Pengumpulan dan Pemisahan Fluida Produksi

Kekhasan dari fluida yang mengalir dari sumur-sumur produksi ialah berkecepatan tinggi

dan sifat alirannya bergolak (turbulent). Campuran gas dan hidrokarbon cair berekspansi

terus menerus, bercampur bersama dengan uap air, air bebas, zat-zat padat dan zat-zat

ikutan lainnya.

Aliran gas yang berkecepatan tinggi mengandung bintik-bintik cairan, sedangkan

liquidnya mengandung gelembung-gelembung gas. Gasnya sendiri berada dalam

keadaan jenuh dengan uap air (saturated). Fluida di dalam reservoir mengalir dari

kondisi panas dan bertekanan tinggi, menuju ke lubang-lubang perforasi pada pipa

casing di bawah sumur dan terus mengalir naik melalui pipa tubing produksi menuju

kepala sumur di permukaan. Pada sumur yang tekanan reservoirnya masih tinggi,

biasanya pada kepala sumur dipasang choke yang fungsinya untuk membatasi laju

alirnya, fluidnya kemudian mengalir melalui pipa alir (flowline) menuju ke stasiun

pengumpul.

Sewaktu pengaliran, dimulai dari reservoir sampai ke stasiun pengumpul, tekanan dan

suhu fluida yang diproduksi akan mengalami penurunan secara perlahan-

lahan (gradually) sampai ke tekanan yang diinginkan/diperlukan di stasiun pengumpul.

Bila diperlukan, sebelum masuk ke sistem di stasiun, tekanan alirnya diturunkan dengan

cara menggunakan valve pengontrol tekanan(pressure control valve). Selanjutnya fluid

yang datang melalui flowline di "stasiun pengumpul" mula-mula dialirkan melalui sarana

produksi yang dinamakan separator atau sering juga dinamakan separator

produksi (production separator).

Peralatan-peralatan yang pada umumnya terdapat di stasiun pengumpul minyak

adalah sebagai berikut:

1. Flow line

2. Manifold

3. Header

4. Separator

5. Dehydrator

6. Chemical injection

7. Gas Boot

8. Storage Tank

9. PD Meter

10. Shipping Pump

11. Recycle Pump

Selanjutnya akan dijelaskan mengenai peralatan-peralatan yang terdapat di stasiun

pengumpul minyak.

1. Flow Line

Flow line adalah pipa penyalur minyak dan gas bumi dari suatu sumur menuju tempat

pemisahan atau penyulingan.

2. Manifold

Manifold merupakan sekumpulan valve dan fitting yang disusun sedemikian rupa

sehingga dapat mengatur arah aliran fluida. Dari manifold ini aliran fluida yang berasal

dari sumur-sumur produksi diarahkan ke separator testatau ke separator produksi.

3. Header Line

Header Line merupakan jalur utama aliran fluida menuju separator produksi.

4. Separator

Akumulasi hidrokarbon di dalam batuan reservoir dapat meliputi daerah yang

cukup luas dan fluida hidrokarbon tersebut dialirkan dari reservoir ke permukaan

melalui banyak sumur. Dari kepala sumur fluida hidrokarbon tersebut dialirkan ke

peralatan pemisah dan selanjutnya dialirkan ke tempat pengumpulan, pengolahan

ataupun penjualan. Persyaratan jual untuk minyak dan gas serta peralatan pengolahan

fluida hidrokarbon yang hanya dapat bekerja untuk satu fasa hidrokarbon saja, maka

tiap-tiap fasa perlu dipisahkan terlebih dahulu sebelum dikirim ke peralatan pengolahan

ataupun pengapalan.

Karena fluida dari sumur minyak atau sumur gas terdiri dari campuran minyak, air, gas,

uap minyak, uap air dan padatan maka untuk memisahkan masing-masing komponen

perlu peralatan khusus, yaitu separator.

Separator adalah suatu bejana dimana campuran fluida yang tidak larut kedalam satu

sama lainnya dapat dipisahkan. Pada fasilitas-fasilitas proses minyak dan gas di lapangan

terdapat lebih banyak separator dibandingkan dengan jenis peralatan lainnya. Kadang –

kadang separator disebut juga Scrubber, Accumulator, Flash Tank, Gas Boot atau nama

lainnya. Fungsinya secara umum adalah untuk memisahkan dua fluida atau lebih,

biasanya gas dan cairan.

Separator yang biasanya digunakan dalam satu lapangan ada dua macam,

yaituseparator produksi dan test separator. Separator Produksi digunakan untuk

produksi setiap hari, sedangkan separator test diiginakan untuk well test. Aliran gas

dari separator selanjutnya diolah discrubber untuk menghilangkan kandungan

airnya. Gas yang dihasilkan digunakan untuk bahan bakar Generator Set (Genset).

5. Dehydrator

Dehydrator adalah vessel yang berfungsi memisahkan butiran-butiran air yang masih

terkandung di dalam minyak. Pemisahan yang terjadi di dalam dehydrator menggunakan

kalor atau pemanasan (heater treater) dan system listrik (prinsip elektrostatik).

Di dalam vessel terdapat sepasang elektroda, yaitu upper electrode dan lower

electrodeyang berupa kisi-kisi (electrical grids). Lower electode dialiri listrik sebesar 23

kV sedangkanupper electrode dihubungkan dengan ground.

Elektroda tersebut berfungsi untuk membangkitkan medan listrik tegangan tinggi

yang disuplai dari sebuah transformer pada bagian atas. Ketika melewati medan listrik

tegangan tinggi, yang dibangkitkan oleh elektroda, titik-titik air dalam minyak akan

terinduksi menjadi partikel dengan dua kutub yang berlawanan (terpolarisasi). Hal ini

akan menyebabkan kutub-kutub yang berlawanan akan selalu tarik-menarik,

menyebabkan partikel-partikel air akan saling bergabung membentuk droplet-droplet air

yang lebih besar. Demikian seterusnya sampai droplet yang terbentuk cukup besar

untuk menyebabkan gaya gravitasi dapat menarik jatuh ke bagian dasarvessel. Demikian

juga yang terjadi pada partikel lain seperti garam dan sebagainya.

6. Chemicals Injection

Chemical yang biasa digunakan di stasiun pengumpul minyak ada empat, yaitu :

A. Demulsifier

Demulsifier berfungsi untuk memecah emulsi air dalam minyak, memudahkan

pemisahan minyak dengan air.

B. Corrosion Inhibitor

Corrosion inhibitor berfungsi untuk mencegah korosi yang terjadi di pipa-pipa yang

disebabkan oleh fluida reservoir seperti air.

C. Scale Inhibitor

Scale inhibitor berfungsi untuk mencegah terbentuknya scale yang dapat menghambat

aliran fluida di dalam pipe line.

D. Biocide (Sodium Hyphoclorite)

Biocide berfungsi untuk membunuh bakteri-bakteri yang dapat menimbulkan gas H2S

yang ada didalam air yang terproduksi dari sumur.

7. De-Gassing Boot

Gas boot adalah alat yang digunakan untuk memisahkan gas yang masih terkandung di

dalam minyak setelah keluar dari dehydrator. Di tempatkan pada system proses

produksi, yaitu setelah separator produksi dan dehydrator, tetapi pada sebelum wash

tank atau storage tank. Gas yang keluar dari puncak alat tersebut biasanya disalurkan

secara tersendiri ke kolam khusus sebab tekanannya hanya sedikit lebih besar dari

tekanan atmosphere.

8. Storage Tank

Storage tank berfungsi sebagai tempat untuk menampung minyak sementara sebelum

dikirim ke penyulingan. Umumnya konstruksi tangki di buat dengan plat baja yang lebih

tebal dari tangki produksi karena sifatnya permanen.

9. PD Meter

PD meter adalah alat untuk mengukur laju alir minyak dan volume minyak yang dikirim

ke tempat penyulingan minyak. Volume minyak yang tercatat perlu diketahui untuk

digunakan sebagai bukti pengiriman penjualan.

10. Pigging

Proses pigging digunakan untuk menjaga efisiensi pipe line agar tetap tinggi. Oleh

sebab itu, di dalam operasi pipe line kita perlu untuk melakukan pembersihan pada

bagian dalam pipe line secara berkala. Tujuan dari proses pigging antara lain:

1. Membersihkan dan menaikkan efisiensi pipa,

2. Memeriksa kondisi dala pipe line.

Identifikasi awal diperlukannya pengerjaan pigging antara lain adalah dengan

mengecekpressure antara upstream dan downstream, serta adanya penurunan laju alir

pada pipe line.

11. Shipping Pump

Shipping pump adalah pompa sentrifugal yang digunakan untuk memompa minyak

daritangki produksi menuju ke PD meter yang akan dikirim ke stasiun selanjutnya untuk

di jual.

12. Recycle Pump

Recycle pump adalah pompa yang berfungsi untuk mengurangi endapan dan

mensirkulasikan minyak di dalam tanki.

http://iman-firmanoktah.blogspot.com/2011/04/pengumpulan-dan-pemisahan-

fluida.html

PIPA : FLOW ASSURANCE (6)

http://www.cee.vt.edu/ewr/environmental/teach/wtprimer/corrosion/corrosion.html

7. Kerak

Wax dan aspal terpresipitasi dari crude oil, sedangkan kerak dari air

formasi. Seperti halnya pengendapan wax dan aspal, kerak dapat

menyebabkan masalah serius dengan menyumbat fasilitas

produksi, control valve, dan menghambat aliran fluida dalam tubing dan

pipa. Kerak juga dapat terbentuk di dalam formasi dan mereduksi

produktivitas dengan menyumbat formasi.

Kerak yang sering terdapat dalam industri minyak adalah kalsium

karbonat, barium sulfat, strontium sulfat, dan kalsium sulfat.

Kalsium karbonat (CaCO3) disebut juga kerak calcite. Kalsium karbonat

terbentuk ketika ion kalsium bersenyawa dengan ion karbonat atau ion

bikarbonat.

Ca2+ + CO32- --> CaCO3(s)

Ca2+ + 2 HCO3- --> CaCO3(s) + CO2 + H2O

Barium sulfat terbentuk ketika ion barium bersenyawa dengan ion sulfat.

Ba2+ + SO42- --> BaSO4(s)

Strontium sulfat terbentuk ketika ion strontium bersenyawa dengan ion

sulfat.

Sr2+ + SO42- --> SrSO4(s)

Kalsium sulfat dapat terpresipitasi jika kalsium bersenyawa dengan ion

sulfat.

Ca2+ + SO42- -->CaSO4(s)

Kerak kalsium sulfat mencakup anhidrit (CaSO4) dan gipsum

(CaSO4.2H2O).

Kerak karbonat cenderung terbentuk pada tekanan rendah, temperatur

tinggi, dan/atau pH tinggi. Kerak sulfat cenderung terbentuk ketika air

formasi bercampur dengan air laut karena air laut biasanya memiliki

kandungan sulfat yang tinggi.

Kelarutan merupakan parameter untuk memperkirakan apakah suatu

senyawa akan berada dalam larutan tanpa terpresipitasi. Kelarutan

didefinisikan sebagai jumlah maksimum zat terlarut (solute) yang dapat

larut dalam pelarut pada kondisi fisik tertentu (tekanan, temperatur, pH,

dan lain-lain). Semakin tinggi kelarutan suatu senyawa, semakin banyak

jumlah senyawa yang dapat larut dalam larutan tersebut. Kelarutan

senyawa dapat berubah jika tekanan, temperatur, dan/atau komposisi

berubah. Senyawa yang berbeda memiliki kelarutan yang berbeda.

Kelarutan kalsium karbonat, barium sulfat, strontium sulfat, dan kalsium

sulfat dalam air relatif kecil. Karena itulah senyawa-senyawa tersebut

cenderung terpresipitasi dari air membentuk kerak.

Faktor yang Mempengaruhi Presipitasi Kerak

Faktor utama yang mempengaruhi presipitasi kerak dari air adalah

tekanan, temperatur, pH, dan padatan yang terlarut (dissolved solid)

dalam air.

Penyebab utama kerak karbonat terbentuk

dalam wellbore adalah pressure dropdi dalam tubing dan tingginya

temperatur downhole. Sedangkan penyebab utama terbentuknya kerak

sulfat adalah pencampuran air : air dari field berbeda, dari sumur yang

berbeda di field yang sama, dari perbedaan lateral di sumur yang sama,

dan pencampuran air formasi dengan air laut.

Pencegahan dan Pengontrolan Kerak

Masalah pembentukan kerak ditanggulangi dengan scale inhibitor. Bahan

kimia ini dapat mencegah pengendapan kerak, tetapi tidak dapat

melarutkan endapan kerak yang telah terbentuk. Dengan demikian fungsi

utama scale inhibitor adalah pencegahan, bukan remediasi.

Scale inhibitor mesti memiliki sifat-sifat sebagai berikut :

Ia bisa mencegah pembentukan kerak pada rentang temperatur, tekanan, dan brine tertentu.

Ia mesti compatible dengan air terproduksi untuk mencegah pembentukan padatan dan/atau suspensi. Beberapa scale inhibitorbereaksi dengan ion kalsium, magnesium, atau barium membentuk senyawa yang dapat terpresipitasi membentuk kerak, sehingga menimbulkan masalah baru.

Ia mesti compatible dengan material valve, wellbore, dan flowline, yaitu korosivitasnya rendah.

Ia mesti compatible dengan bahan kimia lain, seperti corrosion inhibitor, wax inhibitor, dan hydrate inhibitor, sehingga tidak ada padatan yang terbentuk dan performansi individu tidak bertentangan. Kan (2001) melaporkan bahwa hydrate inhibitor (metanol dan glikol) dapat mempengaruhi kelarutan sulfat, sehingga keefektifan scale inhibitor terpengaruh.

Ia mesti memiliki kestabilan termal pada temperatur operasi dan waktu tinggal (residence time).

Residunya pada air terproduksi mesti dapat dideteksi untuk keperluan monitoring.

Jika kerak sulfat berkaitan dengan injeksi air laut, alternatif kontrolnya

adalah dengan penyisihan ion sulfat dari air laut. Penyisihan sulfat dapat

mengurangi kandungan sulfat dari 2.700 – 3.000 ppm menjadi 40 – 120

ppm.

Penghilangan kerak. Kerak yang terbentuk pada fasilitas produksi dapat

dihilangkan dengan cara mekanik, seperti pigging, atau melarutkannya

menggunakan bahan kimia. Ketika pig diluncurkan ke dalam pipa, ia

dapat menghilangkan endapan kerak pada dinding pipa.

Asam dapat bereaksi dengan kerak dan melarutkan endapan kerak pada

dinding pipa. Untuk menghilangkan kerak kalsium karbonat digunakan

asam klorida. Kerak kalsium sulfat tidak larut dalam asam

klorida. Inorganic converter, seperti amonium karbonat ((NH4)2CO3),

dapat mengubah kalsium sulfat menjadi kalsium karbonat, yang

selanjutnya dilarutkan dengan asam klorida.

Agar asam tidak melarutkan dinding pipa, perlu ditambahkan corrosion

inhibitor.

Sumber : Offshore Pipelines, Boyun Guo, Shanhong Song, Jacob

Chacko, Ali Ghalambor, Gulf Professional Publishing, Oxford, 2005

http://kegiatan-migas.blogspot.com/2009/04/pipa-flow-assurance-6.html

PIPA : FLOW ASSURANCE (5)

http://www.hydrafact.com/Wax_and_Asphaltenes.html

6. Pengendapan Aspal

Aspal didefinisikan sebagai senyawa minyak yang tidak larut dalam n-

pentana atau n-heksana, tetapi larut dalam toluena atau benzena. Oleh

karena itu, aspal akan terpresipitasi ketika n-pentana atau n-heksana

berlebih ditambahkan ke dalam crude oil. Padatan aspal berwarna coklat

gelap atau hitam. Tidak sepertiwax, aspal tidak meleleh. Tetapi, seperti

halnya wax, dengan perubahan tekanan, temperatur, dan komposisi,

aspal cenderung terflokulasi dan mengendap di dalam formasi

reservoir, tubing sumur, dan perpipaan (flowlline). Pencampuran fluida

reservoir dengan gas yang berbeda (injected gas atau gas-lift gas) atau

pencampuran dua aliran minyak dapat menyebabkan presipitasi aspal.

Kelarutan aspal dalam crude oil merupakan parameter kunci untuk

menentukan apakah aspal dapat menimbulkan masalah atau tidak. Jika

aspal selalu berada dalam keadaan tidak-jenuh, aspal stabil, dan tidak

terjadi presipitasi. Sebaliknya, presipitasi aspal akan terjadi jika berada

dalam keadaan lewat-jenuh. Kelarutan aspal dalam crude oil dapat

berubah dari tidak-jenuh menjadi lewat-jenuh jika tekanan, temperatur,

dan komposisi berubah. Selama produksi, perubahan temperatur dan

tekanan di antara reservoir dan flowline cukup signifikan. Komposisi fluida

juga dapat berubah selama produksi : gas dapat terpisah daricrude

oil ketika tekanan crude oil berada di bawah bubble point, atau gas-lift

gasdiinjeksikan ke dalam aliran minyak. Dengan demikian, presipitasi

aspal merupakan masalah potensial selama produksi dan transportasi.

Penanggulangan

Masalah pengendapan aspal ditanggulangi dengan dua metode. Yang

pertama adalah dengan metode mekanik, meliputi pigging, coiled tubing,

dan wirelinecutting. Yang kedua adalah dengan penggunaan pelarut

kimia untuk melarutkan endapan aspal. Chemical inhibitor digunakan

untuk mencegah pengendapan aspal pada sistem produksi, termasuk

pipa dan wellbore.

Pigging dapat digunakan untuk menyisihkan aspal di dalam manifold dan

pipa. Biasanya

digunakan pig tipe disk dan cup; pig tipe sphere dan foam tidak efisien

untuk menghilangkan padatan aspal. Agar operasi pigging berhasil,

frekuensipigging merupakan hal penting. Jika frekuensinya rendah, akan

banyak aspal yang mengendap dalam pipa. Endapan aspal yang berlebih

dapat menyebabkanpig tidak berfungsi.

Wireline cutting dapat menghilangkan padatan aspal di dalam wellbore,

sehinggawellbore dapat mudah diakses. Sistem coiled tubing dapat

digunakan untuk menghilangkan padatan aspal di dalam wellbore dan

pipa. Keterbatasan coiled tubing adalah tidak dapat digunakan jika

padatan aspal terlalu jauh dari titik penyebaran (deployment point) coiled

tubing.

Walaupun aspal tidak larut dalam alkana, ia larut dalam pelarut aromatik,

seperti benzena. Campuran aromatik dan alkohol dapat digunakan untuk

menghilangkan padatan aspal. Sejumlah bahan kimia dapat

meningkatkan tegangan permukaan crude oil dan mencegah aspal

terpresipitasi. Beberapa bahan kimia dapat menyuplai resin dalam

minyak untuk menstabilkan molekul aspal.

Sumber : Offshore Pipelines, Boyun Guo, Shanhong Song, Jacob

Chacko, Ali Ghalambor, Gulf Professional Publishing, Oxford, 2005

http://kegiatan-migas.blogspot.com/2009/04/httpwww.html

PIPA : FLOW ASSURANCE (4)

http://www.hydrafact.com/Wax_and_Asphaltenes.html

5. Pengendapan Wax

Crude oil merupakan campuran hidrokarbon yang kompleks, terdiri dari

aromatik, parafin, nafta, resin, aspal, merkaptan, dan lain-lain. Ketika

temperaturcrude oil berkurang, komponen-komponen berat seperti

parafin/wax (C18 – C60) akan terpresipitasi dan mengendap pada

dinding pipa. Diameter internal pipa akan berkurang dengan adanya

pengendapan wax, menghasilkan pressure dropyang lebih tinggi.

Pengendapan wax dapat menyebabkan pipa tersumbat seluruhnya.

 

 

Crude cloud point. Kelarutan wax dalam aromatik dan nafta rendah, dan

semakin rendah pada temperatur rendah. Sangat mudah

bagi wax terpresipitasi pada temperatur rendah. Temperatur tertinggi di

mana wax mulai terpresipitasi disebut crude cloud point (atau disebut

juga wax appearance temperature).

 

 

Crude Pour Point. Ketika crude oil didinginkan hingga temperaturnya di

bawahcrude cold point, parafin atau wax akan terpresipitasi. Wax akan

mengendap pada dinding pipa dalam bentuk gel wax-minyak. Gel terdiri

dari kristal waxbeserta sejumlah minyak yang terjebak di dalamnya.

Ketika temperatur makin rendah, lebih banyak lagi wax yang terpresipitasi

dan ketebalan gel meningkat, sehingga minyak akan berhenti mengalir.

Temperatur di mana sampel minyak berhenti mengalir disebut crude pour

point. Pada pipa bawah laut, temperatur air laut dapat berada di

bawah pour point, sehingga akan terbentuk

gel wax setelahshutdown yang cukup lama.

 

 

Mitigasi Wax

 

 

Insulasi termal

Pada pipa bawah laut, metode mitigasi wax yang umum digunakan

adalah insulasi termal untuk menjaga temperatur fluida sepanjang pipa

agar berada di atas wax appearance temperature selama operasi. Ketika

terjadishutdown, temperatur fluida di dalam pipa menurun seiring waktu

dan akan sama dengan temperatur air laut dalam 12 hingga 36 jam,

bergantung pada desain insulasi termal. Wax akan mengendap jika

temperatur fluida lebih rendah daripada wax appearance temperature.

Kalau waktu shutdown singkat, jumlahwax yang mengendap sedikit

karena pengendapan wax merupakan proses yang lambat. Selanjutnya

endapan wax akan mencair lagi pada saat pipa beroperasi normal

kembali.

 

 

Pigging

Metode mitigasi wax lainnya yang cukup populer adalah pigging.

Terdapat beberapa tipe pig, antara lain simple sphere, foam

pig, dan smart pig. Pigdiluncurkan ke perpipaan dari pig launcher,

didorong oleh minyak atau gas. Pigakan bergesekan dengan wax di

dinding pipa dan membersihkan pipa secara mekanik.

Program pigging secara terjadwal merupakan salah satu kunci

kesuksesan operasi pigging. Jika frekuensi pigging terlalu sedikit, akan

banyakwax yang mengendap pada dinding pipa.

 

 

Chemical Inhibitor

Wax chemical inhibitor dibagi dua tipe. Tipe pertama adalah untuk

mencegah pembentukan kristal wax, dengan demikian

mereduksi wax appearance temperature dan mencegah

pengendapan wax ke dinding pipa. Tipe kedua adalah untuk

menurunkan wax pour point, dengan demikian menunda solidifikasiwax.

Sumber : Offshore Pipelines, Boyun Guo, Shanhong Song, Jacob

Chacko, Ali Ghalambor, Gulf Professional Publishing, Oxford, 2005

http://kegiatan-migas.blogspot.com/2009/04/pipa-flow-assurance-4.html

PIPA : FLOW ASSURANCE (2)

http://steacie.nrc-cnrc.gc.ca/overview/

newsroom/spring2004_e.html

3. Hidrat Gas

Hidrat gas adalah senyawa kristal yang terjadi ketika molekul gas kontak

dengan air pada tekanan dan temperatur tertentu. Hidrat terbentuk ketika

molekul gas masuk ke dalam “kurungan” ikatan hidrogen pada air. Sifat

fisik hidrat mirip dengan es, tetapi hidrat dapat terbentuk pada temperatur

di atas 0oC pada sistem bertekanan. Hidrat yang umum ditemukan terdiri

dari molekul air dan gas ringan, seperti metana, etana, propana, karbon

dioksida, dan hidrogen sulfida. Hidrat mengandung banyak gas. Sejumlah

penelitian berlangsung untuk mengkaji hidrat sebagai sumber energi

potensial.

Jika hidrat terbentuk pada interface gas-air, pertumbuhan hidrat

berlangsung dengan cepat pada saat molekul air dan gas tersedia dalam

jumlah melimpah. Hal inilah yang menyebabkan penyumbatan pipa oleh

hidrat terjadi ketika re-start-up di mana turbulensi dan pengadukan aliran

mempertinggi fluks molekul gas dan air. Hidrat dapat terbentuk dengan

mudah di aliran downstream darichoke ketika temperatur fluida menurun

hingga mencapai daerah pembentukan hidrat berdasarkan efek

pendinginan Joule-Thompson. 

Kurva Pembentukan Hidrat Gas

Gambar di bawah menunjukkan kurva hidrat gas tipikal. Sebelah kiri

kurva merupakan daerah pembentukan hidrat. Ketika tekanan dan

temperatur berada di daerah ini, air dan gas mulai membentuk hidrat.

Sebelah kanan kurva bukan merupakan daerah pembentukan hidrat gas.

Ketika tekanan dan temperatur berada di daerah ini, air dan gas tidak

akan membentuk hidrat. Komposisi fluida, komposisi air, dan salinitas air

mempengaruhi kurva hidrat.

Gambar kurva hidrat gas tipikal

 

Dari gambar di atas dapat diketahui, jika mula-mula sistem berada pada

daerah non-hidrat, kemudian tekanan sistem ditingkatkan dengan

menjaga temperatur sistem konstan, hidrat akan terbentuk. Kurva hidrat

sangat berguna untuk desain dan operasi pipa bawah laut dengan

memberi informasi kondisi tekanan dan temperatur yang perlu dijaga agar

tidak terbentuk hidrat. Kurva hidrat dapat dikalkulasi

menggunakan software PVT. Tetapi kunci untuk memperoleh

penghitungan kurva hidrat yang akurat adalah adanya data komposisi

fluida dan air yang akurat.

Mitigasi Hidrat

Insulasi termal

Berdasarkan kurva pembentukan hidrat, diketahui bahwa sepanjang

temperatur fluida di atas temperatur pembentukan hidrat, tidak ada hidrat

yang akan terbentuk. Dengan demikian, langkah yang sangat baik untuk

mitigasi hidrat adalah dengan menjaga temperatur fluida di dalam pipa

agar berada di atas temperatur pembentukan hidrat. Walaupun demikian,

pada pipa bawah laut, temperatur air biasanya sangat rendah dan dapat

berada di bawah 40oF bergantung pada kedalaman air. Pipa baja bukan

merupakan insulator termal yang baik. Oleh karena itu, diperlukan

insulasi termal di sekeliling pipa untuk mencegah panas lepas ke

lingkungan.

Inhibitor

Inhibitor yang sering digunakan adalah metanol dan monoetilen glikol

(MEG). Pada pengaliran minyak inhibitor biasanya digunakan

setelah shutdown atau selama re-startup; tidak digunakan kontinu.

Sedangkan pada pengaliran gas inhibitor digunakan kontinu karena pipa

gas biasanya tidak diisolasi.

Pemanasan dengan Listrik

Saat ini penelitian banyak dilakukan untuk mengetahui mitigasi hidrat

menggunakan pemanasan dengan listrik. Pemanasan dengan listrik

dibagi menjadi dua kategori, yaitu langsung dan tidak langsung. Pada

pemanasan langsung, listrik mengalir secara aksial melalui dinding pipa

dan memanaskan aliran fluida secara langsung. Pada pemanasan tidak

langsung, listrik mengalir melalui elemen pemanas pada permukaan pipa,

dan aliran fluida dipanaskan dengan konduksi termal.

Pemanasan dengan listrik dapat digunakan sebagai

metode mitigasi hidrat. Setelah shutdown, pemanasan dengan listrik

digunakan untuk menjaga temperatur fluida di dalam pipa agar berada di

atas temperatur pembentukan hidrat sehingga hidrat tidak terbentuk.

Pemanasan dengan listrik juga dapat digunakan untuk remediasi. Hidrat

yang terbentuk dapat dilelehkan dengan pemanasan dari listrik.

Pelelehan hidrat dengan pemanasan dari listrik lebih cepat dibandingkan

dengan pengurangan tekanan pipa (depressurization).

Sirkulasi Hot Oil

Sirkulasi hot oil merupakan cara yang populer untuk mitigasi hidrat

selama re-startup sistem. Pada pipa bawah laut, setelah shutdown dalam

waktu yang cukup lama, fluida dalam pipa menjadi dingin (mendekati

temperatur air laut). Jika dilakukan re-startup dengan fluida dingin di

dalamnya, risiko hidrat sangat tinggi. Untuk mengurangi risiko hidrat, hot

oil disirkulasikan melalui pipa untuk mengganti fluida dingin dan juga

untuk menghangatkan pipa. Waktu yang diperlukan untuk memanaskan

pipa bergantung pada temperatur-keluar (discharge) hot oil, laju

sirkulasi hot oil, dan panjang pipa. Biasanya diperlukan 5 hingga 10 jam

untuk memanaskan pipa bawah laut. 

Pengurangan Tekanan (Depressurization)

Metode pengurangan tekanan digunakan untuk mitigasi hidrat

setelah shutdowndalam waktu cukup lama. Dari kurva pembentukan

hidrat, diketahui bahwa pada temperatur tertentu, daerah nonhidrat dapat

diperoleh dengan mereduksi tekanan. Ketika tekanan sistem berada di

bawah tekanan pembentukan hidrat, hidrat akan terdisosiasi. Proses

disosiasi ini berlangsung lambat. Diperlukan waktu mingguan bahkan

bulanan untuk melelehkan hidrat pada pipa yang panjang.

Sumber : Offshore Pipelines, Boyun Guo, Shanhong Song, Jacob

Chacko, Ali Ghalambor, Gulf Professional Publishing, Oxford, 2005

http://kegiatan-migas.blogspot.com/2009/04/pipa-flow-assurance-2.html

Wellhead and Chokes

Sarana Pengontrol Laju Alir di Well Head

Proses di industri perminyakan banyak terlibat dengan kondisi operasi yang bertekanan dan bersuhu tinggi, misalnya separator produksi dan heater treater yangdigunakan untuk memisahkan gas, air dan emulsi dari fluid yang diproduksi. Perubahan tiba-tiba dari temperatur dan tekanan akan mengarah ke naik danturunnya tekanan dari liquid dan gas di dalam bejana pemrosesnya, sistemperpipaan dan fasilitas pengumpulnya. Untuk mencegah terjadinya bahaya yang serius seperti meledaknya fasilitas pemroses tersebut, perlu dipasang sarana untuk membebaskan beban tersebut dari bahaya yang mungkin terjadi pada bejana dan perpipaannya. Tekanan hidrolik bergelombang, yang dinamakan "water hammer" dapat terjadi pada setiap sistem yang berisi liquid yang tidak bisa dikompres. Tekanan bergelombang ini disebabkan oleh aksi dari cepatnya penutupan katub-katubnya secaraotomatis, terutama terjadi pada pampa pemindahan positif (positif displacementpump). Untuk mengatasi masalah ini diperlukan suatu metoda yang tepat dan cepat, misalnya dalam hal tekanan yang bergelombang ini biasanya digunakan alat peredam pulsasi yang dinamakan "pulsation dampener" Pada sistem gas dan uap, peningkatan tekanan biasanya disebabkan oleh peningkatan temperatur pada sistem. Bejana dan pipa yang digunakan untuk memproses gas atau uap, dibuat untuk menangani tekanan kerja normal dengan ditambah margin keselamatan yang umum di industri. Kenaikan tekanan yang tiba-tiba akan memecahkan bejana atau

pipa dengan cepat. Diperlukan suatu cara untuk menurunkan beban tekanan berlebih dengan cepat dan positif. Yang akan dibahas berikutnya ialah sarana pengaman dan pengontrol yang berkaitan dengan pengoperasian gas dan minyak yang telah mencapai permukaan tanah.

Choke (Penjepit Aliran)Memproduksi minyak maupun gas dari suatu reservoir yang telah diprediksi besaran,cadangan, maupun tekanan reservoirnya harus diatur sedemikian rupa agar cadangantersebut dapat diproduksi melalui satu atau lebih sumur yang tersedia, secaramaksimal dan efisien. Tanpa diatur produksinya, kemungkinan tekanan reservoirnyaakan cepat menurun sehingga cadangan yang bisa diproduksi secara alami tidakmaksimal, sehingga untuk diproduksi lebih lanjut harus mengaplikasikan cara pengangkatan buatan yang akan menambah biaya produksi.Choke adalah sarana untuk mengatur/membatasi laju alir produksi yang diinginkan. Choke dipasang pada flowing tee di wellhead (kepala sumur), sebelum produk itu mengalir ke pipa penyalur (flow line) untuk diteruskan ke stasiun pengumpul.Ada dua macam choke yang umum digunakan yaitu:1. "Positive choke" atau kadang juga dinamakan "fixed choke"2. "Adjustable choke" atau kadang-kadang disebut juga "needle choke"

a. Positive ChokePositive choke terdiri dari:- Badan choke (choke body)- Flowbean yang mempunyai ukuran diameter lubang tertentu (fixed flowbean) akantetapi bisa ditukar.Untuk mengubah kemampuan alirnya, flowbean dapat dilepas dan diganti dengan flowbeanyang mempunyai ukuran lubang lebih kecii atau lebih besar, sesuai kebutuhan, atau bila diperlukan ada bean pembuntu (tanpa lubang).Sewaktu mengganti flowbean, aliran produksi harus dihentikan, atau kalau ada pipa bypass-nya bisa digunakan untuk mengalihkan alirannya untuk sementara.Ukuran flowbean yang berarti juga ukuran choke tersedia dalam pecahan 1/16" (inch),misalnya 3/16", 5/16" dan sebagainya.Penyambungan choke body ke kepala sumur ada yang menggunakan flange dan ada yangmenggunakan derat.Keuntungan dari penggunaan positive choke diantaranya ialah:1. Cocok untuk aliran produksi yang sudah konstan2. Cukup ketersediaan di pasaran dengan berbagai ukuran lubang flowbeannya3. Harganya relatif murah.

b. Adjustable ChokeAdjustable Choke terdiri dari:

- Badan choke (choke body) yang mempunyai dudukan (seat) yang bisa dilepas bila diperlukan (untuk diganti apabila rusak).Jepitan yang ujungnya- Berbentuk seperti ujung jarum (needle) dimana pembukaan lubangnya (orificenya)dapat diubah-ubah dari luar dengan memutarkan roda pemutarnyaKeuntungan dan penggunaan adjustable choke diantaranya ialah:1. Fleksibilitas dan kecepatan operasionalnya. Tepat sekali bila digunakan untuk pengetesan produksi setelah penyelesaian pengeboran (drilling completion) maupun well service dan siap untuk diproduksi.2. Sangat cocok untuk sumur yang produksinya berfluktuasi.3. Mengurangi biaya penanganan, cukup dengan memutar roda pemutarnyasaja.4. Menghindari tumpahan minyak di lokasi.

Gambar - 01 Ilustrasi Penempatan Fixed Choke di Well Head

Gambar - 02Penampang Tipe Positive Choke (Fixed dan Adjustable)

Rotary Post Adjustable ChokeSelain kedua macam choke di atas, ada juga choke yang dinamakan "rotary postadjustable choke" Gambar - 03, dibuat oleh perusahaan Willis Oil Tool Co. Bagianchokenya menggunakan dua piringan terbuat dari keramik dan dipasang berdampingan. Satu dari kedua piringan posisinya tetap dan yang satunya lagi bisa diputargeser.Kedua piringan mempunyai dua lubang (orifice) dengan diameter tertentu yangsama. Dengan cara memutar satu dari piringannya, posisi dari kedua lubanglubangdari kedua piringan keramiknya dapat diatur sedemikian rupa, sesuai dengankebutuhan laju alirnya.

Gambar - 03Rotary Post Adjustable Chokes

Gambar - 04Komponen dari Rotary Adjustable Choke

Well Head Surface Safety ValveSurface safety valve (SSV) dipasang sebagai "master valve kedua" atau sebagai"wing valve". Tipe SSV yang paling umum dipakai di industri adalah Reverse ActingGate Valve Actuator, yang dikendalikan secara hidrolis atau pneumatis. SSV digunakanuntuk memproteksi apabila di bagian hilir dari wellhead terjadi penurunantekanan secara mendadak dikarenakan pecahnya flowline, atau kalau terjadi penutupandi bagian hilir pipa produksi, sehingga tekanannya meningkat abnormal danmembahayakan fasilitas produksi. Gambar - 05 memperlihatkan pemasangannyapada well head.Gambar - 06 memperlihatkan SSV produk dari Otis Type U dengan actuatorpneumatis, yang terdiri diantaranya dari valve body, stem, silinder, piston, pegaspenutup dan penyekat packing dan lainnya.Pipa pengontrol pneumatisnya berisi udara atau gas bertekanan rendah ke SSV yangdialirkan ke monitor pilot yang dipasang dibawah wellhead choke, dan ke "automaticthree-way-block and bleed valve". Monitor pilot ini akan mendeteksi perubahan(kenaikan atau penurunan) tekanan pada pipa alir produksi- Bilamana pilotbekerja dan melepaskan tekanan pada pipa kontrol, maka three way valveakan menutup tekanan alir dan melepas tekanan pada silinder SSV, yang

menyebabkan kerangan SSV menutup. (Gambar - 06)

http://sasongkosmart.blogspot.com/

PENCEGAHAN KOROSI DAN SCALE PADA PROSES PRODUKSI MINYAK BUMI

MARCH 10, 2010 LEAVE A COMMENT

disusun oleh: Pendy Patulasa

BAB I

PENDAHULUAN

Minyak bumi adalah suatu senyawa hidrokarbon yang terdiri dari karbon (83-87%), hidrogen

(11-14%), nitrogen (0,2-0,5%), sulfur (0-6%), dan oksigen (0-3,5%). Proses produksi minyak

dari formasi tersebut mempunyai kandungan air yang sangat besar, bahkan bisa mencapai

kadar lebih dari 90%. Selain air, juga terdapat komponen-komponen lain berupa pasir, garam-

garam mineral, aspal, gas CO2 dan H2S. Komponen-komponen yang terbawa bersama

minyak ini menimbulkan permasalahan tersendiri pada proses produksi minyak bumi. Air yang

terdapat dalam jumlah besar sebagian dapat menimbulkan emulsi dengan minyak akibat

adanya emulsifying agent dan pengadukan. Selain itu hal yang tak kalah penting ialah adanya

gas CO2 dan H2S yang dapar menyebabkan korosi dan dapat mengakibatkan kerusakan

pada casing, tubing, sistem perpipaan dan surface fasilities. Sedangkan ion-ion yang larut

dalam air seperti kalsium, karbonat, dan sulfat dapat membentuk kerak (scale). Scale dapat

menyebabkanm pressure drop karena terjadinya penyempitan pada sistem perpipaan, tubing,

dan casing sehingga dapat menurunkan produksi.

BAB II

KOROSI

Korosi adalah suatu proses elektrokimia dimana atom-atom akan bereaksi

dengan zat asam dan membentuk ion-ion positif (kation). Hal ini akan

menyebabkan timbulnya aliran-aliran elektron dari suatu tempat ke tempat yang

lain pada permukaan metal.

Secara garis besar korosi ada dua jenis yaitu :

Korosi Internal

yaitu korosi yang terjadi akibat adanya kandungan CO2 dan H2S pada minyak

bumi, sehingga apabila terjadi kontak dengan air akan membentuk asam yang

merupakan penyebab korosi.

Korosi Eksternal

yaitu korosi yang terjadi pada bagian permukaan dari sistem perpipaan dan

peralatan, baik yang kontak dengan udara bebas dan permukaan tanah, akibat

adanya kandungan zat asam pada udara dari tanah.

2.1. Tempat-tempat Terjadinya Korosi Pada Produksi Minyak

Masalah korosi yang terjadi dilapangan produksi minyak adalah

1. Down Hole Corrosion

High Fluid level pada jenis pompa angguk di sumur minyak dapat

menyebabkan terjadinya stress pada rod bahkan dapat pula terjadi corrosion

fatigue. Pemilihan material untuk peralatan bottom hole pump menjadi sangat

renting. Pompa harus dapat tahan terhadap sifat-sifat korosi dari fluida yang

diproduksi dan tahan pula terhadap sifat abrasi.

2. Flowing well

Anulus dapat pula digunakan untuk mengalirkan inhibitor ke dasar tubing dan

memberikan proteksi pada tabung dari kemungkinan bahaya korosi. Pelapisan

dengan plastik dan memberikan inhibitor untuk proteksi tubing dapat pula

digunakan pada internal tubeing surface.

3. Casing Corrosin .

Casing yang terdapat di sumur-sumur produksi bervariasi dari yang besar

sampai yang cnsentric acid. Diperlukan perlindungan katiodik untuk external

casing. Korosi internal casing tergantung dari komposisi annular fluid.

4. Well Heads .

Peralatan dari well heads, terutama pada well gas tekanan tinggi, sering

mengalami korosi yang disebabkan oleh kecepatan tinggi dan adanya

turbulensi dari gas.

5. Flow Lines

Adanya akuntansi dari deposit di dalam flow line dapat menyebabkan korosi

dan pitting yang akhirnya menyebabkan kebocoran. Internal corrosion di

dalam flow line dapat dicegah dengan inhibitor.

2.2. Tipe korosi di Lapangan Minyak

Tipe-tipe korosi di lapangan minyak pada umumnya diklasifikasikan

sebagai berikut:

1. Uniform Corrosion

yaitu korosi yang terjadi pada permukaan logam yang berbentuk pengikisan

permukaan logam secara merata sehingga ketebalan logam berkurang

sebagai akibat permukaan terkonversi oleh produk karat yang biasanya

terjadi pada peralatan-peralatan terbuka. misalnya permukaan luar pipa.

2. Pitting Corrosion

yaitu korosi yang berbentuk lubang-lubang pada permukaan logam karena

hancurnya film dari proteksi logam yang disebabkan oleh rate korosi yang

berbeda antara satu tempat dengan tempat yang lainnya pada permukaan

logam tersebut.

3. Stress Corrosion Cracking

yaitu korosi berbentuk retak-retak yang tidak mudah dilihat, terbentuk

dipermukaan logam dan berusaha merembet ke dalam. Ini banyak terjadi

pada logam-logam yang banyak mendapat tekanan. Hal ini disebabkan

kombinasi dari tegangan tarik dan lingkungan yang korosif sehingga struktur

logam melemah.

4. Errosion Corrosion

yaitu korosi yang terjadi karena tercegahnya pembentukan film pelindung

yang disebabkan oleh kecepatan alir fluida yang tinggi, misalnya abrasi pasir,

5. Galvanic Corrosion

yaitu korosi yang terjadi karena terdapat hubungan antara dua metal yang

disambung dan terdapat perbedaan potensial antara keduanya.

6. Crevice Corrosion

yaitu korosi yang terjadi di sela-sela gasket, sambungan bertindih, sekrupsekrup

atau kelingan yang terbentuk oleh kotoran-kotoran endapan atau

timbul dari produk-produk karat.

7. Selective Leaching

korosi ini berhubungan dengan melepasnya satu elemen dari Campuran

logam. Contoh yang paling mudah adalah desinfication yang melepaskan zinc

dari paduan tembaga.

2.3. Faktor-Faktor Yang Mempengaruhi Laju Korosi

Laju korosi maksimum yang diizinkan dalam lapangan minyak adalah 5

mpy (mils per year, 1 mpy = 0,001 in/year), sedangkan normalnya adalah 1 mpy

atau kurang. Umumnya problem korosi disebabkan oleh air. tetapi ada beberapa

faktor selain air yang mempengaruhi laju korosi) diantaranya:

1. Faktor Gas Terlarut.

Oksigen (02), adanya oksigen yang terlarut akan menyebabkan korosi pada

metal seperti laju korosi pada mild stell alloys akan bertambah dengan

meningkatnya kandungan oksigen. Kelarutan oksigen dalam air merupakan

fungsi dari tekanan, temperatur dan kandungan klorida. Untuk tekanan 1 atm

dan temperatur kamar, kelarutan oksigen adalah 10 ppm dan kelarutannya

akan berkurang dengan bertambahnya temperatur dan konsentrasi garam.

Sedangkan kandungan oksigen dalam kandungan minyak-air yang dapat

mengahambat timbulnya korosi adalah 0,05 ppm atau kurang. Reaksi korosi

secara umum pada besi karena adanya kelarutan oksigen adalah sebagai

berikut :

Reaksi Anoda : Fe Fe2- + 2e

Reaksi katoda : 02 + 2H20 + 4e 4 OH

! Karbondioksida (CO2), jika kardondioksida dilarutkan dalam air maka akan

terbentuk asam karbonat (H2CO2) yang dapat menurunkan pH air dan

meningkatkan korosifitas, biasanya bentuk korosinya berupa pitting yang

secara umum reaksinya adalah:

CO2 + H2O H2CO3

Fe + H2CO3 FeCO3 + H2

FeC03 merupakan corrosion product yang dikenal sebagai sweet corrosion

2. Faktor Temperatur

Penambahan temperatur umumnya menambah laju korosi walaupun

kenyataannya kelarutan oksigen berkurang dengan meningkatnya

temperatur. Apabila metal pada temperatur yang tidak uniform, maka akan

besar kemungkinan terbentuk korosi.

3. Faktor pH

pH netral adalah 7, sedangkan ph < 7 bersifat asam dan korosif, sedangkan

untuk pH > 7 bersifat basa juga korosif. Tetapi untuk besi, laju korosi rendah

pada pH antara 7 sampai 13. Laju korosi akan meningkat pada pH < 7 dan

pada pH > 13.

4. Faktor Bakteri Pereduksi atau Sulfat Reducing Bacteria (SRB)

Adanya bakteri pereduksi sulfat akan mereduksi ion sulfat menjadi gas H2S,

yang mana jika gas tersebut kontak dengan besi akan menyebabkan

terjadinya korosi.

5. Faktor Padatan Terlarut

! Klorida (CI), klorida menyerang lapisan mild steel dan lapisan stainless

steel. Padatan ini menyebabkan terjadinya pitting, crevice corrosion, dan

juga menyebabkan pecahnya alooys. Klorida biasanya ditemukan pada

campuran minyak-air dalam konsentrasi tinggi yang akan menyebabkan

proses korosi. Proses korosi juga dapat disebabkan oleh kenaikan

konduktivity larutan garam, dimana larutan garam yang lebih konduktif,

laju korosinya juga akan lebih tinggi.

! Karbonat (C03), kalsium karbonat sering digunakan sebagai pengontrol

korosi dimana film karbonat diendapkan sebagai lapisan pelindung

permukaan metal, tetapi dalam produksi minyak hal ini cenderung

menimbulkan masalah scale.

! Sulfat (S04), ion sulafat ini biasanya terdapat dalam minyak. Dalam air,

ion sulfat juga ditemukan dalam konsentrasi yang cukup tinggi dan

bersifat kontaminan, dan oleh bakteri SRB sulfat diubah menjadi sulfida

yang korosif.

2.4Pencegahan Korosi

Dengan dasar pengetahuan tentang elektrokimia proses korosi yang dapat

menjelaskan mekanisme dari korosi, dapat dilakukan usaha-usaha untuk

pencegahan terbentuknya korosi. Banyak cara sudah ditemukan untuk

pencegahan terjadinya korosi diantaranya adalah dengan cara proteksi katodik,

coating, dan pengg chemical inhibitor.

Proteksi Katiodik

Untuk mencegah terjadinya proses korosi atau setidak-tidaknya untuk

memperlambat proses korosi tersebut, maka dipasanglah suatu anoda buatan di

luar logam yang akan diproteksi. Daerah anoda adalah suatu bagian logam yang

kehilangan elektron. Ion positifnya meninggalkan logam tersebut dan masuk ke

dalam larutan yang ada sehingga logaml tersebut berkarat.

Terlihat disini karena perbedaan potensial maka arus elektron akan

mengalir dari anoda yang dipasang dan akan menahan melawan arus elektron

dari logam yang didekatnya, sehingga logam tersebut berubah menjadi daerah

katoda. Inilah yang disebut Cathodic Protection.

Dalam hal diatas elektron disuplai kepada logam yang diproteksi oleh

anoda buatan sehingga elektron yang hilang dari daerah anoda tersebut selalu

diganti, sehingga akan mengurangi proses korosi dari logam yang diproteksi.

Anoda buatan tersebut ditanam dalam suatu elektrolit yang sama (dalam

hal ini tanah lembab) dengan logam (dalam hal ini pipa) yang akan diprotekasi

dan antara dan pipa dihubungkan dengan kabel yang sesuai agar proses listrik

diantara anoda dan pipa tersebut dapat mengalir terus menerus.

Coating

Cara ini sering dilakukan dengan melapisi logam (coating) dengan suatu

bahan agar logam tersebut terhindar dari korosi.

Pemakaian Bahan-Bahan Kimia (Chemical Inhibitor)

Untuk memperlambat reaksi korosi digunakan bahan kimia yang disebut

inhibitor corrosion yang bekerja dengan cara membentuk lapisan pelindung pada

permukaan metal. Lapisan molekul pertama yang tebentuk mempunyai ikatan

yang sangat kuat yang disebut chemis option. Corrosion inhibitor umumnya

berbentuk fluid atau cairan yang diinjeksikan pada production line. Karena

inhibitor tersebut merupakan masalah yang penting dalam menangani kororsi

maka perlu dilakukan pemilihan inhibitor yang sesuai dengan kondisinya. Material

corrosion inhibitor terbagi 2, yaitu :

1. Organik Inhibitor

Inhibitor yang diperoleh dari hewan dan tumbuhan yang mengandung unsur

karbon dalam senyawanya. Material dasar dari organik inhibitor antara lain:

! Turunan asam lemak alifatik, yaitu: monoamine, diamine, amida, asetat,

oleat, senyawa-senyawa amfoter.

! Imdazolines dan derivativnya

2. Inorganik Inhibitor

Inhibitor yang diperoleh dari mineral-mineral yang tidak mengandung unsur

karbon dalam senyawanya. Material dasar dari inorganik inhibitor antara lain

kromat, nitrit, silikat, dan pospat.

BAB III

S C A L E

Istilah scale dipergunakan secara luas untuk deposit keras yang terbentuk

pada peralatan yang kontak atau berada dalam air. Dalam operasi produksi

minyak bumi sering ditemui mineral scale seperti CaSO4, FeCO3, CaCO3, dan

MgSO4. Senyawa-senyawa ini dapat larut dalam air. Scale CaCO3 paling sering

ditemui pada operasi produksi minyak bumi. Akibat dari pembentukan scale pada

operasi produksi minyak bumi adalah berkurangnya produktivitas sumur akibat

tersumbatnya penorasi, pompa, valve, dan fitting serta aliran.

Penyebab terbentuknya deposit scale adalah terdapatnya senyawasenyawa

tersebut dalam air dengan jumlah yang melebihi kelarutannya pada

keadaan kesetimbangan. Faktor utama yang berpengaruh besar pada kelarutan

senyawa-senyawa pembentuk scale ini adalah kondisi fisik (tekanan, temperatur,

konsentrasi ion-ion lain dan gas terlarut).

3.1. Petunjuk dan Identifikasi Masalab Scale dan Kemungkinan

Penyebabnya di lapangan Operasi

Di lapangan operasi masalah scale dan kemungkinan penyebabnya dapat

dilihat dari:

1. Untuk warna terang atau putih

a. Bentuk fisik : Keras, padat, dan gambar halus

Penambahan HCL 15%: Tidak Larut

Komposisi : BaSO4, SrSO4, CaSO4 dalam air yang terkontaminasi

b. Bentuk fisik : Panjang, padat kristalnya seperti mutiara

Penambahan HCL 15% : Larut tanpa ada gelembung gas, larutan

menunjukkan adanya SO4 dengan BaCl2

Komposisi: Gipsum, CaSO4 ,2H20 dalam air terkontaminasi dari dalam air

super saturation.

c. Bentuk fisik : Padat, halus, kristal berbentuk penambahan HCL 15%. Mudah

arut dan ada gelembung gas.

Komposisi : CaCO3, campuran CaCO3 dan MgCO3 jika dilarutkan perlahanlahan.

2. Untuk warna gelap dari coklat sampai dengan hitam

a. Bentuk fisik : Padat dan coklat

Penambahan HCL 15%: Residu berwarna putih, pada pemanasan berwarna coklat

Komposisi : Sama dengan 1a dan 1b untuk residu warna putih, yang

berwarna coklat adalah besi oksida yang merupakan

produk korosi atau pengendapan yang disebabkan oleh

oksigen

b. Bentuk fisik :Padat berwarna putih

Penambahan HCL 15%:Logam hitam larut perlahan-lahan dengan perubahan

pada H2S, putih, residu yang tidak larut

Komposisi :Sama dengan 1a. dan 1b. diatas untuk residunya warna

hitam adalah besi sulfida yang merupakan produk

korosi.

3.2. Reaksi-Reaksi Yang Menyebabkan Scale

Reaksi-reaksi terbentuknya padatan deposit antara lain:

1. BaCL2 + Na2S04 BaSO4 + 2 NaCI

Barium sulfat terdapat dalam air terkontaminasi

©2003 Digitized by USU digital library 6

2. CaCl2 + Na2S04 CaSO4 + 2 NaCI

Gipsum terdapat dalam air terkontarninasi atau supersaturation.

3. Ca(HCO3)2 CaCO3 + CO2 + H2O

Kalsium karbonat terdapat dalam supersaturation karena penurunan tekanan,

panas dan agitasi.

3.3 Pencegahan Scale dengan Scale Inhibitor

Scale inllibitor adalah bahan kimia yang menghentikan atau mencegah

terbentuknya scale bila ditambahkan pada konsentrasi yang kecil pada air.

Penggunaan bahwa kimia ini sangat menarik, karena dengan dosis yang sangat

rendah dapat mencukupi untuk mencegah scale dalam periode waktu yang lama.

Mekanisme kerja scale inhibitor ada dua, yaitu:

1. Scale inhibitor dapat teradsorpsi pada permukaan kristal scale pada saat

mulai terbentuk. Inhibitor merupakan kristal yang besar yang dapat menutupi

kristal yang kecil dan menghalangi pertumbuhan selanjutnya.

2. Dalam banyak hal bahan kimia dapat dengan mudah mencegah menempelnya

suatu partikel-partikel pada permukaan padatan.

Tipe Scale Inhibitor

Kelompok scale inhibitor antara lain: inorganik poliphospat, Inhibitor

organik, Phosponat, ester phospat, dan polimer. Inorganik poliphospat adalah

padatan inorganik non-kristalin. Senyawa ini jarang digunakan dalam operasi

perminyakan. Kerugiannya adalah merupakan padatan dan bahan kimia ini

mudah terdegradasi dengan cepat pada pH rendah atau pada temperatur-tinggi.

Inhibitor organik biasanya dikemas sebagai cairan konsentrat dan tidak dapat

dipisahkan sebagai bahan kimia stabil.

Ester phospat merupakan scale inhibitor yang sangat efektif tetapi pada

temperatur diatas 175°C dapat menyebabkan proses hidrolisa dalam waktu

singkat.

Phosponat merupakan scale inhibitor yang baik untuk penggunaan pada

temperatur diatas 3500F. Sedangkan polimer seperti akrilat dapat digunakan

pada temperatur diatas 350°C.

Pemilihan Scale Inhibitor

Beberapa hal yang perlu diperhatikan dalam pemilihan jenis inhibitor

untuk mendapatkaIl efektifitas kerja inhibitor yang baik adalah sebagai berikut:

1.  Jenis scale, dengan diketahuinya komposisi scale, dapat dilakukan pemilihan

scale inhibitor yang tepat.

2.  Kekerasan scale.

3.  Temperatur, secara umum, inhibitor berkurang keefektifannya apabila

temperatur meningkat. Setiap inhibitor mempunyai batas maksimum temperatur

operasi agar dapat berfungsi dengan baik.

4.   pH, kebanyakan scale inhibitor konvensional tidak efektif pada pH rendah.

5.   Kesesuaian bahan kimia, scale inhibitor yang digunakan harus sesuai dengan

bahan kimia lain yang juga digunakan untuk kepentingan operasi seperti

corrosion inhibitor. Beberapa scale inhibitor ada yang bereaksi dengan

kalsium, magnesium atau barium membentuk scale pada konsentrasi yang

tinggi.

6.  Padatan terlarut, semakin banyak padatan terlarut maka semakin tinggi

konsentrasi inhibitor yang digunakan.

7.   Kesesuaian dengan kondisi air, kandungan ion-ion kalsium, barium, dan

magnesium yang ada dalam air akan menyebabkan terjadinya reaksi dengan

beberapa jenis inhibitor sehingga menimbulkan masalah baru yaitu:

terbentuknya endapan. Sehingga jenis inhibitor harus dipilih sesesuai

mungkin.

8.   lklim, setiap inhibitor mempunyai titik lebur tertentu dan cara menginjeksikan

ke dalam sistem, sehingga untuk menghindari terjadinya pembekuan ataupun

perubahan komposisi dari inhibitor.

Beberapa Jenis Scale Inhibitor

1. Hidrokarbon

Hidrokarbon diperlukan sebagai pelarut hidrokarbon digunakan untuk

menghilangkan minyak, parafin, atau asphaltic materials yang menutupi scale

yang terbentuk, karena apabila digunaka asam sebagai penghilang scale maka

asam ini tidak akan bereaksi dengan scale yang tertutupi oleh minyak (oil coated

scale), oleh sebab itu minyak harus dihilangkan terlebih dahulu dari scale dengan

menggunakan hidrokarbon.

2. Asam klorida

Asam klorida adalah bahan yang banya digunakan untuk membersihkan scale

yang telah terbentuk. Bahan ini dapat digunakan pada berbagai kondisi. Asam

klorida digunakan dengan konsentrasi 5%, 10%, atau 15% Hcl. Reaksi yang

terjadi:

CaCO3 + 2 HCI H2O + CO2 + CaCl2

Corrotion inhibitor harus ditambahkan dalam Hcl untuk menghindari efek

keasaman pada pipa yang dapat menyebabkan korosi.

3. Inorganic Converters

Inorganic converters biasanya merupakan suatu karbonat atau hidroksida

yang akan bereaksi dengan kalsium sulfat dan membentuk acid soluble

calcium carbonate. Kemudian diikuti dengan penambahan asam klorida untuk

melarutkan karbonat atau kalsium hidroksida yang terbentuk.

CaSO4 + (NH4)2CO3 (NH4)2S04 + CaCO3

CaCO3 + 2 Hcl H2O + CO2 + CaCl2

CO2 yang terbentuk dari reaksi dengan asam ini akan membantu

mengeluarkan secara mekanis scale yang mungkin tersisa. Inorganic

converters sebaiknya tidak digunakan pada scale yang keras.

4. Organic Converters

Organic converters seperti natrium sitrat, potassium asetat sering digunakan.

Reaktan ini akan bereaksi dengan scale kalsium sulfat, sehingga scale akan

menjadi lebih lunak dan mudah dibersihkan dengan melewatkan air.

5. Natrium Hidroksida

Larutan 10% natrium hidroksida dapat melarutkan hingga 12,5% berat dari

scale kalsium karbonat.

DAFTAR PUSTAKA

Cowan Jack C., et al, Water Fonned Scale Deposit, Gulf Publishing Company,

Houston, Texas.

Maurice I Stewart, Basic Gas Technology For CPl Engineers and Senior Field

Personnel, International Training and Development, CPl, 1997

NACE, Basic Corrosion Cow-se Ninth Printing, Houston, Texas 1978

Ridwan Fakih, Basic Corrosion Engineering, Petroleum Engineering PT CPl,

Pekanbaru, 1993.https://nunulasa.wordpress.com/2010/03/10/pencegahan-korosi-dan-scale-pada-

proses-produksi-minyak-bumi/