Ikatan Ahli Teknik Perminyakan indonesia. Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Simposium Nasional IATMI 2009 Bandung, 2-5 Desember 2009

(1)

Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Simposium Nasional IATMI 2009

Bandung, 2-5 Desember 2009

Makalah Profesional IATMI 09 – 039

Pengaruh Laju Alir Fluida pada Optimasi Diameter Pipa Transmisi Minyak Titik Tuang Tinggi

Oleh:

Darmadi^1,3, L. Mucharam^1,3, K.A. Sidarto^2,3, A. Akbar³, Z. Manan^1,3, G.T. Paska^2,3, Bernard^2,3, R. Soewarno⁴, T.S. Asikin⁴, L. Gandaatmadja⁴, Mudjiono⁴

1Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung

2Program Studi Matematika Institut Teknologi Bandung

3Research Consortium OPPINET Institut Teknologi Bandung

4BOB PT. Bumi Siak Pusako – Pertamina Hulu

Abstrak

Pada operasi produksi di lapangan minyak, kadang dijumpai masalah dimana minyak yang dihasilkan mempunyai titik tuang tinggi. Transportasi minyak yang mempunyai titik tuang tinggi melalui pipa, memerlukan perhatian lebih karena minyak bisa mengalami penggumpalan akibat perpindahan panas dari minyak ke lingkungan. Mucharam dan Tobing [6] mengembangkan sebuah persamaan yang dapat digunakan untuk memprediksi penurunan tekanan dan temperatur aliran fluida, yang terdiri dari campuran minyak dan air, dalam pipa. Persamaan tersebut berbentuk implisit dimana parameter tekanan dan temperatur fluida saling mempengaruhi. Salah satu cara untuk mengatasi penurunan temperatur fluida adalah dengan memasang alat pemanas di sepanjang pipa.

Leksono Mucharam dkk [4] menambahkan sebuah persamaan untuk memodelkan kenaikan temperatur fluida akibat pemasangan alat pemanas. Pada penelitiannya, Leksono Mucharam dkk juga telah mengamati bahwa makin besar diameter pipa makin kecil penurunan tekanan dan makin besar penurunan temperatur. Penelitian ini dilakukan untuk mengamati pengaruh laju alir fluida terhadap penurunan tekanan dan temperatur. Dengan mengetahui besarnya penurunan tekanan dan temperatur untuk berbagai kondisi laju alir fluida,

maka dapat ditentukan diameter pipa optimum yang digunakan untuk transmisi minyak titik tuang tinggi.

Beberapa perubahan juga dilakukan terhadap model yang digunakan Leksono Mucharam dkk, antara lain dengan mengubah korelasi sifat-sifat fluida yang digunakan. Korelasi yang baru didasarkan pada pengelompokan data sifat-sifat fluida yang sudah terpublikasi berdasarkan rentang temperatur yang ada. Perubahan lain adalah perhitungan heat capacity minyak menggunakan korelasi Gambill. Satu contoh kasus hipotetik disimulasikan untuk mengetahui hasil perubahan model yang dilakukan dan mengetahui pangaruh laju alir fluida pada penurunan tekanan dan temperatur aliran. Hasilnya menunjukkan bahwa model yang baru lebih mendekati hasil perhitungan software komersial. Selain itu juga ditemukan adanya pengaruh laju alir fluida terhadap penurunan tekanan dan temperatur aliran yang akan berdampak pada pemilihan diameter pipa yang optimum.

Pendahuluan

Transportasi minyak dari sumur produksi menuju stasiun pengumpul dan dari stasiun

(2)

pengumpul menuju export station merupakan salah satu hal yang paling penting dalam industri perminyakan. Sumur-sumur produksi biasanya memiliki jarak yang cukup jauh antara sumur yang satu dengan yang lainnya. Oleh karena itu, akan lebih efektif jika dibangun satu atau beberapa stasiun pengumpul untuk beberapa lapangan produksi. Pada kasus ini, transportasi minyak menggunakan pipeline merupakan salah satu alternatif terbaik untuk mengirim minyak dari lapangan produksi menuju stasiun pengumpul dan dari stasiun pengumpul menuju export station.

Untuk minyak yang memiliki titik tuang rendah, transportasi minyak dari sumur produksi menuju stasiun pengumpul dan dari stasiun pengumpul menuju export station relatif sederhana karena kondisi aliran dapat diasumsikan isotermal, yaitu kondisi temperatur yang sama sepanjang aliran pipa. Akan tetapi, pada aliran minyak yang memiliki titik tuang tinggi, transportasi minyak menggunakan pipeline akan kompleks, karena alirannya tidak isotermal. Temperatur minyak akan turun di sepanjang aliran pipa karena adanya transfer panas dari minyak ke lingkungan.

Temperatur akan turun sampai di bawah titik tuang minyak dan akan menyebabkan aliran minyak terhenti akibat minyak berubah menjadi parafin.

Agar minyak dapat ditransportasikan dengan aman dari sumur produksi menuju stasiun pengumpul kemudian ke export station, maka temperatur minyak harus senantiasa berada di atas titik tuangnya. Salah satu cara untuk mempertahankan temperatur minyak tetap di atas titik tuangnya adalah dengan pemasangan alat pemanas.

Bagi operator lapangan minyak yang memiliki titik tuang tinggi, analisa yang baik mengenai masalah penurunan tekanan dan temperatur di sepanjang aliran dalam sistem jaringan pipa akan sangat membantu dalam memperkirakan ukuran diameter pipa, daya pompa serta jumlah panas yang dibutuhkan dan lokasi sistem pemanas untuk memastikan minyak akan mengalir ke tempat tujuan tanpa mengalami pembekuan, sehingga pada akhirnya diperoleh sistem transportasi minyak titik tuang tinggi yang paling ekonomis.

Metode

Profil Tekanan dan Temperatur

Model Perhitungan Penurunan Tekanan dan Temperatur.Model yang akan dikembangkan dalam penelitian ini bersifat non-isothermal. Artinya, perubahan temperatur fluida alir akibat transfer panas dengan lingkungan menjadi faktor yang penting dan menjadi bagian yang tak terpisahkan dengan faktor penurunan tekanan dalam pengembangan model untuk kasus aliran fluida dalam sistem jaringan pipa transmisi minyak titik tuang tinggi. Dengan mengasumsikan bahwa aliran campuran fluida dalam pipa adalah steady-state, persamaan distribusi tekanan dalam pipa dapat diturunkan dari persamaan kesetimbangan energi.

Dalam bentuk implisit, profil tekanan dapat dituliskan sebagai berikut

4 2

5

0 1

9.7 10

36.67 sin

^m ^m 0

m

f Q L

D

P P L

ρ

ρ α

⋅ − ⋅ ⋅ ⋅ ⋅

− + ⋅ ⋅ ⋅ +

= ⁽¹⁾

Persamaan profil temperatur juga diturunkan dari persamaan kesetimbangan energi. Dengan mengabaikan Joule-Thomson effect dan tidak melibatkan parameter molecular weight, persamaan profil temperatur dapat dirumuskan sebagai berikut

( )

2

1

2

1

2

exp 5280

ot in s

T T T C C L

C Ts C

C

= − + ⋅ − ⋅Δ ⋅ +

−

⎛ ⎞

⎜ ⎟

⎝ ⎠

(2)

dengan

1

sin 778.17 _p C

C α

= −

⋅ (3)

dan

2

1.119000055 _hm

m m pm

C D U

Q ρ C

= ⋅ ⋅

⋅

⎛ ⎞

⎜ ⎟

⎜ ⋅ ⎟

⎝ ⎠ ⁽⁴⁾

Perhitungan Sifat - sifat Fluida

Dengan mengasumsikan bahwa air terdistribusi seragam selama berada dalam sistem, sifat-sifat fluida dari campuran minyak dan air dapat direpresentasikan oleh rata-rata volumetriknya.

Akan tetapi, viskositas campuran minyak dan air tidak selalu linear terhadap fraksi volumetrik air.

(3)

1. Faktor Volume Formasi

Faktor volume formasi suatu fluida adalah parameter yang digunakan untuk konversi dari volume standar ke volume aktual atau in-situ pada sebarang tekanan dan temperatur dalam sistem.

Persamaan faktor volume formasi untuk minyak dan air diberikan di bawah ini.

a). Minyak

Metode Vasquez dan Beggs[2] digunakan untuk memperkirakan faktor volume formasi minyak sebagai fungsi dari specific gravitaty gas, API, gas terlarut dan temperatur. Persamaan tersebut adalah,

0 1 2

3

1 ( 60)

( 60)

g

s

API

B C Rs C T

C R T

λ

⎛ ⎞

= + ⋅ + ⋅ − ⋅⎜ ⎟+

⎝ ⎠

⎛ ⎞

⋅ ⋅ − ⋅⎜ ⎟

⎝ ⎠

(5)

dengan,

5 7 2

1

6 9 12 2

2

0.9911 6.35 10 8.5 10 1.903 10 3.497 10 4.57 10

C T T

C T

− −

− − −

= + ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅

= ⋅ − ⋅ + ⋅ ⋅

b). Air

Persamaan faktor volume formasi untuk air diambil dari HP Petroleum Fluids Pac sebagai berikut

(1 10 )4

w wp

B =B ⋅ + ⋅ ⋅X Y ⁻ (6)

dengan,

2

1 2 3

8 6 10

2 8 13

5 7 2

1

6 9 12 2

2

11 13

3

5.1 10 ( 60) (5.47 10 1.95 10 ) ( 60) ( 3.23 10 8.5 10 )

0.9911 6.35 10 8.5 10 1.903 10 3.947 10 4.57 10

5 10 6.429 10 Bwp C C P C P

X P T P

T P

C T T

C T

− − −

− −

− − −

− −

= + ⋅ + ⋅

= ⋅ ⋅ + − ⋅ ⋅ − ⋅ ⋅ +

− ⋅ − ⋅ + ⋅ ⋅

= + ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅

= ⋅ − ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅

= − ⋅ + ⋅ ⋅ −1.43 10⋅ ⁻¹⁵⋅T²

2. Densitas Campuran

Densitas campuran minyak dan air didefinisikan oleh persamaan berikut ini,

0 (1 )

m fw m fw

ρ =ρ ⋅ − +ρ ⋅ (7)

Dalam model ini, densitas fasa minyak ditentukan dengan menggunakan persamaan korelasi Standing [1], yang dapat ditulis sebagai berikut,

0

0 1.175

6.24

0.972 0.000147 (1.25 T)

ρ _{= ⎜}^⎛ ^⋅γ ^⎞_⎟

+ ⋅ ⋅

⎝ ⎠ ⁽⁸⁾

Persamaan di atas mendefinisikan densitas minyak sebagai fungsi dari temperatur.

Densitas air ditentukan oleh persamaan berikut [6],

6 ( 0.001996 ( 60 ) 1.2676 )

6.24 1.485 10 0.952 10

w

w T

P

ρ = ₋ ^⋅γ ₋ ₋

− ⋅ ⋅ + +

⎛ ⎞

⎜ ⎟

⎝ ⎠⁽⁹⁾

Dalam kasus ini, densitas air adalah fungsi dari tekanan dan temperatur .

3. Viskositas campuran

Dalam model ini, campuran minyak dan air diasumsikan dalam bentuk emulsi, yaitu bahwa hubungan antara viskositas campuran dan persentase air adalah non-linear. Korelasi yang digunakan dalam studi suatu lapangan minyak di Sumatera Selatan dapat dinyatakan sebagai berikut [6],

2 3

(1 20.6162 34.9295 13.184855 ) 0

w w w

m f f f

μ = + ⋅ − ⋅ + ⋅ ⋅μ (10)

Pada studi sebelumnya menggunakan korelasi Glasso untuk menentukan viskositas campuran, input yang diperlukan adalah fraksi volume air dan viskositas minyak. Pada studi kali ini viskositas minyak ditentukan dengan menerapkan korelasi Standing dan Beal, yang dapat ditulis sebagai berikut [1],

7

4.53

1.8 10 360

0.32 200

A

od API T

μ =^⎛⎜⎝ + ^⋅ ⁻ ^⎞⎟ ⎜⎠⋅^⎛⎝ − ^⎞⎟⎠ ⁽¹¹⁾

(4)

dimana,

(^{0.43 8.33/} )

10 ^API

A= ⁺

Untuk korelasi Standing

10^a ^b

ob od

μ

=

μ

(12)

Dengan,

7 4

5

3

(2.2 10 7.4 10 )

0.68 0.25 0.062

10 10 10

8.62 10 1.1 10 3.74 10

s s

c d e

s s

s

a R R

b

c R

d R

e R

− −

−

= ⋅ ⋅ ⋅ − ⋅

⎛ ⎞ ⎛ ⎞ ⎛ ⎞

=⎜⎝ ⎟ ⎜⎠ ⎝+ ⎟ ⎜⎠ ⎝+ ⎟⎠

= ⋅ ⋅

4. Sifat-sifat Termodinamika Campuran

Untuk menghitung penurunan tekanan dan temperatur, sifat-sifat termodinamika dari suatu campuran perlu dievaluasi. Sifat-sifat ini meliputi konduktifitas panas campuran (kfm), kapasitas panas campuran (Cpm), dan koefisien perpindahan panas campuran (Uhm). Nilai koefisien konduktivitas panas dari air adalah fungsi dari temperatur sistem. Dalam model ini, kfm ditentukan menggunakan persamaan korelasi perpindahan panas berikut ini [6],

) 10 1985 . 1 ( ) 10 7 ( 3243 .

0 x ⁴T x ⁶T²

kf_w = + ⁻ − ⁻ (13)

Koefisien konduktivitas panas dari minyak dianggap konstan terhadap perubahan tekanan dan temperatur. Oleh karena itu, nilai koefisien konduktivitas panas untuk campuran fluida bergantung pada fraksi volumetrik air dan temperatur, yang dapat ditulis sebagai berikut [6],

w w w o

m kf f kf f

kf = (1− )+ . (14)

Kapasitas panas minyak ditentukan dengan menggunakan persamaan korelasi Edmister.

Koefisien perpindahan panas untuk campuran (Uhm) diperlukan untuk menentukan kemampuan pipa untuk memindahkan panas dari fluida ke

lingkungan, atau sebaliknya. Dalam model ini, koefisien perpindahan panas diperoleh dengan menggunakan persamaan korelasi yang dikembangkan oleh Hignes, yang dapat ditulis sebagai berikut [4],

f p s

m h h h

Uh

1 1 1

1 = + + ₍₁₅₎

dengan,

) / 4 ln(

) / ( 24

OD Dc

OD h_s = k^s

) / ln(

) / ( 24

ID OD

OD h_p = k^p

8 . 0

.NRe

Ch h_f =

ID N

Ch kf^m

3 . 0

324 Pr

.

=0

m m m

kf

N Cp μ

419 .

Pr =2

Apabila pipa berada di atas permukaan tanah, maka transfer panas terjadi antara fluida alir dengan udara. Dalam hal ini digunakan persamaan perpindahan panas konveksi melalui udara sebagai berikut [4],

ID N h_a = kf^m ^Nu

dengan,

( )

[ ]

5 / 8 4 / 5

4 / 31 / 2

3 / 1 2 / 1

282000 1 Re

Pr / 4 . 0 1

Pr Re 62 . 3 0 .

0 ⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡ ⎟

⎠

⎜ ⎞

⎝ +⎛ + +

= ^D ^D

NNu

5. Model Faktor Gesekan

Pada penelitian ini digunakan persamaan faktor gesekan Jain sebagai berikut [5],

(5)

⎟⎟⎠

⎜⎜ ⎞

⎝

⎛ ε +

−

≡ 21₀25₉

2 14 1 1

,

NRe

, log D

f , ⁽¹⁶⁾

Persamaan tersebut berbentuk implisit dan diselesaikan dengan iterasi Newton Raphson.

6. Model Sistem Pemanas

Pada penelitian ini digunakan sistem pemanas model SECT (Skin Electrical Current Transient), dimana fluida alir dipanasi menggunakan alat seperti tube yang dialiri listrik dan terpasang (terinstall) kontinyu pada beberapa segmen pipa.

Dalam studi ini temperatur pemanas diatur antara rentang 135°F sampai 142°F. Prediksi profil temperatur aliran fluida akibat pemanasan dihitung menggunakan persamaan berikut ini [5],

, ( ) ,

m i m i

m m Heater

T x T q x

Q ρ Cp L

= +

⋅ ⋅ ⋅ ⁽¹⁷⁾

7. Model Perhitungan Daya Pompa

Daya pompa yang dibutuhkan untuk mentransportasikan minyak titik tuang tinggi dihitung dengan persamaan berikut ini [5],

SL E BL

Q BHP P

p

m + +

×

× Δ

= ⁻

10 550 3583 .

9 ³ (18)

8. Model Perhitungan Biaya

Secara garis besar, fungsi biaya total untuk membangun dan mengoperasikan suatu jaringan pipa transmisi minyak dapat dinyatakan dalam bentuk persamaan berikut [5],

[ ]

Pipe Pump Heater Pipe Pump Heater

Total Cost Investment Cost OperatingCost

+ +

=

+ ₍₁₉₎

Berdasarkan persamaan di atas maka dapat diturunkan komponen-komponen biaya untuk masing-masing unit cost seperti diuraikan di bawah ini.

a). Biaya Investasi Pipa

Biaya untuk pipa terdiri dari biaya investasi dan biaya operasi. Biaya investasi terdiri dari biaya untuk material pipa itu sendiri dan biaya konstruksi, sedangkan biaya operasi terdiri dari biaya untuk perawatan pipa.

pipe pipe

Pipe CIns Cost

CI = + ₍₂₀₎

Biaya untuk material pipa diberikan pada persamaan berikut ini,

( )

15.89

Pipe p

Cost = OD t t C− × ×L (21)

Sedangkan biaya konstruksi pipa diasumsikan sebanding dengan harga material pipa sebagai berikut,

Pipe p

Pipe R Cost

CIns = (22)

Total biaya investasi pipa adalah,

(

R

)

C L

(

OD t

)

t

CI_Pipe =15.89 1+ _p _p − (23)

b). Biaya Operasi Pipa

Pada penelitian ini diasumsikan biaya operasi pipa proporsional terhadap biaya investasi pipa berdasarkan persamaan berikut ini,

Pipe fp

Pipe C CI

OC = (24)

c). Biaya Investasi Pompa

Biaya investasi pompa bergantung pada daya yang digunakan. Makin besar daya maka makin besar pula biaya investasi yang diperlukan.

Biaya investasi pompa dihitung dengan persamaan berikut,

Pump hp

CI =P ×BHP ₍₂₅₎

(6)

d). Biaya Operasi Pompa

Biaya operasi pompa terdiri dari dua komponen utama, yaitu biaya listrik dan biaya perawatan. Biaya listrik berbanding lurus dengan daya yang digunakan, sedangkan biaya perawatan diasumsikan sebanding dengan biaya listrik.

Persamaan yang digunakan untuk perhitungan biaya operasi pompa adalah sebagai berikut,

(

_op

) ( )

_y _e

Pump P BHP H C

OC =1+ 0.746× (26)

e). Biaya Investasi Pemanas

Seperti halnya pada pompa, biaya investasi pemanas berbanding lurus dengan daya yang digunakan. Makin besar daya maka makin besar pula biaya investasi yang dibutuhkan. Selain itu, biaya investasi pemanas juga merupakan fungsi dari panjang pipa yang harus dipanasi. Biaya investasi pemanas dihitung dengan persamaan berikut ini,

Heater kW Heated

CI =P ×L (27)

f). Biaya Operasi Pemanas

Biaya operasi pemanas terdiri dari biaya listrik dan biaya perawatan. Biaya listrik berbanding lurus dengan daya yang digunakan, sedangkan biaya perawatan diasumsikan sebanding dengan biaya listrik. Persamaan yang digunakan untuk perhitungan biaya operasi pompa adalah sebagai berikut,

(

¹ op

)

y e

Heater

OC = +P ×Pow H C (28)

Prosedur Komputasi

Persamaan (1) dan (2) membentuk satu sistem persamaan dengan tekanan dan temperatur sebagai parameter utama. Persamaan tersebut dapat ditulis ulang menjadi,

⎥⎦

⎢ ⎤

⎣

=⎡

= ( , )

) , ) (

, ( ) ,

( G PT

T P G E

E T P

F ^T (29)

Dimana E(P,T) mewakili persamaan (1), bentuk implisit persamaan profil tekanan; G(P,T) mewakili persamaan (2), bentuk implisit persamaan profil temperatur.

Persamaan (29) digunakan untuk menghitung tekanan dan temperatur fluida alir yang dapat diselesaikan dengan menggunakan metode iterasi Newton-Raphson. Dengan metode ini, persamaan dapat ditulis dalam bentuk,

) , (

) ,

1 (

T P J

T P U F

Uⁿ⁺ = ⁿ− (30)

F(P,T) merupakan bentuk implisit dari sistem persamaan yang akan dipecahkan, sedangkan U adalah parameter tekanan dan temperatur. J(P,T) menggambarkan matriks Jacobian dari sistem persamaan. Matriks Jacobian didefinisikan sebagai berikut,

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡

∂

=

T G P G

T E P E T P

J( , ) (31)

Sehingga persamaan (29) dapat diperluas menjadi,

⎥⎦

⎢ ⎤

⎣

⎡

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡

∂

⎟ −

⎠

⎜ ⎞

⎝

=⎛

⎟⎠

⎜ ⎞

⎝

⎛

− +

) , (

1

T P G

T P E

T G P G

T E P E T

P T

P ⁿ ⁿ

(32)

Persamaan di atas merupakan persamaan yang digunakan untuk menghitung tekanan dan temperatur fluida alir secara simultan.

Prosedur perhitungan untuk menghitung distribusi tekanan dan temperatur sepanjang aliran pipa diberikan sebagai berikut:

[1] Asumsikan nilai tekanan dan temperatur di outlet adalah P1 dan T1.

[2] Hitung nilai temperatur dan tekanan rata – rata di setiap segmen pipa.

(7)

[3] Hitung properti fluida campuran menggunakan nilai tekanan dan temperatur rata – rata untuk setiap segmen.

[4] Lakukan iterasi untuk P dan T dengan menggunakan persamaan (32).

[5] Bandingkan nilai P dan T yang diperoleh dari langkah 4 menggunakan nilai yang diasumsikan pada langkah 1. Jika selisih nilainya lebih besar atau sama dengan nilai toleransi yang diberikan, ulangi perhitungan P dan T dari langkah 2 menggunakan nilai P1

dan T1 yang diperoleh langkah 4. Lanjutkan perhitungan hingga nilainya konvergen. Dalam makalah ini nilai toleransinya adalah sebesar 10^-4.

[6] Teruskan perhitungan untuk P dan T untuk segmen selanjutnya dengan menggunakan nilai P0 dan T0 yang sama dengan nilai P1 dan T1.

[7] Jika temperatur T1 mencapai nilai maskimum dari pemanas, tukar persaman (2) dengan persamaan (17). Perhitungan untuk P dan T seperti dengan langkah 5.

[8] Lanjutkan perhitungan yang sama untuk segmen selanjutnya menggunakan nilai P0

dan T0 yang sama dengan P1 dan T1.

Studi Kasus

Pada makalah ini disimulasikan dua studi kasus menggunakan data hipotetik. Kasus pertama ditujukan untuk perbandingan hasil perhitungan tekanan dan temperatur menggunakan model yang dikembangkan dalam makalah ini dengan hasil perhitungan software komersial. Data masukan untuk studi kasus yang pertama diberikan pada Tabel 1 sampai 3. Hasil simulasi adalah distribusi tekanan dan temperatur pada beberapa lokasi di pipa, diberikan pada Tabel 6.

Studi kasus yang kedua dilakukan untuk mengetahui pengaruh laju alir minyak pada optimasi diameter pipa transmisi minyak titik tuang tinggi.

Data masukan terdiri dari data konfigurasi jaringan

pipa diberikan pada Tabel 4 dan data masukan biaya diberikan pada Tabel 5. Pada keempat konfigurasi jaringan pipa tersebut dilakukan simulasi untuk empat kondisi laju alir minyak, yaitu berturut- turut 15,000; 20,000; 25,000 dan 30,000 bbl/hari.

Analisis dan Pembahasan

Hasil simulasi studi kasus pertama adalah perhitungan distribusi tekanan dan temperatur menggunakan metode lama dan metode yang baru (revisi). Hasilnya diberikan pada Tabel 6 dan 7.

Berdasarkan kedua tabel tersebut terlihat bahwa perhitungan distribusi tekanan dan temperatur menggunakan metode yang baru memberikan hasil yang lebih dekat dengan hasil perhitungan menggunakan software komersial dibanding metode sebelumnya. Perhitungan tekanan menggunakan persamaan yang telah direvisi memberikan perbedaan berturut-turut sebesar 2.26% dan 11.21% jika dibandingkan dengan software Pipephase dan Pipesim. Sedangkan metode yang lama memberikan perbedaan sebesar 11.18% dan 18.36%.

Perhitungan distribusi temperatur fluida menggunakan persamaan yang telah direvisi memberikan perbedaan sebesar 0.33 % dan 2.68%

jika dibandingkan dengan software Pipephase dan Pipesim. Sedangkan untuk temperatur yang dihitung menggunakan persamaan yang lama memberikan perbedaan sebesar 4.91 % dan 3.22%.

Perbandingan hasil perhitungan distribusi tekanan dan temperatur metode yang baru dengan kedua software komersial tersebut diperlihatkan pada Gambar 2 dan 3.

Hasil simulasi studi kasus kedua adalah estimasi biaya investasi dan operasi pembangunan suatu jaringan pipa transmisi minyak titik tuang tinggi yang diberikan pada Tabel 8 dan 9. Terlihat bahwa untuk semua nilai laju alir minyak, biaya investasi linear terhadap diameter pipa yang digunakan tetapi untuk biaya operasi tidak. Hal ini disebabkan karena untuk biaya investasi, komponen termahal adalah biaya investasi pipa dan pemanas dibanding pompa. Sementara biaya invetasi pipa

(8)

dan pemanas linear terhadap besarnya diameter pipa yang digunakan, sehingga makin besar diameter yang digunakan maka akan makin besar biaya investasinya. Dari sudut biaya investasi, maka terlihat bahwa biaya investasi termurah adalah pada sistem jaringan 1 dengan laju alir minyak sebesar 20,000 bbl/hari.

Sedangkan untuk biaya operasi tidak linear terhadap diameter pipa yang digunakan untuk tiap- tiap laju alir minyak yang ada. Hal ini dikarenakan komponen biaya operasi yang paling dominan adalah biaya listrik untuk pemanas. Konsumsi listrik pemanas akan makin besar apabila kehilangan temperatur makin besar. Sedangkan besarnya kehilangan temperatur tergantung pada laju alir minyak dan diameter yang digunakan. Pada laju alir tertentu, makin besar diameter pipa maka makin besar kehilangan temperaturnya. Sebaliknya, pada diameter tertentu, makin besar laju alir minyak, maka makin kecil kehilangan temperaturnya.

Sedangkan biaya operasi pipa linear terhadap diameter pipa yang digunakan, sementara biaya operasi pompa berbanding terbalik. Jadi ada 3 komponen biaya operasi yang saling mempengaruhi yang menyebabkan biaya operasi total tidal selalu linear terhadap diameter pipa yang digunakan. Pada studi kasus ini, biaya operasi termurah adalah pada sistem jaringan 2 dengan laju alir minyak sebesar 30,000 bbl/hari.

Berdasarkan estimasi biaya investasi dan operasi tersebut di atas, terlihat bahwa keputusan pemilihan diameter pipa yang mana yang akan dipilih sangat ditentukan oleh besarnya laju alir minyak. Di satu sisi perlu diperhatikan kemungkinan peningkatan laju alir minyak oleh aktivitas optimasi produksi atau pengembangan sumur/lapangan baru, tetapi di sisi yang lain juga harus memperhatikan penurunan laju alir minyak akibat penurunan alami produksi lapangan. Untuk itu hasil estimasi biaya tersebut perlu ditindaklanjuti sampai ke perhitungan keekonomian sehingga dapat membantu pengguna di lapangan untuk mengambil keputusan lebih cepat dan tepat.

Kesimpulan

Berdasarkan hasil simulasi di atas maka dapat ditarik beberapa kesimpulan sebagai berikut : 1. Model yang dikembangkan dalam makalah ini

dapat digunakan untuk memprediksi distribusi tekanan dan temperatur pada jaringan pipa minyak titik tuang tinggi yang dilengkapi dengan pemanas.

2. Perbaikan metode yang digunakan memberikan hasil perhitungan yang lebih dekat dengan software komersial dibandingkan metode lama.

3. Model yang dikembangkan pada makalah ini dapat digunakan untuk membuat estimasi biaya investasi dan operasi pembangunan suatu jaringan pipa minyak titik tuang tinggi yang dilengkapi dengan pemanas.

4. Biaya investasi untuk semua nilai laju alir minyak, berbanding lurus dengan diamterer pipa yang digunakan, sedangkan biaya operasi tidak.

5. Pemilihan diameter yang akan digunakan untuk pipa transmisi minyak titik tuang tinggi harus memperhatikan kemungkinan peningkatan dan penurunan produksi sehingga dapat ditentukan yang mana yang paling optimum.

Daftar Simbol

Cpm : Fluid heat capacity, BTU/lbm-^oF D : Pipe diameter, in.

f : Friction factor, dimensionless kfm : Fluid heat conductivity, BTU/h-ft-^oF L : Pipe length, ft

Heater

L : Heater length, ft

ODPipe

: Pipe outer diameter, in.

Po : Pipe outlet pressure, psia Pi : Pipe inlet pressure, psia Qm : Fluid flow rate, bpd q : Heat transfer rate, BTU/h Ts : Surrounding temperature, ôF To : Pipe outlet temperature, ôF Ti : Pipe inlet inlet, ôF

Uhm : Fluid overall heat transfer coefficient, BTU/ft².s.^oF

(9)

ρm : Fluid density, lbm/ft3 α : Elevation angle, derajat μod : Viscosity of the dead oil, cp μob : Viscosity of saturated oil, cp

i

Tm_,

: Fluid temperature at heater inlet, ^oF X : Distance from heater inlet, ft

Daftar Pustaka

[1]. Ahmed, T., “Hydrocarbon Phase Behavior”, Gulf Publishing Company, Houston, 1989.

[2]. Beggs, H. Dale, “Gas Production Operations”, Oil & Gas Consultant International Inc., Tulsa, 1985.

[3]. Incropera, Frank P. and DeWitt, David P.,

“Fundamentals of Heat and Mass Transfer”, John Wiley & Sons Inc., New York, 1996.

[4]. Leksono Mucharam, Septoratno Siregar, Darmadi, Musyoffi Yahya, Achirul Akbar :

“Optimization of Paraffinic Oil Transmission Pipeline Network Design; Simulation Approach”. The 32nd Annual IPA Convention

& Exhibition, Jakarta, 27 – 29 May 2008.

[5]. Leksono Mucharam, Kuntjoro A. Sidoarto, Darmadi, Achirul Akbar, Gilang T. Paska, Zainul Manan, “Modelling of Oil Water Flow in Complex Transmission Pipeline Network” RC- OPPINET 8^th Year Annual Report, Bandung, April 2009.

[6]. Mucharam, L., and Tobing, B.L., “The Development of an Implicit Flow Model for Predicting the Flow Performance of High

Viscosity Oil and Water in Pipelines” RC- IPA94-2.3-018, Jakarta, October, 1994.

(10)

Gambar 1. Jaringan pipa minyak Tabel 1. Data sifat-sifat termodinamika

Data Nilai Satuan

Konduktivitas panas

minyak 0.138 BTU/h.ft.°F

Konduktivitas panas

pipa 23.69 BTU/h.ft.°F

Koefisien panas

insulator 0.15 BTU/h.ft.°F

Kecepatan angin 4.56 ft/s

Tabel 2. Data – data pada source dan sink

Source/Sink Laju alir minyak

(bbl/hari) SG minyak Water Cut (%)

Temperatur (°F)

Tekanan (psia)

Source-1 15,000 0.8412 0.05 177 -

Source-2 15,000 0.8311 0.05 156 -

Sink 30,000 - - - 20

Tabel 3. Data – data geometri pipa

Segmen Pipa Diameter Dalam Pipa(inch)

Ketebalan Dinding Pipa

(inch)

Ketebalan Insulator

(inch)

Kekasaran Absolut (in)

Panjang Pipa (km)

S1‐J ^{10 0.375}²^0.0018^34.0

S2‐J ^{8 0.375}²^0.0018^0.1

J‐Sink ^{12 0.375}²^0.0018^20.0

(11)

Tabel 4. Data biaya studi kasus 2

Data Nilai Satuan

Pipe Instalation/Pipe Cost, Rp 1.4 Fraction

Pipe Cost, Cp 2,000 US$/Ton

Ratio Pipe Operation Cost vs Investment Cost, Cfp

0.05 Fraction

Pump's Price, Php 1,200 US$/HP

Heater’s Price, PkW 100,000 US$/km

Bearing Losses, BL 30 HP

Seal Losses, SL 20 HP

Non Electricity Cost vs Electricity Cost, Pop 0.1 Fraction

Electricity Price, Ce 0.1 US$/ kWh

Time of Operation, Hy 8760 hours

Pump Efficiency, Ep 0.8 Fraction

Heater Power 100 kW

Tabel 5. Data jaringan pipa studi kasus 2

S1-N1 S2-N1 N1-Sink

Jaringan Diameter Dalam (in.)

Diameter Luar(in.)

Diameter Dalam (in.)

1 6 6.625 6 6.625 8 8.644

2 6 6.625 6 6.625 10.020 10.75

3 7.981 8.625 7.981 8.625 10.020 10.75

4 7.981 8.625 7.981 8.625 12 12.75

(12)

Tabel 6. Hasil perhitungan distribusi tekanan dan temperatur metode lama

Parameter Lokasi OWFNet Pipephase Perbedaan (%) Pipesim Perbedaan (%)

Source 1 104.79 128.75 18.610 161 34.913

Source 2 73.472 68.45 7.337 82 10.400

Junction 73.16 67.99 7.604 81.08 9.768

Outlet 20 20 - 20 -

Tekanan (psia)

Perbedaan Rata-rata 11.184 18.360

Source 1 177 177 - 177 -

Source 2 156 156 - 156 -

Junction 111.51 114.08 2.253 112 0.437

Outlet 70.503 76.28 7.573 75 5.996

Temperatur (F)

Tabel 7. Hasil perhitungan distribusi tekanan dan temperatur metode baru

Parameter Lokasi OWFNet Pipephase Perbedaan (%) Pipesim Perbedaan (%)

Source 1 126.53 124.64 1.516 146 13.336

Source 2 68.943 67.2 2.594 77 10.464

Junction 68.523 66.74 2.672 76 9.838

Outlet 20 20 - 20 -

Tekanan (psia)

Source 1 177 177 - 177 -

Source 2 156 156 - 156 -

Junction 118.05 118.83 0.656 116 1.767

Sink 90.125 90.13 0.006 87 3.592

Temperatur (F)

(13)

Gambar 2. Hasil perhitungan tekanan

Gambar 3. Hasil perhitungan temperatur

(14)

Tabel 8. Hasil perhitungan biaya investasi

Biaya Investasi (US$) No.

Laju Alir Minyak

(bbl/hari) Network 1 Network 2 Network 3 Network 4 1 15,000 14,219,335 15,859,319 17,819,095 19,113,129 2 20,000 14,165,475 15,752,074 17,712,500 18,989,121 3 25,000 14,208,174 15,706,357 17,629,167 18,881,326 4 30,000 14,375,564 15,741,038 17,585,102 18,797,023

Tabel 9. Hasil perhitungan biaya operasi

Biaya Operasi (US$/Year) No.

Laju Alir Minyak

(bbl/hari) Network 1 Network 2 Network 3 Network 4 1 15,000 5,184,845 5,244,189 5,471,899 5,528,981 2 20,000 5,068,114 5,097,824 5,350,557 5,397,210 3 25,000 5,004,532 4,984,797 5,240,809 5,273,979 4 30,000 5,009,779 4,916,410 5,155,754 5,164,820