Upload
falza-izza-wihdany
View
227
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
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/