Pengembangan Lapangan Minyak & Gas

 Pengembangan suatu lapangan minyak dan gas bumi ditandai dengan aktivitas konstruksi fasilitas produksi, hal ini memberikan kesan bahwa proses pengembangan hanya memerlukan waktu yang singkat sesuai dengan pembangunan fisik fasilitas tersebut. Tulisan ini memberikan perspektif lain dari pengembangan suatu lapangan minyak/gas dengan menarik waktu lebih awal yang dimulai mulai dari tahap eksplorasi, appraisal, development, sampai produksi.

^{Gambar 1. Tahap Pengembangan Lapangan Minyak dan Gas}

Proses pengembangan suatu lapangan minyak dan gas (field development) memerlukan waktu yang cukup lama, bertahun-tahun bahkan bisa lebih dari satu dekade. Proses perencanaan ini disusun secara sistematis dan komprehensif melalui proses yang terstruktur meliputi evaluasi, pembuatan rencana, penentuan strategi, dan eksekusinya. Studi yang komprehensif harus dilakukan sehingga dapat memformulasikan konsep pengembangan yang layak secara teknis dan kompetitif secara ekonomis.

Tujuan utama suatu pengembangan pada umumnya adalah memaksimalkan value investasi yang dilakukan oleh stake holder yang dapat dijabarkan dalam parameter ekonomi misalnya NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), UPC (Unit Production Cost), UDC (Unit Development Cost), PIR (Profit Investment Ratio), dll.

^{Gambar 2. Indikator Keekonomian suatu proyek}

Proses ini dilakukan secara bertahap dan terdokumentasi sehingga dapat dilakukan jejak audit dalam pengambilan keputusan, mulai dari persetujuan/ izin dari Decision Maker atau para Stake Holder pada tiap akhir dari suatu tahap development. Sebagai contoh persetujuan G1 (gate reiew 1) diperlukan diakhir tahap Initiation (FEL1) sebagai syarat untuk melanjutkan ke tahap Scope Selection (FEL2), dst.

^{Gambar 3. Gate review & approval}

Dalam prosesnya, pengembangan lapangan ini memerlukan perencanaan yang matang dengan mempertimbangkan faktor teknis, ekonomi, dan resiko. Pengembangan tersebut harus dilakukan dengan tepat dengan memahami kompleksitas reservoir, pemilihan konsep dan evakuasi produk minyak/ gas yang sesuai dengan kondisi pasar dan rencana bisnis, strategi untuk meminimalkan permasalahan saat operasi (penurunan tekanan sumur, flow assurance, masalah korosi, dll).

Pada umumnya tahapan field development dapat dibagi menjadi beberapa bagian sebagai berikut:

1. Akuisisi

Jika perusahaan minyak beroperasi sebagai "Kontraktor Kontrak Kerja Sama (K3S) atau Production Sharing Contract (PSC)" di suatu negara, maka perusahaan minyak tersebut harus mendapatkan hak pengelolaan lapangan. Hal ini bisa dilakukan dengan mengikuti tender blok, menjadi partner strategis perusahaan lain, ataupun undangan dari perusahaan minyak nasional - (National Oil Company - NOC) di negara tersebut.

2. Eksplorasi

Tahap eksplorasi dimulai oleh Petroleum Geologist dan Geophysicist untuk mencari deposit minyak & gas (hidrokarbon) di bawah permukaan bumi. Kegiatan ini bermula dengan analisis data dan investigasi on-site oleh Geologist dan pengumpulan data-data subsurface melalui gravity survey dan magnetic survey dilanjutkan dengan seismic survey. Hasil dari seismic survey bisa berupa model dua atau tiga dimensi, yang kemudian dapat digunakan untuk mengidentifikasi lokasi reservoir yang potensial (prospect).

^{Gambar 4. Sesimic Survey}

Meskipun hasil analisis geologis dan survei geofisika menyimpulkan adanya indikasi minyak dan gas, prospek tersebut harus dikonfirmasi dengan pengeboran sumur eksplorasi.

Pengeboran sumur eksplorasi selain bertujuan untuk memvalidasi konsep yang dihasilkan dari studi awal, juga bertujuan sebagai berikut:

• mendapatkan data-data untuk menentukan sifat dari lapisan geologi dan fluida yang terdapat dalam batuan.
• memperoleh data awal terkait dengan data pressure, temperature, permeabilitas, productivity, dll.
• menentukan apakah sumur perlu di-abandon atau diteruskan dengan pengeboran sumur lainnya untuk mendapatkan data tambahan sebagai pendukung terhadap keputusan akhir.

Pada pengeboran ini akan dikumpulkan sampel inti batuan di area pengeboran untuk analisis lanjutan apakah minyak dan gas benar-benar terdapat pada lokasi tersebut, kedalaman reservoir, oil rate (bopd), GOR - gas oil ratio (scf/bbl), water cut (%), reservoir pressure dan temperature.

Kegiatan eksplorasi merupakan tahap yang penuh resiko karena memerlukan dana yang sangat besar dan waktu lama yang kadangkala berakhir tanpa ditemukannya cadangan hidrokarbon atau meskipun ditemukan namun jumlahnya tidak ekonomis. Biayanya sangat bervariasi tergantung lokasi dan kedalaman target reservoir, biaya pengeboran di laut dangkal bisa berkisar antara USD 10-30 juta, laut dalam USD 100 juta, dan onshore minimal USD 100 ribu. Adapun durasi untuk tahap ini berlangsung antara 2-5 tahun. Jika cadangan yang ditemukan tidak memenuhi ekspektasi standar profitability maka proyek dapat dihentikan sebelum investasi lebih jauh.

3. Appraisal

Jika hasil sumur eksplorasi menunjukkan hasil yang positif, maka dilanjutkan dengan pengeboran sumur appraisal. Tujuannya adalah untuk mengurangi tingkat resiko dan uncertainty terkait dengan ukuran lapangan minyak & gas dengan mengumpulkan lebih banyak data dan sample reservoir. Penambahan survei sesimik kadang diperlukan untuk mendapatkan citra reservoir yang lebih baik. Data tambahan dari survey seismic dan sumur akan membantu memahami kondisi reservoir lebih mendalam misalnya karakteristik batuan formasi patahan, batas reservoir dan volume suatu reservoir, penentuan potensi produksi, dll.

4. Pengembangan

4.1 Pre-Development

• Pada tahap ini, Geologist dan Geophysicist akan melakukan studi model static berdasarkan data seismic, geological dan data petrofisika yang dieroleh dari tahap eksplorasi dan appraisal. Studi ini bertujuan untuk menentukan volume minyak, gas, dan air dalam reservoir.

Gambar 5. Structure Map

• Hasil static model kemudian diberikan kepada reservoir engineer untuk melakukan studi model dinamik. Data dynamic rock dan fluid properties akan digunakan bersama-sama dengan static model untuk melakukan konversi dari static model menjadi dynamic model. Pada tahap ini dihitung kembali volume in-place dan dibandingkan kembali dengan volume yang diperkirakan dari hasil model static. Selanjutnya simulasi reservoir digunakan untuk membuat production profile yaitu prediksi minyak gas, dan air dari tahun ke tahun mulai dari tahun 0 sampai dengan end of production.
• Pada tahap ini dilakukan perumusan development plan menggunakan data reservoir kritikal yang berpengaruh terhadap disain surface facility, yaitu:
  • Reservoir stratigraphic map diperlukan untuk menentukan berapa jumlah drilling center (platform) untuk mengakses reservoir. 
  • Volume reservoir (GIIP Gas Initially In Place atau STOIP Stock-tank Oil Initially In Place) diperlukan untuk mengetahui kategori reserve apakah short term atau long term production. Hal ini berpengaruh terhadap jenis facility apakah akan dibangun sebagai stand-alone facility (long term) atau tie-in ke existing facility (short term).
  • Profile pressure (BHP - bottom hole pressure, FTHP - flowing tubing head pressure) dan temperature (BHT - bottom hole temperature, FTHT - flowing tubing head temperature) di reservoir diperlukan untuk menentukan material class rating perlatan atau perpipaan di topside facility.
  • Komposisi fluida reservoir, kontaminan, CGR - condensate gas ratio, WGR - water gas ratio, GOR - gas oil ratio, wax properties untuk menentukan jenis peralatan yang diperlukan untuk menangani hidrokarbon misalnya separator, compressor, dehydration, corrosion inhibitor, acid gas removal, dew point system, pemilihan material, dll.
  • Integrity dari reservoir (heterogeneity, homogeneity, compartmentalized), jika reservoir mempunyai banyak kompartment maka diperlukan banyak sumur untuk mengekstrak sejumlah volume hidrokarbon sehingga dapat ditentukan berapa jumlah optimum sumur yang perlu dibor.
  • Kedalaman laut akan menentukan tipe sumur apakah dry tree atau wet tree (subsea), tipe drilling rig (jack-up,submersible, TAD).
  • Production profile menentukan kapasitas disain dari suatu processing facility yang berpengatuh terhadap ukuran dari platform (topside weight dan jenis jacket monopod, tripod, four leg, six leg, eight leg, dll) dan pipa in-field atau ekspor.                                                               ^{Gambar 6. Production Forecast}
  • Rencana pengembangan ditentukan diantaranya yang terkait dengan tahap-tahap pengembangan untuk reservoir yang besar dan kompleks, jumlah sumur yang akan dibor, tipe sumur vertical/ horizontal/inclined, profil tekanan dan temperature, metode untuk pressure maintenance (water / gas injection), tipe komplesi sumur (single atau dual), mekanisme lifting (ESP, gas lift, progressing cavity pump).

• Facility Engineer akan merumuskan konsep fasilitas produksi dan opsi-opsi aternatif dalam pengembangan lapangan tersebut. Studi concept select dan conceptual engineering dilakukan untuk mengevaluasi masing-masing opsi dari segi teknis & keekonomian (techno-economical analysis) termasuk aspek operability dan safety sehingga dapat dipilih opsi terbaik yang akan dibawa ke tahap selanjutnya.  

 

 

Gambar 7. Opsi-Opsi Konsep Pengembangan Lapangan

• Pada tahap ini sudah dapat diidentifikasi peralatan processing agar memenuhi spesifikasi gas/minyak & pemisahan kontaminan (pemisahan, water deoiling, oil degassing & dewatering, dehydration, gas dew point, acid gas removal, compression), kebutuhan utilitas termasuk power generation, jalur evakuasi produk minyak dan gas sesuai dengan potential market.

                                                      ^{Gambar 8. Flow Diagram}

• Pada akhir tahap ini akan disusun PoD (Plan of Development) yaitu rencana pengembangan suatu lapangan minyak dan gas secara terpadu untuk memproduksikan suatu cadangan hidrokarbon. PoD mencakup pembahasan tentang geological findings dan reviews, reservoir descriptions, estimasi reserve dan prediksi production profile, rencana pengeboran dan komplesi, konsep production facilities, skenario pengembangan, penjelasan tentang aspek HSE (Health Safety Environment) dan CSR (Corporate Social Responsibility), rencana abandonment dan site restoration, tata waktu proyek dan tata organisasi, local content, dan dibagian akhir ditunjukkan perhitungan ekonomis dan aspek komerial selanjutnya ditutup dengan kesimpulan. POD ini harus mendapat persetujuan dari local authority.
• Tahap selanjutya adalah studi FEED (Front End Engineering Design) yaitu basic engineering yang dilakukan setelah studi konseptual untuk mendefinisikan konsep fasilitas terpilih dalam bentuk project requirement atau Basis of Design. Output FEED digunakansebagai basis untuk menyusun dokumen tender EPC, estimasi biaya EPC untuk pembiayaan proyek, dan project execution plan untuk tahap EPC. Pada akhir tahap ini diharapkan FID (final investment decision) disetujui oleh Board dan Komite Ekskutif. Project milestone ini ditandai dengan project sanction yaitu persetujuan pembiayaan tahap eksekusi (EPC) sehingga kontrak pembelian peralatan dapat dilakukan berikut dengan kegiatan detail engineering, procurement dan konstruksi.
• Tipikal durasi untuk tahap ini berlangsung antara 2-5 tahun.

4.2 Development

• Tahap terakhir yaitu EPC (Engineering, Procurement, Construction) yaitu tahap eksekusi proyek yang dilakukan oleh kontraktor terpilih yang meliputi pekerjaan detail engineering, pengadaan peralatan dan material, dan konstruksi yang pelaksanaannya sesuai dengan waktu dan budget yang telah disepakati. Bergantung kepada jenis dan lingkup-nya, terdapat beberapa penambahan aktivitas yaitu I (Installation) untuk proyek offshore yang mencakup transportasi jacket dan topside dari fabrication yard ke lapangan offshore dan pemasangan fasilitas di lapangan, Com (Commissioning) yaitu melakukan test dan menjalankan setiap peralatan/system untuk memastikan bahwa system tersebut bekerja dengan baik sesuai disain dan melakukan koreksi untuk setiap masalah yang terjadi sebelum dilakukan tahap akhir yaitu Start-Up.

Gambar 9. Instalasi Topside di lapangan Offshore

• Adapun kegiatan drilling dapat dilakukan sebelum (pre-drill) atau setelah fasilitas terpasang sesuai dengan tata waktu yang telah direncanakan dan karakteristik proyek misalnya onshore/ offshore, infield drilling, dry tree/ wet tree, dll.
• Tipikal durasi untuk tahap ini berlangsung antara 6-12 bulan untuk tender + evaluasi dan berlanjut 1-5 tahun eksekusi.

 

Settle Out Pressure (SOP) Centrifugal Compressor

Salah satu hal yang harus diperhatikan oleh seorang Process Engineer dalam perancangan sistem kompresor gas adalah Settle Out Pressure (SOP). Kompresor shutdown (trip) akan menyebabkan SDV suction & discharge akan menutup dan anti-surge valve membuka secara automatik sehingga gas dalam sistem kompresor tersebut berada dalam tekanan kesetimbangan dengan besaran diantara tekanan suction dan discharge. Gas yang terperangkap dalam sistem kompresor ini berada dalam kondisi settle-out dan tekanan gas yang terjadi disebut SOP .

Mengapa SOP perlu dihitung?

Penentuan SOP perlu dilakukan pada tahap engineering karena terkait dengan disain peralatan dan operasional sistem kompresor, diantaranya:

1. Penentuan tekanan disain peralatan (Inlet Scruber) dan penentuan piping class ratings di bagian suction kompresor.

Inlet Scruber di kompresor train selalu dilengkapi dengan PSV untuk proteksi vessel pada kondisi fire. Dengan mengetahui SOP ditambah dengan margin tertentu maka dapat ditentukan tekanan disain scrubber yang tepat sehingga ketika pada saat kompresor trip dapat terhindar dari gas flaring yang tidak perlu akibat PSV pop up (terjadi sebagai akibat P operating > P set PSV)

2. Estimasi kondisi tekanan dan temperature awal di sistem kompresor untuk perhitungan blowdown

Perhitungan blowdown pada sistem kompresor memerlukan data komposisi gas hidrokarbon berikut tekanan dan temperature settle out, sehingga SOP harus dihitung terlebih dulu sebelum melakukan simulasi blowdown di sistem kompresor.

3. Mengetahui tekanan gas pada saat restart kompresor setelah kompresor trip

Kondisi ini terjadi setelah kompresor mengalami cooldown stop dimana tekanan sistem berada pada SOP dan kompresor dapat di-restart tanpa blowdown. Besarnya SOP akan mempengaruhi torsi yang diperlukan oleh driver kompresor.

Faktor-faktor yang mempengaruhi SOP

Besaran SOP ini dipengaruhi oleh beberapa faktor yaitu:

1. Tekanan suction dan discharge kompresor pada saat sebelum kompresor trip

Terdapat beberapa pendekatan dan metode untuk menghitung SOP yang terkait dengan asumsi seberapa tinggi tekanan gas dalam sistem kompresor sebelum kondisi trip terjadi. Hal ini tentunya berhubungan dengan skenario kompresor shutdown apakah normal shutdown atau emergency shutdown. Asumsi tekanan kompresor sebelum trip yang digunakan untuk perhitungan SOP diantaranya adalah sebagai berikut:

2. Volume suction dan discharge di unit kompresor train

Tinjaulah unit gas kompresor train dibawah ini yang terdiri dari Kompresor Sentrifugal dengan penggerak Turbin (tidak ditampilkan dalam diagram), Inlet Scrubber, dan Gas Cooling System (Air Cooler).

Gas hidrokarbon dihisap oleh kompresor suction melaui scrubber dimana liquid droplet (partikel likuid dalam ukuran kecil) akan dipisahkan terlebih dahulu. Setelah itu gas akan dikompresi di unit kompresor hingga tekanan yang diinginkan. Ketika gas dikompresi, maka temperature akan naik sehingga perlu didinginkan oleh Cooler agar gas hidrokarbon tidak merusak pipa dan peralatan di bagian downstream.

Penghitungan volume dapat dilakukan dengan mengenali bagian sistem yang bertekanan rendah (suction) dan tekanan tinggi (discharge). Pada gambar di atas, bagian suction ditandai dengan warna merah sedangkan discharge berwarna biru.

Bagian suction meliputi volume Scrubber dan volume pipa antara inlet valve (SDV, PSV, manual valve) dan kompresor. Adapun bagian discharge terdiri dari volume Air Cooler dan volume pipa antara kompresor dan outet valve (SDV, PSV, manual valve). Penghitungan volume scrubber dan air cooler dapat diketahui berdasarkan dimensi yang tercantum dalam data sheet, sedangkan volume pipa dihitung berdasarkan diameter pipa dari P&ID dan panjang pipa yang dapat diketahui dari plant layout atau gambar 3D model.

Metode Penentuan SOP

Untuk menghitung SOP dapat dilakukan dengan beberapa cara. Metode yang biasa dilakukan diantaranya adalah:

1. Perhitungan manual

Cara ini merupakan metode yang paling sederhana dan cepat yaitu dengan formula sebagai berikut:

Sebagai contoh jika data tekanan, temperature dan volume di sistem kompresor diketahui sebagai berikut:

Dengan menggunakan formula diatas, maka diperoleh

SOP = (664.7*378.8)+(1714.7*113.3)+(1704.7*163.4)/(378.8+113.3+163.4) = 1105.4 psia

2. Perhitungan dengan persamaan gas universal

Metode ini berdasarkan atas hukum gas ideal, PV=znRT dengan asumsi sebagai berikut:

• Berlaku untuk sistem gas saja, tidak ada kondensasi selama proses berlangsung
• Faktor compressibility (z) dianggap sama antara sebelum dan sesudah settle-out dengan asumsi z=1

Dengan mengaplikasikan persamaan gas ideal pada kondisi aktual dan normal, diperoleh SOP dengan langkah perhitungan seperti yang tercantum pada tabel berikut:

3. Simulasi HYSYS

Prinsip pendekatan dengan simulasi program HYSYS adalah ‘massa dan volume yang konstan sebelum dan sesudah kondisi settle out’ dengan asumsi proses terjadi secara adiabatis.

Langkah 1 – Tentukan volume suction (V1), discharge kompresor (V2), dan ACHE downstream (V3)

Langkah 2- Input tekanan, temperature, dan komposisi untuk masing-masing stream, yaitu suction kompresor, discharge kompresor, dan ACHE downstream.

Langkah 3 – Pasang Mix operation untuk semua stream di atas (sebagai feed) sehingga menghasilkan mixed stream sebagai outletnya.

Langkah 4 – Adjust mass flow untuk masing-masing stream sedemikian rupa sehingga actual volume flow sama dengan volume sistem pada langkah 1

Langkah 5 – Set Balance unit operation pada mixedstream dan set Mole & Heat pada ‘Balance Type’

Langkah 6 – Settle out pressure diperoleh dengan cara adjust pressure pada mixed stream sehingga actual volume flow sama dengan total volume V1+V2+V3

Hasil akhir simulasi HYSYS untuk penentuan SOP ditunjukkan pada screenshot dibawah ini:

Berdasarkan simulasi HYSYS, maka diperoleh SOP = 1081 psig atau 1095.7 psia

Dengan membandingkan hasil perhitungan ketiga metode di atas, metode 1 & 2 menghasilkan deviasi yang cukup kecil yaitu 0.91% dan cukup mendekati jika dibandingkan dengan metode 3 (simulasi HYSYS).

Shrinkage (Penyusutan Volume) pada Pencampuran Hydrocarbon Liquid

Pada pencampuran komponen minyak yang mempunyai perbedaan sifat fisik (crude oil, condensat), shrinkage akan terjadi karena komponen-komponen tersebut tidak menghasilkan campuran yang ideal. Pada larutan ideal, volume total larutan sebanding dengan jumlah volume masing-masing komponen. Untuk mencapai kondisi yang ideal, molekul-molekul tersebut harus mempunyai ukuran, bentuk, dan sifat yang sama. Jika tidak maka terjadi deviasi baik positif (volume bertambah) atau negatif (volume berkurang) terhadap kondisi ideal. 

Publikasi API 2509C edisi Desember 1967 menyebutkan:

“If the nature of the molecules of the components differ appreciably, then deviation from ideal behavior may be expected. This deviation may either positive or negative; that is, the total volume may increase or decrease when components are blended. ……Inasmuch as petroleum components contain molecules of various sizes and weights, solutions of two separate components are seldom ideal. Consequently it is to be expected there may be a change in volume associated with the mixing or blending of petroleum components of varying gravities and molecular structure.”

Pada kondisi aktual, komponen-komponen minyak mengandung molekul-molekul dengan ukuran dan berat yang beragam sehingga pencampurannya akan menghasilkan perubahan terhadap volume total jika dibandingkan jumlah masing-masing komponen. Pada beberapa kasus terjadi penambahan volume meskipun jarang, tapi pada umumnya volume total akan menyusut.

Dengan demikian :

1 barrel crude A + 1 barrel crude B ≠ 2 barrel crude AB

Secara operasional, seringkali crude oil mengalami pencampuran dengan crude oil lainnya. Hal ini sangat mungkin terjadi ketika dua atau lebih produsen minyak mentah memanfaatkan pipa minyak yang sama untuk transportasi ke lokasi pembeli. Pada kenyataannya jumlah total minyak hasil pencampuran berbeda dengan jumlah masing-masing minyak yang masuk ke pipa tersebut. Untuk minyak yang mengandung light component, tentu saja ada peluang loss akibat penguapan meskipun secara teknis ada pembatasan RVP crude oil.  Kontribusi lain yang perlu diperhatikan adalah adanya penyusutan volume akibat pencampuran minyak ringan dengan minyak yang lebih berat.

Formula yang dibuat berdasarkan tes empiris telah dihasilkan oleh beberapa perusahaan minyak. Penghitungan faktor susut (shrinkage factor) telah dipublikasikan oleh API pada tahun 1962 yaitu API 2509C yang formulanya telah diterima oleh industry selama lebih dari 30 tahun:

S = 0.0000214 * C^-0.0704 * G ^1.76

S : shrinkage factor

C : prosentase minyak ringan terhadap minyak berat (%-volume)

G : perbedaan specific gravity (API)

Berbagai usaha perbaikan dilakukan untuk meningkatkan akurasi hasil perhitungan shrinkage factor. Pada tahun 1996, Manual of Petroleum Measurement Standards mempublikasikan formula baru sebagai berikut:

• Formula dalam Field Unit (Bbls, ^oF, API)

S = 4.86 * 10^-8 * C (100-C) ^0.819 * G^2.28 

S : shrinkage factor

C : konsentrasi (%-volume)

G : perbedaan specific gravity (API)

• Formula dalam SI Unit (m³, ^oC, kg/m³)

S = 2.69 * 10⁴ * C (100-C) ^0.819 * {(1/dL)-(1/dH)}^2.28

S : shrinkage factor

C : konsentrasi (%-volume)

dL : densitas minyak ringan (kg/m3)

dH : densitas minyak berat (kg/m3)

Contoh:

Crude oil dengan volume 2000 barrel (densitas 720 kg/m3) dicampur dengan crude lain sejumlah 5000 barrel (densitas 870 kg/m3). Berapakah volume total minyak setelah pencampuran?

Jawab:

C = {2000/ (2000+5000)} *100% = 28.57%

G = API Lighter Oil – API Heavier Oil = {(141.5/0.72)-131.5}- {(141.5/(0.87)-131.5} = 33.88

S = 4.86 * 10^-0.0704 * 28.57 (100-28.57) ^0.819 * 33.88^2.28 = 0.14 %

Jadi total volume minyak setelah pencampuran adalah = 7000 – ((0.14/100)*7000) = 6990 bbls

Atau terdapat penyusutan sebesar 10 bbls

Search description:

oil shrinkage

oil shrinkage factor formula

mixed crude oil

penyusutan volume minyak

pencampuran minyak

Kandungan Air (Water Content) dalam Natural Gas

Pengetahuan mengenai ‘gas-water system’ wajib dimiliki oleh seorang Process Engineer untuk diterapkan baik pada tahap engineering maupun operasional suatu fasilitas produksi. Ada 3 hal yang perlu diperhatikan dalam ‘gas water system’ di pengolahan gas hidrokarbon yaitu:

• Jumlah air yang terkandung dalam gas.
• Jumlah gas terlarut dalam air
• Kondisi Pressure & Temperature terbentuknya hidrat

Molekul Air (Water)

Pada umumnya kelarutan gas dalam fasa air (water) sangat rendah pada kebanyakan tekanan dan suhu operasi fasilitas minyak & gas sehingga efeknya kurang diperhatikan, sedangkan kandungan air (water) dalam gas sangat bervariasi dimana tingkat kelarutannya meningkat dengan kenaikan temperatur dan penurunan tekanan. Hampir semua free-water sudah dapat dipisahkan setelah separator atau wellhead, namun sebagian air masih terkandung dalam fasa gas dalam bentuk uap air. Jumlah air dalam gas yang dimaksud dalam pembahasan ini adalah air dalam fasa uap (uap air).

Penentuan kandungan uap air (water vapor) jenuh dalam gas alam merupakan keahlian kritikal yang harus dikuasai oleh seorang Process Engineer karena berkaitan dengan pemahaman mengenai spesifikasi produk gas (sales gas) yang disyaratkan oleh Buyer atau Pipeline Operator, selain beberapa isu yang berhubungan dengan disain fasilitas gas processing (dehydration) dan isu hydrate formation.

Dengan membandingkan water content pada berbagai kondisi tekanan dan temperature operasi (P-ops & T-ops) memberikan banyak kegunaan, yaitu:

1. Menentukan water loading atau jumlah air yang harus dihilangkan di unit Dehydration untuk mencapai spesifikasi sales gas
2. Menentukan jumlah air yang telah terkondensasi dalam bentuk cairan (aqueous phase) sebagai akibat perubahan P-ops & T-ops di inlet dan outlet peralatan/pipeline. Adanya free-water akan menyebabkan problem yang serius diantaranya:

• resiko terbentuknya hydrate yang menyebabkan penyumbatan aliran
• kondensasi air sepanjang pipa yang dapat menimbulkan masalah slug dan mengakibatkan naiknya pressure drop
• masalah korosi-erosi terutama apabila ditemukan kandungan acid gas

Penentuan Water Content dengan HYSYS

Komposisi gas dari wellhead yang diberikan oleh reservoir engineer biasanya disajikan dalam bentuk dry gas. Aktualnya gas dalam reservoir mengandung sejumlah air karena pada awalnya volume pori batuan reservoir terisi oleh air, kemudian hidrokarbon yang terbentuk akan bermigrasi ke dalam reservoir dan mengambil alih ruang yang ditempati air. Dengan demikian gas hidrokarbon telah berkontak dengan connate water (air tanah yang tersimpan dalam batuan sedimen) selama jutaan tahun sehingga dapat diasumsikan bahwa gas di dalam reservoir sudah jenuh dengan uap air.

Untuk itu komposisi dry gas tersebut perlu dijenuhkan dengan air, estimasi jumlah air jenuh dalam gas pada tekanan (P) & temperature (T) tertentu dapat disimulasikan dengan HYSYS. Terdapat 2 cara penentuan water content dengan program simulasi HYSYS yaitu dengan : (1) Iterasi (2) HYSYS extension (Saturate with Water).

Sebagai contoh kita tinjau komposisi gas (dry gas composition) di bawah ini pada tekanan 350 psig dan temperatur 110oF dengan flow rate 80 MMscfd.

Tabel 1. Komposisi Natural Gas

a). Iterasi HYSYS dengan pseudo Mixer & Separator

Step 1: Input komposisi dry gas, set kondisi operasi 350 psig, 110oF, dan 80 MMscfd.

Step 2: Gabung stream dry gas dengan water (100%-mole H2O) pada P & T yang sama. Temperatur pada mixed stream akan mengalami penurunan akibat energy balance.

Step 3 : Pasang pseudo heater (E-100) dan adjust temperature di mixed stream menjadi 110oF (sesuai kondisi awal) dengan mengubah heat duty.

Step 4 : Tambahkan separator (Pseudo Sep) untuk memisahkan gas dengan liquid.

Step 5: Mass rate di feed water (stream Water 1) diubah sedemikian rupa sehingga didapatkan fasa aqueous di liquid outlet separator (stream Liquid 1). Sebagai alternatif, hal ini bisa dilakukan dengan penambahan adjuster.

Gambar 1. Screenshot Unit Ops Pseudo Mixer dan Separator

Informasi water content dapat ditemukan pada stream wet gas yaitu mass flow rate untuk komponen water:

Gambar 2. Screenshot Stream Composition (Mass Basis)

Sehingga diperoleh water content = (604.9 lb/hr * 24 hr/day) / 80.3 MMscfd = 181 lb/MMscf

b). HYSYS extension (Saturate with Water)

Extensi Saturate with water harus ditambahkan secara manual dengan cara download extension kemudian buka program HYSYS – Tools – Preferences – Register an Extension.

Cara ini sangat mudah dilakukan dengan langkah sbb:

Step 1: Input komposisi dry gas, set kondisi operasi 350 psig, 110oF, dan 80 MMscfd

Step 2 : Tambahkan extension dengan cara mengakses Flowsheet – Add Operation – Extension – Saturate with Water

Step 3 : Tambahkan inlet dan outlet stream

Gambar 3. Screenshot Unit Ops HYSYS extension (Saturate with Water)

Informasi water content ditunjukkan dalam unit ops ‘Saturate with Water’ yaitu sebesar 181.2 lb/MMscf

Gambar 4. Screenshot Stream Information HYSYS Extension (Saturate with Water)

Penetuan Water Content dengan Grafik

Selain penentuan dengan menggunakan simulator HYSYS, water content dapat diperkirakan dengan menggunakan korelasi empiris yang telah dituangkan dalam bentuk grafik.

Terdapat beberapa korelasi yang tersedia untuk penentuan water content dalam gas diantaranya sebagai berikut:

• Korelasi Mc Ketta & Wehe (1958), Katz et al (1959), Bukacek (1990), Ning et al (2000) untuk sweet gas
• Maddox (1988), Robinson et al (1980), Wichert & Wichert (2003) untuk sour gas yaitu gas yang mengandung CO₂ dan H₂S.

Water Content pada Sweet Gas

Korelasi yang lazim digunakan untuk penentuan water content dalam sweet gas adalah grafik yang dipublikasikan oleh McKetta & Wehe tahun 1958. Grafik ini kemudian direproduksi pada berbagai publikasi dan tercantum dalam GPSA chapter 20. Berdasarkan grafik di di bawah ini, dengan jelas dapat terlihat bahwa water content atau kelarutan air dalam gas akan meningkat dengan kenaikan temperatur dan penurunan tekanan. Pengaruh kandungan garam dalam air (salt content in water) diplot dalam grafik kecil yang menunjukkan faktor koreksi yang menyebabkan penurunan water content. Pendekatan melalui grafik ini hanya berlaku untuk system gas dengan P < 10,000 psi, 50 < T < 300oF, 0.6 < SG < 1.8 dan salinitas <3%.

 

Gambar 5. McKetta & Wehe Plot

Dengan menggunakan grafik untuk kondisi gas di atas maka akan diperoleh water content,

W = 185 lb/MMscf

Faktor koreksi untuk gas dengan MW 18,

Cg = 0.99

Sehingga diperoleh,

Water content = 0.99 * 185 = 183 lb/MMscf

Pengaruh Salt Content terhadap Kelarutan Air dalam Gas

Semakin tinggi kadar garam dalam air yang berkontak dengan gas hidrokarbon maka akan semakin rendah water content gas tersebut. Faktor koreksi yang disebabkan salt content ditunjukkan pada suplemen grafik McKetta Wehe di atas,

Gambar 6. Koreksi Salt Content McKetta & Wehe

Asumsi gas berada dalam kesetimbangan dengan 2% brine, maka diperoleh faktor koreksi:

Cs = 0.95

Water content perlu dikoreksi dengan adanya kadar garam dalam air menjadi,

Water content = 0.95 * 183= 174 lb/MMscf

Water Content dalam Sour Gas

Wichet and Wichet telah mempublikasikan pembaruan grafik baru sebagai koreksi dari grafik McKetta Wehe untuk penentuan water content pada sour gas.

Gambar 7. Wichet & Wichet Plot

Tentukan water content pada gas diatas jika natural gas mengandung 5% H₂S dan 20% CO₂.

Step 1: Tentukan mole% H₂S equivalent = mole% H₂S + 0.7 x mole% CO₂ = 5 + (0.7 * 20) = 19%

Step 2: Tentukan rasio water dalam sour gas terhadap sweet gas pada 350 psig dan 110^oF.

Rasio = 1.05

Step 3: Water content dalam sour gas = 1.05 * 174 =  182.7 lb/MMscf

Search description:

Water content in Natural Gas

Kandungan Air dalam Gas

Dry gas wet gas

Water Removal from Gas

McKetta Wehe Chart

Water Content HYSYS

HYSYS Saturate with Water

Water Content Chart

Water Content in Sour Gas

Wichet Wichet Chart