Sistem Perpipaan (2).pdf

Laporan Tugas Kelompok 13 Studi Sistem Perpipaan

Kelompok: Petra Yohana Sitanggang (13014020) Kevino (13014060) Katrin Andina (13014064)

Laporan Tugas Kelompok 13

1. Pendahuluan Gas yang akan diolah di pabrik pengolahan gas mula-mula disatukan di header manifold. Manifold digunakan secara sering pada industri minyak dan gas untuk distribusi gas dan cairan. Manifold didesain untuk mengumpulkan beberapa aliran menjadi satu aliran atau membagi satu aliran ke beberapa aliran. Pada kasus ini, manifold berupa pipa besar yang mengumpulkan fluida-fluida bertekanan dan menyalurkannya ke sistem perpipaan. Fluida dari header manifold tersebut kemudian dialirkan menuju HP separator untuk memisahkan fraksi ringan dan fraksi berat menurut Gambar 1. Kelayakan desain suatu sistem perpipaan perlu ditentukan agar tidak terbentuk masalahmasalah transportasi fluida, seperti korosi perpipaan, erosi perpipaan, pembentukan hidrat, pengendapan wax/pembentukan kerak, dan terjadinya slug pada aliran multifasa. Pada kasus ini, masalah transportasi yang ingin ditinjau adalah slug. Slug flow merupakan rejim aliran dua fasa gas-cair, di mana gas berupa gelembung besar yang terpisah dari fasa cair. Slug menyebabkan tekanan meningkat mendadak di beberapa segmen pipa serta laju alir fluida yang fluktuatif dan lambat. Secara umum, slug flow dibagi menjadi 4 jenis berdasarkan penyebabnya, yaitu hydrodynamic slugging (saat gas mengalir dengan kecepatan tinggi dan cairan mengalir dengan kecepatan besar), terrain slugging (akibat topografi), riser-based slugging (ditemukan di fasilitas produksi minyak lepas pantai), dan operational slug (akibat proses startup/shutdown, pigging, dan variasi kondisi operasi).

Gambar 1. Skema 3D sistem perpipaan dari header manifold ke HP separator

2. Tujuan Studi ini ditujukan untuk mengevaluasi rejim aliran pada sistem perpipaan serta memilih alternatif terbaik untuk menghilangkan slug flow pada flowline yang menghubungkan header manifold dengan HP separator.

3. Metodologi dan Validasi Evaluasi dilakukan dengan mula-mula membangun kasus basis pada perangkat lunak atau

Studi Sistem Perpipaan

2


simulator proses Aspen HYSYS. Pada simulasi kasus ini, property package yang digunakan adalah Peng-Robinson. Hal ini dipilih mengingat interaksi antar molekul komponen pada umpan tidak signifikan. Melalui input spesifikasi umpan dan flowline, Aspen HYSYS kemudian akan melakukan analisis slug. Model translasi, model holdup, dan model factor gesek yang dipilih secara berturut-turut adalah Bendikson, Gregory et al, dan Colebrook. Sedangkan, model frekuensi yang digunakan adalah Hill & Wood. Pemilihan tersebut didasarkan pada persamaan pendekatan yang tersedia pada Aspen HYSYS untuk meramalkan nilai parameter aliran slug berturut-turut kecepatan translansional (Bendikson, 1984), liquid hold up (Gregory et al, 1978), koefisien gesek untuk pipa aliran turbulen dan kasar (Colebrook), dan frekuensi yang tepat untuk meramalkan sifat slug pada frekuensi tersebut (Hill&Wood), di mana parameter ini dapat juga diinput secara manual apabila nilainya telah diketahui. Saat hasil analisis slug menunjukkan terjadinya aliran slug pada pipa kasar, maka modifikasi proses dilakukan untuk menghilangkan slug. Hasil analisis setiap modifikasi proses kemudian diperiksa dan divalidasi apakah masih terjadi slug atau tidak. Dari beberapa alternatif modifikasi proses, salah satu dipilih berdasarkan faktor ekonomis dan keamanan proses.

4. Basis Perhitungan Data-data masukan tekanan, suhu, dan komposisi umpan gas telah diketahui. Selain itu, datadata konfigurasi dan spesifikasi flowline dari header manifold ke HP separator telah tersedia. Untuk mempermudah evaluasi yang dilakukan, profil pipa dibagi menjadi 9 bagian yang ditunjukkan pada Gambar 2, sedangkan tabulasi data-data utama untuk flowline dijabarkan dalam Tabel 1.

Gambar 2. Profil sistem perpipaan dari header manifold ke HP separator Tabel 1. Dimensi sistem perpipaan Segmen pipa 1


Inner diameter (inch) 12

Panjang pipa (m)

Elevasi (m)

1.489

-1.489

3


2 3 4

2.203 5.486 27.707 0.767 0.956 4.586 7.745 3.444 1.773

5 6 7 8 9

0 5.486 0 -0.542 0 -4.586 0 3.444 0

Data pipa yang digunakan adalah sebagai berikut:  Material : Mild steel  Pipe conductivity : 45 W/(m.K)  Pipe roughness : 0.00004572 m Asumsi yang digunakan pada sistem perpipaan adalah tidak ada heat loss yang terjadi selama proses transfer berlangsung. Laju alir, komposisi, dan kondisi operasi umpan diasumsikan konstan, sebagai berikut:   

Laju alir massa Temperatur Tekanan

: 65.22 MMSCFD : 120℉ : 497.2 psig

Komposisi umpan gas dianggap konstan seperti yang disajikan dalam Tabel 2 berikut. Tabel 2. Komposisi umpan gas No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Komponen Hydrogen Sulfide Carbon Dioxide Nitrogen Methane Ethane Propane i-Butane n-Butane i-Pentane n-Pentane Hexane Heptane Octane Nonane Decane Undecane plus Water

Rumus H2S CO2 N2 C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7 C8 C9 C10 C11+ H2O

Nilai (%-mol) 0.0053 0.0362 0.0131 0.8126 0.0131 0.0134 0.0029 0.0030 0.0009 0.0015 0.0013 0.0004 0.0004 0.0003 0.0002 0.0909 0.0046

Catatan: Properti dari Undecane Plus (C11+)  Densitas cair ideal : 46.88 lb/ft3  Molecular weight : 208.10


4


5. Hasil Simulasi dan Pembahasan

Gambar 3. Simulasi kasus basis Mula-mula simulasi dilakukan menurut skema pada Gambar 3 berdasarkan data pada basis perhitungan dengan menggunakan Aspen HYSYS. Kemudian, analisis slug pada kasus basis dilakukan dan diperoleh data pada Tabel 3. Tabel 3. Hasil analisis slug kasus basis Pipe segment

Length (m)

1

2

3

4

5


Pressure (psig)

0 0.2978 0.5956

Elevation (m) 0 -0.2978 -0.5956

497.2 497.2094364 497.2188732

Vapor velocity (m/s) 7.748095819 7.747993166 7.747888215

Status

0.8934 1.1912 1.489 1.9296 2.3702 2.8108

-0.8934 -1.1912 -1.489 -1.489 -1.489 -1.489

497.2283101 497.2377472 497.2471844 497.2450326 497.2428808 497.240729

7.747783266 7.747678317 7.747573371 7.747606072 7.747638773 7.747671475

Single Ph Single Ph Single Ph Single Ph Single Ph Single Ph

3.2514 3.692 4.7892 5.8864 6.9836 8.0808

-1.489 -1.489 -0.3918 0.7054 1.8026 2.8998

497.2385772 497.2364254 497.19094 497.1454571 497.0999766 497.0544986

7.747704177 7.74773688 7.748286449 7.74883608 7.749376194 7.74991996

Single Ph Single Ph Single Ph Single Ph Slug Flow Slug Flow

9.178 14.7194 20.2608 25.8022 31.3436 36.885

3.997 3.997 3.997 3.997 3.997 3.997

497.0090218 496.9819479 496.9548725 496.9277957 496.9007175 496.8736378

7.750555502 7.750966768 7.751378097 7.751789492 7.752200953 7.752612478

Stable 2Ph Stable 2Ph Stable 2Ph Stable 2Ph Stable 2Ph Stable 2Ph

37.0384

3.8886

496.8768502

7.752575651

Stable 2Ph

Single Ph Single Ph Single Ph

5


6

7

8

9

10

37.1918 37.3452 37.4986

3.7802 3.6718 3.5634

496.8800626 496.883275 496.8864875

7.75253882 7.752501986 7.752465148

Stable 2Ph Stable 2Ph Stable 2Ph

37.652 37.8432 38.0344 38.2256 38.4168 38.608

3.455 3.455 3.455 3.455 3.455 3.455

496.8897 496.8887656 496.8878313 496.8868969 496.8859625 496.8850282

7.752428306 7.752442505 7.752456704 7.752470903 7.752485102 7.752499302


39.5252 40.4424 41.3596 42.2768 43.194 44.743

2.5378 1.6206 0.7034 -0.2138 -1.131 -1.131

496.9140714 496.9431161 496.9721624 497.0012103 497.0302597 497.0226916

7.752105847 7.751787556 7.751471765 7.751148437 7.750825135 7.75094025

Stable 2Ph Stable 2Ph Single Ph Single Ph Single Ph Single Ph

46.292 47.841 49.39 50.939 51.6278 52.3166

-1.131 -1.131 -1.131 -1.131 -0.4422 0.2466

497.0151233 497.0075549 496.9999864 496.9924178 496.963873 496.9353287

7.751055369 7.751170494 7.751285624 7.751400759 7.751745996 7.752091206


53.0054 53.6942 54.383 54.7376 55.0922 55.4468

0.9354 1.6242 2.313 2.313 2.313 2.313

496.9067859 496.8782441 496.8497032 496.8479701 496.8462371 496.8445041

7.752436472 7.7527746 7.753116154 7.753142541 7.753168929 7.753195317

Single Ph Slug Flow Stable 2Ph Stable 2Ph Stable 2Ph Stable 2Ph

55.8014 56.156

2.313 2.313

496.842771 496.841038

7.753221705 7.753248094

Stable 2Ph Stable 2Ph

Tabel 3 menunjukkan bahwa terjadi slug flow pada segmen pipa ke-3 dan ke-9 yang menghubungkan header manifold ke HP separator. Slug tersebut termasuk jenis riser-based slugging. Maka dari itu, modifikasi perlu dilakukan untuk menghilangkan rejim slug yang terbentuk pada pipa. Alternatif pertama adalah menggunakan kompresor berdaya 1 kW sebelum gas melewati sistem perpipaan. Gambar 4 menunjukkan simulasi alternatif pertama.


6


Gambar 4. Simulasi kasus alternatif pertama Analisis slug pada kasus alternatif pertama dilakukan dan diperoleh data pada Tabel 4. Penambahan kompresor K-100 dengan daya 1 kW pada fluida sebelum melewati sistem perpipaan menyebabkan tekanan fluida meningkat sebesar 0.3 psig. Analisis slug menunjukkan bahwa tidak terbentuk slug flow pada kasus alternatif pertama. Hal ini dikarenakan pemberian energi pada pompa akan menyebabkan peningkatan tekanan dan peningkatan laju alir fluida sesuai hukum Bernoulli di mana,  P g.za  a v 2   Pb g.zb  b v 2     n.W p   a    gc 2 g c    gc 2 g c   Kelebihan dari pemasangan kompresor di awal adalah tekanan yang perlu dinaikkan relatif kecil sehingga lebih hemat daya dan tidak diperlukannya modifikasi flowline untuk sistem gas lift, akan tetapi hal ini hanya memiliki kelemahan yaitu kompresor rawan choking apabila fluida umpan kompresor merupakan fluida multifasa. Tabel 4. Hasil analisis slug kasus alternatif pertama Pipe segment

Length (m)

1

2

3


Elevation (m)

Pressure (psig)

Vapor velocity (m/s)

Status

0 0.2978 0.5956 0.8934 1.1912 1.489

0 -0.2978 -0.5956 -0.8934 -1.1912 -1.489

497.488674 497.498115 497.507557 497.516999 497.52644 497.535882

7.74506937 7.74496675 7.74486184 7.74475693 7.74465203 7.74454712


1.9296 2.3702 2.8108 3.2514 3.692 4.7892

-1.489 -1.489 -1.489 -1.489 -1.489 -0.3918

497.533732 497.531581 497.52943 497.527279 497.525128 497.479629

7.74457978 7.74461243 7.74464509 7.74467775 7.74471041 7.7452596


5.8864

0.7054

497.434132

7.74580886

Single Ph

7


4

5

6

7

8

9

10

6.9836 8.0808

1.8026 2.8998

497.388638 497.343147

7.74635817 7.74690755

Single Ph Single Ph

9.178 14.7194 20.2608 25.8022 31.3436 36.885

3.997 3.997 3.997 3.997 3.997 3.997

497.297658 497.270595 497.24353 497.216464 497.189396 497.162327

7.74745699 7.74786824 7.74827956 7.74869095 7.7491024 7.74951392


37.0384 37.1918 37.3452 37.4986 37.652 37.8432

3.8886 3.7802 3.6718 3.5634 3.455 3.455

497.165542 497.168756 497.17197 497.175185 497.178399 497.177465

7.74947906 7.74944419 7.74940933 7.74937447 7.74933961 7.74935381


38.0344 38.2256 38.4168 38.608 39.5252 40.4424

3.455 3.455 3.455 3.455 2.5378 1.6206

497.176531 497.175597 497.174663 497.173729 497.202787 497.231847

7.74936801 7.74938221 7.74939641 7.74941061 7.74908736 7.74876414


41.3596 42.2768 43.194 44.743 46.292 47.841

0.7034 -0.2138 -1.131 -1.131 -1.131 -1.131

497.260908 497.289971 497.319035 497.31147 497.303904 497.296339

7.74844093 7.74811773 7.74779454 7.7479095 7.74802446 7.74813943


49.39 50.939 51.6278 52.3166 53.0054 53.6942

-1.131 -1.131 -0.4422 0.2466 0.9354 1.6242

497.288773 497.281208 497.252655 497.224102 497.195551 497.167

7.7482544 7.74836938 7.74871436 7.74905936 7.7494044 7.74974945


54.383 54.7376 55.0922 55.4468 55.8014 56.156

2.313 2.313 2.313 2.313 2.313 2.313

497.138451 497.136719 497.134986 497.133254 497.131522 497.129789

7.75009453 7.75012087 7.75014721 7.75017355 7.75019989 7.75022624


Alternatif kedua adalah menaikkan laju superficial gas dengan melakukan injeksi gas nitrogen dengan laju alir 0.6 MMSCFD pada kondisi operasi tekanan 120℉ dan 497.2 psig. Gambar 5 menunjukkan simulasi alternatif kedua.


8


Gambar 5. Simulasi kasus alternatif kedua Analisis slug pada kasus alternatif kedua dilakukan dan diperoleh data pada Tabel 5. Pada analisis slug hasil alternatif kedua, slug tidak ditemui. Hal ini dikarenakan injeksi nitrogen dapat menghilangkan slug karena laju uap rata-rata fluida meningkat sebesar 0.086 m/s. Peningkatan laju alir ini juga akan menggeser rejim fluida yang mula-mula berada pada rejim slug menjadi stabil dan single phase. Tabel 5. Hasil analisis slug kasus alternatif kedua Pipe segment

Length (m)

1

2

3

4

5


Pressure (psig)

0 0.2978 0.5956 0.8934 1.1912

Elevation (m) 0 -0.2978 -0.5956 -0.8934 -1.1912

497.2 497.2094 497.2189 497.2283 497.2378

Vapor velocity (m/s) 7.834827 7.834723 7.834617 7.834511 7.834405

Status

1.489 1.9296 2.3702 2.8108 3.2514 3.692

-1.489 -1.489 -1.489 -1.489 -1.489 -1.489

497.2472 497.245 497.2428 497.2406 497.2384 497.2362

7.834299 7.834333 7.834367 7.834401 7.834435 7.834469


4.7892 5.8864 6.9836 8.0808 9.178 14.7194

-0.3918 0.7054 1.8026 2.8998 3.997 3.997

497.1904 497.1446 497.0987 497.0529 497.0071 496.9793

7.835029 7.835588 7.836148 7.836708 7.837268 7.837695

Single Ph Single Ph Single Ph Single Ph Stable 2Ph Stable 2Ph

20.2608 25.8022 31.3436 36.885 37.0384 37.1918

3.997 3.997 3.997 3.997 3.8886 3.7802

496.9515 496.9237 496.8959 496.8681 496.8713 496.8745

7.838123 7.838551 7.838978 7.839406 7.839371 7.839336


Single Ph Single Ph Single Ph Single Ph Single Ph

9


6

7

8

9

10

37.3452

3.6718

496.8777

7.839301

Stable 2Ph

37.4986 37.652 37.8432 38.0344 38.2256 38.4168

3.5634 3.455 3.455 3.455 3.455 3.455

496.8809 496.8841 496.8832 496.8822 496.8812 496.8803

7.839266 7.839231 7.839245 7.83926 7.839275 7.83929


38.608 39.5252 40.4424 41.3596 42.2768 43.194

3.455 2.5378 1.6206 0.7034 -0.2138 -1.131

496.8793 496.9084 496.9375 496.9666 496.9957 497.0247

7.839304 7.838978 7.838651 7.838325 7.837998 7.837671

Stable 2Ph Stable 2Ph Single Ph Single Ph Single Ph Single Ph

44.743 46.292 47.841 49.39 50.939 51.6278 52.3166 53.0054

-1.131 -1.131 -1.131 -1.131 -1.131 -0.4422 0.2466 0.9354

497.017 497.0092 497.0014 496.9936 496.9859 496.9571

7.837791 7.83791 7.83803 7.838149 7.838269 7.838621


53.6942 54.383 54.7376 55.0922 55.4468 55.8014

1.6242 2.313 2.313 2.313 2.313 2.313

496.9284 496.8996 496.8709 496.8421 496.8403 496.8385

7.838972 7.839324 7.839675 7.840027 7.840054 7.840082

Single Ph Single Ph Single Ph Stable 2Ph Stable 2Ph Stable 2Ph

56.156

2.313

496.8368 496.835 496.8332

7.840109 7.840137 7.840164


Metode miscible injection seperti ini telah luas diterapkan pada reservoir dan perpipaan di industri oil and gas. Miscible injection memiliki prinsip kerja menambah supervicial velocity dari gas dan dapat menguapkan beberapa komponen ringan. Meskipun ada beberapa alternatif gas seperti karbondioksida dan hidrokarbon ringan, nitrogen memiliki kelebihan pada sifat non korosif dan inert dengan beberapa kondisi yang sebaiknya dipenuhi, di mana: (1) kadar etana atau hidrokarbon lebih ringan tinggi , (2) hidrokarbon dapat menyerap gas nitrogen yang diinjeksikan dan (3) tekanan dan temperatur tinggi agar nitrogen dapat larut. Miscible injection dapat dijadikan alternatif apabila pada site terdapat fasilitas pendinginan kriogenik udara dan keberadaan nitrogen bukan menjadi masalah pada proses. Alternatif ketiga adalah dengan melakukan gas lift atau meng-recycle sebesar 0.3 dari laju alir uap molar keluaran HP separator, kemudian dikompres dengan kompresor dengan daya 1.4 kW hinggga tekanannya mencapai 497.2 psig. Gambar 6 menunjukkan simulasi alternatif ketiga.


10


Gambar 6. Simulasi kasus alternatif ketiga Analisis slug pada kasus alternatif ketiga dilakukan dan diperoleh data pada Tabel 6. Pada alternatif ini aliran slug akan ditiadakan dengan metode gas lift. Namun, gas lift tanpa kompresor menambah aliran slug pada segmen pipa karena ada penurunan tekanan yang ternyata signifikan dari 497.2 psig menjadi 484.6 psig akibat hilang tekan pada perpipaan. Maka dari itu, ditambahkan kompresor untuk mengatasi masalah penurunan tekanan. Tabel 6. Hasil analisis slug kasus alternatif ketiga Pipe segment

Length (m)

1

2

3

4

5


Pressure (psig)

0 0.2978 0.5956

Elevation (m) 0 -0.2978 -0.5956

497.2 497.2079 497.2159


Status

0.8934 1.1912 1.489 1.9296 2.3702 2.8108

-0.8934 -1.1912 -1.489 -1.489 -1.489 -1.489

497.2238 497.2318 497.2397 497.2353 497.231 497.2266

11.06998 11.06986 11.06974 11.06984 11.06993 11.07003


3.2514 3.692 4.7892 5.8864 6.9836 8.0808

-1.489 -1.489 -0.3918 0.7054 1.8026 2.8998

497.2223 497.2179 497.1669 497.1159 497.065 497.014

11.07012 11.07022 11.07112 11.07203 11.07293 11.07384


9.178 14.7194 20.2608 25.8022 31.3436 36.885

3.997 3.997 3.997 3.997 3.997 3.997

496.963 496.9081 496.8532 496.7983 496.7434 496.6885

11.07474 11.07593 11.07713 11.07832 11.07952 11.08071

Single Ph Single Ph Single Ph Single Ph Single Ph Stable 2Ph

37.0384 37.1918 37.3452

3.8886 3.7802 3.6718

496.691 496.6934 496.6958

11.08068 11.08064 11.08061



11


6

7

8

9

10

37.4986

3.5634

496.6983

11.08058

Single Ph

37.652 37.8432 38.0344 38.2256 38.4168 38.608

3.455 3.455 3.455 3.455 3.455 3.455

496.7007 496.6988 496.6969 496.695 496.6931 496.6912

11.08054 11.08059 11.08063 11.08067 11.08071 11.08075


39.5252 40.4424 41.3596 42.2768 43.194 44.743

2.5378 1.6206 0.7034 -0.2138 -1.131 -1.131

496.7157 496.7401 496.7645 496.7889 496.8133 496.798

11.08039 11.08003 11.07967 11.0793 11.07894 11.07928


46.292 47.841

-1.131 -1.131

49.39 50.939 51.6278 52.3166 53.0054 53.6942

-1.131 -1.131 -0.4422 0.2466 0.9354 1.6242

496.7827 496.7673 496.752 496.7366 496.7046 496.6726

11.07961 11.07994 11.08028 11.08061 11.08118 11.08175


54.383 54.7376 55.0922 55.4468 55.8014 56.156

2.313 2.313 2.313 2.313 2.313 2.313

496.6406 496.6087 496.5767 496.5732 496.5696 496.5661

11.08232 11.08289 11.08346 11.08353 11.08361 11.08369

Single Ph Single Ph Stable 2Ph Stable 2Ph Stable 2Ph Stable 2Ph

496.5626 496.5591

11.08376 11.08384

Stable 2Ph Stable 2Ph

Kelebihan dari alternatif tiga dibandingkan alternatif pertama (walaupun keduanya samasama menggunakan kompresor) adalah untuk alternatif ketiga, peristiwa choking dapat dicegah dengan pemisahan lanjut pada HP separator. Namun demikian, modifikasi flowline baru perlu dilakukan dan diinstalasi dari kasus basis (as built). Alternatif keempat adalah dengan melakukan gas lift atau meng-recycle sebesar 0.3 dari laju alir uap molar keluaran HP separator, kemudian dipanaskan dengan heater dengan aliran panas sebesar 1.5 kW hinggga tekanannya mencapai 497.2 psig dan temperatur 120.2℉. Gambar 7 menunjukkan simulasi alternatif ketiga.


12


Gambar 7. Simulasi kasus alternatif keempat Analisis slug pada kasus alternatif keempat dilakukan dan diperoleh data pada Tabel 7. Hasil analisis menunjukkan bahwa pemanasan aliran recycle dapat menghilangkan slug pada sistem perpipaan. Hal ini dikarenakan saat temperatur meningkat, maka tekanan juga meningkat. Peningkatan tekanan tersebut secara tidak langsung meningkatkan laju aliran fluida gas pada pipa sehingga slug flow tidak ditemui. Tabel 7. Hasil analisis slug kasus alternatif keempat Pipe segment

Length (m)

1

2

3

4

5


Status

0 0.2978 0.5956

Elevation (m) 0 -0.2978 -0.5956

Pressure (psig) 497.2 497.207941 497.215882


0.8934 1.1912 1.489 1.9296 2.3702 2.8108

-0.8934 -1.1912 -1.489 -1.489 -1.489 -1.489

497.223824 497.231766 497.239707 497.235345 497.230984 497.226622

11.0699254 11.0698079 11.0696904 11.0697852 11.0698799 11.0699746


3.2514 3.692 4.7892 5.8864 6.9836 8.0808

-1.489 -1.489 -0.3918 0.7054 1.8026 2.8998

497.22226 497.217898 497.166916 497.115936 497.064958 497.013983

11.0700693 11.070164 11.0710687 11.0719736 11.0728785 11.0737836


9.178 14.7194 20.2608 25.8022 31.3436 36.885

3.997 3.997 3.997 3.997 3.997 3.997

496.96301 496.908124 496.853231 496.798333 496.743429 496.688518

11.0746888 11.0758819 11.0770754 11.0782693 11.0794636 11.0806583

Single Ph Single Ph Single Ph Single Ph Single Ph Stable 2Ph

37.0384 37.1918 37.3452

3.8886 3.7802 3.6718

496.690958 496.693398 496.695838

11.0806252 11.0805921 11.0805591



13


6

7

8

9

10

37.4986 37.652

3.5634 3.455

496.698278 496.700718

11.080526 11.0804929

Single Ph Single Ph

37.8432 38.0344 38.2256 38.4168 38.608 39.5252

3.455 3.455 3.455 3.455 3.455 2.5378

496.698823 496.696929 496.695034 496.693139 496.691245 496.715664

11.0805342 11.0805754 11.0806166 11.0806578 11.0806991 11.0803372


40.4424 41.3596 42.2768 43.194 44.743 46.292

1.6206 0.7034 -0.2138 -1.131 -1.131 -1.131

496.740084 496.764505 496.788928 496.813352 496.798004 496.782655

11.0799754 11.0796135 11.0792517 11.0788898 11.0792237 11.0795575


47.841 49.39 50.939 51.6278 52.3166 53.0054

-1.131 -1.131 -1.131 -0.4422 0.2466 0.9354

496.767307 496.751958 496.736608 496.704619 496.672632 496.640645

11.0798914 11.0802253 11.0805593 11.081128 11.0816968 11.0822657


53.6942 54.383 54.7376 55.0922 55.4468 55.8014

1.6242 2.313 2.313 2.313 2.313 2.313

496.608659 496.576674 496.573159 496.569644 496.566129 496.562614

11.0828346 11.0834036 11.0834801 11.0835566 11.0836331 11.0837097


56.156

2.313

496.5591

11.0837862

Single Ph

Kelebihan dari alternatif keempat dibandingkan alternatif ketiga adalah penggunaan heater dibandingkan kompresor menyebabkan investasi kapital dapat ditekan. Secara umum, Tabel 8 meringkas beberapa alternatif serta kelebihan dan kelemahan dari setiap alternatif. Tabel 8 Kelebihan dan kelemahan setiap alternatif Alternatif Deskripsi Kelebihan ke1 Kompresor sebelum Tidak perlu pipa flowline 2 Injeksi gas nitrogen Tidak perlu flowline baru

3 4

Gas lift kompresor Gas lift heater


dengan dengan

Kelemahan instalasi

Rawan choking

instalasi

Jika tidak ada fasilitas produksi nitrogen, maka investasi kapital untuk injeksi akan lebih mahal Perlu instalasi flowline baru Perlu instalasi flowline

Lebih aman dari choking kompresor (Heater) lebih murah dibandingkan alternatif tiga (kompresor)

14


6. Kesimpulan Berdasarkan evaluasi rejim aliran jaringan pipa dari manifold ke HP separator, sistem perpipaan menunjukkan adanya aliran slug yang dapat merugikan dan membahayakan pabrik. Dari beberapa alternatif (Tabel 8) yang bertujuan untuk menghilangkan slug flow, proses gas lift dengan menggunakan heater dipilih karena merupakan alternatif yang paling ekonomis dan aman dalam segi proses.

7. Daftar Pustaka 1. McCabe, W., Smith, J.C., and Harriot, P., 1993, “Unit Operation of Chemical Engineering”, McGraw Hill Book, Co., United States of America. 2. Geankoplis, C.J., 2003, Transport Processes and Unit Operations, 4nd ed., PrenticeHall International, Tokyo. 3. Bendiksen, K. 1984 An experimental investigation of the motion of long bubbles in inclined tubes. Int. J. Multiphase Flow 10, 467-483. 4. Gregory, G.A., Nicholson, M.K., Aziz, K., 1978. Correlation of the liquid volume fraction in the slug for horizontal gas-liquid slug flow. Int. J. Multiphase Flow 4, 33-39.

______________________________


o0o ______________________________

15

Sistem Perpipaan (2).pdf

Recommend Documents