1
STUDI PENGARUH KOMPOSISI, KONDISI OPERASI, DAN
KARAKTERISTIK GEOMETRI PIPA TERHADAP PEMBENTUKAN
KONDENSAT DI PIPA TRANSMISI GAS BASAH
The Study of Composition, Operation Condition, and Pipe Characteristic Effect to Liquid
Hold Up Built in Wet Gas Pipeline
Oleh : Luthfan Riandy*
Sari
Aliran multifasa merupakan fenomena yang sering terjadi di dalam pipa. Hal ini terjadi karena penurunan temperatur dan tekanan di sepanjang pipa tersebut. Fenomena ini seringkali menimbulkan masalah bagi operator, karena adanya kedua fasa tersebut di dalam pipa akan mengganggu proses aliran itu sendiri, seperti misalnya pembentukan kondensat liquid di sepanjang pipa gas basah. Kondensasi liquid biasanya terjadi karena multi komponen yang terkandung dalam wet gas di samping variasi tekanan dan temperatur yang terjadi di dalam pipa. Pembentukan kondensat yang terjadi di dalam pipa dapat meningkatkan penurunan tekanan dan akan mengurangi ruang yang ditempati gas di dalam pipa.
Untuk mengurangi permasalahan yang ditimbulkan akibat pembentukan liquid, maka simulasi perlu dilakukan untuk memprediksi proses kondensasi di pipa. Beberapa variasi komposisi wet gas, variasi rate, dan variasi karakteristik pipa seperti panjang dan diameter pipa, serta perubahan elevasi pipa telah dilakukan untuk mempelajari seberapa besar pengaruh hal-hal tersebut terhadap pembentukan liquid hold up. Hal ini berguna bagi engineer untuk memperkecil resiko terbentuknya liquid hold up di lapangan.
Kata kunci : wet gas, liquid hold up, tekanan, temperatur, komposisi Abstract
Multiphase flow phenomenon can be occurred in several hydrocarbon production systems. This is happened due to the temperature and pressure declines along the pipe. This phenomenon often causes a lot of problems to operator due to the liquid condensate built inside the wet gas pipeline. Liquid condensation is occurred by the multi component contained in the wet gas in addition to pressure and temperature variation. That condensation will raise the pressure difference and reduce the gas space inside the pipe.
To minimize the problem caused by high liquid hold up inventory, a good simulation must be conducted to predict the gas condensation in pipeline. Some variation of the wet gas composition, rate and pipe characteristic such as length and pipe diameter as well as pipe elevation varied in aim to study the effect of those variations to liquid hold up fraction. This information will be helpful for engineer to minimize the risk of liquid hold up built inside wet gas pipelines.
Keywords : wet gas, liquid hold up, pressure profile, temperature profile, composition
* Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB
I. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang
Kondensasi, proses perubahan fasa dari gas menjadi liquid sebagian, merupakan proses yang sering terjadi pada wet gas pipeline. Hal ini dikarenakan adanya penurunan nilai tekanan dan temperatur di sepanjang pipa. Penurunan tekanan dapat diakibatkan oleh kerja yang dilakukan untuk mengatasi friksi, dan perubahan energi potensial untuk mengatasi gaya gravitasi. Sedangkan penurunan temperatur dapat
diakibatkan oleh transfer panas yang terjadi antara lingkungan dan fluida itu sendiri. Heat transfer yang terjadi ditentukan oleh gradien temperatur antara fluida dan lingkungan sekitarnya. Dengan meningkatnya penurunan temperatur fluida di pipa maka kemungkinan kondensasi liquid akan semakin tinggi. Sehingga semakin besar penurunan temperatur dan tekanan yang terjadi, semakin besar pula jumlah liquid hold up/kondensat yang terbentuk seperti yang terlihat pada Gambar 1.1.
2
Gambar 1.1 Diagram P-T Wet Gas1
Komposisi juga memegang peranan penting dalam pembentukan kondensat. Semakin banyak jumlah fraksi berat, maka semakin besar kemungkinan terbentuknya liquid hold up. Berdasarkan buku Petroleum Fluids William D. McCain,Jr, komposisi wet gas adalah metana dengan jumlah intermediate dan molekul hidrokarbon lebih berat yang lebih banyak. Oleh karena itu, pada studi ini akan dipelajari hubungan komposisi terhadap fraksi liquid hold up yang terbentuk.
Selain temperatur, tekanan dan komposisi fluida, besar nilai laju aliran juga berpengaruh terhadap pembentukan liquid hold up. Variasi juga dilakukan terhadap nilai rate sehingga terlihat pengaruh nilai rate terhadap fraksi liquid hold up yang terbentuk. Panjang pipa yang digunakan serta diameter pipa tersebut menjadi parameter yang penting dalam pembentukan fraksi liquid hold up. Hubungan antara pengaruh panjang pipa dan diameter terhadap liquid hold up akan dijabarkan pada bagian III.
Prediksi pembentukan kondensate pada pipa wet gas ini disimulasikan secara non-isothermal dengan menggunakan software Pipephase. Dengan simulator ini dapat diramalkan distribusi liquid di tiap segmen pipa serta distribusi tekanan dan pola aliran yang terjadi di dalam pipa. Dari data distribusi liquid hold up sepanjang pipa maka dapat diperkirakan jumlah akumulasi total kondensat yang dihasilkan. Selain itu dari hasil simulasi dapat dilihat pengaruh perubahan rate gas terhadap laju pembentukan kondensat di dalam pipa.
1.2 Tujuan
Tujuan studi ini adalah untuk mempelajari pengaruh komposisi komponen, karakteristik geometri pipa (panjang dan diameter pipa) dan kondisi operasi (laju alir, tekanan, dan temperatur) terhadap pembentukan fraksi liquid hold up.
1.3 Batasan Kajian
Pada kajian ini hanya dilakukan pembahasan pada keadaan saat satu nilai parameter divariasikan sedangkan nilai parameter lain tidak diubah atau diasumsikan tetap.
II. TEORI DASAR 2.1 Dry Gas
Dry gas atau gas kering adalah gas yang memiliki komponen fraksi ringan yang cukup banyak. Kandungan utamanya adalah metana dengan beberapa fraksi medium.
Fluida gas kering selalu berada di dalam fasa gas baik di dalam reservoir maupun di dalam separator. Berikut adalah diagram P-T untuk dry gas pada Gambar 1.2.
Gambar 1.2 Diagram P-T Dry Gas1
Jumlah fraksi dry gas baik di permukaan maupun di reservoir tidak berubah. Fraksi heptana plus kurang lebih dari 0.7 %. GOR dry gas 100000 scf/STB.
2.2 Wet Gas
Wet gas adalah gas yang memiliki fraksi medium dan berat lebih banyak daripada dry. Hal ini memungkinkan terbentuknya liquid hold up.
3
Fluida wet gas selalu berada dalam fasa gas di dalam reservoir, tetapi ketika mengalami penurunan tekanan di dalam separator, sebagian gas mengalami kondensasi membentuk kondensat dan gas dari reservoir wet gas dinamakan condensat gas. Gambar 1.1 adalah diagram fasa wet gas.
2.3 Equation
Pada kajian ini digunakan Panhandle B equation yang digunakan untuk menghitung flow index.
Berikut adalah rumus panhandle B dalam USCS unit:
53 . 2 51 . 0 961 . 0 2 2 2 1 02 . 1
737
D
Z
L
T
G
P
P
P
T
E
Q
e f b b⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
=
Keterangan :Q = volume flow rate, standard ft3/day E = pipeline efficiency, nilai kurang dari 1.0
Pb = base pressure, psia
Tb = base temperature, oR ( 460 + oF) P1 = upstream pressure, psia P2 = downstream pressure, psia G = gas gravity (udara = 1.00)
Tf = average gas flow temperature oR (460+oF) Le = equivalent length of pipe segment, mi Z = gas compressibility factor, dimensionless D = pipe inside diameter, in.
Perhitungan flow index (FI) didapat berdasarkan rumus di atas. 51 . 0 2 2 2 1
)
(
P
P
Q
FI
−
=
Nilai flow index menggambarkan kemampuan pipa mengalirkan gas. Dalam studi ini akan ditinjau pengaruh liquid hold up yang terbentuk terhadap nilai FI di berbagai variasi parameter.
III. STUDI 3.1 Input Data
Data komposisi yang digunakan pada studi ini adalah sebagai berikut (Tabel 3.1):
Tabel 3.1 Data Komposisi
Komposisi I II III IV Fraksi (%) (%) (%) (%) Ringan 94.557 84.557 82.88 78.33 Medium 5.423 14.798 16.52 21.23 Berat 0 0.645 0.603 0.44 MW 17.70 20.34 20.70 21.86 Keterangan:
Komposisi I adalah dry gas, Komp II – IV adalah wet gas.
Variasi data laju alir yang digunakan adalah 400 MMSCFD sampai 1000 MMSCFD dengan interval 100 MMSCFD.
Variasi data diameter yang digunakan adalah 29,376 in sampai 39,376 in dengan interval sebesar 2 in. Variasi data panjang pipa adalah 50 km sampai 300 km dengan interval 50 km.
Variasi elevasi yang digunakan adalah 5, 10, 25, 50, dan 100 m.
P Oulet diasumsikan tetap yaitu sebesar 614.7 psia. Saat satu nilai parameter divariasikan, nilai parameter lain tidak diubah atau diasumsikan tetap Nilai-nilai yang diasumsikan tetap antara lain:
1. Komposisi III
2. Laju alir sebesar 400 MMSCFD 3. Diameter sebesar 39.376 in 4. Panjang pipa sebesar 100 km 5. Perubahan elevasi sebesar 0 m.
Data-data tersebut digunakan sebagai input software Pipephase.
3.2 Hasil Prediksi
Berdasarkan input data yang dimasukkan dalam software Pipephase. Berikut adalah hasil prediksi yang didapat.
Berdasarkan perubahan nilai komposisi, liquid hold up terbentuk seperti yang terlihat pada tabel berikut (Tabel 3.2):
Tabel 3.2 Hasil prediksi untuk variasi komposisi Komposisi MW HL (fraksi) I 17.70 0 II 20.34 0.005 III 20.70 0.005 IV 21.86 0.009
Berdasarkan perubahan rate sebesar 100 MMSCFD yaitu dengan input rate sebesar 400, 500, 600, 700, 800, 900, 1000 MMSCFD didapatkan perkiraan nilai
4
liquid hold up yang terbentuk seperti yang terdapat pada tabel berikut (Tabel 3.3 dan Tabel 3.4):
Tabel 3.3 Hasil prediksi untuk variasi rate pada komposisi I ( dry gas )
Gas Flow P1 (MMSCFD) (psig) 400 640.24 500 661.44 600 686.37 700 714.54 800 745.49 900 778.97 1000 814.50 Dry gas tidak membentuk liquid hold up.
Tabel 3.4 Hasil prediksi untuk variasi rate pada komposisi II ( wet gas )
Gas Flow P1 HL HL (MMSCFD) (psig) (bbl) (fraksi) 400 643.60 1,421.59 0.0053 500 666.57 1,298.55 0.0049 600 693.33 1,306.88 0.0049 700 723.41 1,370.87 0.0051 800 756.52 1,461.85 0.0054 900 792.16 1,574.08 0.0058 1000 830.01 1,714.11 0.0063
Berdasarkan perubahan diameter sebesar 2 in MMSCFD yaitu dengan input rate sebesar 29.376, 31.376, 33.376, 35.376, 37.376, 39.376 in didapatkan perkiraan nilai liquid hold up yang terbentuk seperti yang terdapat pada tabel berikut (Tabel 3.5 dan Tabel 3.6):
Tabel 3.5 Hasil prediksi untuk variasi diameter pada komposisi I ( dry gas )
Diameter P1 (in) (psig) 29.376 762.88 31.376 720.28 33.376 689.86 35.376 667.93 37.376 651.95 39.376 640.24
Tabel 3.6 Hasil prediksi untuk variasi diameter pada komposisi II ( wet gas )
Diameter P1 HL HL
(in) (psig) (bbl) (fraksi)
29.376 774.97 1,122.77 0.00706 31.376 729.59 1,142.03 0.00641 33.376 697.12 1,161.60 0.00585 35.376 673.52 1,207.74 0.00549 37.376 656.34 1,302.48 0.00537 39.376 643.60 1,421.59 0.00532
Variasi panjang pipa sebesar 50 km akan menambah liquid hold up yang terbentuk seperti yang tertera pada tabel berikut (Tabel 3.7 dan Tabel 3.8):
Tabel 3.7 Hasil prediksi untuk variasi panjang pipa pada komposisi I ( dry gas )
Length P1 (km) (psig) 50 620.69 100 640.24 150 658.74 200 676.52 250 693.63 300 710.16 Tabel 3.8 Hasil prediksi untuk variasi panjang pipa
pada komposisi II ( wet gas )
Length P1 HL HL (km) (psig) (bbl) (fraksi) 50 622.61 254.81 0.00206 100 643.60 1,421.59 0.00532 150 663.59 3,229.14 0.00761 200 682.58 5,645.99 0.00938 250 700.91 8,533.25 0.01096 300 718.58 11,824.86 0.01229
Perubahan elevasi memiliki pengaruh terhadap liquid hold up. Hal ini terlihat pada perubahan liquid hold up dalam tabel berikut (Tabel 3.9 dan Tabel 3.10):
Tabel 3.9 Hasil prediksi untuk variasi elevasi pipa pada komposisi I ( dry gas )
Elevasi P1
(m) (psig) 5 640.49
5
10 640.72 25 641.40 50 642.55 100 644.85 Tabel 3.10 Hasil prediksi untuk variasi elevasi pipa
pada komposisi II ( wet gas )
Elevasi P1 HL HL (m) (psig) (bbl) (fraksi) 5 643.90 1,429.75 0.00535 10 644.18 1,437.60 0.00538 25 645.02 1,461.48 0.00547 50 646.43 1,502.44 0.00561 100 649.25 1,589.12 0.00592
3.3 Perhitungan Flow Index
Hasil perhitungan nilai FI bervariasi terhadap perubahan tekanan dan nilai laju alir.
Contoh perhitungan :
Perhitungan nilai flow index untuk rate yang bervariasi :
Pada komposisi I dan III, dengan nilai rate 400 MMSCFD, diameter 39.376 in, panjang pipa 100 km FI wet gas : 51 . 0 2 6 51 . 0 2 2 2 1 ((640.24 14.7) (600 14.7)) 10 400 ) ( + − + × = − = P P Q FI = 1535556 scf/psi1.02 FI dry gas: 51 . 0 2 6 51 . 0 2 2 2 1 ((610.44 14.7) (600 14.7)) 10 400 ) ( + − + × = − = P P Q FI = 1599473scf/psi1.02
Untuk laju alir yang berubah-ubah nilai FI adalah sebagai berikut ini (Tabel 3.11).
Tabel 3.11 Hasil perhitungan untuk variasi rate
Q (SCFD) P1 FI FI
(psia) Dry Gas Wet Gas 5.00E+08 681.27 1586078.84 1519412.29 6.00E+08 708.03 1584224.39 1518742.87 7.00E+08 738.11 1583245.7 1519062.16 8.00E+08 771.22 1583155.2 1519052.14 9.00E+08 806.86 1583016.5 1519372.32 1.00E+09 844.71 1583479.72 1519763.23
Untuk nilai laju alir tetap dan perubahan tekanan akibat perubahan komposisi, nilai Flow Indexnya adalah seperti yang tertera pada tabel berikut (Tabel 3.12).
Tabel 3.12 Hasil perhitungan untuk variasi komposisi Komposisi P1 (psig) FI I 640.24 1587776 II 643.18 1522180 III 643.60 1529947 IV 644.84 1499844 P2 = 614.7 psi
Perubahan ukuran diameter akan berakibat pada perubahan nilai ∆P sehingga nilai FI berubah. Perubahan nilai FI akibat diameter terlihat pada tabel berikut ini (Tabel 3.13).
Tabel 3.13 Hasil perhitungan untuk variasi diameter
Diameter P1 FI FI
(in) (psia) Dry Gas Wet Gas 29.376 762.88 742522.9 712733.2 31.376 720.28 880510.5 844702.4 33.376 689.86 1033648 990740.2 35.376 667.93 1202419 1152394 37.376 651.95 1387461 1328848 39.376 640.24 1587776 1522180 P2 = 614.7 psi
Variasi nilai FI akibat variasi panjang pipa adalah sebagai berikut (Tabel 3.14):
Tabel 3.14 Hasil perhitungan untuk variasi panjang pipa
Length P1 FI FI
(km) (psia) Dry Gas Wet Gas 50 622.61 2247063.779 2145992.229 100 643.60 1587775.615 1522179.993 150 663.59 1299623.634 1245731.442 200 682.58 1127775.3 1082235.209 250 700.91 1010754.807 970147.6576 300 718.58 924439.76 887516.71 P2 = 614.7 psi
6
Nilai elevasi pipa memiliki pengaruh terhadap nilai FI. Dapat dilihat pada tabel berikut (Tabel 3.15):
Tabel 3.15 Hasil perhitungan untuk variasi perubahan elevasi pipa
Elevasi P1 FI FI
(m) (psia) Dry Gas Wet Gas
5 643.90 1582712.386 1516661.576 10 644.18 1578036.364 1511569.275 25 645.02 1564226.441 1496556.208 50 646.43 1541908.969 1472374.164 100 649.25 1499702.137 1427237.579 P2 = 614.7 psi IV. PEMBAHASAN
Meninjau nilai liquid hold up yang didapat dari output software Pipephase, apabila dibandingkan dengan kenaikan jumlah fraksi medium dan fraksi beratnya, kenaikan jumlah fraksi tersebut secara signifikan akan memperbesar nilai liquid hold upnya. Hal ini dapat dilihat pada Gambar 4.1.
Gambar 4.1
Apabila ditinjau dari variasi nilai ratenya, nilai liquid hold up akan cenderung meningkat seiring dengan kenaikan nilai rate. Hal ini disebabkan volume wet gas per satuan waktu yang semakin besar dan kenaikan ∆P. Hal ini dapat dilihat pada Gambar 4.2.
Gambar 4.2
Nilai liquid hold up berkurang seiring dengan kenaikan ukuran diameter pipa dikarenakan ∆P dan ∆T yang semakin berkurang Hal ini dapat dilihat pada Gambar 4.3.
Gambar 4.3
Nilai liquid hold up membesar seiring dengan semakin panjangnya pipa. Hal ini dikarenakan semakin panjang pipa semakin besar penurunan tekanan dan temperatur yang dialami gas sehingga liquid hold up yang terbentuk semakin banyak. Hal ini dapat dilihat pada Gambar 4.4.
7
Gambar 4.4
Nilai liquid hold up akan membesar seiring dengan kenaikan elevasi. Hal ini juga dikarenakan adanya peningkatan ∆P dan ∆T. Hal ini dapat dilihat pada Gambar 4.5.
Gambar 4.5
Mengenai hasil perhitungan nilai Flow Index, nilai Flow Index hanya dipengaruhi oleh besar laju alir dan besar perubahan tekanan seperti pada persamaan FI. Nilai-nilai parameter secara tidak langsung mempengaruhi FI dikarenakan hubungan parameter-parameter tersebut dengan ∆P seperti yang telah dibahas pada pembahasan liquid hold up.
Nilai FI untuk perubahan komposisi adalah menurun 0.5 – 0.9. Hal ini dikarenakan kenaikan ∆P akibat penambahan liquid hold up yang terbentuk. Hal ini dapat dilihat pada Gambar 4.6.
Gambar 4.6
Penambahan nilai laju alir seiring dengan penambahan ∆P mengakibatkan kecenderungan nilai FI yang stabil dikarenakan penambahan nilai liquid hold up yang tidak begitu signifikan. Hal ini nampak pada Gambar 4.7.
Gambar 4.7
Pada Gambar 4.8 terlihat bahwa nilai liquid hold up menurun mengakibatkan peningkatan nilai ∆P sehingga nilai FI meningkat.
8
Gambar 4.8
Secara garis besar, semakin panjang pipa alir, semakin besar nilai liquid hold up yang terbentuk. Hal ini mengakibatkan bertambahnya nilai ∆P sehingga nilai FI menurun. Hal ini dapat dilihat pada Gambar 4.9.
Gambar 4.9
Pengaruh perubahan elevasi terhadap nilai FI adalah berbanding terbalik, yaitu, semakin besar elevasinya, semakin kecil nilai FI yang didapat. Hal ini disebabkan adanya kenaikan ∆P. Hal ini dapat dilihat pada Gambar 4.10.
Gambar 4.10
Apabila dibandingkan dengan nilai Flow Index dry gas, nilai Flow Index wet gas selalu di bawah nilai Flow Index dry gas. Hal ini menunjukkan bahwa adanya liquid hold up berpengaruh terhadap kemampuan pipa untuk mengalirkan fluida seperti yang terlihat pada Gambar 4.6 – 4.10.
V. KESIMPULAN
1. Komposisi, geometri pipa dan kondisi operasi mempunyai pengaruh terhadap nilai liquid hold up yang terbentuk dalam pipa transmisi gas basah.
2. Semakin besar komposisi fraksi medium dan fraksi beratnya, semakin besar liquid hold up yang terbentuk.
3. Semakin besar nilai diameter mengakibatkan penurunan liquid hold up .
4. Semakin panjang pipa, semakin besar nilai liquid hold up yang terbentuk.
5. Semakin besar elevasi, semakin besar nilai liquid hold up yang terbentuk.
6. Semakin besar laju alir, nilai liquid hold up cenderung meningkat.
7. Pada laju alir konstan, nilai FI dipengaruhi oleh perubahan tekanan akibat perubahan parameter.
9
VI. SARAN1. Dibutuhkan penelitian lebih lanjut mengenai pipa dan proses dalam pipa apabila hendak ditelaah lebih jauh mengenai pengaruh geometri pipa dan laju alir terhadap nilai FI.
2. Dapat dilakukan uji sensitivitas dengan range nilai yang lebih luas untuk komposisi, geometri pipa, dan laju alir terhadap kemungkinan pembentukan liquid hold up sehingga didapatkan hasil yang lebih optimal.
VII. NOMENCLATURE FI : Flow Index
HL : Liquid Hold Up
MW : Molecular Weight
Q : Rate / Laju Alir
VIII. DAFTAR PUSTAKA
1. McCain Jr. W. D., “The Petroleum Fluids”, Pennwell Books, Tulsa: 1990.
2. McAllister E. W., “Pipeline Rules of Thumb Handbook”, Gulf Professional Publishing, Boston: 2002.
3. “Pipeline Design for Hydrocarbon Gases and Liquids”, American Society of Civil Engineers, New York, 1975.
4. “Steady Flow in Gas Pipelines”, Contract Report No. 10, July 1965, Pipeline Research Council International, Houston, TX, 1965.
