Pengumpulan dan Pemisahan Fluida Produksi
Kekhasan dari fluida yang mengalir dari sumur-sumur produksi ialah berkecepatan tinggi dan sifat alirannya bergolak (turbulent). Campuran gas dan hidrokarbon cair berekspansi terus menerus, bercampur bersama dengan uap air, air bebas, zat-zat padat dan zat-zat ikutan lainnya. Aliran gas yang berkecepatan tinggi mengandung bintik-bintik cairan, sedangkan liquidnya mengandung gelembung-gelembung gas. Gasnya sendiri berada dalam keadaan jenuh dengan uap air (saturated). Fluida di dalam reservoir mengalir dari kondisi panas dan bertekanan tinggi, menuju ke lubang-lubang perforasi pada pipa casing di bawah sumur dan terus mengalir naik melalui pipa tubing produksi menuju kepala sumur di permukaan. Pada sumur yang tekanan reservoirnya masih tinggi, biasanya pada kepala sumur dipasang choke yang fungsinya untuk membatasi laju alirnya, fluidnya kemudian mengalir melalui pipa alir (flowline) menuju ke stasiun pengumpul. Sewaktu pengaliran, dimulai dari reservoir sampai ke stasiun pengumpul, tekanan dan suhu
fluida
yang
diproduksi
akan
mengalami
penurunan
secara
perlahan-
lahan (gradually) sampai ke tekanan yang diinginkan/diperlukan di stasiun pengumpul. Bila diperlukan, sebelum masuk ke sistem di stasiun, tekanan alirnya diturunkan dengan cara menggunakan valve pengontrol tekanan(pressure control valve). Selanjutnya fluid yang datang melalui flowline di "stasiun pengumpul" mula-mula dialirkan melalui sarana produksi
yang
dinamakan
separator
produksi (production separator).
atau
sering
juga
dinamakan
separator
Peralatan-peralatan yang pada umumnya terdapat di stasiun pengumpul minyak adalah sebagai berikut: 1.
Flow line
2.
Manifold
3.
Header
4.
Separator
5.
Dehydrator
6.
Chemical injection
7.
Gas Boot
8.
Storage Tank
9.
PD Meter
10. Shipping Pump 11. Recycle Pump Selanjutnya akan dijelaskan mengenai peralatan-peralatan yang terdapat di stasiun pengumpul minyak. 1. Flow Line Flow line adalah pipa penyalur minyak dan gas bumi dari suatu sumur menuju tempat pemisahan atau penyulingan. 2. Manifold Manifold merupakan
sekumpulan valve dan fitting yang
disusun
sedemikian
rupa
sehingga dapat mengatur arah aliran fluida. Dari manifold ini aliran fluida yang berasal dari sumur-sumur produksi diarahkan ke separator testatau ke separator produksi. 3. Header Line Header Line merupakan jalur utama aliran fluida menuju separator produksi.
Peralatan-peralatan yang pada umumnya terdapat di stasiun pengumpul minyak adalah sebagai berikut: 1.
Flow line
2.
Manifold
3.
Header
4.
Separator
5.
Dehydrator
6.
Chemical injection
7.
Gas Boot
8.
Storage Tank
9.
PD Meter
10. Shipping Pump 11. Recycle Pump Selanjutnya akan dijelaskan mengenai peralatan-peralatan yang terdapat di stasiun pengumpul minyak. 1. Flow Line Flow line adalah pipa penyalur minyak dan gas bumi dari suatu sumur menuju tempat pemisahan atau penyulingan. 2. Manifold Manifold merupakan
sekumpulan valve dan fitting yang
disusun
sedemikian
rupa
sehingga dapat mengatur arah aliran fluida. Dari manifold ini aliran fluida yang berasal dari sumur-sumur produksi diarahkan ke separator testatau ke separator produksi. 3. Header Line Header Line merupakan jalur utama aliran fluida menuju separator produksi.
4. Separator Akumulasi hidrokarbon di dalam batuan reservoir dapat meliputi m eliputi daerah yang cukup luas dan fluida hidrokarbon tersebut dialirkan dari reservoir ke permukaan melalui banyak sumur. Dari kepala sumur fluida hidrokarbon tersebut dialirkan ke peralatan pemisah dan selanjutnya dialirkan ke tempat pengumpulan, pengolahan ataupun penjualan. Persyaratan jual untuk minyak dan gas serta peralatan pengolahan fluida hidrokarbon yang hanya dapat bekerja untuk satu fasa hidrokarbon saja, maka tiap-tiap fasa perlu dipisahkan terlebih dahulu sebelum dikirim ke peralatan pengolahan ataupun pengapalan. Karena fluida dari sumur minyak atau sumur gas terdiri dari campuran minyak, air, gas, uap minyak, uap air dan padatan maka untuk memisahkan masing-masing komponen perlu peralatan khusus, yaitu separator. Separator adalah suatu bejana dimana campuran fluida yang tidak larut kedalam satu sama lainnya dapat dipisahkan. Pada fasilitas-fasilitas proses minyak dan gas di lapangan terdapat lebih banyak separator dibandingkan dengan jenis peralatan lainnya. Kadang – kadang separator disebut juga Scrubber, Accumulator, Flash Tank, Gas Boot atau nama lainnya. Fungsinya secara umum adalah untuk memisahkan dua fluida atau lebih, biasanya gas dan cairan. Separator yang
biasanya
yaituseparator produksi
digunakan dan test
dalam
satu
lapangan
separator. Separator Produksi
ada
dua
macam,
digunakan
untuk
produksi setiap hari, sedangkan separator test diiginakan diigi nakan untuk well test. Aliran gas dari separator selanjutnya
diolah
discrubber untuk
menghilangkan
kandungan
airnya. Gas yang dihasilkan digunakan untuk bahan bakar Generator Set (Genset). 5. Dehydrator
Dehydrator adalah vessel yang berfungsi memisahkan butiran-butiran air yang masih terkandung di dalam minyak. Pemisahan yang terjadi di dalam dehydrator menggunakan kalor atau pemanasan (heater treater) dan system listrik (prinsip elektrostatik). Di
dalam vessel terdapat
sepasang
elektroda,
yaitu upper
electrode dan lower
electrodeyang berupa kisi-kisi (electrical grids). Lower electode dialiri listrik sebesar 23 kV sedangkanupper electrode dihubungkan dengan ground. Elektroda tersebut berfungsi untuk membangkitkan medan listrik tegangan tinggi yang disuplai dari sebuah transformer pada bagian atas. Ketika melewati medan listrik tegangan tinggi, yang dibangkitkan oleh elektroda, titik-titik air dalam minyak akan terinduksi menjadi partikel dengan dua kutub yang berlawanan (terpolarisasi). Hal ini akan
menyebabkan
kutub-kutub
yang
berlawanan
akan
selalu
tarik-menarik,
menyebabkan partikel-partikel air akan saling bergabung membentuk droplet-droplet air yang lebih besar. Demikian seterusnya sampai droplet yang terbentuk cukup besar untuk menyebabkan gaya gravitasi dapat menarik jatuh ke bagian dasarvessel. Demikian juga yang terjadi pada partikel lain seperti garam dan sebagainya. 6. Chemicals Injection Chemical yang biasa digunakan di stasiun pengumpul minyak ada empat, yaitu : A.
Demulsifier
Demulsifier berfungsi untuk memecah emulsi air dalam minyak, memudahkan pemisahan minyak dengan air. B.
Corrosion Inhibitor
Corrosion inhibitor berfungsi untuk mencegah korosi yang terjadi di pipa-pipa yang disebabkan oleh fluida reservoir seperti air. C.
Scale Inhibitor
Scale inhibitor berfungsi untuk mencegah terbentuknya scale yang dapat menghambat aliran fluida di dalam pipe line. D.
Biocide (Sodium Hyphoclorite)
Biocide berfungsi untuk membunuh bakteri-bakteri yang dapat menimbulkan gas H2S yang ada didalam air yang terproduksi dari sumur. 7. De-Gassing Boot Gas boot adalah alat yang digunakan untuk memisahkan gas yang masih terkandung di dalam minyak setelah keluar dari dehydrator. Di tempatkan pada system proses produksi, yaitu setelah separator produksi dan dehydrator, tetapi pada sebelum wash tank atau storage tank. Gas yang keluar dari puncak alat tersebut biasanya disalurkan secara tersendiri ke kolam khusus sebab tekanannya hanya sedikit lebih besar dari tekanan atmosphere. 8. Storage Tank Storage tank berfungsi sebagai tempat untuk menampung minyak sementara sebelum dikirim ke penyulingan. Umumnya konstruksi tangki di buat dengan plat baja yang lebih tebal dari tangki produksi karena sifatnya permanen. 9. PD Meter PD meter adalah alat untuk mengukur laju alir minyak dan volume minyak yang dikirim ke tempat penyulingan minyak. Volume minyak yang tercatat perlu diketahui untuk digunakan sebagai bukti pengiriman penjualan. 10. Pigging Proses pigging digunakan untuk menjaga efisiensi pipe line agar tetap tinggi. Oleh sebab itu, di dalam operasi pipe line kita perlu untuk melakukan pembersihan pada bagian dalam pipe line secara berkala. Tujuan dari proses pigging antara lain:
1. Membersihkan dan menaikkan efisiensi pipa, 2. Memeriksa kondisi dala pipe line. Identifikasi awal diperlukannya pengerjaan pigging antara lain adalah dengan mengecekpressure antara upstream dan downstream, serta adanya penurunan laju alir pada pipe line. 11. Shipping Pump Shipping pump adalah pompa sentrifugal yang digunakan untuk memompa minyak daritangki produksi menuju ke PD meter yang akan dikirim ke stasiun selanjutnya untuk di jual. 12. Recycle Pump Recycle pump adalah pompa yang
berfungsi untuk mengurangi endapan dan
mensirkulasikan minyak di dalam tanki. http://iman-firmanoktah.blogspot.com/2011/04/pengumpulan-dan-pemisahanfluida.html
PIPA : FLOW ASSURANCE (6)
http://www.cee.vt.edu/ewr/environmental/teach/wtprimer/corrosion/corrosion.html
7. Kerak
Wax dan aspal terpresipitasi dari crude oil , sedangkan kerak dari air formasi. Seperti halnya pengendapan wax dan aspal, kerak dapat menyebabkan
masalah
serius
dengan
menyumbat
fasilitas
produksi, control valve, dan menghambat aliran fluida dalam tubing dan pipa. Kerak juga dapat terbentuk di dalam formasi dan mereduksi produktivitas dengan menyumbat formasi.
Kerak yang sering terdapat dalam industri minyak adalah kalsium karbonat, barium sulfat, strontium sulfat, dan kalsium sulfat.
Kalsium karbonat (CaCO 3) disebut juga kerak calcite. Kalsium karbonat terbentuk ketika ion kalsium bersenyawa dengan ion karbonat atau ion bikarbonat.
Ca2+ + CO32- --> CaCO3(s)
Ca2+ + 2 HCO 3- --> CaCO3(s) + CO2 + H2O
Barium sulfat terbentuk ketika ion barium bersenyawa dengan ion sulfat.
Ba2+ + SO42- --> BaSO4(s)
Strontium sulfat terbentuk ketika ion strontium bersenyawa dengan ion sulfat.
Sr 2+ + SO42- --> SrSO4(s)
Kalsium sulfat dapat terpresipitasi jika kalsium bersenyawa dengan ion sulfat.
Ca2+ + SO42- -->CaSO4(s)
Kerak
kalsium
sulfat
mencakup
anhidrit
(CaSO 4)
dan
gipsum
(CaSO4.2H2O).
Kerak karbonat cenderung terbentuk pada tekanan rendah, temperatur tinggi, dan/atau pH tinggi. Kerak sulfat cenderung terbentuk ketika air formasi bercampur dengan air laut karena air laut biasanya memiliki kandungan sulfat yang tinggi.
Kelarutan merupakan parameter untuk memperkirakan apakah suatu senyawa akan berada dalam larutan tanpa terpresipitasi. Kelarutan didefinisikan sebagai jumlah maksimum zat terlarut (solute) yang dapat larut dalam pelarut pada kondisi fisik tertentu (tekanan, temperatur, pH, dan lain-lain). Semakin tinggi kelarutan suatu senyawa, semakin banyak jumlah senyawa yang dapat larut dalam larutan tersebut. Kelarutan senyawa dapat berubah jika tekanan, temperatur, dan/atau komposisi berubah. Senyawa yang berbeda memiliki kelarutan yang berbeda. Kelarutan kalsium karbonat, barium sulfat, strontium sulfat, dan kalsium sulfat dalam air relatif kecil. Karena itulah senyawa-senyawa tersebut cenderung terpresipitasi dari air membentuk kerak.
Faktor yang Mempengaruhi Presipitasi Kerak
Faktor utama yang mempengaruhi presipitasi kerak dari air adalah tekanan, temperatur, pH, dan padatan yang terlarut ( dissolved solid ) dalam air.
Penyebab
utama
dalam wellbore adalah pressure
kerak dropdi
karbonat dalam tubing dan
terbentuk tingginya
temperatur downhole. Sedangkan penyebab utama terbentuknya kerak sulfat adalah pencampuran air : air dari field berbeda, dari sumur yang berbeda di field yang sama, dari perbedaan lateral di sumur yang sama, dan pencampuran air formasi dengan air laut.
Pencegahan dan Pengontrolan Kerak
Masalah pembentukan kerak ditanggulangi dengan scale inhibitor . Bahan kimia ini dapat mencegah pengendapan kerak, tetapi tidak dapat melarutkan endapan kerak yang telah terbentuk. Dengan demikian fungsi utama scale inhibitor adalah pencegahan, bukan remediasi.
Scale inhibitor mesti memiliki sifat-sifat sebagai berikut :
Ia bisa mencegah pembentukan kerak pada rentang temperatur, tekanan, dan brine tertentu. Ia mesti compatible dengan air terproduksi untuk mencegah pembentukan padatan dan/atau suspensi. Beberapa scale inhibitor bereaksi dengan ion kalsium, magnesium, atau barium membentuk senyawa yang dapat terpresipitasi membentuk kerak, sehingga menimbulkan masalah baru.
Ia mesti compatible dengan material valve, wellbore, dan flowline, yaitu korosivitasnya rendah.
Ia mesti compatible dengan bahan kimia lain, seperti corrosion inhibitor , wax inhibitor, dan hydrate inhibitor , sehingga tidak ada padatan yang terbentuk dan performansi individu tidak bertentangan. Kan (2001) melaporkan bahwa hydrate inhibitor (metanol dan glikol) dapat mempengaruhi kelarutan sulfat, sehingga keefektifan scale inhibitor terpengaruh.
Ia mesti memiliki kestabilan termal pada temperatur operasi dan waktu tinggal (residence time).
Residunya pada air terproduksi mesti dapat dideteksi untuk keperluan monitoring.
Jika kerak sulfat berkaitan dengan injeksi air laut, alternatif kontrolnya adalah dengan penyisihan ion sulfat dari air laut. Penyisihan sulfat dapat mengurangi kandungan sulfat dari 2.700 – 3.000 ppm menjadi 40 – 120 ppm.
. Kerak yang terbentuk pada fasilitas produksi dapat Penghilangan k erak dihilangkan dengan cara mekanik, seperti pigging , atau melarutkannya menggunakan bahan kimia. Ketika pig diluncurkan ke dalam pipa, ia dapat menghilangkan endapan kerak pada dinding pipa.
Asam dapat bereaksi dengan kerak dan melarutkan endapan kerak pada dinding pipa. Untuk menghilangkan kerak kalsium karbonat digunakan asam
klorida.
Kerak
kalsium
sulfat
tidak
larut dalam
asam
klorida. Inorganic converter , seperti amonium karbonat ((NH 4)2CO3), dapat mengubah kalsium sulfat menjadi kalsium karbonat, yang selanjutnya dilarutkan dengan asam klorida.
Agar asam tidak melarutkan dinding pipa, perlu ditambahkan corrosion inhibitor .
Sumber : Offshore Pipelines , Boyun Guo, Shanhong Song, Jacob Chacko, Ali Ghalambor, Gulf Professional Publishing, Oxford, 2005
http://kegiatan-migas.blogspot.com/2009/04/pipa-flow-assurance-6.html
PIPA : FLOW ASSURANCE (5)
http://www.hydrafact.com/Wax _and_Asphaltenes.html
6. Pengendapan Aspal
Aspal didefinisikan sebagai senyawa minyak yang tidak larut dalam npentana atau n-heksana, tetapi larut dalam toluena atau benzena. Oleh karena itu, aspal akan terpresipitasi ketika n-pentana atau n-heksana berlebih ditambahkan ke dalam crude oil . Padatan aspal berwarna coklat gelap atau hitam. Tidak sepertiwax , aspal tidak meleleh. Tetapi, seperti halnya wax , dengan perubahan tekanan, temperatur, dan komposisi, aspal
cenderung
terflokulasi
dan
mengendap
di
dalam
formasi
reservoir, tubing sumur, dan perpipaan (flowlline). Pencampuran fluida reservoir dengan gas yang berbeda ( injected gas atau gas-lift gas) atau pencampuran dua aliran minyak dapat menyebabkan presipitasi aspal.
Kelarutan aspal dalam crude oil merupakan parameter kunci untuk menentukan apakah aspal dapat menimbulkan masalah atau tidak. Jika aspal selalu berada dalam keadaan tidak-jenuh, aspal stabil, dan tidak terjadi presipitasi. Sebaliknya, presipitasi aspal akan terjadi jika berada dalam keadaan lewat-jenuh. Kelarutan aspal dalam crude oil dapat berubah dari tidak-jenuh menjadi lewat-jenuh jika tekanan, temperatur, dan komposisi berubah. Selama produksi, perubahan temperatur dan tekanan di antara reservoir dan flowline cukup signifikan. Komposisi fluida juga dapat berubah selama produksi : gas dapat terpisah daricrude oil ketika tekanan crude oil berada di bawah bubble point , atau gas-lift
gasdiinjeksikan ke dalam aliran minyak. Dengan demikian, presipitasi aspal merupakan masalah potensial selama produksi dan transportasi.
Penanggulangan
Masalah pengendapan aspal ditanggulangi dengan dua metode. Yang pertama adalah dengan metode mekanik, meliputi pigging , coiled tubing , dan wirelinecutting . Yang kedua adalah dengan penggunaan pelarut kimia untuk melarutkan endapan aspal. Chemical inhibitor digunakan untuk mencegah pengendapan aspal pada sistem produksi, termasuk pipa dan wellbore.
Pigging dapat digunakan untuk menyisihkan aspal di dalam manifold dan pipa.
Biasanya
digunakan pig tipe disk dan cup; pig tipe sphere dan foam tidak
efisien
untuk menghilangkan padatan aspal. Agar operasi pigging berhasil, frekuensi pigging merupakan hal penting. Jika frekuensinya rendah, akan banyak aspal yang mengendap dalam pipa. Endapan aspal yang berlebih dapat menyebabkan pig tidak berfungsi.
Wireline cutting dapat menghilangkan padatan aspal di dalam wellbore, sehinggawellbore dapat
mudah
diakses.
Sistem coiled tubing dapat
digunakan untuk menghilangkan padatan aspal di dalam wellbore dan pipa. Keterbatasan coiled tubing adalah tidak dapat digunakan jika padatan aspal terlalu jauh dari titik penyebaran ( deployment point ) coiled tubing .
Walaupun aspal tidak larut dalam alkana, ia larut dalam pelarut aromatik, seperti benzena. Campuran aromatik dan alkohol dapat digunakan untuk menghilangkan meningkatkan
padatan tegangan
aspal.
Sejumlah
bahan
kimia
dapat
permukaan crude oil dan mencegah aspal
terpresipitasi. Beberapa bahan kimia dapat menyuplai resin dalam minyak untuk menstabilkan molekul aspal.
Sumber : Offshore Pipelines , Boyun Guo, Shanhong Song, Jacob Chacko, Ali Ghalambor, Gulf Professional Publishing, Oxford, 2005
http://kegiatan-migas.blogspot.com/2009/04/httpwww.html
PIPA : FLOW ASSURANCE (4)
http://www.hydrafact.com/Wax _and_Asphaltenes.html
5. Pengendapan W ax Crude oil merupakan campuran hidrokarbon yang kompleks, terdiri dari aromatik, parafin, nafta, resin, aspal, merkaptan, dan lain-lain. Ketika
temperatur crude
oil berkurang,
komponen-komponen
berat
seperti
parafin/wax (C18 – C60) akan terpresipitasi dan mengendap pada dinding pipa. Diameter internal pipa akan berkurang dengan adanya pengendapan wax ,
menghasilkan pressure
dropyang
lebih
tinggi.
Pengendapan wax dapat menyebabkan pipa tersumbat seluruhnya.
C r u d e c l o u d p o i n t . Kelarutan wax dalam aromatik dan nafta rendah, dan
semakin
rendah
pada
temperatur
rendah.
Sangat
mudah
bagi wax terpresipitasi pada temperatur rendah. Temperatur tertinggi di mana wax mulai terpresipitasi disebut crude cloud point (atau disebut juga wax appearance temperature).
Crude Pour Point. Ketika crude oil didinginkan hingga temperaturnya di
bawahcrude cold point , parafin atau wax akan terpresipitasi. Wax akan mengendap pada dinding pipa dalam bentuk gel wax -minyak. Gel terdiri dari kristal wax beserta sejumlah minyak yang terjebak di dalamnya. Ketika temperatur makin rendah, lebih banyak lagi wax yang terpresipitasi dan ketebalan gel meningkat, sehingga minyak akan berhenti mengalir. Temperatur di mana sampel minyak berhenti mengalir disebut crude pour point . Pada pipa bawah laut, temperatur air laut dapat berada di bawah pour
point ,
sehingga
gel wax setelahshutdown yang cukup lama.
akan
terbentuk
Mitigasi W ax
Insulasi termal Pada pipa bawah laut, metode mitigasi wax yang umum digunakan adalah insulasi termal untuk menjaga temperatur fluida sepanjang pipa agar berada di atas wax appearance temperature selama operasi. Ketika terjadishutdown, temperatur fluida di dalam pipa menurun seiring waktu dan akan sama dengan temperatur air laut dalam 12 hingga 36 jam, bergantung pada desain insulasi termal. Wax akan mengendap jika temperatur fluida lebih rendah daripada wax appearance temperature. Kalau
waktu shutdown singkat,
jumlahwax yang
mengendap
sedikit
karena pengendapan wax merupakan proses yang lambat. Selanjutnya endapan wax akan mencair lagi pada saat pipa beroperasi normal kembali.
Pigging
Metode Terdapat
mitigasi wax lainnya beberapa
pig, dan smart
tipe pig ,
yang
cukup
antara
pig . Pig diluncurkan
ke
populer
lain simple perpipaan
adalah pigging . sphere,
foam
dari pig launcher ,
didorong oleh minyak atau gas. Pig akan bergesekan dengan wax di dinding
pipa
dan
membersihkan
pipa
secara
mekanik.
Program pigging secara
terjadwal
merupakan
salah
satu
kunci
kesuksesan operasi pigging . Jika frekuensi pigging terlalu sedikit, akan banyakwax yang mengendap pada dinding pipa.
Chemical Inhibitor
Wax chemical inhibitor dibagi dua tipe. Tipe pertama adalah untuk mencegah
pembentukan kristal wax ,
mereduksi wax appearance pengendapan wax ke
dinding
dengan
demikian
temperature dan pipa.
Tipe
kedua
mencegah adalah
untuk
menurunkan wax pour point , dengan demikian menunda solidifikasiwax . Sumber : Offshore Pipelines , Boyun Guo, Shanhong Song, Jacob Chacko, Ali Ghalambor, Gulf Professional Publishing, Oxford, 2005 http://kegiatan-migas.blogspot.com/2009/04/pipa-flow-assurance-4.html
PIPA : FLOW ASSURANCE (2)
http://steacie.nrccnrc.gc.ca/overview/newsroom/spring2004_e.html
3. Hidrat Gas Hidrat gas adalah senyawa kristal yang terjadi ketika molekul gas kontak dengan air pada tekanan dan temperatur tertentu. Hidrat terbentuk ketika molekul gas masuk ke dalam “kurungan” ikatan hidrogen pada air. Sifat fisik hidrat mirip dengan es, tetapi hidrat dapat terbentuk pada temperatur di atas 0oC pada sistem bertekanan. Hidrat yang umum ditemukan terdiri dari molekul air dan gas ringan, seperti metana, etana, propana, karbon dioksida, dan hidrogen sulfida. Hidrat mengandung banyak gas. Sejumlah penelitian berlangsung untuk mengkaji hidrat sebagai sumber energi potensial. Jika
hidrat
terbentuk
pada interface gas-air,
pertumbuhan
hidrat
berlangsung dengan cepat pada saat molekul air dan gas tersedia dalam jumlah melimpah. Hal inilah yang menyebabkan penyumbatan pipa oleh
hidrat terjadi ketika re-start-up di mana turbulensi dan pengadukan aliran mempertinggi fluks molekul gas dan air. Hidrat dapat terbentuk dengan mudah di aliran downstream darichoke ketika temperatur fluida menurun hingga
mencapai
daerah
pembentukan
hidrat
berdasarkan
efek
pendinginan Joule-Thompson. Kurva Pembentukan Hidrat Gas Gambar di bawah menunjukkan kurva hidrat gas tipikal. Sebelah kiri kurva merupakan daerah pembentukan hidrat. Ketika tekanan dan temperatur berada di daerah ini, air dan gas mulai membentuk hidrat. Sebelah kanan kurva bukan merupakan daerah pembentukan hidrat gas. Ketika tekanan dan temperatur berada di daerah ini, air dan gas tidak akan membentuk hidrat. Komposisi fluida, komposisi air, dan salinitas air mempengaruhi kurva hidrat.
Gambar kurva hidrat gas tipikal
Dari gambar di atas dapat diketahui, jika mula-mula sistem berada pada daerah non-hidrat, kemudian tekanan sistem ditingkatkan dengan menjaga temperatur sistem konstan, hidrat akan terbentuk. Kurva hidrat sangat berguna untuk desain dan operasi pipa bawah laut dengan memberi informasi kondisi tekanan dan temperatur yang perlu dijaga agar
tidak
terbentuk
hidrat.
Kurva
hidrat
menggunakan software PVT.
Tetapi
kunci
dapat untuk
dikalkulasi memperoleh
penghitungan kurva hidrat yang akurat adalah adanya data komposisi fluida dan air yang akurat. Mitigasi Hidrat Insulasi termal
Berdasarkan kurva pembentukan hidrat, diketahui bahwa sepanjang temperatur fluida di atas temperatur pembentukan hidrat, tidak ada hidrat yang akan terbentuk. Dengan demikian, langkah yang sangat baik untuk mitigasi hidrat adalah dengan menjaga temperatur fluida di dalam pipa agar berada di atas temperatur pembentukan hidrat. Walaupun demikian, pada pipa bawah laut, temperatur air biasanya sangat rendah dan dapat berada di bawah 40 oF bergantung pada kedalaman air. Pipa baja bukan merupakan insulator termal yang baik. Oleh karena itu, diperlukan insulasi termal di sekeliling pipa untuk mencegah panas lepas ke lingkungan. Inhibitor
Inhibitor yang sering digunakan adalah metanol dan monoetilen glikol (MEG).
Pada
pengaliran
setelah shutdown atau
minyak
inhibitor
selama re-startup;
tidak
biasanya
digunakan
digunakan
kontinu.
Sedangkan pada pengaliran gas inhibitor digunakan kontinu karena pipa gas biasanya tidak diisolasi. Pemanasan dengan Listrik
Saat ini penelitian banyak dilakukan untuk mengetahui mitigasi hidrat menggunakan pemanasan dengan listrik. Pemanasan dengan listrik
dibagi menjadi dua kategori, yaitu langsung dan tidak langsung. Pada pemanasan langsung, listrik mengalir secara aksial melalui dinding pipa dan memanaskan aliran fluida secara langsung. Pada pemanasan tidak langsung, listrik mengalir melalui elemen pemanas pada permukaan pipa, dan aliran fluida dipanaskan dengan konduksi termal. Pemanasan
dengan
listrik
dapat
digunakan
sebagai
metode mitigasi hidrat. Setelah shutdown, pemanasan dengan listrik digunakan untuk menjaga temperatur fluida di dalam pipa agar berada di atas temperatur pembentukan hidrat sehingga hidrat tidak terbentuk. Pemanasan dengan listrik juga dapat digunakan untuk remediasi . Hidrat yang terbentuk dapat dilelehkan dengan pemanasan dari listrik. Pelelehan hidrat dengan pemanasan dari listrik lebih cepat dibandingkan dengan pengurangan tekanan pipa ( depressurization ). Sirkulasi Hot Oil
Sirkulasi hot oil merupakan cara yang populer untuk mitigasi hidrat selama re-startup sistem. Pada pipa bawah laut, setelah shutdown dalam waktu yang cukup lama, fluida dalam pipa menjadi dingin (mendekati temperatur air laut). Jika dilakukan re-startup dengan fluida dingin di dalamnya, risiko hidrat sangat tinggi. Untuk mengurangi risiko hidrat, hot oil disirkulasikan melalui pipa untuk mengganti fluida dingin dan juga untuk menghangatkan pipa. Waktu yang diperlukan untuk memanaskan pipa
bergantung
pada
temperatur-keluar
(discharge) hot
oil ,
laju
sirkulasi hot oil , dan panjang pipa. Biasanya diperlukan 5 hingga 10 jam untuk memanaskan pipa bawah laut. Pengurangan Tekanan (Depressurization)
Metode
pengurangan
tekanan
digunakan
untuk
mitigasi
hidrat
setelah shutdowndalam waktu cukup lama. Dari kurva pembentukan hidrat, diketahui bahwa pada temperatur tertentu, daerah nonhidrat dapat diperoleh dengan mereduksi tekanan. Ketika tekanan sistem berada di bawah tekanan pembentukan hidrat, hidrat akan terdisosiasi. Proses disosiasi ini berlangsung lambat. Diperlukan waktu mingguan bahkan bulanan untuk melelehkan hidrat pada pipa yang panjang. Sumber : Offshore Pipelines , Boyun Guo, Shanhong Song, Jacob Chacko, Ali Ghalambor, Gulf Professional Publishing, Oxford, 2005 http://kegiatan-migas.blogspot.com/2009/04/pipa-flow-assurance-2.html
Wellhead and Chokes Sarana
Pengontrol
Laju
Alir
di
Well
Head
Proses di industri perminyakan banyak terlibat dengan kondisi operasi yang bertekanan dan bersuhu tinggi, misalnya separator produksi dan heater treater yang digunakan untuk memisahkan gas, air dan emulsi dari fluid yang diproduksi. Perubahan tiba-tiba dari temperatur dan tekanan akan mengarah ke naik dan turunnya tekanan dari liquid dan gas di dalam bejana pemrosesnya, sistem perpipaan dan fasilitas pengumpulnya. Untuk mencegah terjadinya bahaya yang serius seperti meledaknya fasilitas pemroses tersebut, perlu dipasang sarana untuk membebaskan beban tersebut dari bahaya yang mungkin terjadi pada bejana dan perpipaannya. Tekanan hidrolik bergelombang, yang dinamakan "water hammer" dapat terjadi pada setiap sistem yang berisi liquid yang tidak bisa dikompres. Tekanan bergelombang ini disebabkan oleh aksi dari cepatnya penutupan katubkatubnya secara otomatis, terutama terjadi pada pampa pemindahan positif (positif displacement pump). Untuk mengatasi masalah ini diperlukan suatu metoda yang tepat dan cepat, misalnya dalam hal tekanan yang bergelombang ini biasanya digunakan alat peredam pulsasi yang dinamakan "pulsation dampener" Pada sistem gas dan uap, peningkatan tekanan biasanya disebabkan oleh peningkatan temperatur pada sistem. Bejana dan pipa yang digunakan untuk memproses gas atau uap, dibuat untuk menangani tekanan kerja normal dengan ditambah margin keselamatan yang umum di industri. Kenaikan tekanan yang tiba-tiba akan memecahkan bejana atau
pipa dengan cepat. Diperlukan suatu cara untuk menurunkan beban tekanan berlebih dengan cepat dan positif. Yang akan dibahas berikutnya ialah sarana pengaman dan pengontrol yang berkaitan dengan pengoperasian gas dan minyak yang telah mencapai permukaan tanah. Choke (Penjepit Aliran) Memproduksi minyak maupun gas dari suatu reservoir yang telah diprediksi besaran, cadangan, maupun tekanan reservoirnya harus diatur sedemikian rupa agar cadangan tersebut dapat diproduksi melalui satu atau lebih sumur yang tersedia, secara maksimal dan efisien. Tanpa diatur produksinya, kemungkinan tekanan reservoirnya akan cepat menurun sehingga cadangan yang bisa diproduksi secara alami tidak maksimal, sehingga untuk diproduksi lebih lanjut harus mengaplikasikan cara pengangkatan buatan yang akan menambah biaya produksi. Choke adalah sarana untuk mengatur/membatasi laju alir produksi yang diinginkan. Choke dipasang pada flowing tee di wellhead (kepala sumur), sebelum produk itu mengalir ke pipa penyalur (flow line) untuk diteruskan ke stasiun pengumpul. Ada dua macam choke yang umum digunakan yaitu: 1. "Positive choke" atau kadang juga dinamakan "fixed choke" 2. "Adjustable choke" atau kadang-kadang disebut juga "needle choke" a. Positive Choke Positive choke terdiri dari: Badan choke (choke body) - Flowbean yang mempunyai ukuran diameter lubang tertentu (fixed flowbean) akan tetapi bisa ditukar. Untuk mengubah kemampuan alirnya, flowbean dapat dilepas dan diganti dengan flowbean yang mempunyai ukuran lubang lebih kecii atau lebih besar, sesuai kebutuhan, atau bila diperlukan ada bean pembuntu (tanpa lubang). Sewaktu mengganti flowbean, aliran produksi harus dihentikan, atau kalau ada pipa bypass-nya bisa digunakan untuk mengalihkan alirannya untuk sementara. Ukuran flowbean yang berarti juga ukuran choke tersedia dalam pecahan 1/16" (inch), misalnya 3/16", 5/16" dan sebagainya. Penyambungan choke body ke kepala sumur ada yang menggunakan flange dan ada yang menggunakan derat. Keuntungan dari penggunaan positive choke diantaranya ialah: 1. Cocok untuk aliran produksi yang sudah konstan 2. Cukup ketersediaan di pasaran dengan berbagai ukuran lubang flowbeannya 3. Harganya relatif murah. b. Adjustable
Adjustable Choke
terdiri
Choke dari:
- Badan choke (choke body) yang mempunyai dudukan (seat) yang bisa dilepas bila diperlukan (untuk diganti apabila rusak).Jepitan yang ujungnya - Berbentuk seperti ujung jarum (needle) dimana pembukaan lubangnya (orificenya) dapat diubah-ubah dari luar dengan memutarkan roda pemutarnya Keuntungan dan penggunaan adjustable choke diantaranya ialah: 1. Fleksibilitas dan kecepatan operasionalnya. Tepat sekali bila digunakan untuk pengetesan produksi setelah penyelesaian pengeboran (drilling completion) maupun well service dan siap untuk diproduksi. 2. Sangat cocok untuk sumur yang produksinya berfluktuasi. 3. Mengurangi biaya penanganan, cukup dengan memutar roda pemutarnya saja. 4. Menghindari tumpahan minyak di lokasi.
Gambar
Gambar
-
-
01 Ilustrasi
02 Penampang
Penempatan
Tipe
Positive
Fixed
Choke
Choke
(Fixed
di
dan
Well
Head
Adjustable)
Rotary Post Adjustable Choke Selain kedua macam choke di atas, ada juga choke yang dinamakan "rotary post adjustable choke" Gambar - 03, dibuat oleh perusahaan Willis Oil Tool Co. Bagian chokenya menggunakan dua piringan terbuat dari keramik dan dipasang berdampingan. Satu dari kedua piringan posisinya tetap dan yang satunya lagi bisa diputargeser. Kedua piringan mempunyai dua lubang (orifice) dengan diameter tertentu yang sama. Dengan cara memutar satu dari piringannya, posisi dari kedua lubanglubang dari kedua piringan keramiknya dapat diatur sedemikian rupa, sesuai dengan kebutuhan laju alirnya.
Gambar
-
03Rotary
Post
Adjustable
Chokes
Gambar
-
04Komponen
dari
Rotary
Adjustable
Choke
Well Head Surface Safety Valve Surface safety valve (SSV) dipasang sebagai "master valve kedua" atau sebagai "wing valve". Tipe SSV yang paling umum dipakai di industri adalah Reverse Acting Gate Valve Actuator, yang dikendalikan secara hidrolis atau pneumatis. SSV digunakan untuk memproteksi apabila di bagian hilir dari wellhead terjadi penurunan tekanan secara mendadak dikarenakan pecahnya flowline, atau kalau terjadi penutupan di bagian hilir pipa produksi, sehingga tekanannya meningkat abnormal dan membahayakan fasilitas produksi. Gambar - 05 memperlihatkan pemasangannya pada well head. Gambar - 06 memperlihatkan SSV produk dari Otis Type U dengan actuator pneumatis, yang terdiri diantaranya dari valve body, stem, silinder, piston, pegas penutup dan penyekat packing dan lainnya. Pipa pengontrol pneumatisnya berisi udara atau gas bertekanan rendah ke SSV yang dialirkan ke monitor pilot yang dipasang dibawah wellhead choke, dan ke "automatic three-way-block and bleed valve". Monitor pilot ini akan mendeteksi perubahan (kenaikan atau penurunan) tekanan pada pipa alir produksi- Bilamana pilot bekerja dan melepaskan tekanan pada pipa kontrol, maka three way valve akan menutup tekanan alir dan melepas tekanan pada silinder SSV, yang
menyebabkan
kerangan
SSV
http://sasongkosmart.blogspot.com/
menutup.
(Gambar
-
06)
PENCEGAHAN KOROSI DAN SCALE PADA PROSES PRODUKSI MINYAK BUMI MARCH 10, 2010 LEAVE A COMMENT d i s u s u n o l e h : P e n d y P a t u l as a
BAB I PENDAHULUAN Minyak bumi adalah suatu senyawa hidrokarbon yang terdiri dari karbon (83-87%), hidrogen (11-14%), nitrogen (0,2-0,5%), sulfur (0-6%), dan oksigen (0-3,5%). Proses produksi minyak dari formasi tersebut mempunyai kandungan air yang sangat besar, bahkan bisa mencapai kadar lebih dari 90%. Selain air, juga terdapat komponen-komponen lain berupa pasir, garamgaram mineral, aspal, gas CO2 dan H2S. Komponen-komponen yang terbawa bersama minyak ini menimbulkan permasalahan tersendiri pada proses produksi minyak bumi. Air yang terdapat dalam jumlah besar sebagian dapat menimbulkan emulsi dengan minyak akibat adanya emulsifying agent dan pengadukan. Selain itu hal yang tak kalah penting ialah adanya gas CO2 dan H2S yang dapar menyebabkan korosi dan dapat mengakibatkan kerusakan pada casing, tubing, sistem perpipaan dan surface fasilities. Sedangkan ion-ion yang larut dalam air seperti kalsium, karbonat, dan sulfat dapat membentuk kerak (scale). Scale dapat menyebabkanm pressure drop karena terjadinya penyempitan pada sistem perpipaan, tubing, dan casing sehingga dapat menurunkan produksi. BAB II KOROSI Korosi adalah suatu proses elektrokimia dimana atom-atom akan bereaksi dengan zat asam dan membentuk ion-ion positif (kation). Hal ini akan menyebabkan timbulnya aliran-aliran elektron dari suatu tempat ke tempat yang lain pada permukaan metal. Secara garis besar korosi ada dua jenis yaitu : Korosi Internal yaitu korosi yang terjadi akibat adanya kandungan CO2 dan H2S pada minyak bumi, sehingga apabila terjadi kontak dengan air akan membentuk asam yang merupakan penyebab korosi. Korosi Eksternal yaitu korosi yang terjadi pada bagian permukaan dari sistem perpipaan dan peralatan, baik yang kontak dengan udara bebas dan permukaan tanah, akibat adanya kandungan zat asam pada udara dari tanah. 2.1. Tempat-tempat Terjadinya Korosi Pada Produksi M inyak Masalah korosi yang terjadi dilapangan produksi minyak adalah 1. Down Hole Corrosion High Fluid level pada jenis pompa angguk di sumur minyak dapat menyebabkan terjadinya stress pada rod bahkan dapat pula terjadi corrosion
fatigue. Pemilihan material untuk peralatan bottom hole pump menjadi sangat renting. Pompa harus dapat tahan terhadap sifat-sifat korosi dari fluida yang diproduksi dan tahan pula terhadap sifat abrasi. 2. Flowing well Anulus dapat pula digunakan untuk mengalirkan inhibitor ke dasar tubing dan memberikan proteksi pada tabung dari kemungkinan bahaya korosi. Pelapisan dengan plastik dan memberikan inhibitor untuk proteksi tubing dapat pula digunakan pada internal tubeing surface. 3. Casing Corrosin . Casing yang terdapat di sumur-sumur produksi bervariasi dari yang besar sampai yang cnsentric acid. Diperlukan perlindungan katiodik untuk external casing. Korosi internal casing tergantung dari komposisi annular fluid. 4. Well Heads . Peralatan dari well heads, terutama pada well gas tekanan tinggi, sering mengalami korosi yang disebabkan oleh kecepatan tinggi dan adanya turbulensi dari gas. 5. Flow Lines Adanya akuntansi dari deposit di dalam flow line dapat menyebabkan korosi dan pitting yang akhirnya menyebabkan kebocoran. Internal corrosion di dalam flow line dapat dicegah dengan inhibitor. 2.2. Tipe korosi di Lapangan Minyak Tipe-tipe korosi di lapangan minyak pada umumnya diklasifikasikan sebagai berikut: 1. Uniform Corrosion yaitu korosi yang terjadi pada permukaan logam yang berbentuk pengikisan permukaan logam secara merata sehingga ketebalan logam berkurang sebagai akibat permukaan terkonversi oleh produk karat yang biasanya terjadi pada peralatan-peralatan terbuka. misalnya permukaan luar pipa. 2. Pitting Corrosion yaitu korosi yang berbentuk lubang-lubang pada permukaan logam karena hancurnya film dari proteksi logam yang disebabkan oleh rate korosi yang berbeda antara satu tempat dengan tempat yang lainnya pada permukaan logam tersebut. 3. Stress Corrosion Cracking yaitu korosi berbentuk retak-retak yang tidak mudah dilihat, terbentuk dipermukaan logam dan berusaha merembet ke dalam. Ini banyak terjadi pada logam-logam yang banyak mendapat tekanan. Hal ini disebabkan kombinasi dari tegangan tarik dan lingkungan yang korosif sehingga struktur logam melemah. 4. Errosion Corrosion
yaitu korosi yang terjadi karena tercegahnya pembentukan film pelindung yang disebabkan oleh kecepatan alir fluida yang tinggi, misalnya abrasi pasir, 5. Galvanic Corrosion yaitu korosi yang terjadi karena terdapat hubungan antara dua metal yang disambung dan terdapat perbedaan potensial antara keduanya. 6. Crevice Corrosion yaitu korosi yang terjadi di sela-sela gasket, sambungan bertindih, sekrupsekrup atau kelingan yang terbentuk oleh kotoran-kotoran endapan atau timbul dari produk-produk karat. 7. Selective Leaching korosi ini berhubungan dengan melepasnya satu elemen dari Campuran logam. Contoh yang paling mudah adalah desinfication yang melepaskan zinc dari paduan tembaga. 2.3. Faktor-Faktor Yang Mempengaruhi Laju Korosi Laju korosi maksimum yang diizinkan dalam lapangan minyak adalah 5 mpy (mils per year, 1 mpy = 0,001 in/year), sedangkan normalnya adalah 1 mpy atau kurang. Umumnya problem korosi disebabkan oleh air. tetapi ada beberapa faktor selain air yang mempengaruhi laju korosi) diantaranya: 1. Faktor Gas Terlarut. Oksigen (02), adanya oksigen yang terlarut akan menyebabkan korosi pada metal seperti laju korosi pada mild stell alloys akan bertambah dengan meningkatnya kandungan oksigen. Kelarutan oksigen dalam air merupakan fungsi dari tekanan, temperatur dan kandungan klorida. Untuk tekanan 1 atm dan temperatur kamar, kelarutan oksigen adalah 10 ppm dan kelarutannya akan berkurang dengan bertambahnya temperatur dan konsentrasi garam. Sedangkan kandungan oksigen dalam kandungan minyak-air yang dapat mengahambat timbulnya korosi adalah 0,05 ppm atau kurang. Reaksi korosi secara umum pada besi karena adanya kelarutan oksigen adalah sebagai berikut : Reaksi Anoda : Fe Fe2- + 2e Reaksi katoda : 02 + 2H20 + 4e 4 OH ! Karbondioksida (CO2), jika kardondioksida dilarutkan dalam air maka akan terbentuk asam karbonat (H2CO2) yang dapat menurunkan pH air dan meningkatkan korosifitas, biasanya bentuk korosinya berupa pitting yang secara umum reaksinya adalah: CO2 + H2O H2CO3 Fe + H2CO3 FeCO3 + H2 FeC03 merupakan corrosion product yang dikenal sebagai sweet corrosion 2. Faktor Temperatur Penambahan temperatur umumnya menambah laju korosi walaupun
kenyataannya kelarutan oksigen berkurang dengan meningkatnya temperatur. Apabila metal pada temperatur yang tidak uniform, maka akan besar kemungkinan terbentuk korosi. 3. Faktor pH pH netral adalah 7, sedangkan ph < 7 bersifat asam dan korosif, sedangkan untuk pH > 7 bersifat basa juga korosif. Tetapi untuk besi, laju korosi rendah pada pH antara 7 sampai 13. Laju korosi akan meningkat pada pH < 7 dan pada pH > 13. 4. Faktor Bakteri Pereduksi atau Sulfat Reducing Bacteria (SRB) Adanya bakteri pereduksi sulfat akan mereduksi ion sulfat menjadi gas H2S, yang mana jika gas tersebut kontak dengan besi akan menyebabkan terjadinya korosi. 5. Faktor Padatan Terlarut ! Klorida (CI), klorida menyerang lapisan mild steel dan lapisan stainless steel. Padatan ini menyebabkan terjadinya pitting, crevice corrosion, dan juga menyebabkan pecahnya alooys. Klorida biasanya ditemukan pada campuran minyak-air dalam konsentrasi tinggi yang akan menyebabkan proses korosi. Proses korosi juga dapat disebabkan oleh kenaikan konduktivity larutan garam, dimana larutan garam yang lebih konduktif, laju korosinya juga akan lebih tinggi. ! Karbonat (C03), kalsium karbonat sering digunakan sebagai pengontrol korosi dimana film karbonat diendapkan sebagai lapisan pelindung permukaan metal, tetapi dalam produksi minyak hal ini cenderung menimbulkan masalah scale. ! Sulfat (S04), ion sulafat ini biasanya terdapat dalam minyak. Dalam air, ion sulfat juga ditemukan dalam konsentrasi yang cukup tinggi dan bersifat kontaminan, dan oleh bakteri SRB sulfat diubah menjadi sulfida yang korosif. 2.4Pencegahan Korosi Dengan dasar pengetahuan tentang elektrokimia proses korosi yang dapat menjelaskan mekanisme dari korosi, dapat dilakukan usaha-usaha untuk pencegahan terbentuknya korosi. Banyak cara sudah ditemukan untuk pencegahan terjadinya korosi diantaranya adalah dengan cara proteksi katodik, coating, dan pengg chemical inhibitor. Proteksi Katiodik Untuk mencegah terjadinya proses korosi atau setidak-tidaknya untuk memperlambat proses korosi tersebut, maka dipasanglah suatu anoda buatan di luar logam yang akan diproteksi. Daerah anoda adalah suatu bagian logam yang kehilangan elektron. Ion positifnya meninggalkan logam tersebut dan masuk ke dalam larutan yang ada sehingga logaml tersebut berkarat.
Terlihat disini karena perbedaan potensial maka arus elektron akan mengalir dari anoda yang dipasang dan akan menahan melawan arus elektron dari logam yang didekatnya, sehingga logam tersebut berubah menjadi daerah katoda. Inilah yang disebut Cathodic Protection. Dalam hal diatas elektron disuplai kepada logam yang diproteksi oleh anoda buatan sehingga elektron yang hilang dari daerah anoda tersebut selalu diganti, sehingga akan mengurangi proses korosi dari logam yang diproteksi. Anoda buatan tersebut ditanam dalam suatu elektrolit yang sama (dalam hal ini tanah lembab) dengan logam (dalam hal ini pipa) yang akan diprotekasi dan antara dan pipa dihubungkan dengan kabel yang sesuai agar proses listrik diantara anoda dan pipa tersebut dapat mengalir terus menerus. Coating Cara ini sering dilakukan dengan melapisi logam (coating) dengan suatu bahan agar logam tersebut terhindar dari korosi. Pemakaian Bahan-Bahan Kimia (Chemical Inhibitor) Untuk memperlambat reaksi korosi digunakan bahan kimia yang disebut inhibitor corrosion yang bekerja dengan cara membentuk lapisan pelindung pada permukaan metal. Lapisan molekul pertama yang tebentuk mempunyai ikatan yang sangat kuat yang disebut chemis option. Corrosion inhibitor umumnya berbentuk fluid atau cairan yang diinjeksikan pada production line. Karena inhibitor tersebut merupakan masalah yang penting dalam menangani kororsi maka perlu dilakukan pemilihan inhibitor yang sesuai dengan kondisinya. Material corrosion inhibitor terbagi 2, yaitu : 1. Organik Inhibitor Inhibitor yang diperoleh dari hewan dan tumbuhan yang mengandung unsur karbon dalam senyawanya. Material dasar dari organik inhibitor antara lain: ! Turunan asam lemak alifatik, yaitu: monoamine, diamine, amida, asetat, oleat, senyawa-senyawa amfoter. ! Imdazolines dan derivativnya 2. Inorganik Inhibitor Inhibitor yang diperoleh dari mineral-mineral yang tidak mengandung unsur karbon dalam senyawanya. Material dasar dari inorganik inhibitor antara lain kromat, nitrit, silikat, dan pospat. BAB III SCALE Istilah scale dipergunakan secara luas untuk deposit keras yang terbentuk pada peralatan yang kontak atau berada dalam air. Dalam operasi produksi minyak bumi sering ditemui mineral scale seperti CaSO4, FeCO3, CaCO3, dan MgSO4. Senyawa-senyawa ini dapat larut dalam air. Scale CaCO3 paling sering ditemui pada operasi produksi minyak bumi. Akibat dari pembentukan scale pada
operasi produksi minyak bumi adalah berkurangnya produktivitas sumur akibat tersumbatnya penorasi, pompa, valve, dan fitting serta aliran. Penyebab terbentuknya deposit scale adalah terdapatnya senyawasenyawa tersebut dalam air dengan jumlah yang melebihi kelarutannya pada keadaan kesetimbangan. Faktor utama yang berpengaruh besar pada kelarutan senyawa-senyawa pembentuk scale ini adalah kondisi fisik (tekanan, temperatur, konsentrasi ion-ion lain dan gas terlarut). 3.1. Petunjuk dan Identifikasi Masalab Scale dan Kemungkinan Penyebabnya di lapangan Operasi Di lapangan operasi masalah scale dan kemungkinan penyebabnya dapat dilihat dari: 1. Untuk warna terang atau putih a. Bentuk fisik : Keras, padat, dan gambar halus Penambahan HCL 15%: Tidak Larut Komposisi : BaSO4, SrSO4, CaSO4 dalam air yang terkontaminasi b. Bentuk fisik : Panjang, padat kristalnya seperti mutiara Penambahan HCL 15% : Larut tanpa ada gelembung gas, larutan menunjukkan adanya SO4 dengan BaCl2 Komposisi: Gipsum, CaSO4 ,2H20 dalam air terkontaminasi dari dalam air super saturation. c. Bentuk fisik : Padat, halus, kristal berbentuk penambahan HCL 15%. Mudah arut dan ada gelembung gas. Komposisi : CaCO3, campuran CaCO3 dan MgCO3 jika dilarutkan perlahanlahan. 2. Untuk warna gelap dari coklat sampai dengan hitam a. Bentuk fisik : Padat dan coklat Penambahan HCL 15%: Residu berwarna putih, pada pemanasan berwarna coklat Komposisi : Sama dengan 1a dan 1b untuk residu warna putih, yang berwarna coklat adalah besi oksida yang merupakan produk korosi atau pengendapan yang disebabkan oleh oksigen b. Bentuk fisik :Padat berwarna putih Penambahan HCL 15%:Logam hitam larut perlahan-lahan dengan perubahan pada H2S, putih, residu yang tidak larut Komposisi :Sama dengan 1a. dan 1b. diatas untuk residunya warna hitam adalah besi sulfida yang merupakan produk korosi. 3.2. Reaksi-Reaksi Yang Menyebabkan Scale Reaksi-reaksi terbentuknya padatan deposit antara lain: 1. BaCL2 + Na2S04 BaSO4 + 2 NaCI Barium sulfat terdapat dalam air terkontaminasi
©2003 Digitized by USU digital library 6 2. CaCl2 + Na2S04 CaSO4 + 2 NaCI Gipsum terdapat dalam air terkontarninasi atau supersaturation. 3. Ca(HCO3)2 CaCO3 + CO2 + H2O Kalsium karbonat terdapat dalam supersaturation karena penurunan tekanan, panas dan agitasi. 3.3 Pencegahan Scale dengan Scale Inhibitor Scale inllibitor adalah bahan kimia yang menghentikan atau mencegah terbentuknya scale bila ditambahkan pada konsentrasi yang kecil pada air. Penggunaan bahwa kimia ini sangat menarik, karena dengan dosis yang sangat rendah dapat mencukupi untuk mencegah scale dalam periode waktu yang lama. Mekanisme kerja scale inhibitor ada dua, yaitu: 1. Scale inhibitor dapat teradsorpsi pada permukaan kristal scale pada saat mulai terbentuk. Inhibitor merupakan kristal yang besar yang dapat menutupi kristal yang kecil dan menghalangi pertumbuhan selanjutnya. 2. Dalam banyak hal bahan kimia dapat dengan mudah mencegah menempelnya suatu partikel-partikel pada permukaan padatan. Tipe Scale Inhibitor Kelompok scale inhibitor antara lain: inorganik poliphospat, Inhibitor organik, Phosponat, ester phospat, dan polimer. Inorganik poliphospat adalah padatan inorganik non-kristalin. Senyawa ini jarang digunakan dalam operasi perminyakan. Kerugiannya adalah merupakan padatan dan bahan kimia ini mudah terdegradasi dengan cepat pada pH rendah atau pada temperatur-tinggi. Inhibitor organik biasanya dikemas sebagai cairan konsentrat dan tidak dapat dipisahkan sebagai bahan kimia stabil. Ester phospat merupakan scale inhibitor yang sangat efektif tetapi pada temperatur diatas 175°C dapat menyebabkan proses hidrolisa dalam waktu singkat. Phosponat merupakan scale inhibitor yang baik untuk penggunaan pada temperatur diatas 3500F. Sedangkan polimer seperti akrilat dapat digunakan pada temperatur diatas 350°C. Pemilihan Scale Inhibitor Beberapa hal yang perlu diperhatikan dalam pemilihan jenis inhibitor untuk mendapatkaIl efektifitas kerja inhibitor yang baik adalah sebagai berikut: 1. Jenis scale, dengan diketahuinya komposisi scale, dapat dilakukan pemilihan scale inhibitor yang tepat. 2. Kekerasan scale. 3. Temperatur, secara umum, inhibitor berkurang keefektifannya apabila temperatur meningkat. Setiap inhibitor mempunyai batas maksimum te mperatur operasi agar dapat berfungsi dengan baik.
4. pH, kebanyakan scale inhibitor konvensional tidak efektif pada pH rendah. 5. Kesesuaian bahan kimia, scale inhibitor yang digunakan harus sesuai dengan bahan kimia lain yang juga digunakan untuk kepentingan operasi seperti corrosion inhibitor. Beberapa scale inhibitor ada yang bereaksi dengan kalsium, magnesium atau barium membentuk scale pada konsentrasi yang tinggi. 6. Padatan terlarut, semakin banyak padatan terlarut maka semakin tinggi konsentrasi inhibitor yang digunakan. 7. Kesesuaian dengan kondisi air, kandungan ion-ion kalsium, barium, dan magnesium yang ada dalam air akan menyebabkan terjadinya reaksi dengan beberapa jenis inhibitor sehingga menimbulkan masalah baru yaitu: terbentuknya endapan. Sehingga jenis inhibitor harus dipilih sesesuai mungkin. 8. lklim, setiap inhibitor mempunyai titik lebur tertentu dan cara menginjeksikan ke dalam sistem, sehingga untuk menghindari terjadinya pembekuan ataupun perubahan komposisi dari inhibitor. Beberapa Jenis Scale Inhibitor 1. Hidrokarbon Hidrokarbon diperlukan sebagai pelarut hidrokarbon digunakan untuk menghilangkan minyak, parafin, atau asphaltic materials yang menutupi scale yang terbentuk, karena apabila digunaka asam sebagai penghilang scale maka asam ini tidak akan bereaksi dengan scale yang tertutupi oleh minyak (oil coated scale), oleh sebab itu minyak harus dihilangkan terlebih dahulu dari scale dengan menggunakan hidrokarbon. 2. Asam klorida Asam klorida adalah bahan yang banya digunakan untuk membersihkan scale yang telah terbentuk. Bahan ini dapat digunakan pada berbagai kondisi. Asam klorida digunakan dengan konsentrasi 5%, 10%, atau 15% Hcl. Reaksi yang terjadi: CaCO3 + 2 HCI H2O + CO2 + CaCl2 Corrotion inhibitor harus ditambahkan dalam Hcl untuk menghindari efek keasaman pada pipa yang dapat menyebabkan korosi. 3. Inorganic Converters Inorganic converters biasanya merupakan suatu karbonat atau hidroksida yang akan bereaksi dengan kalsium sulfat dan membentuk acid soluble calcium carbonate. Kemudian diikuti dengan penambahan asam klorida untuk melarutkan karbonat atau kalsium hidroksida yang terbentuk. CaSO4 + (NH4)2CO3 (NH4)2S04 + CaCO3 CaCO3 + 2 Hcl H2O + CO2 + CaCl2 CO2 yang terbentuk dari reaksi dengan asam ini akan membantu
