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