Seminar Nasional Cendekiawan ke 3 Tahun 2017 ISSN (P) : 2460 - 8696
Buku 1 ISSN (E) : 2540 - 7589
STUDI PEMILIHAN POUR POINT DEPRESSANT UNTUK PENANGGULANGAN
MASALAH TRANSPORTASI MINYAK PARAFINIK
PADA LAPANGAN X
Norman Vincent Ampang. Pasasa1), Sugiatmo Kasmungin2), dan Agus Astra Pramana3) Jurusan MagisterTeknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi
Universitas Trisakti
npasasa@gmail.com1)sugiatmo_ftke@trisakti.ac.id2)agus.prama@gmail.com3) Abstrak
Lapangan X merupakan lapangan dengan urutan nomor dua pada total jumlah lifting minyak bumi Indonesia pada tahun 2016 yang memiliki karakterisik minyak parafinik sehingga rentan terhadap masalah hambatan alir. Adapun pour point dari blank minyak lapangan X adalah 33ºC sedangkan jalur pipa transportasi melewati bawah laut dengan temperatur sekitar sebesar 24 ºC. Pada penelitian ini 4 jenis pour point depressant (PPD) yaitu VP-A kopolimer EVA (ethylene-vinyl acetate), VP-B kopolimer MAC (maleat anhidrida copolymer), VP-C kopolimer PE-PEP (polyethylene-poly(ethylene-propylene)), dan VP-D kopolimer PE-PEB (polyethylene-poly(ethylene-butene)) diseleksi untuk sebagai mitigasi masalah transportasi pada fluida minyak lapangan X dengan melakukan pengukuran pour point (ASTM D-5853-11), viskositas dinamis, dan gel strength. PPD VP-A merupakanan kandidat PPD yang bekerja paling efektif. VP-Aplikasi injeksi 700 ppm PPD VP-A mampu memberikan 15ºC penurunan pour point, ± 83% penurunan viskositas dinamik, dan >99% penurunan gel strength sehingga dapat diaplikasikan untuk mitigasi masalah restart pressure pada lapangan X.
Kata kunci: parafinik, pour point depressant, viskositas dinamik, gel strength, restart
pressure
Pendahuluan
Lapangan X merupakan salah satu lapangan baru di Indonesia yang mulai kontrak kerjasamanya dimulai pada tahun 2005 dan berakhir hingga 2035. Produksi minyak lapangan X mempunyai kontribusi yang signifikan terhadap jumlah lifting total minyak bumi nasional, hal ini didukung dengan fakta bahwa lapangan X merupakan urutan kedua dalam sepuluh besar volume lifting KKKS di Indonesia yaitu sebesar 186,75 MBOPD pada periode Desember 2016 (Ditjen Migas, 2017). Adapun salah satu karakteristik dari minyak pada lapangan X adalah memiliki titik tuang / pour point yang tinggi yaitu ± 33ºC. Jalur pipa transportasi minyak bumi lapangan X melewati pipa bawah laut sepanjang ± 25 Km dengan perkiraan temperatur ± 24ºC yang berada di bawah pour point dari minyak bumi lapangan X. Dengan demikian, masalah produksi dan transportasi akibat hambatan aliran pipa oleh gel akan rentan timbul
Salah satu metode untuk mengatasi masalah hambatan aliran pipa akibat gel adalah dengan injeksi pour point depressant (PPD). PPD adalah bahan kimia yang umumnya terdiri dari bahan akfit polimer dengan pelarut organik (solvent). Aplikasi PPD dalam mitigasi masalah transportasi minyak parafinik merupakan salah satu cara yang efisien karena dapat dilakukan secara kontinu tanpa diperlukan shut in sumur yang berakibat pada penurunan produksi minyak harian seperti pada metode mechanical
pigging. Dengan demikian, maka pemilihan solvent-based PPD untuk mengatasi masalah
transportasi harus dilakukan dengan optimal agar diperolah jenis PPD yang bekerja dengan efektif.
Penentuan performa solvent-based PPD untuk pemilihan PPD dilakukan dengan pengukuran static pour point dan sifat reologi (viskositas dan gel strength) dengan
Studi Pustaka
Komponen wax dalam minyak bumi terdiri dari parafinik wax dengan jumlah atom karbon 18 hingga 36 (C18-C36) dan napthenic wax dengan jumlah atom 30 hingga 60 (C30-60). Kelarutan dari komponen wax dalam minyak bumi sangat dipengaruhi oleh temperatur dan tekanan sehingga komponen wax dalam minyak bumi dapat berada dalam fasa gas, cair, maupun padat/kristal. Kristal yang terbentuk dari paraffin wax akan memiliki bentuk kristal wax makrokristal sedangkan bila terbentuk dari napthenic wax akan memiliki bentuk mikrokristal (Elhadi, M.A.Y., 2008). Static pour point merupakan temperatur terendah saat fluida sistem petroleum berhenti mengalir ketika tabung uji pour
point dimiringkan. Titik pour point pada diagram fasa fluida petroleum terjadi akibat
pertumbuhan kristal fluida petroleum yang meningkatkan viskositas fluida sehingga menghambat laju alir fluida petroleum dan dapat mengurangi jumlah produksi (Ali, G. M., 2009). Adapun salah satu mitigasi masalah hambatan aliran pipa akibat gel adalah dengan injeksi pour point depressant (PPD) (Kondapi, P., dan Moe, R., 2013).
Bahan aktif PPD merupakan polimer yang secara kimia terdiri dua unit yang berbeda sifat yaitu bagian polar dan non polar. Bagian non polar umumnya secara kimia terdiri dari rantai atom karbon yang panjang yang mampu berinterakasi melalui proses nukleasi, adsorpsi, atau ko-kristalisasi dengan dengan parafin yang terdapat pada minyak bumi (Wei, B., 2014). Gambar 1 menunjukkan struktur molekul beberapa jenis polimer PPD konvensional yaitu kopolimer EVA (ethylene-vinyl acetate), PE-PEP
(polyethylene-poly(ethylene-propylene), PEB (polyethylene-poly(ethylene-butene)), dan kopolimer
maleat anhidrida atau MAC.
Gambar 1. Struktur molekul dari beberapa jenis PPD konvensional
Parameter rheologi yang umum diuji dalam penilaian performa PPD meliputi viskositas dan gel strength. Viskostitas dapat dibedakan menjadi kinematic viscosity (v) dan dynamic viscosity (µ). Dynamic viscosity merupakan ukuran seberapa sulit suatu fluida untuk mengalir akibat pengaruh gaya dari luar, sedangkan kinematic viscosity merupakan ukuran seberapa sulit suatu fluida untuk mengalir hanya dengan mempertimbangkan pengaruh dari gaya gravitasi atau densitas. Secara matematis,
dynamic viscosity (µ) dapat dinyatakan dalam Persamaan (1) yang merupakan ratio dari
perbandingan besar shear stress (τw) terhadap shear rate (γ). Untuk mengukur besar dynamic visosity suatu fluida dapat digunakan instrumen rotational viscometer atau rheometer dengan hasil pengukuran dalam satuan centipoise (cP). Sedangkan kinematic
Seminar Nasional Cendekiawan ke 3 Tahun 2017 ISSN (P) : 2460 - 8696
Buku 1 ISSN (E) : 2540 - 7589
perbandingan besar dynamic viscosity (µ) terhadap densitas fluida (ρ). Beberapa contoh jenis instrumen untuk mengukur kinematic viscosity (v) adalah viskometer Ostwald dan viskometer Stokes dengan hasil pengukuran dalam satuan centistokes (cSt)
(1) (2)
Dalam konteks flow assurance minyak bumi gel strength adalah besar shear
stress yang dibutuhkan untuk memecahkan gel yang terbentuk sehingga aliran minyak
bumi yang berhenti dapat kembali mengalir. Untuk menginisiasi aliran pipa akibat terbentuknya gel dan untuk memecahkan gel yang terbentuk diperlukan tekanan yang lebih besar dibanginkan tekanan pada kondisi normal yang dikenal, besar tekanan ini didefinisikan sebagai restart pressure. Besar dari restart pressure harus lebih besar daripada gel strength namun tidak lebih besar dari MAOP (Maximum Allowable Operating Pressure) pompa. Secara matematis hubungan antara restart pressure dengan gel
strenght, panjang pipa dan diameter pipa dinyatakan dalam Persamaan (3) (Bai, Y. dan
Bai, Q., 2005).
(3)
Secara umum terdapat dua metoda aplikasi injeksi bahan kimia untuk mitigasi masalah kristal wax yaitu batch injection dan injeksi berkala/continious injection (Champion Technologies, 2012). Parameter penting pada metode batch injection adalah temperatur injeksi dan durasi dari proses batching, sedankan parameter penting pada metode injeksi berkala/continious injection ialah pemilihan titik injeksi, dosis injeksi, dan jumlah stok bahan kimia.
Metodologi Penelitian
Pada penelitian ini, performa dari PPD diukur dengan melihat parameter penurunan pour point, nilai viskositas dinamik, dan gel strength. Ada 4 jenis PPD yang digunakan pada penelitian ini yang ditunjukkan pada Gambar 2 yaitu VP-A kopolimer EVA (ethylene-vinyl acetate), VP-B kopolimer MAC (maleat anhidrida copolymer), VP-C kopolimer PE-PEP (polyethylene-poly(ethylene-propylene)), dan VP-D kopolimer PE-PEB (polyethylene-poly(ethylene-butene)).
Gambar 2. PPD test kit VP-A, VP-B, VP-C, dan VP-D
Sebelum dilakukan pengukuran, sampel minyak bumi lapangan x terlebih dahulu dipanaskan pada temperatur 20º C di atas prediksi temperatur pour point minyak bumi lapangan x. Selanjutnya 100 ml fluida minyak bumi dipindahkan ke dalam botol Sani-Glass™ 150 mL dan diinjeksikan dengan dosis PPD yang diinginkan lalu dikocok hingga homogen dan disimpan pada temperatur ruang (18°C - 24°C) selama 24 jam. Sub-sampel ini kemudian dipanaskan ulang pada temperatur 20º C di atas prediksi temperatur pour
point lalu dilanjutkan dengan pengukuran upper pour point berdasarkan metode ASTM
dengan besar shear rate 50s-1. Adapun untuk pengukuran gel strength dilakukan dengan peralatan yang sama namun menggunakan spindle FL-100 berdasarkan prosedur Champion Technologies DLI 10.218 pada temperatur 24°C yang merupakan temperatur lingkungan sekitar pada pipa transportasi.
Hasil dan Pembahasan
Hasil pengukuran pour point pada Gambar 3 menunjukkan bahwa PPD VP-C dan VP-D tidak memberikan penurunan pour point yang memuaskan dibandingkan VP-A dan VP-B sehingga untuk PPD VP-C dan VP-D tidak akan dilakukan pengujian lebih lanjut dengan pengujian parameter viskositas dinamik dan gel strength. Injeksi PPD VP-A dan VP-B, pada dosis 500 ppm hingga 600 ppm menunjukkan efisiensi penurunan pour point yang datar (plateu efficiency) akibat interaksi molekul PPD dan kristal wax mulai mencapai kesetimbangan dan perubahan pour point diamati kembali pada dosis 650 ppm dan 700 ppm. Oleh karena dengan dosis injeksi 400 ppm PPD VP-A sudah mampu menunjukkan penurunan pour point yang mencapai temperatur lingkungan sekitar pipa (ambient temperature) yaitu dari 33ºC menjadi 24ºC, maka hanya VP-A yang akan dilanjutkan dengan pengukuran viskositas dinamik dan dan gel strength.
Gambar 3. Grafik hasil pengukuran pour point PPD pada minyak lapangan X (ASTM D5853)
Pengukuran profil viskositas untuk blank sampel minyak lapangan X pada Gambar 4 menunjukkan pada isu hambatan laju alir hanya akan timbul pada temperatur dibawah 26ºC. Pada kondisi normal, temperatur terendah pada sistem produksi lapangan X adalah 65ºC yang menunjukkan bahwa masalah penurunan produksi akibat peningkatan viskositas hampir tidak dapat terjadi pada sistem produksi lapangan X. Akan tetapi temperatur lingkungan sekitar pipa transportasi (24ºC) nilainya lebih rendah dibandingkan
Seminar Nasional Cendekiawan ke 3 Tahun 2017 ISSN (P) : 2460 - 8696
Buku 1 ISSN (E) : 2540 - 7589
Gambar 4. Pengukuran viskositas sampel minyak bumi lapangan X (blank) sebagai fungsi temperatur
Gambar 5. Profil viskositas minyak bumi lapangan x pada shear rate 50s-1terhadap variasi dosis injeksi PPD VP-A
Profil viskositas minyak bumi lapangan x pada Gambar 5 menunjukkan bahwa pada temperatur 24ºC injeksi 700 ppm VP-A mampu memberikan penurunan viskositas sebesar ± 83% dari 556 cP menjadi 97 cP. Selain itu, pada dosis 400 ppm pun VP-A mampu memberikan penurunan viskositas sebesar 67% menjadi 185 cP. Penurunan viskositas akan memberikan penurunan pressure drop sepanjang jalur pipa transportasi sehingga dibutuhkan energi yang lebih sedikit untuk memompakan fluida minyak lapangan X.
Persamaan (3) maka nilai gel strength maksimum yang diperbolehkan adalah sebesar ± 7,01 Pa. Nilai gel strength dari blank minyak lapangan X adalah sebesar ± 775Pa atau 110 kali dari nilai gel strength maksimum. Berdasarkan profil gel strength pada Gambar 6, penggunaan PPD VP-A pada minyak lapangan X pada dosis 700 hingga 400 ppm mampu secara signifikan menurunkan gel strength hingga lebih dari 99% yaitu 2,11 Pa pada dosis 700 ppm dan 3.23 Pa pada dosis 400 ppm. Hal ini menunjukkan bahwa PPD VP-A mampu bekerja sebagai mitigasi masalah restart pressure pada lapangan X.
Kesimpulan
Dari keempat jenis PPD yang diuji VP-A (kopolimer EVA (ethylene-vinyl acetate) merupakan kandidat PPD yang bekerja paling efektif untuk mitigasi masalah transportasi minyak lapangan X yang ditunjukkan dengan parameter dibawah ini pada dosis 700 ppm :
1. Penurunan 15ºC pour point dari 33ºC menjadi 18ºC
2. Penurunan ±83% viskositas dinamik dari 556 cP menjadi 97cP 3. Penurunan gel strenght > 99% dari 775 Pa menjadi 2,11 Pa
Ucapan Terima kasih
Penelitian ini didukung dengan sarana dari laboratorium PT Champion Kurnia Djaja Technologies.
Daftar Pustaka
Ali, G. M., 2009, A unified perspective on the phase behavior of petroleum fluids,
International Journal of Oil, Gas and Coal Technology, vol. 2, no. 2,141-167
ASTM D5853-11, 2011, “Standard Test Method for Pour Point of Crude Oils”. Bai, Y. dan Bai, Q., 2005, Subsea Pipelines and Risers, Elsevier
Seminar Nasional Cendekiawan ke 3 Tahun 2017 ISSN (P) : 2460 - 8696
Buku 1 ISSN (E) : 2540 - 7589
Champion Technologies Method DLI 10.125, 2005, “Rheology of Crude Oil & Chemicals
using a Haake VT550 Viscometer”
Champion Technologies Method DLI 10.218, 2005, “Yield stress determination using a
VT550 portable viscometer”
DIREKTORAT JENDERAL MINYAK DAN GAS BUMI, "MIGAS CONTROL CENTER," 21 January 2017. [Online]. Available: http://lifting.migas.esdm.go.id/lifting/monitoring . [Diakses 21 January 2017].
Elhadi, M. A. Y., 2008, The Effect of Thermal and Chemical Treatments on the Restart of
the GNPOC Crude-oil Pipeline (Waxy Crude), Khartoum
Kondapi, P., dan Moe, R., 2013, Today's Top 30 Flow Assurance Technologies: Where
Do They Stand?, Offshore Technology Centre, vol 24250
Wei, B., 2014, Recent advances on mitigating wax problem using polymeric wax crystal
