

dimana :

CR = Compressor Ratio

Pdis = Tekanan discharge, psia

Psuc = Tekanan isapan, psia

BHP = total break horse power, HP

E = efisiensi kompressor, %

Q = laju alir gas, MMSCF/ D

Fasilitas Pemisahan

Penurunan tekanan yang dialami oleh fluida sejak keluar dari sumur

telah menyebabkan terpisahnya fasa gas dan fasa cair, tetapi terpisahnya itu

belum sempurna. Dalam hal ini fluida produksi yang diperoleh dan dialirkan

dari sumur dapat berupa gas, minyak dan air. Sesuai dengan permintaan dari

refinery ataupun sebelum dikapalkan, maka antara gas, minyak dan air harus

dipisahkan. Proses pemisahan tersebut dilakukan pada bagian surface

facilities, yaitu pada komponen peralatan pemisah fluida produksi. Proses

pemisahan fluida produksi tersebut meliputi berbagai cara pemisahan

padatan dari minyak, pemisahan air dan gas dari minyak serta pemecahan

emulsi. Karena dengan memisahkan zat-zat tersebut maka akan dapat

dicegah biaya-biaya yang tidak perlu. Untuk lebih jelasnya, gambar 3.32.

menunjukkan tentang fasilitas pemisahan di lapangan.

Gambar 3.32.Fasilitas Pemisahan (34)

Pemisahan antara minyak dengan gas atau air terjadi dalam separator,

yang selanjutnya akan dapat diketahui besarnya kapasitas produksi minyak

atau gas. Separator ini mempunyai beberapa komponen utama dan dibedakan

berdasarkan dari bentuknya, kegunaannya serta jumlah kapasitas produksi.

Proses pemisahan minyak dan air yang tercampur di dalamnya terjadi pada

bagian treating section. Treater section ini meliputi heater treater, oil

skimmer dan wash tank.

3.2.2.1. Separator

Separator adalah tabung bertekanan dan bertemperatur tertentu yang

digunakan untuk memisahkan fluida produksi kedalam fasa cairan dan fasa

gas. Fungsi utama dari separator adalah :

1. Unit pemisahan utama cairan dari gas.

2. Melanjutkan proses dengan memisahkan gas ikutan dari cairan.

3. Untuk mengontrol penghentian kemungkinan pelepasan gas dari

cairan.

4. Memberikan waktu yang cukup pemisahan antara minyak dan air

yang ikut terproduksi.

5. Melakukan treatment lainnya jika mungkin

Proses pemisahan dalam separator ini berjalan pada tekanan dan

temperatur tertentu yang kondisi optimumnya diperhitungkan berdasarkan

komposisi dari hidrokarbon yang terproduksi.

3.2.2.1.1. Komponen Separator

Secara garis besar separator dapat terbagi menjadi empat bagian

utama, yaitu : bagian pemisah utama, bagian pengumpul cairan, bagian

pemisah kedua, dan Mist Extraction Section yang memiliki fungsi yang tak

kalah penting, seperti pada gambar 3.33.

1. Bagian pemisah utama

Bagian ini berfungsi sebagai pemisah cairan. Disini akan dipisahkan

secara tepat slug cairan yang masuk ke dalam separator, demikian

juga butir-butir cairan yang terbawa aliran gas.

2. Bagian pengumpul cairan

Berfungsi sebagai tempat untuk menampung cairan yang telah

dipisahkan. Bagian ini harus memiliki ruangan yang besar agar

mampu menampung cairan yang telah dipisahkan pada kondisi

operasi yang normal dan harus sedemikian rupa sehingga fluida yang

telah dipisahkan tidak akan terganggu oleh aliran gas.

3. Bagian pemisah kedua

Sebagai tempat untuk memisahkan butir-butir cairan yang sangat

kecil, yang tidak terpisahkan pada bagian pemisah utama. Prinsip

utama dari proses pemisahan pada bagian ini berdasarkan gravity

settling dari aliran gas. Oleh karena persyaratan dasar untuk dapat

terjadinya gravity settling adalah tidak terjadinya aliran turbulensi,

maka kecepatan gas harus dikurangi pada saat mulai masuk ke

separator.

4. Mist Extraction Section

Sisa cairan yang berbentuk kabut dapat dipisahkan secara efektif dari

aliran gas dengan menggunakan mist extractor yang terencana

dengan baik. Pengembunan tersebut dapat disebabkan karena

turunnya temperatur yang terjadi setelah gas keluar dari separator.

Dengan demikian adanya pengembunan tersebut tidak mencerminkan

efisiensi daripada separator. Untuk dapat terjadi pemisahan dengan

baik antara butiran cairan yang berbentuk kabut dengan gas,

dipengaruhi beberapa hal sebagai berikut :

- perbedaan densitas antara gas dengan minyak

- kecepatan aliran gas

Apabila kecepatan gas cukup rendah, maka pemisahan butir cairan

gas dapat berlangsung dengan baik tanpa memerlukan mist extractor.

Meskipun demikian penempatan mist extractor dalam separator selalu

dilakukan untuk memperkecil jumlah cairan (kabut) yang terbawa

keluar dari separator bersama gas.

Jenis-jenis mist extractor yang sering digunakan pada saat ini terdiri

dari berbagai type, yang mana masing-masing memiliki prinsip

berbeda, yaitu :

- tumbukan (impingement)

- perubahan arah aliran

- gaya centrifugal

- coalescing pack

- filter

Gambar 3.33.Separator dan Bagian-Bagian Utamanya (33)

a. Tumbukan (impingement)

Apabila aliran gas yang mengandung butir-butir cairan tersebut

menumbuk pada suatu bidang, maka butiran tersebut akan tertinggal di

permukaan tersebut. Apabila jumlah butiran makin banyak, maka akan

terbentuk butiran yang lebih besar, maka butiran cairan tersebut akan jatuh

ke bagian pengumpul cairan. Lebih jelasnya dapat dilihat pada gambar 3.34.

Gambar 3.34.Prinsip Tumbukan (impingement) pada Mist Extractor (33)

b. Perubahan arah aliran

Apabila suatu aliran gas yang mengandung butir-butir cairan diubah

arahnya, maka butir-butir cairan cenderung untuk tetap bergerak dalam arah

aliran semula, sedangkan gas lebih mudah untuk mengikuti arah aliran yang

baru. Sehingga dalam hal ini butir cairan akan tertinggal, seperti pada

gambar 3.34.

c. Gaya centrifugal

Apabila aliran gas yang membawa butir-butir cairan berputar dengan

kecepatan cukup tinggi, maka gaya sentrifugal akan mendorong butir cairan

kearah luar, yaitu pada dinding daripada mist extractor.

Gambar 3.35.Prinsip Gaya Centrifugal pada Mist Extractor (14)

Gambar 3.35. menunjukkan prinsip gaya centrifugal pada mist

extractor. Cara ini merupakan cara yang efektif dalam hal ini pemisahan

butir cairan dari aliran gas. Efisiensi daripada metode ini akan bertambah

apabila kecepatan aliran gas bertambah.

d. Coalescing Pack

Coalescence mengandung arti penggabungan atau penggumpalan.

Metode ini merupakan penggabungan titik-titik air yang kecil sehingga

menjadi besar dan jatuh karena terjadi perbedaan gravity sebagai cairan,

seperti pada gambar 3.36. Beberapa peralatan bagian dalam separator, seperti

deflector plate, straightening vannes, dan bahkan dinding separator dapat

berfungsi sebagai tempat pengembunan titik-titik air tersebut. Metode ini

merupakan gabungan antara metode-metode impingement, perubahan aliran

dan gaya centrifugal. Pack ini menyediakan tempat yang cukup luas untuk

pengumpulan butir-butir cairan dan merupakan suatu rajutan kawat stainless

steel. Coalescing pack ini yang banyak digunakan baik pada separator biasa

maupun gas scrubber.

Gambar 3.36.Prinsip Coalescing Pack pada Mist Extractor (33)

e. Filter

Pada penggunaan khusus filter yang porous cukup efektif dalam

memisahkan cairan dalam aliran gas. Metode ini menggunakan prinsip

impingement, perubahan arah aliran, untuk memungkinkan terjadinya

pemisahan antara butir cairan dengan gas.

Faktor-faktor yang mempengaruhi pemisahan fluida adalah :

Viscositas fluida

Densitas minyak dan air

Type peralatan dalam separator

Kecepatan alir fluida

Diameter dari titik-titik air (droplets)

3.2.2.1.2. Jenis-Jenis Separator

Jenis separator dapat dibedakan berdasarkan bentuk dan posisinya,

berdasarkan fluida hasil pemisahannya, berdasarkan fungsinya, dan

berdasarkan tekanan kerja (operating pressure).

Jenis-jenis Separator Berdasarkan Fluida Hasil Pemisahannya

a. Separator dua fasa

Adalah separator yang memisahkan fluida produksi menjadi cairan dan

gas.Gas akan keluar melalui bagian atas, sedangkan cairan akan keluar

dari bagian bawah separator.

b. Separator tiga fasa

Adalah separator yang memisahkan fluida produksi yang terdiri dari

minyak, gas dan air. Gas akan keluar melalui bagian atas separator,

minyak melalui bagian tengah dan air dikeluarkan melalui bagian

bawah separator.

Jenis-jenis Separator Berdasarkan Bentuk dan Posisinya

Separator vertikal

Separator horizontal

Separator spherical (bulat)

a). Separator Vertikal

Separator ini menggunakan seluruh diameternya untuk bagian

pemisah kedua yang terletak pada bagian tengahnya, dengan mist extractor

pada bagian atasnya, sedangkan pada bagian bawah merupakan ruang

pengumpul cairan yang mempunyai ukuran lebih besar dibandingkan dengan

separator jenis lain dengan ukuran diameter tertentu. Digunakan untuk

sumur-sumur dengan GOR yang rendah sampai sedang, dimana diharapkan

diperoleh hasil cairan yang banyak. Gambar 3.37. memperlihatkan skema

separator vertikal

Gambar 3.37.Separator Vertikal (33)

Prinsip alat ini adalah fluida produksi yang masuk ke dalam separator

melalui bagian pemisah pertama mengalami gerakan putar fluida. Gaya

sentrifugal yang timbul dan gaya gravitasi yang terjadi akan menimbulkan

pemisahan pertama. Gas yang terpisah akan bergerak melalui alat pemisah

kedua dimana partikel cairan yang lebih berat akan turun. Selanjutnya gas

akan mengalir ke bagian mist extractor, disini partikel yang berukuran 1-10

micron (1 micron = 0,0001 cm) akan terkumpul sampai akhirnya jatuh turun

menetes, sedangkan partikel yang lebih kecil akan keluar melalui gas outlet.

Separator vertikal terbagi atas dua fasa dan tiga fasa, seperti terlihat pada

gambar 3.38 dan gambar 3.39.

Gambar 3.38.Separator Vertikal Dua Fasa (5)

Gambar 3.39.Separator Vertikal Tiga Fasa (5)

Kelebihan separator vertikal :

1. Kontrol level gas outlet tidak begitu rumit, karena jarak vertikal

antara gas oulet dan level cairan cukup jauh.

2. Kecenderungan penguapan kembali cairan kedalam fasa gas kecil.

3. Untuk dioperasikan di lapangan lebih murah karena hanya

memerlukan tempat pemasangan yang sempit.

4. Dapat menampung pasir dalam jumlah banyak.

5. Mempunyai kapasitas surge yang besar.

Kekurangan separator vertikal :

1. Harganya lebih mahal.

2. Karena bentuknya yang tinggi, maka perawatan peralatan yang

terletak diatas sulit untuk dicapai.

3.Outlet gas yang berada di atas menyebabkan pemasangan yang

lebih sulit.

b). Separator Horizontal

Separator horizontal, seperti yang ditunjukkan pada gambar 3.40.

dibedakan menjadi dua bagian atas dasar jumlah tabung (tube), yaitu :

separator horizontal single tube dan separator horizontal double tube.

Sedangkan berdasarkan fluida hasil pemisahannya, separator horisontal juga

dibedakan atas separator horisontal dua fasa dan tiga fasa, seperti pada

gambar 3.41. dan gambar 3.42.

Gambar 3.40.Separator Horisontal (5)

Gambar 3.41.Separator Horisontal Dua Fasa (5)

Gambar 3.42.Separator Horisontal Tiga Fasa (5)

1. Separator Horizontal Single Tube (Tabung Tunggal)

Digunakan untuk fluida dengan GOR yang tinggi, kecenderungan

membentuk foam tinggi, serta untuk pemisahan liquid-gas. Pada separator ini

fluida produksi sumur masuk melalui inlet dan menumbuk deflector.

Selanjutnya aliran akan memasuki pemisah utama guna memisahkan gas dan

cairan pada tahap pertama. Cairan yang terpisah memasuki bagian

pengumpul cairan. Suatu plat horizontal memisahkan kumpulan cairan

dengan bagian pemisah gas, untuk menjamin pemisahan gas yang terlarut

dengan cepat. Gas yang terpisah kemudian akan masuk straightening section

untuk mengurangi turbulensi, dan cairan yang dihasilkan akan menetes turun,

sementara aliran gas akan melalui bagian pemisah kedua.

Kemudian gas melewati mist extractor dimana partikel yang

berukuran 10 micron akan terpisahkan. Cairan yang terbentuk akan menetes

turun, dan gas yang terbentuk (partikel yang berukuran lebih kecil dari 10

micron) akan keluar melalui gas outlet. seperti yang ditunjukkan pada

gambar 3.43.

Gambar 3.43.Separator Horisontal Single Tube (Tabung Tunggal) (5)

2. Separator Horizontal Double Tube (Tabung Ganda)

Separator ini mememiliki semua kelebihan dari separator horizontal

single tube, ditambah dengan kapasitas cairan yang lebih besar, seperti yang

ditunjukkan pada gambar 3.44., dimana pada tube (barrel) bagian atas

diusahakan agar aliran gas menjadi horizontal dengan kecepatan yang lebih

besar, cairan bebas dengan cepat turun ke barrel bagian bawah.

Gambar 3.44Separator Horisontal Double Tube (Tabung Ganda) (9)

Berikut ini adalah kelebihan dan kekurangan yang dimiliki separator

horizontal di dalam aplikasinya di lapangan.

Kelebihan separator horizontal :

1. Dapat menampung crude dalam bentuk foam (busa).

2. Harganya lebih murah daripada separator vertikal.

3. Lebih mudah pengiriman bagian-bagiannya.

4. Labih ekonomis dan efisien untuk mengolah volume gas yang

lebih besar.

5. lebih luas untuk settling bila terdapat dua fasa cair.

Kekurangan separator horizontal :

1. Kurang baik pemisahannya apabila fluida mengandung pasir.

2. Susah untuk dibersihkan.

3. Dalam pemasangan memerlukan ruangan yang lebih luas

kecuali kalau disusun bertingkat.

4. Diameter yang lebih kecil untuk kapasitas gas tertentu.

5. Pengontrolan level cairan lebih rumit daripada separator

vertikal.

c.). Separator Spherical (Bulat)

Separator ini berbentuk bulat (spherical), lebih mudah dalam hal

pengoperasiannya dan memiliki susunan vessel yang kompak. Separator

spherical ini direncanakan agar mekanisme pemisahan seperti gaya gravitasi,

gaya centrifugal, kecepatan rendah dan kontak permukaan dapat

dimanfaatkan seefisien mungkin. Gambar 3.45. menunjukkan Separator

Spherical (bulat).

Separator jenis ini mempunyai kapasitas gas dan surge terbatas,

sehingga umumnya digunakan untuk memisahkan fluida produksi fengan

GLR kecil sampai sedang namun separator ini dapat bekerja pada tekanan

tinggi.

Gambar 3.45.Separator Spherical (Bulat) (9)

Prinsip kerja alat ini, fluida produksi yang masuk lubang inlet

kemudian dibelokkan dengan flow diverter sehingga menyinggung dinding

separator. Aliran ini akan mengelilingi dinding separator yang akhirnya jatuh

pada bagian pengumpul cairan dan akan keluar melalui outlet pada level

tertentu.

Aliran gas yang terjadi akibat pemisahan dari gerak fluida yang

mengelilingi tersebut akan bergerak melalui bagian tengah separator. Cairan

yang terbentuk saat bergerak ke atas ini (akibat perubahan kecepatan) akan

menetes turun dan gas yang lolos masuk ke dalam mist extractor.

Kemudian partikel 10 micron terpisahkan dan gas akan keluar

melalui gas outlet. Terdapat dua type separator spherical, yaitu type untuk

pemisahan dua fasa dan tiga fasa, seprti pada gambar3.46 dan gambar 3.47.

Gambar 3.46.Separator Spherical (Bulat) Dua Fasa (5)

Gambar 3.47.Separator Spherical (Bulat) Tiga Fasa (5)

Kelebihan separator spherical (bulat) :

1. Lebih murah dibandingkan dengan separator jenis lainnya

2. Lebih mudah dibersihkan

3. Lebih kompak

Kekurangan separator spherical (bulat) :

1. Pengontrolan level cairan rumit

2. Mempunyai ruang pemisah dan kapasitas surge yang lebih

kecil

Sedangkan perbandingan kelebihan dan kekurangan antara separator

horisontal, separator vertikal, dan separator spherical secara umum dapat

dilihat pada tabel 3.3.

Tabel 3.3.Perbandingan Kelebihan dan Kekurangan Separator Vertikal,

Horisontal, dan Spherical, Dua dan Tiga Fasa (5)

Jenis-jenis Separator Berdasarkan Fungsinya

1. Knock-Out

Merupakan alat pemisah cairan dan dibedakan atas dua bagian,

yaitu :

a. Free Water Knock-Out (FWKO), berfungsi untuk

memisahkan air bebas dari campuran gas dan hidrokarbon

cairan. Gas dan minyak keluar dari FWKO melalui outlet

yang sama dan air terpisah dengan sendirinya.

b. Total Liquid Knock-Out (TLKO), berfungsi untuk

memisahakan cairan dari aliran gas yang bertekanan tinggi

(lebih besar dari 3000 psi).

2. Gas Scrubber

Merupakan jenis separator yang dirancang untuk memisahkan butir

cairan yang masih terikut gas hasil pemisahan tingkat pertama, dan

juga dirancang untuk menampung dan memisahkan fluida produksi

dengan harga GLR yang tinggi, seperti pada gambar 3.48. Alat ini

dipasang pada bagian down stream (bawah) dari separator dengan

maksud untuk memisahkan cairan yang terkonsolidasi atau dapat

sebagai pencegah masuknya cairan ke dalam dehydrator, extraction

plant, dan kompressor.

Gambar 3.48.Gas Scrubber (33)

3. Flash Chamber

Alat ini digunakan pada tahap lanjut dari proses pemisahan secara

kilat (flash) dari separator bagian pemisah utama. Flash chamber ini

juga digunakan sebagai separator bagian pemisah kedua dan

dirancang untuk bekerja pada tekanan rendah ( < 125 psi ).

4. Expansion Vessel

Merupakan separator untuk proses pengembangan gas pada

pemisahan bertemperatur rendah. Fungsi utamanya adalah sebagai

penampung gas hydrate yang terbentuk pada proses pendinginan.

Alat ini bekerja dengan tekanan kerja berkisar 100 – 1500 psi.

5. Chemical Electric

Merupakan separator tingkat lanjut untuk memisahkan air dari

cairan hasil separasi tingkat sebelumnya yang dilakukan secara

elektrik (menggunakan prinsip anoda-katoda) dan umumnya untuk

memudahkan pemisahan digunakan additive kimiawi.

Jenis-jenis Separator Berdasarkan Tekanan Kerja (Operating

Pressure)

Pembagian separator juga dapat dilakukan berdasarkan tekanan kerja

seperti pada gambar 3.49., yaitu :

1. High Pressure (HP) Separator

Separator jenis ini memiliki kapasitas tekanan antara 650 – 1500 psi

(45 – 100 ksc)

2. Medium Pressure (MP) Separator / Intermediate Pressure Separator

Separator jenis ini memiliki kapasitas tekanan antara 225 – 650 psi

(15 – 45 ksc)

3. Low Pressure (LP) Separator

Separator jenis ini memiliki kapasitas tekanan antara 10 – 225 psi

(0,7 – 15 ksc)

Gambar 3.49.Separator Berdasarkan Tekanan Kerja (Operating Pressure) (2)

3.2.2.1.3. Faktor-Faktor Yang Mempengaruhi Sistem Pemisahan

Pemisahan cairan dan gas di dalam separator dipengaruhi oleh

beberapa faktor, diantaranya adalah : tekanan kerja separator, temperatur

kerja separator, efisiensi pemisahan partikel, kemampuan kapasitas

separator, kenaikan kecepatan gas, serta sifat fisik cairan dan gas. Berikut ini

akan dijelaskan secara singkat faktor-faktor tersebut.

1. Tekanan kerja separator

Tekanan kerja daripada suatu separator tergantung pada :

- tekanan aliran fluida pada wellhead

- jumlah minyak dan gas yang akan dipisahkan

Perubahan tekanan mempengaruhi perubahan densitas gas dan minyak,

mempengaruhi kecepatan aliran yang diijinkan, dan mempengaruhi

volume aliran yang sebenarnya. Pengaruh keseluruhan daripada

pertambahan tekanan adalah peningkatan kapasitas gas dalam separator.

2. Temperatur

Temperatur mempengaruhi kapasitas gas-cairan daripada separator,

dimana penambahan temperatur akan menurunkan kapasitas daripada

separator. Pengaturan temperatur, termasuk dengan cara pendinginan

dapat dilaksanakan dengan salah satu cara berikut ini :

- Tubular Heat Exchanger

- Cooling Tower

- Refrigeration

- Expansion aliran dari sumur melalui choke

3. Effisiensi daripada pemisahan partikel cairan tergantung pada densitas gas

dan cairan. Suatu separator yang bekerja pada tekanan, temperatur dan

komposisi yang konstan, mempunyai kapasitas gas :

..................................................................(3.103)

dimana :

Qg = kapasitas gas

o = densitas minyak, ppg

g = densitas gas, ppg

4. Kemampuan kapasitas separator berdasarkan anggapan bahwa pemisahan

secara gravitasi daripada butir cairan yang lebih besar dari 200 micron

dapat terjadi di bagian pemisah kedua. Untuk butir yang lebih kecil dari

200 micron, dipisahkan oleh Mist Extractor.

5. Kenaikan kecepatan gas akan memperbesar ukuran dan volume daripada

butir cairan yang mencapai mist extractor, dengan demikian akan timbul

penambahan cairan dalam jumlah banyak dengan tiba-tiba.

6. Kenaikan kecepatan gas maksimum untuk pemisahan partikel cairan

dengan diameter tertentu, tergantung pada sifat fisik cairan dan gas.

Suatu partikel yang jatuh sebagai akibat percepatan gravitasi, akan

bertambah cepat gerakan jatuhnya sampai pada suatu saat dimana

gesekan pada partikel tersebut (sebagai akibat tumbukan dengan gas)

sama dengan berat daripada partikel tersebut. Apabila kedua gaya ini

sama besarnya, maka partikel akan jatuh dengan kecepatan yang konstan.

Kecepatan ini sering disebut “settling velocity“. Besarnya settling

velocity tersebut digunakan dalam penentuan ukuran daripada separator,

yaitu tingginya atau diameternya.

Distribusi ukuran partikel perlu diketahui untuk pemasangan jenis

alat penyerap kabut (Mist Extractor) dalam separator. Misalnya jenis

centrifugal lebih sesuai untuk pemisahan partikel yang berukuran lebih besar

dibandingkan alat penyerap kabut jenis kawat rajutan. Sering juga digunakan

lebih dari satu jenis alat mist extractor.

3.2.2.1.4. Pemisahan Bertingkat

Dalam proses pemisahan bertingkat minyak dan gas, pada umumnya

digunakan beberapa tingkat pemisahan yang dilakukan dengan sederetan

separator yang bekerja pada tekanan yang berturut-turut menurun. Cairan

yang keluar dari separator bertekanan tinggi akan masuk ke dalam separator

berikutnya yang bertekanan lebih rendah dan demikian seterusnya.

Tujuan dari pemisahan bertingkat ini adalah untuk mendapatkan

cairan hidrokarbon (minyak) yang maksimal dari fluida produksi dan untuk

mendapatkan kestabilan yang semaksimal mungkin dari gas maupun

minyaknya.

Adapun pertimbangan dalam penggunaan pemisahan bertingkat

adalah sebagai berikut :

- Tekanan dan temperatur aliran fluida di kepala sumur

- Syarat-syarat pada kontrak penjualan gasnya

- Struktur harga pada hidrokarbon minyak dan gas

Pemisahan bertingkat dari minyak dan gas dilakukan dengan

sederetan separator yang bekerja pada tekanan yang berturut-turut. Cairan

dikeluarkan dari separator yang bertekanan tinggi dan masuk ke separator

berikutnya yang bertekanan lebih rendah.

Dalam proses pemisahan bertingkat ini pemisahan minyak akan lebih

mendekati proses differensial liberation bila tingkat pemisahan lebih banyak.

Suatu separator minyak dan gas yang ideal bila dilihat dari sudut pendapatan

cairan yang maksimum dimana separator tersebut dibuat untuk mengurangi

tekanan dari wellhead pada lubang masuk separator tersebut, dimana gas

dipisahkan dari separator secara kontinyu segera setelah terpisah dari

cairannya, hal inilah yang disebut dengan proses pemisahan secara

differential liberation.

Tabel 3.4.Tabel Prosentase Pendekatan Pemisahan (14)

Jumlah Tingkat

Pemisahan

Pendekatan Pemisahan

secara differensial, %

2

3

4

5

6

0

75

90

96

98,5

Jumlah prosentase pendekatan pemisahan secara differensial untuk

jumlah tingkat pemisahan ditunjukkan pada tabel 3.4. Dari tabel tersebut

terlihat bahwa keuntungan tidak terlalu besar pada jumlah tingkat yang

tinggi. Karena itu pertimbangan ekonomis hanya dibatasi tingkat 3 dan 4

saja.

Karakteristik dari tingkat pemisahan tergantung pada kondisi aliran

dan sifat fisik cairan yang masuk ke dalam separator. Masing-masing

karakteristik yang disesuaikan dengan tingkat pemisahan antara lain :

1. Pemisahan dua tingkat, ditunjukkan pada gambar 3.50. :

Umumnya digunakan untuk :

- minyak yang mempunyai gravity rendah

- GOR aliran sumur rendah

- tekanan aliran sumur rendah

Gambar 3.50.Skema Pemisahan Dua Tingkat pada Separator (33)

2. Pemisahan tiga tingkat, ditunjukkan pada gambar 3.51. :

Umumnya digunakan untuk :

intermediate oil gravity

intermediate GOR

intermediate tekanan aliran sumur

Gambar 3.51.Skema Pemisahan Tiga Tingkat pada Separator (33)

3. Pemisahan empat tingkat, ditunjukkan pada gambar 3.52.:

Umumnya digunakan untuk :

oil gravity yang tinggi

GOR tinggi

tekanan di kepala sumur tinggi

Gambar 3.52.Skema Pemisahan Empat Tingkat pada Separator (33)

3.2.2.1.5. Perencanaan Separator

Perhitungan perencanaan separator meliputi penentuan kapasitas

separator dan penentuan tekanan kerja separator. Perencanaan separator ini

dimaksudkan untuk dapat memilih jenis serta kapasitas separator yang sesuai

dengan kondisi lapangan secara optimum.

Prosedur pemilihan separator yang akan digunakan dalam suatu

industri perminyakan adalah sebagai berikut :

1. Pertimbangan biaya

2. Tentukan tipe yang sesuai, ditinjau dari ruang yang tersedia

3. Tentukan apakah biaya keseluruhan dipengaruhi oleh

pemasangan instalasi daripada tipe yang dipilih

4. Tentukan apakah adanya penyimpangan kondisi aliran dari sumur

(foam, pasir, dan sebagainya) dapat menyebabkan separator yang

dipilih menjadi sulit untuk beroperasi dan dirawat.

Penentuan Kapasitas Separator

Penentuan kapasitas separator berikut ini berdasarkan kondisi sebagai

berikut yang harus dipenuhi :

1. Tidak terjadi foam

2. Temperatur kerja 600 F

3. Butir cairan yang paling kecil yang dapat dipisahkan berbentuk

bola dengan diameter 10 micron

Pada kondisi diatas, sisa cairan yang tidak terpisahkan dari aliran gas

tidak lebih dari 0,10 gal / 106 SCF.

Kapasitas untuk menampung minyak dari suatu separator adalah

sebesar q, berdasarkan hubungan antar volume minyak normal (V) dan

retention time (t) dalam separator, yang biasanya harga t tersebut 1 menit

untuk memberi kesempatan air dan gas terpisah dari minyak.

q = V / t = cuft / menit ....................................................(3.104)

oleh karena 1 cuft / menit = 257 bbl / hari, maka :

q = 257 V / t , bbl / hari ....................................................(3.105)

Kapasitas minyak yang dapat digunakan diambil setengah dari

kapasitas sebenarnya, oleh karena adanya kemungkinan timbulnya aliran

heading dari sumur, dan persamaan (3.105) berubah menjadi :

q = 128 V / t, bbl / hari ....................................................(3.106)

Volume minyak pada separator vertikal adalah :

V = 0,785 d2 h ..................................................................(3.107)

dimana d adalah diameter dalam daripada separator dalam ft, dan h adalah

tinggi kolom minyak diatas outlet minyak di dasar separator, yang besarnya

tergantung pada tinggi daripada separator sebagai berikut :

Tabel 3.5.Tinggi Separator dan Tinggi Kolom Minyak (45)

Tinggi Separator

(ft)

H

5

10

15

2,5

3,25

4,25

Apabila persamaan (3.107) disubstitusikan ke dalam persamaan (3.106),

maka akan diperoleh :

......................................................................................(3.108)

dimana persamaan (3.108) tersebut digunakan untuk separator vertikal.

Sedangkan untuk separator horizontal (single tube), volume minyak adalah :

.....................................................................................(3.109)

dimana L adalah panjang separator horizontal.

Apabila persamaan (3.109) disubstitusikan ke persamaan (3.106), maka

kapasitas minyak untuk separator horizontal bertabung tunggal adalah :

......................................................................................(3.110)

Untuk separator bertabung ganda (double tube), volume minyak adalah :

V = 0,785 d2 L .......................................................................(3.111)

Dengan demikian apabila persamaan (3.111) dimasukkan ke persamaan

(3.106), maka kapasitas minyak adalah :

q = 100,5 ....................................................................(3.112)

Untuk separator spherical, volume minyak diambil setengah dari volume

spherical, yaitu :

V = 4 / 6 r3 ( d / 2 )0,5 = 0,2618 d3 ( d / 2 )0,5 ................(3.113)

Bentuk separator spherical menyebabkan separator jenis ini mempunyai

surge kapasitas yang lebih besar. Apabila persamaan (3.113) disubstitusikan

ke persamaan (3.106), maka akan diperoleh kapasitas minyak untuk

separator spherical sebagai berikut :

q = 33,51 ................................................................(3.114)

Perhitungan untuk menentukan kapasitas separator/dimensi separator

selain persamaan-persamaan diatas dapat juga dilakukan dengan metode lain.

Penentuan dimensi separator adalah untuk merencanakan ukuran separator

dalam memisahkan gas dan cairan dari fluida produksi dan memilih jenis

separator agar pemisahan berjalan dengan baik dan ekonomis. Adapun

metode lainnya adalah sebagai berikut :

1). Separator Horisontal, 2 fasa

Menghitung konstanta ( )

dimana :

S = SG gas, (udara = 1)

P = tekanan, psia

T = temperatur, oR

Menentukan nilai K dengan menggunakan gambar 3.53.

Menghitung batasan kapasitas gas (d.Leff)

.........................................................

(3.115)

dimana :

Qg = laju alir gas, MMSCFD

Z = faktor deviasi gas

d = diameter vessel, inchi

Leff = panjang efektif, ft

Menghitung Seam to seam Length (Lss)

......................................................................(3.116)

Membuat tabel antara d, Leff, dan Lss , dimana harga diameter bebas

memilih sesuai dengan data separator dipasaran (tabel 3.6)

Menghitung Slenderness ratio (SR), masih menggunakan tabel pada

langkah sebelumnya

SR = ........................................................................

(3.117)

Menghitung batasan kapasitas liquid (d2.Leff), untuk berbagai

retention time (tr)

.......................................................................(3.118)

dimana :

Ql = laju alir liquid, BPD

tr = retention time, menit

Membuat tabel antara d, Leff, Lss dan SR, untuk berbagai tr = 1 – 3

menit, dimana harga d seperti pada tabel 3.6.

Memilih dari tabel liquid dan tabel gas yang memberikan SR = 3 – 4

Memilih kapasitas (d, Lss) yang terbesar diantara hasil hitungan

liquid dan gas., atau memilih harga d dan Lss dengan selisih yang

kecil dan harga SR yang kecil.

Tabel 3.6.Data Separator yang tersedia di pasaran(2)

Gambar 3.53.Grafik Penentuan Harga K(2)

1). Separator Vertikal, 2 fasa

Menghitung konstanta ( )

dimana :

S = SG gas, (udara = 1)

P = tekanan, psia

T = temperatur, oR

Menentukan nilai K dengan menggunakan gambar 3.53.

Menghitung batasan kapasitas gas (d)

.............................................................(3.119)

dimana :

Qg = laju alir gas, MMSCFD

Z = faktor deviasi gas

d = diameter vessel, inchi

Menghitung batasan kapasitas gas (d2.h)

...........................................................................(3.120)

dimana :

Ql = laju alir liquid, BPD

tr = retention time(1 – 3), menit

Membuat tabel untuk kombinasi tr = 1-3 menit, dan bernagai harga

diameter (d), sehingga diperoleh masing-masing nilai ketinggian

liquid (h).

Masih menggunakan tabel yang sama, menghitung seam to seam

length (Lss)

- untuk OD 36” :

Lss = ....................................................................(3.121)

- untuk OD 36” :

Lss = ..........................................................(3.122)

dimana :

OD = outside diameter, inchi

Lss = seam to seam length, ft

d = diameter minimum batasan kapasitas gas, inchi

Menghitung Slenderness Ratio (SR) , masih menggunakan tabel yang

sama dengan persamaan seperti pada persamaan (3.117).

Menentukan diameter (d) dan Lss dari tabel yang memiliki SR 3-4

menit.

Perhitungan Tekanan Kerja Separator

Tekanan kerja separator merupakan suatu bagian perencanaan yang

penting, karena akan mempengaruhi antara lain :

- Besarnya GOR yang akan dihasilkan

- 0 API dari minyak yang dipisahkan

Untuk menentukan tekanan kerja optimum separator pada pemisahan

bertingkat dua, tiga dan seterusnya dapat dilakukan dengan beberapa metode,

antara lain adalah sebagai berikut :

1. Metode Whinnery - Campbell

Metode ini berdasarkan anggapan bahwa tekanan optimum hanya

merupakan fungsi tekanan mula-mula dan tekanan akhir, disamping

pengaruh komposisi system. Hubungan ini dapat dinyatakan dalam

persamaan berikut :

P2 = A ( P1 ) 0,686 ................................................................(3.123)

dimana :

P2 = tekanan kerja separator kedua, psi

P1 = tekanan kerja separator pertama, psi

A = konstanta fungsi dari stock tank

Gambar 3.54. menunjukkan pengaruh tekanan separator pada pemisahan dua

tingkat.

Gambar 3.54.Pengaruh Tekanan Separator pada Pemisahan Dua Tingkat (1)

Konstanta A dapat ditentukan dengan menggunakan grafik hubungan

antara Konstanta A dengan Pseudo SG, yang mana dalam hal ini perlu untuk

lebih dahulu mengetahui prosentase dari C1, C2 dan C3 serta harga pseudo

SG. Untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada gambar 3.55 dan gambar 3.56.

Analisa yang dilakukan Whinnery-Campbell memberikan dua

persamaan yang masing-masing untuk crude (dengan SG > 1.0) dan kondesat

(dengan SG < 1.0).

Penentuan tekanan kerja separator kedua, untuk crude dengan SG >

1.0, digunakan persamaan sebagai berikut :

P2 = A ( P1 )0,686 + C1 ........................................................(3.124)

dimana :

P2 = tekanan kerja separator kedua, psi

P1 = tekanan kerja separator pertama, psi

A = konstanta fungsi dari stock tank

C1 = dimensionless shifting constant, yang besarnya ditentukan

dengan persamaan :

........................................................................(3.125)

Sedangkan untuk kondensat dengan SG < 1.0, maka tekanan kerja separator

yang kedua ditentukan dengan menggunakan persamaan sebagai berikut:

P2 = A ( P1 )0,765 + C2 .............................................................(3.126)

dimana harga C2 dapat ditentukan dari persamaan berikut :

...................................................................................(3.127)

Gambar 3.55.Hubungan antar Konstanta A dengan C1 dan C2

(22)

Gambar 3.56.Hubungan antara Konstanta A dengan pseudo SG (22)

2. Metode Perbandingan

Pendekatan lain yang dapat digunakan pada pemisahan bertingkat

(lebih dari tiga tingkat),adalah dengan persamaan-persamaan sebagai berikut:

Rt = (P1/Pst)1/m .............................................................................(3.128)

P2 = (P1/Rt) = Pst Rtm-1 .................................................................(3.129)

Ppt = Pst Rtm(Rt-1) ...........................................................................(3.130)

dimana :

m = jumlah antara tingkat atau jumlah tingkat dikurangi satu

Rt = perbandingan tekanan kerja separator yang berurutan

P2 = tekanan kerja separator kedua

P1 = tekanan kerja separator pertama

Pst = tekanan kerja separator terakhir (tangki pengumpul)

Ppt = tekanan pada tingkat pertengahan yang terakhir digunakan

Persamaan-persamaan di atas hanya digunakan apabila data yang

tersedia sangat kurang sekali dan tekanan kerja yang akan ditentukan berada

pada tingkat pertengahan. Pendekatan yang dilakukan pada metode ini

adalah perbandingan tekanan antara tekanan separator terakhir dengan tangki

pengumpul. Untuk memperjelas uraian tersebut di atas, akan diberikan suatu

contoh permasalahan sebagai berikut :

Proses pemisahan bertingkat 4, dimana separator pertama mempunyai

tekanan kerja 400 psi dan tekanan pada storage tank sebesar 60 psi ( storage

tank merupakan tingkat keempat). Pertanyaan : Tentukan tekanan kerja

separator yang lainnya ?

Diketahui :

P1 = 400 psi

Pst = 60 psi

m = 4 – 1 = 3

Penyelasaian :

Dengan menggunakan persamaan-persamaan di atas maka akan didapatkan :

Rt = ( 400 / 60 )1/3 = 1,88 psi

P2 = ( 60 ) ( 1,88 ) 3 - 1 = 212 psi

P3 = ( 60 ) ( 1,88 ) 2,64 = 317,6 psi

Perhitungan Fasa Pada Separator

Dalam pembicaraan mengenai separator, hal yang harus ditentukan

juga adalah : berapa jumlah cairan dan gas yang keluar dari separator serta

bagaimana komposisi dari masing-masing fluida yang keluar dari separator

tersebut. Untuk perhitungan tersebut, digunakan konsep konstanta

keseimbangan dengan melakukan anggapan bahwa efisiensi kerja daripada

separator adalah 100 %.

1. Konsep Konstanta Keseimbangan

Penggunaan konsep ini adalah untuk perhitungan fasa dalam

separator berdasarkan kenyataan bahwa antara minyak dan gas tidak lagi

dapat dinyatakan sebagai larutan yang ideal. Untuk larutan yang ideal,

berlaku hubungan :

........................................................................................(3.131)

sedangkan untuk larutan yang tak ideal, berlaku hubungan :

y i = k i . x i ........................................................................................(3.132)

dimana :

y i = fraksi mol komponen i dalam larutan gas

x i = fraksi mol komponen i dalam larutan minyak

Pi o = tekanan uap komponen murni i

PT = tekanan total atau bubble point pressure

k i = konstanta keseimbangan yang ditentukan dari percobaan

Harga ki ini tergantung pada tekanan dan temperatur, dimana untuk suatu zat

hidrokarbon tertentu :

- k i membesar bila suhu dinaikkan

- k i mengecil jika tekanan dinaikkan

2. Metode Perhitungan

Apabila :

z i = fraksi mol zat i dalam fasa gas maupun cair

x i = fraksi mol zat i dalam fasa cair

y i = fraksi mol zat i dalam fasa gas

n = jumlah total mol dalam system

n L = jumlah total mol dalam cairan (liquid)

n v = jumlah total mol dalam gas

z i n = mol dari komponen i dalam sistem

x i n L = mol dari komponen i dalam cairan

y i n v = mol dari komponen i dalam gas

Dari konstanta-konstanta tersebut diatas didapatkan persamaan :

..................................................................................

(3.133)

Sedangkan y i = k i x i atau x i = yi / k i , dengan demikian apabila

hubungan yang terakhir ini disubstitusikan ke dalam persamaan di atas, maka

akan diperoleh :

................................................................................

(3.134)

atau :

.................................................................................(3.135)

Sedangkan n = nL + n v atau nL = n - n v dan n v = n - nL

Pemisahan harga x dan y dari persamaan (3.134) dan (3.135) akan

menghasilkan :

.....................................................................................(3.136)

.......................................................................................(3.137)

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

Σ x i = x i + x2 +……………………..+ xn = 1 ....................(3.138)

Σ y i = y i + y2 +……………………..+ yn = 1 ....................(3.139)

dengan demikian :

....................................................................(3.140)

....................................................................(3.141)

Untuk menghitung komposisi fasa cair dan gas yang keluar dari

separator dilakukan secara trial dan error, dengan menganggap harga n = 1,

dan menganggap harga nL, dan atau nv tertentu sehingga diperoleh harga Σ x i

= 1 dan atau Σ x i = 1.

3.2.2.2. Treating Section

Treating section adalah merupakan peralatan-peralatan pemisah

fluida produksi yang bekerja dengan menggunakan energi tambahan dari luar

sistem. Treating section berfungsi untuk memisahkan air dari minyak dan

beberapa material lain yang terkandung di dalam fluida reservoir. Peralatan

ini digunakan setelah fluida produksi dipisahkan fasa cairan dan gasnya

didalam separator, dimana fasa cair hasil pemisahan di dalam separator ini

terdiri dari minyak dan air. Untuk mendapatkan kualitas minyak yang

dikehendaki (mengandung <1% air), air yang masih tertinggal di dalam

minyak dipisahkan dengan peralatan ini. Ada tiga metode pemisahan yang

digunakan dalam treating section, yaitu :

1. Gravity dehidration

Prinsip dasar dan cara kerja metode gravity dehidration adalah

perbedaan gravity antara minyak dan air sebagai emulsi, pelaksanaan

pemisahan emulsi secara gravity murni hanya dapat dilakukan pada

keadaan emulsi yang tidak stabil. Termasuk disini adalah : wash tank,

heater treater, centrifuge, dan lainnya.

2. Electrical dehidration

Cara kerja electrical dehidration berdasarkan prinsip contrell, dimana

emulsi minyak-air dipanaskan untuk mengurangi harga viskositas

minyak dan kemudian diberikan tenaga listrik melalui medan listrik

bertekanan tinggi. Sebagai akibat tegangan listrik tersebut maka partikel

air akan bermuatan listrik, dan juga sebagai akibat pengaruh medan

listrik bolak-balik, gerakan partikel air tersebut akan dipercepat dan

membantu penggabungan daripada partikel air tersebut untuk

membentuk tetes-tetes air yang besar, maka pemisahan secara gravitasi

dapat berlangsung. Dalam hal ini emulsi yang terbentuk sangat ketat,

maka dapat ditambahkan bahan-bahan kimia untuk membantu proses

pemisahan tersebut. Dibandingkan dengan gravity dehidration,

electrical dehidration membutuhkan biaya pembersihan yang lebih

besar.

3. Chemical dehidration

Penggunaan bahan kimia untuk proses pemisahan ini biasanya

digabungkan dengan salah satu peralatan pemisah secara gravitasi.

Suatu emulsi akan menjadi stabil apabila terjadi suatu perubahan

kondisi pada lapisan tipis antar muka tersebut. Penggunaan bahan kimia

untuk memecahkan emulsi pada dasarnya mengubah komposisi kimia

pada lapisan tipis antar muka tersebut, yaitu dengan menambahkan

surface active agent (surfactant), dimana dengan menambahkan bahan

kimia tersebut, maka emulsi menjadi tidak stabil.

Treating section terbagi menjadi tiga system, yaitu :

1. Oil Treating Sistem

2. Water Treating Sistem

3. Gas Treating Sistem

Sebelum melakukan pemilihan Treating System yang akan

digunakan, maka perlu untuk diketahui terlebih dahulu berbagai faktor

berikut :

1. Tingkat keketatan emulsi fluida reservoir yang diproduksi.

2. Harga SG Minyak dan Air Formasi yang diproduksi.

3. Tingkat korosi yang mungkin dapat terjadi karena Crude Oil, Air

maupun Gas yang diproduksi.

4. Problem Scale yang mungkin terjadi.

5. Jumlah fluida yang akan di treating dan jumlah air yang terkandung

di dalamnya.

6. Kemungkinan pembentukan Paraffin oleh Crude Oil.

7. Tekanan yang digunakan pada peralatan.

8. Permintaan komposisi fluida yang diinginkan oleh konsumen

(terutama untuk gas).

3.2.2.2.1. Oil Treating Sistem.

Oil Treating System digunakan untuk memberikan proses tambahan

pada pemisahan fluida reservoir (oil) disamping pemisahan berdasarkan

gravitasi. Treating system pada oil dilakukan karena adanya emulsi, yaitu

campuran atau kombinasi dari 2 macam cairan yang dalam keadaan normal

tidak dapat bercampur, dimana cairan yang satu berpencar kesegala arah

dalam cairan yang lainnya dalam bentuk butiran yang sangat kecil, sehingga

pemisahan dengan hanya menggunakan separator menghasilkan fluida hasil

pemisahan yang kurang optimal. Pada Oil Treating System ini digunakan

Treater (Heater Treater) dan Oil Skimmer.

Penggunaan Treater

Treater ini sering disebut juga dengan Heater treater. Treater adalah

tabung bertekanan tinggi yang bekerja dengan prinsip gravitasi, dimana

peralatan tersebut dilengkapi dengan peralatan pemanasan secara langsung

(firebox). Firebox harus cukup luas untuk dapat memanaskan fluida dari

temperatur aliran menjadi temperature kerja. Dalam hal ini ada beberapa

faktor yang digunakan sebagai bahan pertimbangan, yaitu :

- air bebas akan dikeluarkan sebelum fluida dipanaskan

- Semua minyak akan mengalami pemanasan pada saat mengalir

melewati pemanas

- air yang terakumulasi juga ikut terpanaskan apabila jumlah air yang

terakumulasi tidak diketahui

- firebox sebaiknya tidak bekerja secara terus-menerus melainkan

secara terputus-putus.

Pemanasan akan membantu untuk memisahkan air dan minyak,

keuntungannya adalah :

1. Mengurangi sifat-sifat koloid dan emulsi

2. Memperlemah tegangan permukaan antara minyak dan air

3. Memberikan gaya gravitasi untuk lebih efektif dalam bekerja

Kapasitas pemanas dari firebox ditentukan berdasarkan

kesetimbangan panas sebagai berikut :

q = W c T …………………………………………...…(3.142)

dimana :

q = panas yang diperlukan, BTU / jam

W = berat cairan yang dipanaskan, lb / jam

c = spesifik heat daripada cairan, BTU /lb/ 0 F

T = perbedaan suhu, 0 F

Selain itu perlu juga mengetahui perilaku viskositas minyak terhadap

berbagai harga temperatur. Test perilaku viskositas minyak ini dapat

dilakukan di laboratorium, dengan mengukur besarnya viskositas minyak

pada beberapa temperatur dan kemudian dengan komputasi maka akan dapat

diperoleh harga viskositas minyak pada berbagai harga temperatur.

Adapun jenis heater treater terbagi menjadi tiga, yaitu :

Treater ini dapat dibedakan menjadi Tiga macam, yaitu :

1. Heater Treater Vertikal

Heater Treater Vertikal merupakan jenis Heater Treater yang paling

banyak digunakan pada sumur-sumur tunggal. Pada Heater Treater

Vertikal, aliran fluida masuk melalui inlet yang terdapat pada bagian

atas Heater Treater. Aliran langsung menuju bagian pemisah gas, dan

gas dibebaskan dari cairan. Bila Heater Treater digunakan setelah

aliran keluar dari separator, maka bagian pemisah gas ini harus relatif

lebih besar. Cairan menuju bagian tengah Heater Treater yang

merupakan bagian yang berfungsi untuk membuang Air Bebas (Free

Water Knock Out Section). Bila Heater Treater ini digunakan setelah

fluida mengalami pemisahan pada Free Water Knock Out Tank, maka

kapasitas pada FWKO Section ini kecil saja. Spreader diletakkan pada

sepanjang bagian Heater Treater, dan pemanasan dengan

menggunakan Firetube digunakan pada bagian bawah Heater Treater

Vertikal. Minyak yang telah terpisahkan dari emulsi akan menuju

kebagian tengah Heater Treater dan Air yang telah terpisahkan dari

emulsi akan menuju bagian bawah Heater Treater. Gas yang

terpisahkan akan keluar melalui Outlet gas, minyak yang telah

terpisahkan akan mengalir keluar dari Heater Treater melalui Outlet

Oil, dan Air akan keluar melalui Outlet Water, seperti terlihat pada

gambar 3.57.

Gambar 3.57.Skema Heater Treater Vertikal (33)

Heater Treater Vertikal dapat juga berupa Gun Barrel, yang

dapat dipasang pada Tangki penampung. Gun Barrel memiliki fungsi

yang sama dengan Heater Treater Vertikal , yaitu untuk memecahkan

emulsi.

2. Heater Treater Horizontal

Heater Treater Horisontal merupakan peralatan yang digunakan untuk

mendukung Oil Treating System, yaitu untuk memecahkan emulsi

yang terjadi antara minyak dengan air.

Aliran masuk melalui bagian depan dari treater, yang kemudian gas

terbebaskan menuju outlet gas. Fasa cair akan menuju bagian bawah

Heater Treater, pada bagian ini cairan dibersihkan dari air bebas.

Karena perbedaan densitas, maka minyak dan emulsi berada diatas air

bebas, lalu minyak dan emulsi ini akan masuk ke bagian Oil Surge

Chamber. Minyak dan emulsi ini akan mengalir melalui spreader

menuju bagian belakang Heater Treater. Dibagian ini minyak dan

emulsi akan terpisah, minyak ada pada bagian atas karena berat

jenisnya lebih kecil dibandingkan dengan air yang berada pada bagian

atasnya, seperti terlihat pada gambar 3.58.

Gambar 3.58.Skema Heater Treater Horizontal (2)

3. Heater Treater Elektrostatik

Merupakan Heater Treater yang menggunakan Electrode Section.

Proses aliran fluida dalam Heater Treater Elektrostatik sama seperti

proses aliran fluida pada Heater Treater Horisontal, namun pada

Heater Treater Elektrostatik terdapat bagian yang mengggunakan

muatan listrik untuk mempercepat pemecahan emulsi, seperti terlihat

pada gambar 3.59.

Heater Treater jenis ini sangat jarang digunakan, karena elektroda

hanya efektif bekerja untuk mengurangi kandungan air pada fluida

emulsi yang memiliki harga BS&W dibawah 0,5 sampai dengan 1 %.

Sementara itu, harga BS&W 0,5% s/d 1,0% merupakan harga standar

yang direkomendasikan untuk pengurangan kandungan air pada

Heater Treater.

Gambar 3.59.Skema Heater Treater Elektrostatik Horisontal (33)

Prosedur Desain Treater :

Hal yang perlu diperhatikan saat melakukan desain Treater antara lain

adalah :

1. Diameter (d)

2. Panjang dan tinggi Coalescing Section (Leff atau h)

3. Temperatur yang akan diberikan pada proses treating.

Langkah-langkah untuk melakukan desain Treater secara garis besar adalah :

1. Menentukan Temperatur yang akan diberikan saat proses treating,

2. Menghitung besarnya harga SG pada Temperatur saat proses treating,

3. Menghitung diameter butiran (air yang harus dibuang dari minyak)

pada keadaan temperatur treating

4. Menghitung Geometri Treater dengan menggunakan persamaan

berikut ini :

Untuk Bejana Horisontal :

…………………………………….…(3.143)

Untuk Bejana Vertikal :

…………………………………..…..(3.144)

dimana :

d = diameter bejana, inchi

Qo = laju alir minyak, bopd

= viskositas minyak, cp

Leff = panjang Coalescing Section, ft

SG = beda SG minyak dan air,

dm = diameter butir air, micron

5. Menghitung besarnya harga Retention Time dengan menggunakan

persamaan sebagai berikut :

Untuk Bejana Horisontal ,

……………………………..………………(3.145)

Untuk Bejana Vertikal,

……………………………………….....……(3.146)

dimana :

d = diameter bejana, inchi

Leff = panjang Coalescing Section, ft

Qo = laju alir minyak, bopd

h = tinggi Coalescing Section, inchi

tr = retention time, menit

6. Mengulang langkah diatas pada berbagai assumsi harga Temperatur

treating.

Penggunaan Oil Skimmer

Oil Skimmer dirancang untuk memisahkan butir-butir minyak yang

masih tertinggal di dalam air dari heater treater atau gun barrel sebelum

dibuang atau diinjeksikan ke dalam sumur. Oil skimmer berfungsi untuk

memisahkan partikel-partikel minyak yang masih tertinggal dalam air setelah

melalui proses pemisahan didalam heater treater sebelum air tersebut

diinjeksikan ke dalam sumur. Prinsip pemisahannya menggunakan prinsip

gravitasi. Air yang mengandung sedikit minyak memasuki oil skimmer

melalui flow distribusi section yang berisi coal yang sangat tipis. Bagian ini

berfungsi untuk mencegah timbulnya turbulensi di inlet pada settling section.

Pada settling section aliran air tidak merupakan aliran turbulen, hal ini

menyebabkan butiran minyak akan terpisah. Minyak yang telah dipisahkan

dikeluarkan melalui outlet minyak. Untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada

gambar 3.60.

Perencanaan oil skimmer dimaksudkan untuk memisahkan butiran-

butiran minyak yang masih tertinggal dalam air pada heater treater.

Penentuan kapasitas oil skimmer berdasarkan hukum intermediate, yang

dapat dituliskan dalam persamaan :

...............................

(3.147)

dimana :

Vsw = kecepatan pengendapan air

g = percepatan gravitasi (32,17 ft/sec2)

dp = diameter partikel air, ft

= densitas air, lb/cuft

= densitas minyak, lb/cuft

= viscositas minyak, lb/sec

Didalam penentuan kapasitas akhir naiknya partikel minyak dalam

air, didasarkan pada persamaan kapasitas dari Stokes, atau kapan partikel-

partikel minyak akan naik dalam air dapat dinyatakan dalam persamaan :

......................................................(3.148)

Bila Vso < Vsw, berarti kapasitas oil skimmer merupakan fungsi retention

time dari minyak. Untuk menghitung retention time dalam menit,

menggunakan persamaan :

..............................................................................(3.149)

dimana :

t = retention time, menit

h = tinggi batas air-minyak diatas dasar skimmer, ft

Vso = kecepatan akhir naiknya partikel minyak dalam air

ft/sec

Sedangkan besarnya kapasitas air (qw) dalam bbl/hari, adalah :

....................................................................

(3.150)

dimana :

qw = kapasitas air, bbl/hari

L = panjang efektif dari kimmer, ft

Kemudian penampang yang dibutuhkan untuk air pada skimmer (AW)

ditentukan dengan persamaan berikut :

...............................(3.151)

dimana :

r = jari-jari tabung skimmer, ft

y = perbedaan ketinggian antara batas air-minyak

dengan jari-jari skimmer, ft

(a) (b)

Gambar 3.60. (a) Oil Skimmer Horisontal, (b) Oil Skimmer Vertikal (2)

3.2.2.2.2. Water Treating Sistem

Pada operasi produksi diperlukan suatu tindakan penanganan pada

Wastewater (air buangan) yang antara lain berasal dari hasil produksi minyak

mentah, air hujan, dan air pencuci (washdown water). Air ini harus

dipisahkan dari minyak dan dibuang dalam keadaan aman bagi lingkungan..

Pada daerah Onshore, biasanya air akan diinjeksikan kembali ke dalam

formasi atau dipompakan ke sumur buangan (disposal well). Pada iklim yang

kering, air ditampung terlebih dahulu ke sebuah Pit.

Proses pada Water Treating System

Water System ini dilakukan agar butiran minyak yang masih terdapat

didalam air dapat muncul ke permukaan air. Proses yang bekerja pada

Treating System ini antara lain adalah Gravity Separation, Dispersi, dan

penggabungan (coalescence).

a. Gravity Separation

Merupakan proses pemisahan yang terjadi karena perbedaan berat

jenis yang dimiliki oleh butiran minyak dengan berat jenis air.

Hukum Law menjelaskan melalui persamaan berikut ini :

…………………………………...

(3.152)

dimana :

Vt = kecepatan pengendapan, ft/s

dm = diameter butiran air, micron

SG = beda SG minyak dan SG air,

= viskositas air, cp

Dari persamaan diatas dapat diperoleh keterangan antara sebagai

berikut :

1. Semakin besar ukuran butiran minyak dan semakin besar ukuran

diameter butiran minyak, maka harga kecepatan vertikal akan

semakin besar. Sehingga minyak dengan ukuran butir lebih

besar akan membutuhkan waktu yang lebih lama untuk

mencapai permukaan.

2. Semakin besar beda Spesific Gravity yang dimiliki oleh kedua

fluida, maka harga kecepatan vertikal akan semakin besar.

Sehingga proses pemisahan minyak ringan yang terkandung

dalam air akan lebih mudah dibandingkan dengan minyak berat

3. Pada temperatur yang tinggi, maka harga viskositas air akan

berkurang, sehingga kecepatan vertikal yang dimiliki akan

semakin besar. Sehingga lebih mudah untuk menangani air pada

temperatur tinggi dibandingkan menangani air pada temperatur

rendah.

b. Dispersi

Persamaan yang digunakan untuk menghitung besarnya butiran

minyak yang dapat dipecahkan pada tekanan tertentu adalah sebagai

berikut :

………………………....…(3.153)

dimana :

dmax = diameter butiran pendispersi ,

= tegangan permukaan, dyne/cm

w = densitas,g/cm3

P = kehilangan tekanan, psi

tr = retention time, menit

c. Coalescence.

Proses Coalescence atau proses penggabungan pada Water

Treating System lebih banyak membutuhkan waktu bila

dibandingkan dengan proses Dispersi.

Peralatan Water Treating System

Peralatan yang digunakan untuk mendukung Water Treating System ini

antara lain adalah :

1. Skimmer Tanks

Merupakan bentuk paling sederhana dari peralatan treating primer.

Peralatan ini didesain untuk cairan yang memerlukan waktu yang

lama untuk terjadi proses Coalescence dan pemisahan secara

gravitasi. Pada beberapa skimmer dapat dijumpai spreader pada

bagian tengahnya. Spreader yang dipasang dibagian tengah Skimmer

ini berfungsi untuk menghamburkan fluida yang masuk dari inlet

Skimmer Tank. Gambar 3.61. menunjukkan bentuk vertikal skimmer

tank dan horisontal skimmer tank.

( a )

( b )

Gambar 3.61. (a) Vertical Skim Tank (b) Horizontal Skim Tank (33)

2. Plate Coalescer

Cara kerja dari komponen utama ini adalah dengan memberikan

kemiringan tertentu pada pipa yang memiliki Plate Coalescers,

sehingga dengan menggunakan pemisahan secara gravitasi, butiran

minyak akan menuju ke plate bagian atas. Butiran minyak yang kecil

ini akan saling bergabung dan menjadi butiran yang semakin besar,

seprti pada gambar 3.62.

Gambar 3.62.

Plate Coalescer (33)

3. Precipitator / Filter

Alat ini dulu merupakan alat pemisah butiran minyak yang paling

sering digunakan. Cara kerjanya adalah dengan memberikan filter

atau saringan untuk menyaring butiran minyak dan menggabungkan

butiran minyak yang tersaring tersebut.

Gambar 3.63.

Precipitator / Filter(33)

Masalah yang sering terjadi adalah timbulnya sumbatan pada pori

saringan oleh butiran padat yang masih terikut masuk kedalam inlet.

Sehingga dapat dikatakan, alat ini efektif untuk digunakan pada air

yang bersih dari padatan. Untuk menghindari adanya padatan yang

terikut, maka sebelum masuk, fluida dialirkan terlebih dahulu ke

penyaring pasir. Bentuk dari filter ditunjukkan dalam gambar 3.63.

4. SP Packs

Merupakan suatu alat yang dirancang untuk mengurangi jarak yang

harus ditempuh oleh butiran minyak dari dalam bejana atau skimmer

sampai dengan permukaan tempat penggabungan butiran minyak .

Hal ini dikarenakan di dalam suatu bejana jarang terjadi suatu

gerakan turbulen yang memungkinkan terjadinya penggabungan

butiran minyak. SP pack memberikan suatu gerakan aliran turbulen

dengan mengalirkan air melalui suatu celah pipa, sehingga butiran

minyak yang masih terdapat dalam aliran air dapat saling menumbuk

dan menggabungkan diri. SP Pack ini ditempatkan kedalam suatu

bejana penampungan air, seperti terlihat pada gambar 3.64.

Gambar 3.64. SP Pack dalam Tangki(2)

5. Flotation Unit

Flotation Unit ini digunakan pada suatu system treating air produksi

yang tidak mengandalkan pemisahan secara gravitasi. Pemisahan

butiran minyak dilakukan dengan menghamburkan butiran gas

dengan ukuran kecil ke dalam air. Dua macam Unit Flotasi, yaitu :

Dispersed Gas Unit (gelembung gas terdispersi pada aliran total

dengan menggunakan inductor device atau dengan vortex yang di set

up dengan rotor mekanik), seperti terlihat pada gambar 3.65. dan

Dissolved Gas Unit (memecahkan larutan di gelembung dengan

diameter kecil yang kontak dengan butiran minyak di dalam air dan

membawanya ke permukaan), seperti terlihat pada gambar 3.66.

Dispersed Gas Unit memiliki Gas Water Ratio lebih tinggi dibanding

dengan Dissolved Gas Unit.

Gambar 3.65. Dispersed Gas Units(33)

Gambar 3.66. Dissolved Gas Units(33)

6. Disposal Piles

Disposal Pile merupakan pipa dengan diameter yang besar (kurang

lebih 24 sampai dengan 48 inchi) yang biasanya ditempatkan di

bawah permukaan air pada platform, Fungsi utama Disposal Pile ini

adalah untuk mengumpulkan air buangan dari platform pada satu

lokasi. Disposal Pile boleh juga digunakan untuk mengumpulkan

pasir hasil sisa pemisahan fluida reservoir, cairan lain yang

merupakan buangan dari pemisahan sebelumnya, dan sebagai trap /

jebakan (tempat pengumpulan) terakhir bagi hidrokarbon yang masih

terikut di dalamnya.

7. Skim Pile

Merupakan salah satu jenis dari Disposal Pile. Aliran air dialirkan

dalam suatu pipa besar yang didalamnya berkelok-kelok. Dalam pipa

ini terdapat zona pergerakan minyak keatas (disebabkan oleh

gravitasi dan berat jenisnya), zona penggabungan butiran minyak dan

bagian pengumpul butiran minyak yang telah terpisah dari air, seperti

terlihat pada gambar 3.67.

Gambar 3.67.Pola Aliran dalam Skimm Pile (33)

Desain Peralatan Produced Water Treating System

Untuk mendesain peralatan yang nantinya akan digunakan untuk mendukung

Water Produced maka perlu diketahui data-data sebagai berikut :

1. KualitasEffluent.

2. Laju Alir Produksi Air (Qw, bwpd).

3. Spesifik Gravity air yang terproduksi, (SGw), bila data tidak dimiliki

maka assumsi yang digunakan adalah sebesar 1,07.

4. Viskositas Waste Water, (, cp), bila data tidak diketahui maka

digunakan assumsi viskositas sebesar 1,0 cp.

5. Konsentrasi minyak yang terdapat didalam air yang akan dilakukan

Treating (mg/l atau ppm).

6. Spesifik Gravity Minyak (SGo).

7. Distribusi ukuran partikel pada butiran minyak yang terlarut dalam

air.

8. Laju deras hujan, (Rw, 2 in/jam).

9. Laju alir Washdown (QWD, bpd). Bila tidak diketahui maka digunakan

assumsi sebesar 1500 bwpd per 50 gpm washdown hose.

10. Kurva distribusi ukuran partikel butiran minyak pada deck

pengurasan.

11. Konsentrasi minyak yang terlarut pada kondisi discharge.

Setelah mendapatkan data-data tersebut diatas, maka langkah yang harus

diambil untuk menentukan peralatan yang akan digunakan adalah :

1. Menghitung Oil Content yang terdapat di dalam air. Bila tidak

memungkinkan dapat menggunakan assumsi sebesar 1000 sampai

dengan 2000 mg/l.

2. Menghitung kualitas minyak yang terdispersi.

3. Mencari distribusi ukuran partikel butiran minyak yang terdapat

didalam aliran air. Dengan menggunakan distribusi Straight Line

dengan diameter maksimum250 sampai dengan 500 mikron.

4. Mencari harga ukuran butiran minyak yang akan dilakukan Treating.

5. Jika aliran air yang dimiliki kurang dari 5000 bwpd, atau area yang

dimiliki cukup luas, maka lebih baik menggunakan SP pack dan

langsung menuju langkah 10. Jika ukuran butiran minyak yang akan

dilakukan treating adalah antara 30 s/d 50 mikron, maka lebih baik

menggunakann Floating Unit dan langsuing menuju langkah 6. Jika

ukuran butir minyak yang akan dilakukan treating lebih besar dari 30

mikron, maka lebih baik menggunakan Skimm Tank atau Plate

Coalescers dan langsung menuju langkah 9.

6. Menghitung ukuran dari Flotation Cell dengan menggunakan data

yang ada.

7. Menghitung kualitas aliran yang masuk dalam Sell Flotasi dan

kualitas aliran yang diharapkan keluar dari sell flotasi, dengan

assumsi keberhasilan 90 %.

8. Jika harga kualitas cairan yang masuk ke sell Flotasi kurang dari

harga kualitas cairan yang masuk pada perhitungan langkah 1, hitung

diameter partikel yang akan ditreating pada skim tank atau plate

coalescers.

9. Menghitung dimensi Skimmer yang akan digunakan :

a. Memilih Konfigurasi Vertikal atau Horisontal

b. Memilih Bejana Bertekanan atau Bejana Atmosfer

c. Menghitung ukurannya

10. Menghitung efisiensi keseluruhan, efisiensi per stage dan jumlah

stage untuk Sistem SP Pack dengan assumsi diameter maximum

partikel adalah 1000 mikron.

11. Menghitung Dimensi Plate Coalescers

a. Memilih Konfigurasi CPI atau Cross Flow

b. Mnghitung ukuran Plate Coalescers

12. Memilih Skimm Tank, SP pack, atau Plate Coalescers yang

digunakan, sesuai dengan keadaan luas area dan harga yang dimiliki.

13. Menentukan Metoda Penanganan ,

a. Menghitung Laju Air Hujan atau Laju Washdown

b. Ukuran Disposal Pile dengan assumsi kualitas removal

mencapai 150 mikron.

c. Jika Diameter Disposal Pile terlalu besar, maka

i. Menghitung ukuran tanki yang akan digunakan untuk

fasilitas Disposal Pile.

ii. Menghitung ukuran Skimm Pile atau SP Pile.

3.2.2.2.3. Gas Treating Sistem

Gas Treating System merupakan suatu system yang dirancang untuk

mendapatkan Gas hasil pemisahan yang bersih dari impurities dan sesuai

dengan permintaan produsen.

Proses yang dilakukan adalah :

Gas Sweetening

Proses Sweetening Gas merupakan proses pemisahan gas alam dari

Impurities yang masih terkandung didalamnya. Impurities adalah

fluida nonhidrokarbon yang ikut terproduksi ke permukaan yang

dapat berupa CO2, N2, O2, H2S, dan pengotor lainnya. Kehadiran

Impurities sangat mengganggu karena dapat menimbulkan problem

dalam proses produksi selanjutnya. Proses Sweetening pada gas

banyak dikembangkan dengan menggunakan prinsip-prinsip kimia

dan fisika. Metode-metode yang sering digunakan dalam proses gas

sweetening antara lain : solid bed absorption, chemical solvents,

physical solvents, direct conversion of H2S to sulfur, distilations, dan

gas permeation.

Gas Dehydrator

Proses Pengeringan Gas atau Proses Gas Dehydration merupakan

suatu proses yang dilakukan untuk membuang uap air yang masih

terdapat dalam aliran gas. Hal ini dilakukan karena dikhawatirkan

pada saat temperatur system turun, maka akan terjadi proses

pengembunan yang memicu terbentuknya hidrat dan korosi.

Temperatur dimana uap air mulai membentuk butiran air sering

disebut dengan Titik Embun. Metoda yang paling sering dilakukan

untuk mengeringkan aliran gas (Gas Dehydrations) adalah Liquid

Glycol dan Solid Bed Dehydration.

a. Liquid Glycol Dehydration

Proses yang terjadi pada Liquid Gycol Dehydration adalah

dengan proses absorbsi dengan mereaksikan gas dengan glycol.

Proses ini merupakan proses yang relatif murah, karena glycol

dapat dihasilkan kembali hanya dengan menambahkan panas.

Langkah pemanasan untuk menghasilkan glycol kembali sering

disebut dengan proses Regenerasi atau Rekonsentrasi.. Proses

Liquid Glycol Dehydration terjadi secara menerus atau continous,

yaitu glycol dan gas mengalir masuk ke dalam bejana melalui

inlet yang berbeda. Glycol mengalir masuk melalui Inlet Glycol

dan gas yang kaya akan uap air mengalir masuk melalui Inlet

Gas.

Di dalam bejana, glycol dan gas bereaksi. Glycol mengikat

(menghisap) uap air dan kemudian mengalir menuju ke sebuah

rekonsentrator atau regenerator untuk dipisahkan antara air

dengan glycol yang menghisapnya. Sedangkan gas yang telah

mengalami proses pengeringan akan menuju Outlet Dry Gas. Dan

setelah air dikeluarkan / dipisahkan dari glycol (pada

Rekonsentrator atau regenerator), maka glycol dapat kembali

digunakan dalam proses Liquid Glycol Dehydrator selanjutnya.

Berikut adalah glycol yang dapat digunakan untuk menunjang

proses Dehydration :

1. Ethylene Glycol,

2. Diethylene Glycol,

3. Triethylene Glycol,

4. Tetraethylene Glycol.

Namun dari sekian banyak glycol tersebut diatas, glycol yang

paling sering digunakan adalah Triethylene Glycol.

Glycol Dehydrator banyak digunakan di lapangan gas, hal ini

karena beberapa alasan, antara lain :

1. Investasi awal relatif kecil.

2. Pressure drop di contactor kecil, sehingga mengurangi biaya

untuk power atau daya.

3. Operasi dapat kontinyu.

4. Penambahan glycol ke sistem mudah dilakukan.

5. Penggantian contactor mudah.

6. Dapat dipakai walaupun ada partikel-partikel yang

mengganggu pada unit dehidrasi adsorbsi (menggunakan

padatan).

b. Solid Bed Dehydration

Solid Bed Dehydration sering juga disebut dengan Solid

Dessicant. Proses ini adalah proses dehydrasi gas dengan

menggunakan padatan, proses ini sering disebut dengan adsorbsi

yaitu penyerapan uap air oleh padatan. Solid Dessicant

Dehydration sebagai contohnya adalah menggunakan calcium

clorida. Peralatan yang digunakan sebenarnya merupakan

kombinasi dari separator tiga fasa, dengan komponen instalasinya

seperti gas inlet, adsorbtion tower pemanas dan pendingin, pompa

manifolds, switching valve, dan kontrol aliran gas.

Proses pengeringan yang terjadi pada Solid Bed Dehydration ini

adalah gas basah masuk ke dalam bejana melalui sebuah inlet gas.

Aliran gas basah ini kemudian dibersihkan dari cairan bebas,

ataupun partikel-partikel padatan. Pembersihan ini dilakukan

untuk mencegah terjadinya kerusakan dini pada desiccant yang

antara lain adalah adanya plug pada Solid Bed yang ada di bagian

dalam bejana.

Gas Processing

Gas Processing merupakan proses yang dilakukan untuk

menghilangkan Etana, Propana, Butana dan Hidrokarbon berat

lainnya dari aliran gas. Prosentase komponen yang akan dihilangkan

dari gas disesuaikan dengan kondisi akhir gas sebelum dijual kepada

konsumen. Tujuan lain dalam gas processing adalah untuk

menurunkan harga Btu dalam gas dapat mencapai hasil panas gas

yang maksimum, sesuai dengan kontrak penjualan. Jika gas memiliki

prosentase kandungan komponen berat yang tinggi, maka gas akan

sulit untuk memberikan efek panas dalam pembakaran yang rendah..

Gas Processing dilakukan dengan 3 cara, yaitu :

a. Absorption / Lean Oil

Yaitu lean oil yang berupa kerosin disirkulasikan keseluruh plant.

Lean oil ini digunakan untuk menyerap komponen hidrokarbon

ringan yang terdapat dalam aliran gas, sehingga hanya komponen

berat hidrokarbon saja yang tertinggal dalam aliran gas.

Kemudian Lean Oil didaur ulang untuk membebaskan kembali

komponen ringan hidrokarbon yang diserapnya, kemudian

kembali pada proses absorption / lean gas berikutnya. Hasilnya

yaitu cairan dengan karakteristik kandungan komponen C3 80%,

C4 90%, C5 98%.

b. Refrigeration

Yaitu dengan metode pendinginan pada aliran gas. Pendingin

yang digunakan berupa freon atau propana. Karakteristik

komponen hidrokarbon yang diperoleh adalah : C3 85%, C4 94%,

C5+ 98%

c. Cryogenic Plants

Yaitu gas didinginkan sampai dengan -150oF, gas juga mengalami

perubahan kecepatan dan tekanan yang diperoleh dari turbin.

Metode ini sangat diminati karena dengan metode ini kondisi

hasil produksi dapat bertemperatur rendah, sehingga cairan hasil

proses yang diperoleh lebih banyak. Karakteristik komponen

hidrokarbon yang dihasilkan adalah : C3>60%, C4>90%, C5 100%

Fasilitas Penampung (Storage Tank)

Setelah fluida produksi dipisahkan menjadi gas, air, dan minyak di

dalam peralatan pemisah, yaitu separator dan treating section, maka minyak

dan gas selanjutnya dialirkan ke tempat penyimpan / fasilitas penampung

(storage tank), sebelum dialirkan ke pembeli atau dikapalkan. Fungsi dari

peralatan penampung fluida produksi, antara lain :

Menerima minyak mentah dari sumur-sumur produksi.

Melakukan proses penampungan fluida untuk selanjutnya dikirimkan

ke pusat pengumpulan minyak dan refinery.

Mengurangi panjang flowline untuk daerah sekitar sumur produksi.

Beberapa faktor yang mempengaruhi perencanaan peralatan

penampungan fluida produksi adalah kondisi dan fasa fluida, kapasitas fluida

produksi dan kondisi permukaan serta lokasi penempatannya.

1. Kondisi fasa fluida produksi

Kondisi fasa fluida produksi disini adalah fasa fluida yang akan

ditampung dalam tangki penampungan. Faktor ini berpengaruh

terutama dalam hal pemilihan jenis tangki pengumpul, bahan, dan

konstruksinya. Apabila fasa fluidanya gas, maka digunakan tangki

jenis gas storage tank, begitu pula untuk fasa fluida minyak.

Disamping itu, kondisi fasa mempengaruhi pemasangan dan

pemilihan dasar, serta bentuk atap dari tangki pengumpul tersebut.

2. Kapasitas fluida produksi

Besarnya kapasitas fluida produksi yang akan disesuaikan dengan

produktivitas atau cadangan reservoir pada lapangan tersebut. Oleh

karena itu, biasanya terdapat tangki tambahan (emergency tank) jika

tangki sebelumnya tidak dapat menampung kapasitas fluida produksi

yang melebihi kapasitas tangki sebelumnya.

3. Kondisi permukaan dan lokasi

Sebelum perencanaan suatu storage facility, faktor kondisi

permukaan dan lokasi yang harus diperhatikan antara lain :

Tersedianya ruangan atau daerah dipermukaan yang cukup

luas untuk menempatkan alat-alat dan pendirian tangki.

Disediakan ruangan untuk tempat penambahan peralatan dan

tangki apabila diperlukan tambahan.

Lokasi penempatannya sedapat mungkin berdekatan dengan

sumur-sumur produksinya.

Di sekeliling lokasi harus tersedia selokan untuk mencegah

tersebarnya minyak yang keluar akibat adanya kebocoran.

3.2.3.1. Jenis-Jenis Fasilitas Penampung (Storage Tank)

Fasilitas penampung ada beberapa macam yang dibedakan

berdasarkan atas fungsinya, berdasarkan material pembentuknya / jenis

bahannya, dan berdasarkan konstruksi atapnya

3.2.3.1.1. Jenis-Jenis Fasilitas Penampung Berdasarkan Fungsinya

Berdasarkan fungsinya, maka fasilitas penampung dapat dibedakan

menjadi dua, yaitu :

1. Tangki pengukur

Adalah tangki yang dipergunakan untuk mengukur jumlah produksi

dari sumur produksi atau beberapa sumur produksi yang ada di

lapangan. Dengan tangki pengukur ini akan diketahui apakah jumlah

produksi sesuai dengan yang diharapkan.

2. Tangki penimbunan

Digunakan untuk menyimpan gas atau minyak setelah proses

pemisahan. Sementara tangki penimbunan ini sendiri dibedakan

menjadi :

a. Surge Tank yang dijumpai di stasiun pengumpul (block stasiun)

sebagai pengumpul fluida hasil pemisahan. Jika surge tank telah

penuh, maka minyak harus dipindahkan ke emrgency tank yang

terletak didekatnya dengan cara pemompaan.

b. Emergency Tank terletak didekat surge tank yang berfungsi

untuk menerima dan menampung minyak yang berasal dari surge

tank, jika surge tank telah penuh. Tangki ini juga berfungsi untuk

menampung minyak sementara sebelum minyak dikirim ke

terminal. Untuk itulah pada umumnya tangki ini dibuat lebih dari

satu, tergantung kapasitas produksi lapangan tersebut. Baik surge

tank maupun emergency tank pada suatu lapangan minyak didarat

terletak pada suatu block station yang bersatu dengan fasilitas

pemisahan.

c. Terminal Storage Tank digunakan sebagai pusat penimbunan

minyak atau gas sebelum dialirkan ke refinery.

3.2.3.1.2. Jenis-Jenis Fasilitas Penampung Berdasarkan Jenis Bahannya

Berdasarkan jenis bahan yang digunakan maka tangki pengumpul

dapat dibedakan menjadi :

1. Steel tank

Tangki penimbun yang dibuat dari lembaran baja yang disambung, baik

secara pengelasan ataupun dengan paku keeling. Adapun steel tank ini

dapat dibedakan lagi menjadi bolted steel tank dan welded steel tank.

a. Bolted Steel Tank

Merupakan jenis tangki penyimpanan yang dibuat dari bahan baja,

seperti terlihat dalam gambar 3.68.

Gambar 3.68. Fasilitas Penampung Type Bolted Steel Tank (5)

Bahan baja tersebut berbentuk plat atau lembaran yang dihubungkan

dengan paku keling, sehingga apabila terjadi korosi atau kerusakan

dari masing-masing lembar baja tersebut akan lebih mudah dalam

penggantiannya.

b. Welded Steel Tank

Tangki ini terbuat dari baja yang dilas dan mempunyai ketebalan 3/16

inch atau lebih, lembaran bajanya biasanya tersusun atas 9 lembar

baja yang disambung dengan las (welded). Keuntungan tangki ini

adalah kemampuannya yang dapat menahan tekanan gas yang lebih

besar jika dibandingkan dengan jenis bolted steel tank. Gambar 3.69

menunjukkan bentuk dari welded steel tank.

Gambar 3.69. Fasilitas Penampung Type Welded Steel Tank (5)

Sedangkan kerugiannya adalah kesukaran pemasangan rangkaiannya

di lapangan karena membutuhkan peralatan las, sehingga untuk

mempercepat pemasangan masing-masing bagiannya dilakukan di

pabrik, demikian pula kesulitan pada saat dilakukan test untuk

memeriksa kekuatan dari tangki tersebut.

2. Wooden Tank

Merupakan jenis tangki penyimpanan yang terbuat dari kayu. Jenis

kayu yang digunakan untuk membuatnya adalah redwood atau whitepine,

seperti terlihat pada gambar 3.70. Tangki ini sangat cocok digunakan untuk

keadaan dimana korosi menjadi masalah utama. Jenis tangki ini tidak

memerlukan pengecetan karena permasalahan korosi sudah dapat

diminimalkan, namun pemilihan kayu yang tidak tepat akan mengakibatkan

tangki cepat aus. Kekurangan lainnya adalah harga tangki ini mahal dan

mudah untuk terbakar.

Gambar 3.70. Fasilitas Penampung Type Wooden Tank (14)

3. Plastic Tank

Tangki jenis ini terbuat dari bahan plastik yang cocok digunakan

untuk mengggantikan jenis wooden tank, yang merupakan alternatif lain

untuk permasalahan korosi. Akan tetapi jenis tangki ini sangat mahal

harganya dan akan semakin rapuh dengan bertambahnya waktu. Oleh karena

itu pemakaian jenis tangki plastic ini hanya digunakan pada jangka waktu

pendek saja.

3.2.3.1.3. Jenis-Jenis Fasilitas Penampung Berdasarkan Konstruksi

Atapnya

Berdasarkan konstruksi atapnya (roof), maka tangki ini dapat

dibedakan menjadi tiga jenis, yaitu :

- Fixed Roof Tank

- Floating Roof Tank

- Diaphragm Roof Tank

1. Fixed roof tank

Merupakan tangki yang mempunyai atap yang permanen dan menjadi

bagian yang menyatu dengan tangki. Tangki jenis ini kurang baik apabila

digunakan untuk menampung minyak, karena minyak yang berada dalam

tangki akan kehilangan komponen ringannya sebagai akibat naiknya

temperatur tangki karena pemanasan matahari. Dengan terbebasnya

komponen ringan dari minyak itu, maka API gravity minyak akan turun

sehingga volume minyak juga akan ikut turun.

Untuk menghindari hilangnya komponen ringan minyak dalam

tangki, maka temperatur tangki harus dijaga agar tetap rendah. Hal ini dapat

dilakukan dengan memasang peralatan heat-exchanger, dan mengecat

dinding luar tangki dengan bahan dan warna yang tidak menyerap panas

(warna putih).

2. Floating roof tank

Jenis tangki ini yang paling umum digunakan untuk menampung

minyak. Atapnya setiap saat akan mengembang sehingga jika terjadi

pengisian dan pengosongan, komponen minyak ringan yang menguap dapat

diantisipasi karena mobile-nya roof tangkinya.

Floating roof ini juga berfungsi untuk mencegah terjadinya

kebakaran. Kebakaran yang terjadi di storage tank umumnya berasal dari

terbakarnya gas hidrokarbon. Gas hidrokarbon yang telah bercampur dengan

oksigen yang berasal dari udara adalah sangat peka terhadap percikan api.

Oleh karena itu dengan floating roof tank ini maka gas hidrokarbon ini tidak

akan terbebaskan dari minyak dan bahaya kebakaran dapat dicegah.

3. Diaphragm roof tank

Diaphragm roof tank ini direncanakan untuk mengurangi hilangnya

uap (gas) yang disebabkan karena perubahan temperatur. Atap tangki terbuat

dari lembaran baja yang fleksibel yang dapat mengembang dan mengkerut

sesuai dengan kondisi tekanan di dalam tangki yang dibutuhkan. Atap ini

dilengkapi dengan plat tipis yang dilas atau disekrup dengan rapat

disekeliling tangki bagian atas. Diaphragm roof tank ini juga dilengkapi

dengan kontrol valve yang akan membuka secara otomatis apabila atapnya

naik terlalu tinggi. Tangki jenis ini biasanya digunakan untuk menyimpan

minyak dalam waktu lama.

3.2.3.2. Perencanaan Fasilitas Penampung (Storage Tank)

3.2.3.2.1. Tangki Penampungan Minyak

Penentuan Kapasitas Tangki

Suatu tangki penyimpan harus mempunyai kapasitas yang memadai

untuk dapat menampung fluida produksi minyak dari sumur-sumur produksi

yang ada di lapangan. Sehingga dalam perencanaannya, suatu tangki

penyimpan perlu ditentukan besarnya kapasitas tangki. Besarnya

kemampuan tangki untuk menampung minyak ini dapat diketahui dengan

cara menghitung besarnya volume tangki. Dengan menganggap tangki

berbentuk silinder, maka isi tangki dapat dihitung dengan memakai

persamaan sebagai berikut :

V = ( d / 4 ) H …………………………………(3.154)

dimana :

V = volume tangki, m3

d = diameter dalam tangki, ft

H = tinggi tangki, ft

Dalam prakteknya, tiap-tiap bagian dinding tangki penyimpanan

mempunyai ketebalan yang tidak sama, dimana bagian bawah tangki lebih

tebal dari bagian atasnya. Adanya bagian tangki yang tebalnya tidak sama ini

dimaksudkan agar tangki mampu menahan tekanan yang berbeda-beda pada

setiap bagian tangki. Dengan demikian untuk menghitung secara akurat

mengenai kapasitas tangki, maka harus dilakukan dengan cara menghitung

isi setiap ketinggian bagian tangki yang mempunyai ketebalan dinding yang

sama.

Kapasitas oil storage yang berbentuk silinder dapat ditentukan

dengan persamaan :

Total Capasity = , bbl ……………..........…....(3.155)

dimana :

ID = diameter dalam, ft

H = tinggi tangki, ft

Penentuan Tekanan Kerja Tangki

Tekanan kerja tangki penyimpanan haruslah lebih besar dari tekanan

uap sesungguhnya dari fluida yang disimpan. Sebagai akibat dari tekanan

uap tersebut, maka tangki akan mengandung cairan dan fasa uap, sehingga

tekanan kerja harus dihitung pada kondisi tekanan dan temperatur permukaan

cairan.

Persamaan berikut ini digunakan untuk menetukan tekanan kerja

tangki, yaitu :

- Untuk kondisi Pmin < Pv , maka :

………….……………...

(3.156)

- Untuk kondisi Pmin < Pv , maka berlaku persamaan :

Pst = Pmax - Pa ………………………………………....(3.157)

dimana :

Pst = tekanan kerja storage tank, psig

Pmax = tank vapour pressure ( TVP ) pada temperatur cairan maksimum,

psia

Pmin = tank vapour pressure ( TVP ) pada temperatur cairan minimum,

psia

Pv = tekanan dimana vacuum vent terbuka, psia

P a = tekanan atmosfir, psia

Tmax = rata-rata temperatur uap maksimum, 0 R

Tmin = rata-rata temperatur uap minimum, 0 R

3.2.3.2.2. Tangki Penampungan Gas

Pada lapangan gas, fluida produksi (gas alam) dialirkan ke unit

proses, dimana pada unit proses ini gas tersebut dimurnikan. Setelah

dimurnikan dengan menghilangkan uap air, kondensat, gas CO2, gas H2S,

dan lain-lain sebagainya, maka akhirnya gas kering dapat dikirimkan ke

konsumen. Tetapi karena kebutuhan tersebut diatas tidaklah konstan, maka

gas alam tersebut kadang-kadang perlu disimpan pada suatu unit

penampungan gas. Untuk komoditi export, dan kebutuhan-kebutuhan dimana

lokasinya jauh dari lapangan tersebut, maka gas ditransportasikan dalam

bentuk cair, sehingga memerlukan fasilitas LNG Plant serta unit

penampungan LPG dan LNG. Atas dasar tersebut fasilitas penampungan

pada lapangan gas, dapat dikelompokkan menjadi 2, yaitu, fasilitas

penampungan gas alam, fasilitas penampungan LNG.

Kebutuhan gas alam untuk industri mempunyai volume yang tetap

sama seperti halnya kebutuhan akan bahan bakar minyak atau batu bara,

namun kebutuhan untuk rumah tangga umumnya dipengaruhi oleh musim

sehingga diperlukan perencanaan fasilitas penampungan gas.

Fasilitas penampungan gas yang terletak di permukaan umumnya

dibedakan atas:

Penampungan gas alam pada suatu pipa alir

Penyimpanan gas alam pada kondisi tekanan tinggi di dalam tangki

(penampungan) baja (steel reservoir)

Penampungan gas alam dengan melarutkannya dalam propana

Penampungan gas di dalam pipa alir, dilakukan hanya untuk waktu

tertentu yang berdasarkan kebutuhan konsumen yang tidak tetap pada setiap

musim. Pada penampungan gas di dalam tangki penampungan, secara garis

besarnya dapat dikelompokkan menjadi 3 kelompok, yaitu:

1. Penampungan pada horizontal dan vertical cylindrical, atau spherical

gas holder dengan volume konstan dan variable tekanan

2. Gas holders kering atau basah dengan volume yang bervariasi dan

kondisi tekanan konstan

3. Tubular gas holder dengan kondisi tekanan tinggi

Dalam gas holder dengan volume konstan, kapasitas tampungnya

tidak dapat digunakan secara penuh (maksimal), karena pengaruh kondisi

tekanan operasinya. Pada pabrik pembuatnya gas holder dirancang dengan

ukuran yang disesuaikan dengan kondisi, dan kebutuhan transportasi ke

suatu tempat instalasi. Bila tempat untuk instalasi terbatas, maka

dipergunakan vertikal gas holder. Pemakaian gas holder dari baja dengan

bentuk silinder, antara 20 – 28 kg per 1 m3, sedangkan untuk gas holder

antara 11 – 16 kg per 1m3 pada n.t.p. volume gas yang digunakan.

Selain pengaruh kondisi tekanan, temperatur juga mempengaruhi

volume dari gas alam tersebut. Hal ini terutama harus diperhitungkan pada

gas holder dengan volume tidak tetap (variabel volum). Untuk dry dan wet

gas holder dengan volume tidak tetap dirancang untuk menyimpan sejumlah

gas, di atas 100.000 m3 atau lebih, pada tekanan yang rendah di atas 300 mm

air. Model tersebut membutuhkan 11 – 22 kg baja / metal per m3 pada n.t.p.

Untuk suatu proyek LNG Plant yang digunakan sebagai base load

operation atau peakshaving, maka biaya yang paling besar adalah pada

fasilitas tangki penampung. Beberapa prinsip yang perlu dipertimbangkan

dalam membuat rancang bangun dan konsrtuksi dari fasilitas tangki LNG

berupa keamanan, modal yang ditanam, biaya perawatan dan pemindahan

panas (heat transfer) dari LNG tersebut. Model-model fasilitas penampungan

LNG yang terletak di permukaan adalah sebagai berikut:

Prestressed Concrete Tanks

Adalah tangki yang umumnya digunakan untuk menyimpan liquid,

dan telah berhasil digunakan untuk menyimpan LNG

Double Wall Metal Tanks

Tangki ini biasanya dasarnya datar (flat bottomed), silinder

(cylindrical), dan atasnya tertutup (doom rofed), dimana dindingnya

ganda (carbon steel) dan nikel steel, atau aluminium. Isolasi di

antara dua dinding tersebut biasanya diisi dengan perlit.

3.2.4. Hasil Pemisahan Fluida Produksi

Setelah fluida produksi mengalami beberapa proses sebelum

ditampung pada fasilitas penampung, yaitu dari proses transportasi, proses

pemisahan dan akhirnya ke storage sistem, maka fluida produksi terpisah

menjadi tiga bagian. Tiga bagian dari fluida produksi yang telah terpisahkan

yaitu : gas, minyak, dan air.

3.2.4.1. Gas

Sekarang cukup sulit untuk menentukan jumlah minyak yang terdapat

dalam gas yang terpisahkan sesuai dengan kondisi operasi dilapangan.

Dengan percobaan dan metode baru, hal itu dapat diatasi dengan suatu sinar

laser partikel cairan dalam spectrometer,dimana nantinya gas akan

dipisahkan dari pengotornya. Kriteria gas hasil pemisahan yang baik antara

lain adalah gas bersih, yaitu gas yang bebas dari impurities / pengotor (CO2,

N2, H2S, O2, dll). Kalaupun masih ada pengotor, maka jumlah pengotor

dalam gas tersebut sangat sedikit. Kriteria yang lain dari hasil pemisahan gas

yang baik adalah memiliki kandungan minyak minimum 0,013 ppm dan

maksimum 0,13 ppm. Untuk lebih jelasnya ditunjukan dalam tabel 3.7.

Tabel 3.7. Perkiraan Kualitas dari Gas yang sudah Dipisahkan (5)

3.2.4.2. Minyak

Kandungan minyak mentah setelah proses pemisahan lalu dilanjutkan

dengan treating section harus memiliki kandungan gas dan air yang kecil.

Kandungan gas bebas dalam minyak mentah yang telah terpisahkan akan

berubah-ubah / meluas besarnya, tergantung dari ukuran dan bentuk

separator, desain dan susunan bagian dalam separator, tekanan operasi dan

temperatur, laju alir, GOR, kedalaman dari cairan didalam separator,

viscositas, dan tegangan permukaan minyak.

Kriteria minyak hasil pemisahan yang baik adalah memiliki kadar air

minimum / sangat sedikit atau kandungan airnya 1 % memiliki harga

GOR terendah, memiliki harga faktor volume fomasi minyak terendah,

memiliki oAPI tertinggi, viskositas rendah, berat jenis rendah, titik didih

rendah, titik nyala rendah dan bebas dari fluida non hidrokarbon (CO2, N2,

H2S, O2, dll). Sedangkan kriteria yang lain hasil pemisahan minyak yang baik

adalah mangandung air minimum 16000 ppm dan maksimum 80000 ppm

dengan retention time 1-2 menit. Untuk lebih jelasnya ditunjukkan dalam

tabel 3.8.

Tabel 3.8. Perkiraan Kualitas dari Minyak Mentah yang sudah Dipisahkan (5)

3.2.4.3. Air

Air yang terpisahkan dari separator tiga fasa akan mengandung

minyak. Kriteria air hasil pemisahan yang baik adalah air yang bebas dari

minyak dan gas / kadar minyak dan kadar gas yang masih terkandung

didalamnya sedikit, memiliki pH dan salinitas sesuai dengan kebutuhan

injeksi atau harga pH dan salinitas yang netral untuk dibuang kembali ke

alam. Kriteria yang lain hasil pemisahan air yang baik adalah mengandung

minyak minimum 0,4 % dan maksimum 2 % untuk retention time 1-2 menit.

Untuk lebih jelasnya ditunjukkan dalam tabel 3.9.

Tabel 3.9. Perkiraan Kualitas dari Air yang sudah Dipisahkan (5)