Petroleum Engineer

Contoh Separator Horizontal

Data :

Disain suatu separator horizontal untuk aliran fluida yang terdiri atas :

• Minyak = 5000 B/D, SGo = 0.887

• Air = 1500 B/D, SGw = 1.04

• Gas = 7.5 MMSCF.SGg = 0.76

Bila : Tsep = 85 °F, Psep = 200 psig = 214.7 psia

Jawab :

1. Misalkan panjang separator L = 20 feet

2. Ubah laju produksi gas standar (Qg, SCF/hari) ke laju produksi gas pada kondisi separator (Vg,cuft/detik).

Karena SGg = 0.76 dekat dengan 0.8, maka gunakan grafik 0.8

Untuk kondisi tekanan dan temperatur separator, sebagai berikut :

Psep = 214.7 psia, Tsep = 545 ^oR → Zsep = 0.95

Psc = 14.7 psia, Tsc = 60 ^oF → Zsc = 1

maka :

Bila Tsc = 520 ^oR atau 60 ^oF dan Psc = 14.7 psia maka :

3. SGo = 0.887 (data)

4. Koreksi SGo pada kondisi standar ke kondisi separator (SGosep)

SGo sep = 0.88 (Gambar 2)

5.Hitung SG campuran cairan (SGls)

Wc = 1500/(1500 + 5000) è0.231

SG_lS = Wc × SGw + (1-WC) SG_osep

SGls = 0.231 x 1.04 + (1 – 0.231) 0.88 = 0.917

6. Hitung densitas cairan di separator (BD1, Ib/cuft)

BD₁ = (SG_1s)(62.4)

BD1 = 0.917 × 62.4 = 57.22 Ib/cuft

7. . Hitung densitas gas pada kondisi separator (BDg, Ib/cuft),

Bila kondisi standar 14.7 psia dan 60 °F atau 520 °R

Ib/cuft

8. Hitung kecepatan maksimal gas (V, ft/detik)

Dari Tabel 6, karena L > 10 feet maka K = 0.0142 L = 0.0142 x 20 è 0, 284

9. Hitung luas aliran gas (Ag, ft²)

10. Hitung diameter-dalam separator berdasarkan kapasitas gas, (Dg, ft)

= 31.68 in

11. Diameter luar bila 2,64 ft= 31.68 in ID adalah 33 in = 2,75 ft, dari Gambar 3.

12. Tentukan waktu retensi (retention time) di dalam separator (t, menit):

Untuk aliran 2 fasa, berlaku :

°API > 35°, t = l menit

°API ≤ 35°, t = - 0.058 ° API + 3.03

maka

SGo= 0.887= 28 °API, maka t :

t = - 0.058 ° API + 3.03

t = −0,058 × 28 + 3.03 = 1.406

13. Hitung Reduced liquid capacity factor (C).

• °API ≥ 35°, C = 1

• °API <>C = 0.029 °API – 0.015

28 °API, maka C :

C = 0.029 °API – 0.015

C = (0.029 × 28) - 0,015 = 0.797

14. Tentukan diameter separator berdasarkan volume cairan (D₁, ft).

• Diameter Separator Horizonal single barrel :

è = 6.1 ft = 73.2 in

15. Tentukan Rm yaitu hasil bagi L (butir 2) terhadap D1 (butir 14) atau L (butir 2) terhadap Dg (butir10) dyang terkecil.

D1 > Dg, jadi ambil D1 yang diambil untuk Rm :

Rm = L/D_l =20/6.1 =3.27 è 3 <>

maka ukuran separator Horizontal yang separator terdapat di pasaran adalah : 60 in × 20 feet.

I. Pengenalan Umum

Valve atau biasa juga disebut dengan kerangan, sangat berperan penting dalam suatu pabrik guna menjaga kestabilan proses. Valve bertugas mengatur aliran (fluida) dalam suatu proses. Secara tidak langsung, maka valve dapat diandalkan untuk mengatur besar kecil nya flow, rendah tingginya level, rendah tingginya temperatur ataupun tekanan

Berdasarkan keterangan diatas, valve secara umum dibagi menjadi 4 bagian, yaitu:

1. ON/OFF or Isolation valve (Opened/Closed valve )
2. Throttling valve
3. Check valve
4. Pressure Relieve valve/Pressure safety valve

1. ON/OFF or Isolation valve.

Ketika valve telah dipasang dalam suatu rangkaian pipa. Pada saat valve di buka, fluida mulai mengalir, dan ketika valve ditutup maka fluida pun berhenti mengalir. Valve seperti ini bertugas untuk menutup penuh (fully closed) ataupun membuka penuh (fully opened) suatu aliran. Karena tugasnya hanya untuk membuka atau menutup maka valve sejenis ini dinamakan dengan ON/OFF valves atau Isolation valve.

2. Throttling valve

Selain untuk membuka dan menutup atau fully opened dan fully closed, ada juga valve yang berfungsi untuk mengatur (regulate) aliran (fluida). Valve sejenis ini sering disebut sebagai Throttling valve.

3. check valve atau one way valve.

Valve yang tugas nya mengatur agar aliran berjalan ke satu arah saja ataupun agar tidak terjadi reversed flow atau backflow. valve seperti ini disebut check valve atau one way valve.

4. Pressure relieve valve and pressure safety valve

Beberapa valve ada juga yang dirancang untuk melepaskan (release) kelebihan pressure untuk menjaga keamanan alat ataupun operator. Valve yang berfungsi untuk melepaskan kelebihan pressure ini sering disebut sebagai pressure relieve valve ataupun pressure safety valve (kedua jenis valve ini mempunyai fungsi yang sama tetapi prinsip kerjanya berbeda).

Manifold adalah sekumpulan valve yang dideretkan untuk mengatur aliran masuk fluida ke header dan separator yang dikehendaki.

Factor yang mempengaruhi desain manifold :

1. Tekanan Kerja

2. Tipe valve

3. Banyak header

4. Sumur yang dihubungkan ke tiap-tiap manifold

Menurut fungsinya Jenis manifold adalah :

1. Arrival manifold.

Berfungsi sebagai pengumpul fluida produksi dari berbagai sumur yang selanjutnya dikirim ke unit pemisahan untuk suatu treatment dan pengukuran.

Arrival manifold di desain untuk mengumpulkan minyak dari berbagai areal yang selanjutnya akan di dialirkan ke :

a. production separator

b. test separator

c. tank

d. burning pit

2. Test Manifold

Manifold ini digunakan untuk melakukan test produksi suatu sumur tanpa menggangu produksi sumur lainnya dimana arah aliran fluida dari sumur di arahkan ke test separator.

3. Production Manifold

Merupakan manifold sebagai bagian operasi normal dari proses produksi dimana arah aliran fluida dari sumur diarahkan ke production separator.

Beberapa System manifold :

1. Individual Well Flow line

Biasanya system ini dijumpai pada lapangan minyak dan gas yang kecil dimana pada system ini flowline dari tiap sumur langsung dihubungkan dengan station pengumpul melalui test manifold tatu production header.

2. Satelite Production Manifold

Biasanya system ini dijumpai pada lapangan minyak dan gas yang luas dimana pada system ini flow line yang cukup pendek dari tiap sumur dihubungkan dengan pusat pengumpul minyak dan gas dengan menggunakan pipa yang lebih besar yang biasa disebut Production Lateral dan juga dihubungkan dengan test line, hal ini ditujukan untuk menghindari individual flow lines yang sangat panjang sehingga menyebabkan pressure drop yang besar.

Pada aplikasi dilapangan sebenarnya sistem-sistem dapat dimodifikasi sesuai dengan kondisi lapangan dan tentu saja dengan pertimbangan serta perhitungan tertentu.

Flow Regime fluida adalah merupakan pola tertentu ketika suatu fluida mengalir yang diakibatkan sifat fisik fluida, interaksi antara cairan dan gas, flow rate, ukuran, kekasaran dan orientasi pipa.
Tipe flow regime :
1. Bubble Flow :
Suatu pola aliran fluida dimana kecepatan gas dan cairan diperkirakan sama besarnya sehingga cairan hampir meliputi seluruh bagian dari pipa sementara gas mengalir dalam bentuk gelembung-gelembung pada bagian atas pipa.

2. Plug Flow.
Suatu pola aliran fluida dimana cairan mengalir disepanjang pipa bagian bawah sedangkan kondisi gas yang semakin banyak dalam bentuk gelembung-gelembung tersebut bersatu membentuk gelembung yang lebih besar dan mengalir di bagian atas pipa.

3. Stratified Flow
Plug flow regime akan berubah menjadi kondisi yang kontinyu bila semakin banyak jumlah gas yang mengalir secara kontinyu dimana aliran gas terjadi disepanjang pipa bagian atas dan cairan disepanjang pipa bagian bawah sehingga kontak pertemuan anatar phasa sangat mulus dan jelas.

4. Wavy Flow
Ketika Fluida Gas mengalir semakin banyak maka gas akan mengalir lebih cepat dibandingkan dengan cairan sehingga akan mengakibatkan effek gelombang (Wavy Flow) karena gesekan pada kontak area antara gas dan cairan.

5. Slug Flow
Ketika Fluida Gas mengalir semakin lebih banyak sehingga melebihi batas kritisnya akan mengakibatkan puncak dari gelombang cairan akan menyentuh bagian atas pipa dimana kecepatan alir dari gas dalam bentuk slug ini lebih cepat dibandingkan dengan kecepatan dari cairan itu sendiri.

6. Annular Flow
Suatu pola aliran fluida dimana cairan mengalir seperti annular film dengan berbagai ketebalan disepanjang pipa sedangkan gas mengalir dengan kecepatan tinggi ditengah-tengah pipa dimana sebagian dari cairan akan ikut terbawa aliran gas dalam bentuk droplet kecil yang suatu saat akan jatuh kembali jika telah berubah menjadi butiran besar.


7. Spary Flow (Mist Flow, Dispersed Flow)
Akibat Kecepatan aliran fluida dalam pipa sangat tinggi sekali sehingga film cairan terseret dari dinding pipa dan ikut terbawa bersama dengan aliran gas dalam bentuk titik-titik air.

Fluida Hidrokarbon yang mengalir dari dasar sumur akan menuju well head dan dari kepala sumur ini fluida dialirkan melalui flow line manifold dan header selanjutnya menuju ke separator terus ke tanki pengumpul.
Flow line merupakan pipa penyalur fluida Hidrokarbon dari suatu kepala sumur menuju tempat pemisahan. Flowline biasanya memiliki diameter antara 2 – 4 inch tergantung dari design dan kapasitas produksi sumur. Agar aliran tidak kembali dalam sumur (back flow) maka pada tiap flowline di pasang check valve.
Jalur dimana flow line berada sebaiknya ditimbun pada kedalaman yang aman walaupun telah dilindungi dengan casing pendukung tetapi apabila tidak ditimbun maka flow line tersebut harus diletakan di atas support karena untuk mencegah cepat terkena korosi dan kerusakan lainnya. Demikian juga jalur pemasangan pipa dipilih tempat-tempat yang aman baik secara culture budaya maupun secara kondisi teknik sehingga mudah untuk melakukan pengawasan dan perbaikan dan kadang-kadang jika memungkinkan jalur flow line sampai ke stasiun pengumpul mengikuti rute jalan umum atau jalan inspeksi perusahaan.

Terdapat beberapa faktor yang mempengaruhi desain dan dimensi pemasangan pipa. Dua diantaranya adalah laju alir fluida dan sifat-sifat fisik dari fluida tersebut.

Berikut ini adalah beberapa standar yang digunakan Amerika yang umumnya digunakan dalam mendesain fasilitas produksi minyak :
a. ANSI B.31.1 – POWER PIPING
b. ANSI B.31.3 – Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping
c. ANSI B.31.4 – Liquid Petroleum Transportation Piping System
d. ANSI B.318 – Gas Transmition and Distribution Piping System

PROBLEM PEMBORAN DAN KERUSAKAN FORMASI

Beberapa problem yang sering terjadi diasosiakan dengan aplikasi overbalance drilling dan dapat diminimalkan dengan aplikasi underbalanced drilling adalah :
• Penurunan penetration rate saat hard rock drilling
• Differential pipe sticking
• Loss circulation
• Kerusakan formasi

PENURUNAN PENENTRATION RATE

• Laju penembusan bit (penetration rate) yang lambat akan menambah waktu pemboran dan pada akhirnya akan meningkatkan biaya pemboran.
• Salah satu faktor yang mempengaruhi penetration rate adalah jenis atau tipe fluida yang digunakan.
• Beberapa sifat-sifat fluida pemboran yang mempengaruhi laju pemboran atau penetration rate adalah :
1. Berat fluida pemboran
2. Viskositas fluida pemboran
3. Filtrate loss
4. Kadar minyak
5. Kadar padatan

DEFINISI :
Merupakan metode pemboran dimana tekanan hidrostatik kolom fluida di dalam lubang bor sengaja dibuat dan dijaga lebih rendah daripada tekanan formasi batuan yang dibor.

Pencapaian Kondisi Underbalanced
1. Secara Alami Cara ini diterapkan pada zona-zona yang memiliki permeabilitas dan tekanan formasi yang cukup tinggi.
2. Secara Buatan Cara ini diterapkan pada zona-zona bertekanan rendah.
 Menggunakan fluida pemboran berdensitas (udara, gas, mist atau foam) sehingga menghasilkan tekanan hidrostatik rendah.
 Menginjeksikan gas ke dalam fluida untuk menurunkan densitas fluida pemboran atau tekanan hidrostatik fluida.
Injeksi gas ke dalam liquid (gasfield liquid) dapat dilakukan dengan berbagai cara :
Drillstring Injection
Annulus Injection
• Parasitic String Injection
• Parasitic Casing Injection
• Completion Injection

Source rocks adalah endapan sedimen yang mengandung bahan-bahan organik yang dapat menghasilan minyak dan gas bumi ketika endapan tersebut tertimbun dan terpanaskan. Bahan-bahan organik yang terdapat didalam endapan sedimen selanjutnya dikenal dengan kerogen (dalam bahasa Yunani berarti penghasil lilin).

Migrasi adalah proses trasportasi minyak dan gas dari batuan sumber menuju reservoir. Proses migrasi berawal dari migrasi primer (primary migration), yakni transportasi dari source rock ke reservoir secara langsung. Lalu diikuti oleh migrasi sekunder (secondary migration), yakni migrasi dalam batuan reservoir nya itu sendiri (dari reservoir bagian dalam ke reservoir bagian dangkal).

PENENTUAN LOKASI KOP
1. KONDISI LOKASI KOP
 KOP TIDAK TERLETAK PADA ZONA LUNAK, ZONA REKAH, ZONA PERUBAHAN LITHOLOGI DAN KEKERASAN, ZONA PEMBESARAN LUBANG AGAR TIDAK MENYULITKAN DALAM PEMBENTUKAN SUDUT ARAH DAN KEMIRINGAN
 KOP TERLETAK PADA JARAK YANG CUKUP DIBAWAH CASING SHOE UNTUK MENGHINDARI TERJADINYA GESEKAN
 PADA SISTEM CLUSTER, KOP SUATU SUMUR TIDAK TERLALU DEKAT DENGAN SUMUR LAIN AGAR TIDAK TERJADI GANGGUAN LOGAM TERHADAP HASIL SURVEY SUMUR BARU

2. KEMAMPUAN PERALATAN

3. KEDALAMAN TARGET

1. LONG RADIUS RADIAL SISTEM
2. MEDIUM RADIUS RADIAL SISTEM
3. SHORT RADIUS RADIAL SISTEM
4. ULTRA RADIUS RADIAL SISTEM (URRS)

1. ALASAN GEOGRAFI :
“ ALASAN TOPOGRAFI DAERAH BERSANGKUTAN”

2. ALASAN GEOLOGI :
1. SISTEM KARBONAT
2. CHANEL POINT BARS
3. FRACTURE

3. PERTIMBANGAN EKONOMI :
1. PEMBORAN LEPAS PANTAI
2. MENGHAMBAT WATER CONING DAN GAS CONING

SASARAN PEMBORAN HORIZONTAL :
“MEMPERPANJANG PENEMBUSAN ZONA PRODUKTIF SEHINGGA MEMPERLUAS DAERAH PENGURASAAN SUATU SUMUR”



TUJUAN PEMBORAN HORIZONTAL :
- MENINGKATKAN LAJU PRODUKSI SUMUR
- MENINGKATKAN RECOVERY SUMUR
- MEMBUAT RESERVOIR YANG SUDAH TIDAK EKONOMIS BILA DIKEMBANGKAN DENGAN BOR TEGAK AKAN MENJADI EKONOMIS KEMBALI BILA DIKEMBANGKAN DENGAN PEMBORAN HORIZONTAL
- MEMPERKECIL TERJADINYA WATER CONING DAN GAS CONING