BAB I PENDAHULUAN I.1. Latar Belakang
UBEP Ramba mencapai produksi harian berkisar 5200 BOPD. Jumlah produksi tersebut merupakan akumulasi dari nilai produksi total 5 lapangan, yaitu Ramba, Mangunjaya, Bentayan, Kluang, dan Tanjung Laban. Sekitar 30% dari nilai produksi total tersebut dihasilkan oleh Field Ramba yang saat ini mencapai 1500 BOPD.
Sumbangsih terbesar di field Ramba dihasilkan oleh sumur-sumur di area North Ramba dengan nilai produksi sekitar 1000 barel minyak per hari. Area North Ramba terletak tiga kilometer di sebelah utara stasiun pengumpul Central Ramba dengan jumlah 22 sumur. Minyak dari sumur-sumur ini dialirkan ke central ramba melalui satu trunkline panjang hingga ke manifold di Central Ramba.
Mayoritas sumur-sumur yang ada di North Ramba menggunakan Electric Submersible Pump (ESP) untuk mengangkat minyak dari sumur ke permukaan. Karena itu jika terjadi gangguan pada jaringan listrik, maka pasokan minyak dari North ke Central Ramba akan terhambat, sehingga terjadi penurunan nilai produksi. Jika terjadi trip listrik di area ini dan aliran minyak dari sumur sempat terhenti, maka untuk mengalirkan minyak seperti sedia kala dibutuhkan sejumlah waktu sehingga jumlah kehilangan produksi perharinya akan cukup signifikan. Jumlah penurunan produksi harian di Ramba bila terjadi trip listrik di area North bisa mencapai lebih dari 100 barel untuk trip dibawah satu jam.
Pada bulan Desember 2012 sempat terjadi trip selama delapan jam sehingga menyebabkan penurunan produksi hingga 681 barel minyak pada hari itu. Nilai produksi normal baru kembali setelah empat hari sejak terjadinya trip, sehingga bila diakumulasikan kehilangan produksi selama empat hari mencapai 1897 barel. Jika dihitung secara matematis, seharusnya nilai kehilangan produksi hanya sejumlah nilai produksi selama trip terjadi, yaitu delapan jam saja. Namun fenomena yang terjadi adalah kehilangan produksi saat itu sebanding dengan kehilangan produksi sehari North Ramba.
I.2. Ruang Lingkup
Ruang lingkup dari penulisan KKW ini terbatas pada analisa kehilangan produksi akibat terhentinya sumur-sumur di North Ramba karena trip listrik, dan fenomena yang mungkin menyebabkannya serta strategi perbaikan untuk permasalahan tersebut.
I.3. Maksud dan Tujuan
Maksud dan tujuan dari penulisan ini adalah:
• Memaparkan dampak kehilangan produksi akibat terhentinya pasokan dari North Ramba.
• Menemukan modus permasalahan dan penyebabnya.
• Memberikan dasar pertimbangan untuk melakukan perbaikan ataupun modifikasi pada sistem transportasi minyak dari North ke Central Ramba.
I.4. Metode Pendekatan
Penulis mempelajari literatur-literatur (studi pustaka) yang berhubungan dengan sistem produksi dan transportasi minyak dari sumur ke stasiun pengumpul serta melakukan pengumpulan data melalui berbagai sumber, baik data di lapangan maupun dari staff pangelolaan alat, Fungsi Renops, Fungsi Operation, Fungsi TPF, internet dan berbagai sumber lain. Untuk mempermudah analisa dan pembahasan, dilakukan beberapa pembatasan, yaitu :
1. Data produksi mengacu hanya pada tahun 2012
2. Kehilangan produksi mengacu pada permasalahan trip listrik yang terbatas hanya pada kejadian di tahun 2012
3. Panjang trunkline diukur melalui peta dari TPF dan dianggap horizontal sepenuhnya
4. Beberapa data teknis yang tidak dapat diperoleh di lapangan merupakan asumsi dengan pendekatan yang dianggap valid
I.5. Sistematika Penulisan
Tulisan ini akan disusun sedemikian rupa sehingga menyajikan paparan yang menarik dan komprehensif sebagai berikut:
2. Bab II - Identifikasi permasalahan berisi tentang deskripsi keadaan, data produksi minyak, dimensi permasalahan, dan perumusan pokok permasalahan.
3. Bab III - Pembahasan masalah berisi tentang interpretasi data, informasi, dan analisa penyebab permasalahan yang terjadi, serta perbaikan dan modifikasi yang mungkin dilakukan.
BAB II
IDENTIFIKASI PERMASALAHAN
II.1. Alur Produksi Minyak dari North Ramba
Produksi minyak dari North Ramba dihasilkan oleh 22 sumur. Data dari well tes per akhir Januari 2013 menunjukkan data sebagai berikut.
WELL STA ZONE DATE HRS BOPD BWPD WC MCFD
23t/c ESP brf/taf B/b 22-Jan-13 24:00 85 2,505 97.35 0
39t RP taf 17-Jan-13 12:00 80 400 83.25% 0
40 ESP brf B 19-Jan-13 24;00 68 2697 97.55% 0
41 ESP brf B No flow
62 ESP brf B 20-Jan-13 24:00 91 2508 96.48% 0
64 ESP brf B 2-Dec-12 24:00 63 3,255 98.10 21
89 RP taf B 6-Feb-13 10:25 28 641 95.80% 37
113 ESP taf 10-Jan-13 4;45 124 607 82.99 41
130 RP taf 1-Feb-13 5:10 15 206 93.20 23
131 ESP taf 25-Dec-12 100 % water cut
135 RP taf 21-Jan-13 12:15 53 203 79.40 40
137 RP taf 15-Jan-13 12:00 37 572 93.99% 42
138 RP 23-Jan-13 24;00 95 1,257 92.59 0
139 ESP taf 6-Feb-13 12:00 41 886 95.06% 0
140 ESP 6-Feb-13 18:00 45 3558 98.75% 0
TOTAL 998 24,700 373
Table 2.1 Data Sumur North Ramba
Potensi total produksi minyak yang mungkin dicapai adalah 998 BOPD, dengan rata-rata watercut 87 % , produksi air 24700 BWPD, dan produksi gas 373 MCFD. Kebutuhan listrik di area ini cukup besar mengingat empat belas dari total dua puluh dua sumur yang ada berproduksi dengan ESP, dan sisanya dengan reciprocating pump yang sebagian besar juga menggunakan motor listrik sebagai prime mover.
Pada tahun 2012 jaringan listrik ke arah North Ramba, tercatat mengalami trip sebanyak 23 kali.
DATE TIME DURATION INDICATION PROBLEM CAUSE
23-Jan-12 23:55 3 detik 51G T&I GroundVolt
29-Feb-12 13:20 1.40 menit 51A T&I,51B T&I kabel listrik Di AA2
tersangkut dimobil RIG
1-Mar-12 7:20 1 detik 51B I, 51G T&I GroundVolt
3-Sep-12 11:07 1 detik 51G T & I GroundVolt
18-Mar-12 9:22 55 menit 51G T & I GroundVolt
21-Apr-12 22:15 2 detik 51B I,51G T&I trafo di ramba 39 terbakar
6-Jan-12 12:25 10 detik 51A,51B,51G Ada monyet
28-Jul-12 13:40 2 detik 51B I, 51G T&i
8-Sep-12 10:40 15 detik 51.c.instan
51.g.time - instan.
9-Aug-12 15:07 10 detik 51A I,51B I,51G T&I
27-Sep-12 7:18 10 detik 51C ( Instant ) ada kelelawar
51G (time & instant ) di RB 57
29-Sep-12 7:45 10 detik 51C ( Instant ) ada kelelawar
51G (time & instant ) di RB 57
10-Oct-12 17:05 15 detik 51 A INSTANT & 51 B INSTANT &51 G Time & Instant ….
12-Oct-12 5:12 15 detik 51 G time and instant ….
15-Oct-12 8:51 15 detik 51 G time and instant
24-Oct-12 15:52 5 detik 51 C INSTANT
51 G TIME and INSTANT 15-Nov-12 23:01 10 detik 51C I & 51G T&I
27-Nov-12 8:05 10 detik 51 G-Time—Instan
16-Dec-12 15:50 8.2 jam electric cable parted
17-Dec-12 0:00 8.5 jam electric cable parted
24-Dec-12 0:00 4 jam GT1 problem
9:51 4 jam GT1 problem
Table 2.2 Trip History tahun 2012
UBEP Ramba dengan pemasangan PLC pada sistem pembangkit. Diharapkan dengan pemasangan PLC ini akan mempermudah kontrol jaringan listrik dan meningkatkan reliabilitas dari jaringan itu sendiri.
Kebanyakan dari penyebab trip yang terjadi di area North Ramba adalah masalah non teknis, yaitu gangguan alam, seperti monyet, kalelawar, kilat, ataupun ranting pohon yang tersangkut di antara kabel jaringan distribusi. Jaringan listrik di Ramba merupakan distribusi tiga phase yang menggunakan kabel tanpa selubung sehingga apabila terdapat konduktor seperti hewan, ranting, ataupun konduktor lain yang menghubungkan antara ketiga phase maupun antara salah satu phase dengan ground, akan terjadi short circuit dan memutuskan aliran listrik. Terputusnya aliran listrik merupakan bentuk pengamanan jaringan yang menjaga jaringan listrik dari arus berlebihan yang akan membahayakan jaringan itu sendiri.
Downtime karena masalah non teknis tidak memakan waktu yang lama. Di tahun 2012 tercatat terjadi trip karena masalah non teknis lebih dari 15 kali dengan durasi waktu paling lama 1 menit. Problem karena masalah ini sudah diminimalisir dengan pembersihan di area sekitar jaringan listrik untuk menghindari ranting-ranting yang mungkin menyebabkan short, dan pemasangan penghalang di tiang listrik agar tidak dipanjat oleh hewan.
II.3. Perhitungan Loss Produksi Karena Trip Listrik
Dari data produksi tahun 2012, ditinjau kehilangan produksi yang disebabkan trip listrik di North Ramba selama setahun. Data ini diperoleh dengan mengasumsikan produksi di hari sebelum trip sebagai acuan produksi normal yang harusnya bisa dicapai pada hari terjadinya trip. Sehingga jumlah kehilangan produksi pada hari terjadinya trip dihitung dengan mengurangkan nilai produksi hari sebelum trip dengan nilai produksi di hari terjadinya trip. Dampak kehilangan produksi terus dihitung di hari-hari setelah trip hingga produksi mencapai nilai yang mendekati produksi normal. Perumusan perhitungan produksi dapat dilihat sebagai berikut.
Loss Prod = (H0 – H+L0 – L) + (H0 – H1+L0 – L1) + (H0 – H2+L0 – L2) + ... ...(2.1) Ket :
H0 = Nilai produksi harian sehari sebelum trip
H = Nilai produksi harian pada hari ketika terjadi trip H1 = Nilai produksi harian sehari setelah trip
L0 = Loss produksi tercatat, pada hari ketika terjadi trip
L = Loss produksi tercatat, sehari setelah trip L1 = Loss produksi tercatat, sehari sebelum trip
L2 = Loss produksi tercatat, dua hari setelah trip
II.4. Well Test Setelah Trip Listrik
Pengaruh tingkat produksi sumur terhadap trip listrik yang terjadi, dilihat berdasarkan data well test sumur North Ramba setelah terjadinya trip. Diambil sampel well test pada tanggal 18, 24, dan 25 Desember 2012 ketika terjadi downtime karena trip yang cukup panjang.
PREVIOUS TEST CURRENT TEST
WELL
NO DATE BFPD BOPD WC % BWPD DATE TESTHRS BFPD BOPD WC % BWPD LOSS GAIN
RB:135 10-Dec-12 269 71 73.50% 198 18-Dec-12 4:20 314 66 78.90% 248 -5
RB-113 13-Dec-12 720 121 83.26% 599 24-Dec-12 6:50 689 120 82.50% 569 -1
RB:135 18-Dec-12 314 66 78.9% 248 25-Dec-12 13:00 295 66 77.7% 229 0 RB:139 14-Dec-12 1223 59 95.17% 1164 25-Dec-12 24:00 1208 72 94.07% 1136 13
Table 2.3 Well Test Setelah Trip
Hasil well test menunjukkan bahwa terjadi penurunan produksi pada produksi sumur RB 135 di hari kedua setelah trip pada tanggal 16 Desember. Sedangkan pada trip tanggal 24 Desember tidak terjadi perubahan produksi. Pada RB-113 dan RB-139 terjadi perubahan produksi dengan tren yang berbeda. Tren tingkat perubahan watercut juga tidak menunjukkan perubahan yang berarti selama tes dilakukan. Dari sini dapat diasumsikan bahwa kondisi sumur bukan satu-satunya penyebab kehilangan produksi setelah terjadinya trip listrik.
II.5. Dimensi Permasalahan
Dari hasil olah data tersebut, dilakukan interpretasi dan analisa data penyebab permasalahan dengan mengasumsikan tidak terjadi perubahan yang signifikan pada produksi minyak antara sebelum dan sesudah terjadinya trip listrik dari sumur. Analisa lebih diarahkan pada fenomena yang terjadi pada surface facilities yang dimiliki.
Sistem transportasi minyak dari North Ramba menggunakan satu trunkline panjang yang menghubungkan area tersebut dengan SP Central Ramba. Trunkline ini dikategorikan menjadi tiga bagian berdasarkan variasi diameter trunkline tersebut. Yaitu trunkline 6” sepanjang 1 km, trunkline 8” sepanjang 500 m, dan trunkline 16” sepanjang 2,5 km yang terhubung berurutan secara parallel.
Dari sumur, total fluida yang mencapai hampir 26000 barel per hari ini dialirkan melalui satu trunkline panjang ke stasiun pengumpul Central Ramba. Trunkline yang digunakan sebagai sarana transportasi minyak dibagi menjadi tiga bagian utama, yaitu trunkline 6”, 8”, dan 16”. Trunkline 6” adalah pipa yang mengumpulkan minyak dari sumur-sumur di area North Ramba dengan panjang sekitar 1 km. Dari 6”, trunkline menuju arah Central dan berubah dimensi menjadi 8” yang kemudian menyeberang sungai dan melewati area waterflood sepanjang kurang lebih 500 meter. Dari waterflood, ukuran trunkline berubah menjadi 16” sepanjang 2,5 km hingga masuk ke manifold Central Ramba.
Sistem transportasi seperti ini adalah sistem transportasi fluida multi phase karena fluida yang dialirkan terdiri dari beberapa phase fluida, yaitu air, minyak, dan gas. Ketika fluida dari sumur memasuki trunkline, fluida dianggap multi phase homogen yang tercampur antara satu phase dengan phase lainnya yang disebut dispersi. Dispersi antara satu zat dalam zat lain, biasanya berbentuk gelembung-gelembung (droplet) kecil dimana salah satu phase terlarut dalam phase lain yang kuantitasnya lebih besar.
II.6.1. Dipersi Aliran Minyak-Air Dalam Pipa
Dalam perjalanannya dari sumur menuju stasiun pengumpul, dispersi fluida tiga fase ini mungkin mengalami separasi dan terpisah menjadi fase nya masing-masing. Fase air menempati ruang paling bawah, fase minyak di tengah, dan gas paling atas, sesuai dengan berat jenis masing-masing phase. Karena jumlah gas yang relative kecil dan tinjauan yang lebih diarahkan pada produksi minyak, maka fase gas kita asumsikan diabaikan, sehingga hanya ada fase air dan minyak yang terseparasi.
diameter gelembung yang terbentuk dalam aliran tidak melebihi ukuran diameter kritis yang mampu dipertahankan oleh aliran terhadap resistansi yang ditimbulkan. Sebaliknya, apabila kondisi tersebut tidak terpenuhi, maka aliran akan terseparasi menjadi fase nya masing-masing. Emulsi adalah contoh dispersi yang stabil.
II.6.2. Pola Aliran Minyak-Air Dalam Pipa
Pada fluida minyak dan air, separasi aliran terjadi ketika ukuran gelembung
(droplet size) dari dispersi minyak dalam air tidak mampu dijaga oleh aliran sehingga pecah dan mengalami pemisahan fase. Dalam kasus pipa horizontal, pola aliran pada aliran minyak-air dikategorikan menjadi enam kategori utama. Yaitu stratified flow (ST), stratified flow with mixing (ST M), dispersion of oil in water and water (o/w &w), dispersion of oil in water (o/w), dispersion of oil in water and water in oil (o/w & w/o), dan dispersion of water in oil (w/o)(Xu et al, 2010).
Gb. 2.1 Pola aliran minyak-air
a. Stratified flow adalah kondisi ketika aliran telah terseparasi menjadi masing-masing fase. Fase minyak berada di atas dan fase air di bawah. Pada fase yang telah terseparasi ini, masing-masing fase mengalir sendiri-sendiri seperti pada Gb. 2.2 (a). b. Pola aliran yang kedua adalah stratified flow with mixing. Yaitu pola aliran yang mirip
dengan stratified flow dengan batasan fase mixture (campuran) diantara ke dua fase (minyak-air).
d. Pola aliran keempat adalah dispersion of oil in water, dimana minyak larut dalam air. e. Pola aliran kelima adalah dispersion of oil in water and water in oil, yang merupakan
pola aliran jenuh dengan kedua fase yang saling melarutkan satu sama lain. Dalam pola ini sebagian minyak terlarut dalam sebagian air, dan sebagian air terlarut dalam sebagian minyak.
f. Pola aliran terakhir adalah dispersion of water in oil, dimana fase air terlarut dalam fase minyak.
II.6.3. Prediksi Perubahan Pola Aliran
Berdasarkan korelasi Hinze(Hinze, 1955), ukuran diameter maksimum dari droplet fluida terdispersi yang masih bisa dijaga oleh turbulensi aliran, diprediksi dengan memperhitungkan diameter pipa, masa jenis masing-masing phase, surface tension, kadar campuran fluida, dan faktor gesekan fluida.
(
dmaxKadar campuran fluida dapat dihitung dari jumlah produksi air dibandingkan jumlah produksi total air dan minyak.
εc= Qc
Qc+Qd
...(2.3)
Sedangkan pengaruh gesekan fluida, berbanding terbalik terhadap Reynold Number dan di perhitungkan oleh Hinze lewat persamaan Blassius.
...(2.4)
Korelasi ini terbatas pada fluida dengan kadar campuran rendah dimana campuran memenuhi
syarat (1−εd)ρc
ρm≅
1 dan tidak bisa digunakan pada dispersi dengan kadar campuran yang tinggi dimana εd≅εc (Brauner, 2001).
Setelah diameter droplet maksimum diketahui, maka titik transisi menuju phase
dipenuhi pada dispersi fluida. Secara teknis, dispersi terjadi apabila agitasi yang ditimbulkan oleh energi yang disebabkan oleh dissipasi turbulensi mampu membuat salah satu phase
pecah menjadi droplet-droplet kecil yang terlarut dalam phase yang lain. Energi akibat dissipasi turbulensi ini hanya dapat menjaga dispersi pada ukuran droplet tertentu yang merupakan diameter kritisnya (Brauner, 2001).
...(2.5)
Diameter kritis adalah ukuran droplet yang mungkin terbentuk pada aliran tanpa pengaruh dari turbulensi aliran. Diameter kritis ini dipengaruhi oleh dua hal, yaitu kohesi akibat surface tension dan buoyant force. Dipersi akan terjadi bila diameter maksimum droplet yang terbentuk lebih kecil dibandingkan diameter yang terbentuk akibat pengaruh dua hal tersebut.
...(2.6)
Ukuran droplet akan semakin besar ketika tingkat kohesi semakin tinggi. Tingkat kohesi dalam droplet sangat dipengaruhi oleh surface tension yang dimiliki oleh zat tersebut. Persamaan berikut menggambarkan pengaruh surface tension, perbedaan densitas, diameter dan kemiringan pipa terhadap ukuran droplet (Broadkey, 1965).
...(2.7)
Sedangkan ukuran droplet yang disebabkan oleh buoyant force diperhitungkan tersendiri melalui persamaan berikut.
...(2.8)
Dari persamaan-persamaan tersebut kemudian dapat ditentukan kecepatan kritis yang merupakan kondisi batas yang menentukan apakah aliran tersebut terseparasi atau terdispersi
(Cai, Nesic, 2004).
Perhitungan secara analitis hanya menggambarkan batas kondisi antara fase dispersi penuh dan fase transisi. Fase transisi adalah fase dispersi sebagian seperti dispersion of oil in water and water. Perhitungan ini tidak dapat digunakan untuk memprediksi kapan aliran berubah dari transisi menjadi stratified penuh ataupun fase lainnya. Untuk menentukan pola aliran, harus dilakukan eksperimen. Cara lain yang dapat digunakan adalah melalui pendekatan dengan flow regime map. Pada aliran gas-liquid, referensi yang banyak digunakan adalah Mandhane flow regime map dengan tingkat deviasi 20%.
Pada aliran liquid-liquid ada beberapa flow regime map yang dapat dijadikan referensi. Salah satunya adalah regime map Trallero(Trallero, 1995).
Gb. 2.2 Trallero Flow Regime Map
Pada regime map ini Trallero menggambarkan perubahan pola aliran berdasarkan eksperimen yang dilakukannya. Pola aliran mencakup stratified flow (S), stratified flow with mixing (SM), dispersion of oil in water and water (Do/w &w), dispersion of oil in water (Do/w), dispersion of oil in water and water in oil (Do/w & w/o), dan dispersion of water in oil (Dw/o). Perubahan pola aliran yang diplot ke dalam regime map ini didasarkan pada perubahan kecepatan superficial minyak dan air.
dipersi minyak dalam air, yang terlihat pada zona di atas garis 4. Pola aliran pada regime map
ini akan berbeda pada properti fluida yang berbeda. Tetapi deviasi yang disebabkan oleh perbedaan propeti fluida dapat diperkirakan dengan membandingkan nilai kecepatan kritis yang diperoleh dari perhitungan dengan batas yang digambarkan oleh garis 4 pada regime map.
Kecepatan superficial adalah kecepatan salah satu fase dalam aliran multi fase, jika dianggap hanya fase tersebut yang mengalir dalam pipa. Kecepatan superficial dapat dihitung dengan memperhatikan jumlah debit aliran salah satu fase terhadap luas penampang pipa.
Uws=Qw
Ap
...(2.9)
Uos=Qo
Ap
...(2.10)
II.6.5. Kecepatan Aliran
Fluida dalam sebuah pipa akan mengalir dengan kecepatan tertentu pada kondisi yang ditentukan oleh perbedaan tekanan, viskositas fluida, pressure drop akibat gesekan, panjang pipa, dan luas penampang pipa tempat fluida mengalir. Nilai kecepatan fluida ini dirumuskan dalam Poiseuille’s Law sebagai berikut.
Q=(P1−P2)π D
4
128μL ...(2.11)
Untuk memprediksi kecepatan aliran tiap fase dalam pipa, persamaan Poiseuille
dapat diadaptasikan dengan mengasumsikan bahwa tiap-tiap fase mengalir pada pipa sendiri-sendiri dan tidak saling mempengaruhi. Luas penampang masing-masing pipa sebanding dengan kadar masing-masing fase. Dalam kasus pola aliran dispersion of oil in water and water (Do/w &w), aliran dapat dibagi menjadi aliran pada fase mixture dan aliran pada fase
water free. Fase mixture merupakan fase dimana minyak terdispersi dalam air. Sedangkan fase water free adalah fase air yang tidak melarutkan minyak dan mengalir bebas dari fase
mixture. Jika dianggap tidak ada pengaruh shear stress pada batas antara fase mixture dan fase water free, maka perhitungan kecepatan aliran fluida dapat diturunkan dari persamaan
Poiseuille.
(b) Aliran fase water free Gb. 2.3 Skema aliran
Jika aliran fase mixture adalah Q1 dan fase free water adalah Q2, maka persamaan
Poiseuille dapat diturunkan sebagai berikut.
Hubungan diameter dengan luas penampang aliran tergambar pada persamaan 2.14.
A1
Maka didapat persamaan 2.15 dan 2.16.
A1 A2
=o+w
wf ...
(2.17)
Maka persamaan 2.13 menjadi Q1
Q2
=
(
o+wwf
)
2μ 2
μ1
...(2.18)
Qo= o
w+oQ1 ...(2.19)
Q2= wf
wf+w+oQ❑ ...
(2.20)
Masukkan persamaan 2.19 dan 2.20 ke dalam persamaan 2.16 sehingga didapat
Qo= o(o+w) (wf+w+o)Q
μ2 μ1
...(2.21)
BAB III
PEMBAHASAN MASALAH III.1. Loss Produksi Akibat Trip Listrik Tahun 2012
. Grafik 3.1 Data low and off produksi lapangan Ramba
BULAN TGL PRODUKSI
DESEMBER 16 1102 26869 27971 8.2 jam 354.00 4 681.3 93.27
17 1256 27593 28849 8.5 jam 200.00 96.68
18 1407 29402 30809 55.98
19 1431 29023 30454 71.32
23 1472 27791 29263
24 731 19,650 20381 3.6 jam 763.71 5 1216 322.27
25 1203 27659 28862 284.28
26 1403 28773 30176 77.76
27 1414 28050 29464 72.81
28 1462 28635 30097 17.81
29 1466 27865 29331
TOTAL 1897.66 322.27
Table 3.1 Loss Produksi Akibat Trip Desember 2012
waktu downtime. Namun fenomena yang terjadi adalah kehilangan produksi terhitung lebih dari perhitungan yang seharusnya. Ketika terjadi trip listrik dan aliran minyak dari sumur sempat terhenti, maka untuk mengalirkan minyak seperti sedia kala dibutuhkan waktu lama bahkan hingga beberapa hari.
III.2. Separasi Aliran PadaTrunkline
Mitigasi dilakukan untuk memeriksa kemungkinan yang menjadi penyebab loss produksi ketika terjadi trip listrik. Gejala yang terjadi setelah trip adalah watercut naik secara signifikan selama beberapa hari. Dari data produksi diketahui bahwa jumlah barrel fluid
sehari sebelum dan sehari setelah trip memiliki nilai yang hampir mendekati. Hal ini berarti bahwa fenomena lambatnya produksi minyak setelah trip tidak berpengaruh pada produksi
liquid. Dengan kata lain masalah ini bukan disebabkan oleh pompa. Karena jumlah fluida yang dipompakan oleh pumping unit hampir mendekati jumlah semula. Data well test pada beberapa sumur setelah trip, menunjukkan tidak tentunya perubahan produksi minyak yang dihasilkan oleh sumur. Beberapa sumur mengalami penurunan, namun beberapa sumur yang lain justru mengalami kenaikan jumlah produksi. Data lengkap dapat dilihat pada lampiran.
Hipotesa yang diajukan adalah terjadinya separasi aliran pada trunkline sehingga menyebabkan velocity slip antara fase air dan fase minyak. Ketika aliran sempat terhenti, velocity slip menyebabkan perbedaan yang signifikan antara debit minyak dan air jika dibanding kondisi sebelum trip. Sesuai dengan hukum Poiseuille, kecepatan mengalir fluida tergantung dari perbedaan tekanan pada inlet dan outlet, viskositas fluida, luas penampang pipa, panjang pipa, dan shear stress fluida dengan dinding pembatas. Karena itu sangat mungkin terjadi velocity slip yang menghambat aliran minyak sampai ke SP Central karena perbedaan viskositas minyak dan air.
Sistem transportasi dari North Ramba ke SP Central sangat memungkinkan untuk terjadinya separasi antar fase. Jika diasumsikan hanya fase minyak dan air yang mengalir dalam trunkline, separasi ini dapat diprediksi melalui perhitungan dan flow regime map yang dikemukakan pada Bab II.
III.2.1. Data Fluida
No Ket Nilai Satuan
7 Surface tension (σ) 0.0294 N/m
8 Temperatur 140 F
9 Water cut 0.96 %
10 Kemiringan pipa (β) 0 derajat
11 g 9.8 m/s2
12 Q 25698 blpd
Table 3.2 Data liquid III.2.2. Prediksi Pola Aliran
Perhitungan dilakukan untuk menganalisa separasi yang terjadi pada tiga ukuran pipa, yaitu pipa diameter 16”, 8”, dan 6” dengan mengabaikan fase gas.
No Ket Pipa 6" Pipa 8" Pipa 16" Satuan
1 Diameter 6 8 16 In
8 Q 25698 25698 25698 blpd
9 A 0.018232 0.032413 0.129651 m2
10 Uc 2.59384 1.459035 0.364759 m/s
11 Uso 0.103754 0.058361 0.01459 m/s
12 Usw 2.490086 1.400673 0.350168 m/s
13 Qoil
15 Qwater 24670.08 24670.08 24670.08 bwpd
16 d bouyant 0.006476 0.002171 0.000156 M
17 d friks
20 Uc bouyant 1.906305 1.936455 2.01107 m/s
21 Uc 2.59384 1.459035 0.364759 m/s
Table 3.3 Data Hasil Perhitungan
Terjadi atau tidaknya separasi aliran ditentukan dengan dua cara. Pertama adalah dengan membandingkan diameter droplet maksimum (d max) dengan diameter krititis yang disebabkan oleh buoyant force (d buoyant) dan friksi (d friks) dalam fluida. Separasi tidak akan terjadi pada ukuran d max yang lebih kecil dari d buoyant dan d friks. Dari table dapat diketahui bahwa hanya pada pipa 6” tidak terjadi separasi aliran.
Cara kedua adalah dengan melihat nilai kecepatan kritis (Uc) dan membandingkannya dengan Uc friks dan Uc bouyant. Syarat tidak terjadinya separasi adalah apabila nilai Uc lebih besar dari pada nilai Uc friks dan Uc buoyant. Tinjauan dengan cara kedua meguatkan analisa bahwa hanya pada pipa 6” tidak terjadi separasi aliran yang berarti bahwa pola aliran pada pipa 6” adalah dispersion of oil in water (Do/w).
Pola aliran pada pipa 16” dan 8” dapat dilihat melalui flow regime map dengan mengacu pada kecepatan superficial minyak (Uso) dan kecepatan superficial air (Usw).
Dengan menentukan titik pertemuan antara Uso dan Usw, diketahui bahwa kedua aliran berada pada zona aliran dispersion of oil in water and water (Do/w &w) yang terdiri dari fase mixture dan fase free water.
aliran minyak dan air. Hal ini menguatkan asumsi bahwa separasi akan semakin besar ketika terjadi trip. Sedangkan ketika aliran kembali normal, belum tentu energi aliran mampu memecah fase mixture maupun fase minyak menjadi dispersi yang lebih tebal.
III.2.3. Velocity Slip Pada Aliran
Sesuai hukum Poiseuille, kecepatan aliran pada sebuah pipa tergantung pada viskositas dan luas penampang aliran. Jika separasi semakin besar, maka luas penampang aliran fase mixture semakin mengecil, dan viskositasnya semakin mendekati nilai viskositas minyak, sehingga slip velocity antara fase free water dan fase mixture akan semakin besar. Semakin besar slip velocity yang terjadi menyebabkan semakin besar pula perbedaan debit air dan minyak yang mengalir dalam pipa.
Gb. 3.1 Slip Velocity Profile
Jika diketahui perbandingan jumlah minyak, air pendispersi minyak, dan free water (o:w:wf), maka besarnya slip velocity dapat diketahui melalui penurunan persamaan
Poiseuille seperti yang telah dijabarkan pada bab II. Hasil dari perhitungan menggambarkan kemampuan minyak mengalir dalam fase mixture yang mengacu pada perbandingan aliran air dan minyak. Dari hasil perhitungan yang diplot dalam grafik terlihat bahwa semakin kecil kadar air dalam fase mixture, semakin kecil pula debit aliran minyak.
3 4 5 6 7 8 9
0 200 400 600 800 1000 1200
Oil Flow
BOPD
Rasio - minyak : air - fase mixture
BO
PD
Mixture flow
Grafik 3.2 Debit aliran minyak pada pola dispersi minyak-air dan air
Lama down time berpengaruh pada kadar air dalam fase mixture, dimana semakin lama down time akan semakin besar separasi yang terjadi sehingga semakin memperkecil kadar air dalam fase mixture. Sedangkan energi aliran ketika aliran telah kembali normal setelah trip, belum tentu langsung dapat memecah fase mixture menjadi dispersi yang lebih tebal dengan kadar air fase mixture yang lebih tinggi. Aliran minyak akan tertahan dalam pipa, dan akan terus berakumulasi di titik awal separasi, hingga energi yang terkumpul dari akumulasi aliran minyak yang tertunda tersebut mampu memecah fase mixture menjadi dispersi yang lebih tebal dan mengalirkan minyak secara normal kembali yang mungkin bisa berlangsung selama beberapa hari. Hal ini lah yang menyebabkan debit aliran minyak lebih kecil bila dibandingkan dengan debit aliran air. Terhambatnya aliran minyak ini menyebabkan produksi pada beberapa hari setelah kejadian mengalami penurunan.
Gb. 3.2 Permulaan separasi aliran III.2.4. Menghindari Velocity Slip
Velocity slip pada aliran multiphase dapat dihindari dengan menjaga pola aliran agar minyak tetap terdispersi dalam air dan tidak mengalami separasi. Terjadinya separasi dalam pipa dapat dihindari dengan menjaga turbulensi aliran. Meningkatkan turbulensi dapat dilakukan dengan dua cara, yaitu mempercepat laju aliran pipa atau memasang vortex generator.
III.2.4.1. Mempercepat Laju Aliran
Laju aliran dalam pipa dipercepat hingga lebih tinggi dari laju kritisnya. Cara yang dapat dilakukan adalah dengan memperkecil ukuran pipa yang digunakan. Sesuai perhitungan, separasi aliran tidak akan terjadi jika digunakan pipa diameter 6”. Kecepatan kritis aliran pada pipa 6” melebihi kecepatan kritis separasi aliran. Energi yang terdissipasi dari laju aliran akan cukup tinggi untuk menjaga dispersi minyak dalam air sehingga air dan minyak akan mengalir bersama.
pertimbangan terhadap head loss yang akan meningkat. Faktor lain yang harus dipertimbangkan adalah penentuan kecepatan aliran. Dalam kasus ini, aliran harus dijaga pada kecepatan diatas 3 ft/s untuk mencegah akumulasi cairan (www.eng-tips.com). Jika dihitung pada beberapa ukuran pipa, didapatkan data sebagai berikut.
D 16" D 12" D 10" D 8" D 6" Satuan Tingkat Velocity
Slip 100 60 30 5 0 %
Flow velocity 1.196409 2.126948 3.062806 4.785634 8.507794 ft/sc
Head Loss 1.179873 2.5 12.17711 37.03686 155.5474 Psi
Table 3.4 Perhitungan Aliran Pipa
Penentuan dimensi ini tidak akan menghilangkan efek dari separasi aliran. Namun dari flow regime map yang digunakan, jika tingkat velocity slip pada pipa 16” dianggap 100%, maka pada pipa 12” dampak velocity slip hanya mencapai 60% sedangkan pipa 10” hanya mencapai 30% dari dampak yang terjadi saat ini. Sementara data kecepatan aliran menunjukkan bahwa hanya pada pipa 10” ke bawah kecepatan aliran berada dibawah batas minimumnya yaitu 3 ft/s. Berdasarkan data ini diketahui bahwa diameter optimum pipa adalah 10”.
III.2.4.2. Meningkatkan Turbulensi Aliran
Cara yang kedua adalah dengan menggunakan vortex generator. Vortex generator berfungsi secara paksa membentuk olakan (vortex) dalam pipa sehingga tingkat turbulensi (keacakan) aliran akan meningkat dalam debit aliran tetap. Vortex generator dapat berupa fitting perpipaan seperti expander dan orifice.
Gb 3.3 Pola Aliran Pada Orifice
head loss ini, ukuran orifice dibuat seefektif mungkin berdasarkan simulasi
(http://www.pressure-drop.com/Online-Calculator/index.html). Dengan metode trial and error serta mempertimbangkan tebal fase mixture, didapatkan spesifikasi orifice sebagai berikut.
Gb 3.4 Dimensi Orifice Spesifikasi :
D2 = 12 in
R = 10 mm
Pemasangan Orifice dengan ukuran ini memiliki pengaruh kenaikan head loss sebesar 0,0162 psi tiap satu orifice. Total kenaikan head loss yang akan terjadi disepanjang pipa tergantung dari jumlah orifice yang dipasang sepanjang aliran. Efek turbulensi yang ditimbulkan oleh vortex generator ini akan bertahan dalam pipa sepanjang entrance pipa yang sebanding dengan 40 s/d 80 kali ukuran diameter pipa (Fox and McDonald), yaitu sekitar 16 hingga 32 meter. Jika efek dari turbulensi aliran diasumsikan setara dengan batas minimal dari entrance aliran turbulen, yaitu 40 kali diameter pipa atau sekitar 16 m maka dibutuhkan 154 orifice yang dipasang tiap 16 m di sepanjang pipa. Namun untuk pengaplikasian orifice sebagai pengolak aliran ini, perlu studi lebih lanjut mengenai kekuatan efek turbulensi yang ditimbulkan.
BAB IV
KESIMPULAN DAN SARAN IV.1. Kesimpulan
Dari data produksi didapat tertundanya produksi harian mencapai 3978 barel pada tahun 2012.
Pola aliran yang terbentuk pada trunkline 16” dan 8” adalah dispersi minyak-air dan air (dispersion of oil in water and water), yang membagi aliran dalam fase mixture dan fase free water.
Velocity slip yang terjadi menyebabkan perbedaan kecepatan aliran minyak dan air, sehingga saat start up, produksi minyak tertunda hingga beberapa waktu dan produksi pada hari tersebut turun dari produksi hari sebelumnya.
Velocity slip dapat dihindari dengan meningkatkan turbulensi aliran melalui penggantian pipa dengan dimensi yang lebih kecil atau pemasangan orifice di sepanjang trunkline.
Dengan mempertimbangkan tingkat kecepatan aliran dan head loss yang akan ditimbulkan, diketahui bahwa diameter optimum yang dapat digunakan untuk penggantian pipa 16” adalah pipa 10” yang akan menurunkan tingkat separasi hingga 70%.
Pemasangan orifice dengan inside diameter 12 in, dan radius tepi 10 mm, akan menimbulkan kenaikan head loss sebesar 0.0162 psi, dan dapat menurunkan pengaruh separasi aliran sejauh 16 m untuk tiap satu orifice.
IV.2. Saran
Untuk menurunkan dampak velocity slip perlu dilakukan penggantian pipa 16” dengan diameter yang 10” atau pemasangan orifice disepanjang trunkline.
Dalam penentuan alternative solusi, perlu dilakukan studi lebih lanjut terhadap pola aliran yang terjadi pada trunkline dari North Ramba dengan metode eksperimen dan CFD.
Perlunya perbaikan dan pemasangan vent di beberapa titik di sepanjang jalur pipa dan di manifold pipa di Central Ramba untuk mempermudah pengambilan data, pengecekan, dan monitoring kondisi aliran dalam pipa.
Daftar Pustaka
Ho Ngan, Kwun. (2010). Phase Inversion in dispersed Liquid-Liquid Pipe Flow. University College London.
Cai, Jiyong and Nesic, Sardjan. (2004). Modeling of Water Wetting In Oil-Water Pipe Flow
Institute for Corrosion and Multiphase Technology Ohio University.
Lee, A. H. dkk. (2010). Study of Flow Regime Transition in Gas Oil and Water Mixture in Horizontal Pipeline. Ohio University.
Herdika, Bagus. (2013). Analisa Data Low and Off Produksi Lapangan Ramba dan Bentayan UBEP Ramba. Pertamina EP UBEP Ramba.
Fox, Robert W. dkk. (2004). Introduction to Fluid Mechanics. Danver, USA: John Wiley and Sons.
Xu, M. dkk. (2010). Pattern Transition and Hold Up Behaviour of Horizontal Oil-Water Pipe Flow. Heifei, China: University of Science and Technology of China.
Asante, Ben. (2010). Accounting for The Presences of Liquids in Gas Pipeline Simulation.
Houston, USA: Enron Transportation Services.
http://www.pressure-drop.com/Online-Calculator/index.html
