Oleh : Luthfan Riandy*

Transkripsi

1 STUDI PENGARUH KOMPOSISI, KONDISI OPERASI, DAN KARAKTERISTIK GEOMETRI PIPA TERHADAP PEMBENTUKAN KONDENSAT DI PIPA TRANSMISI GAS BASAH The Study of Composition, Operation Condition, and Pipe Characteristic Effect to Liquid Hold Up Built in Wet Gas Pipeline Oleh : Luthfan Riandy* Sari Aliran multifasa merupakan fenomena yang sering terjadi di dalam pipa. Hal ini terjadi karena penurunan temperatur dan tekanan di sepanjang pipa tersebut. Fenomena ini seringkali menimbulkan masalah bagi operator, karena adanya kedua fasa tersebut di dalam pipa akan mengganggu proses aliran itu sendiri, seperti misalnya pembentukan kondensat liquid di sepanjang pipa gas basah. Kondensasi liquid biasanya terjadi karena multi komponen yang terkandung dalam wet gas di samping variasi tekanan dan temperatur yang terjadi di dalam pipa. Pembentukan kondensat yang terjadi di dalam pipa dapat meningkatkan penurunan tekanan dan akan mengurangi ruang yang ditempati gas di dalam pipa. Untuk mengurangi permasalahan yang ditimbulkan akibat pembentukan liquid, maka simulasi perlu dilakukan untuk memprediksi proses kondensasi di pipa. Beberapa variasi komposisi wet gas, variasi rate, dan variasi karakteristik pipa seperti panjang dan diameter pipa, serta perubahan elevasi pipa telah dilakukan untuk mempelajari seberapa besar pengaruh hal-hal tersebut terhadap pembentukan liquid hold up. Hal ini berguna bagi engineer untuk memperkecil resiko terbentuknya liquid hold up di lapangan. Kata kunci : wet gas, liquid hold up, tekanan, temperatur, komposisi Abstract Multiphase flow phenomenon can be occurred in several hydrocarbon production systems. This is happened due to the temperature and pressure declines along the pipe. This phenomenon often causes a lot of problems to operator due to the liquid condensate built inside the wet gas pipeline. Liquid condensation is occurred by the multi component contained in the wet gas in addition to pressure and temperature variation. That condensation will raise the pressure difference and reduce the gas space inside the pipe. To minimize the problem caused by high liquid hold up inventory, a good simulation must be conducted to predict the gas condensation in pipeline. Some variation of the wet gas composition, rate and pipe characteristic such as length and pipe diameter as well as pipe elevation varied in aim to study the effect of those variations to liquid hold up fraction. This information will be helpful for engineer to minimize the risk of liquid hold up built inside wet gas pipelines. Keywords : wet gas, liquid hold up, pressure profile, temperature profile, composition * Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB I. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Kondensasi, proses perubahan fasa dari gas menjadi liquid sebagian, merupakan proses yang sering terjadi pada wet gas pipeline. Hal ini dikarenakan adanya penurunan nilai tekanan dan temperatur di sepanjang pipa. Penurunan tekanan dapat diakibatkan oleh kerja yang dilakukan untuk mengatasi friksi, dan perubahan energi potensial untuk mengatasi gaya gravitasi. Sedangkan penurunan temperatur dapat diakibatkan oleh transfer panas yang terjadi antara lingkungan dan fluida itu sendiri. Heat transfer yang terjadi ditentukan oleh gradien temperatur antara fluida dan lingkungan sekitarnya. Dengan meningkatnya penurunan temperatur fluida di pipa maka kemungkinan kondensasi liquid akan semakin tinggi. Sehingga semakin besar penurunan temperatur dan tekanan yang terjadi, semakin besar pula jumlah liquid hold up/kondensat yang terbentuk seperti yang terlihat pada Gambar

2 1. Tujuan Tujuan studi ini adalah untuk mempelajari pengaruh komposisi komponen, karakteristik geometri pipa (panjang dan diameter pipa) dan kondisi operasi (laju alir, tekanan, dan temperatur) terhadap pembentukan fraksi liquid hold up. 1.3 Batasan Kajian Pada kajian ini hanya dilakukan pembahasan pada keadaan saat satu nilai parameter divariasikan sedangkan nilai parameter lain tidak diubah atau diasumsikan tetap. II. TEORI DASAR Gambar 1.1 Diagram P-T Wet Gas 1 Komposisi juga memegang peranan penting dalam pembentukan kondensat. Semakin banyak jumlah fraksi berat, maka semakin besar kemungkinan terbentuknya liquid hold up. Berdasarkan buku Petroleum Fluids William D. McCain,Jr, komposisi wet gas adalah metana dengan jumlah intermediate dan molekul hidrokarbon lebih berat yang lebih banyak. Oleh karena itu, pada studi ini akan dipelajari hubungan komposisi terhadap fraksi liquid hold up yang terbentuk..1 Dry Gas Dry gas atau gas kering adalah gas yang memiliki komponen fraksi ringan yang cukup banyak. Kandungan utamanya adalah metana dengan beberapa fraksi medium. Fluida gas kering selalu berada di dalam fasa gas baik di dalam reservoir maupun di dalam separator. Berikut adalah diagram P-T untuk dry gas pada Gambar 1.. Selain temperatur, tekanan dan komposisi fluida, besar nilai laju aliran juga berpengaruh terhadap pembentukan liquid hold up. Variasi juga dilakukan terhadap nilai rate sehingga terlihat pengaruh nilai rate terhadap fraksi liquid hold up yang terbentuk. Panjang pipa yang digunakan serta diameter pipa tersebut menjadi parameter yang penting dalam pembentukan fraksi liquid hold up. Hubungan antara pengaruh panjang pipa dan diameter terhadap liquid hold up akan dijabarkan pada bagian III. Prediksi pembentukan kondensate pada pipa wet gas ini disimulasikan secara non-isothermal dengan menggunakan software Pipephase. Dengan simulator ini dapat diramalkan distribusi liquid di tiap segmen pipa serta distribusi tekanan dan pola aliran yang terjadi di dalam pipa. Dari data distribusi liquid hold up sepanjang pipa maka dapat diperkirakan jumlah akumulasi total kondensat yang dihasilkan. Selain itu dari hasil simulasi dapat dilihat pengaruh perubahan rate gas terhadap laju pembentukan kondensat di dalam pipa. Gambar 1. Diagram P-T Dry Gas 1 Jumlah fraksi dry gas baik di permukaan maupun di reservoir tidak berubah. Fraksi heptana plus kurang lebih dari 0.7 %. GOR dry gas scf/stb.. Wet Gas Wet gas adalah gas yang memiliki fraksi medium dan berat lebih banyak daripada dry. Hal ini memungkinkan terbentuknya liquid hold up.

3 Fluida wet gas selalu berada dalam fasa gas di dalam reservoir, tetapi ketika mengalami penurunan tekanan di dalam separator, sebagian gas mengalami kondensasi membentuk kondensat dan gas dari reservoir wet gas dinamakan condensat gas. Gambar 1.1 adalah diagram fasa wet gas..3 Equation Pada kajian ini digunakan Panhandle B equation yang digunakan untuk menghitung flow index. Berikut adalah rumus panhandle B dalam USCS unit: Tb P1 P Q 737E = D P b G T f LeZ.53 Keterangan : Q = volume flow rate, standard ft 3 /day E = pipeline efficiency, nilai kurang dari 1.0 P b = base pressure, psia T b = base temperature, o R ( o F) P 1 = upstream pressure, psia P = downstream pressure, psia G = gas gravity (udara = 1.00) T f = average gas flow temperature o R (460+ o F) L e = equivalent length of pipe segment, mi Z = gas compressibility factor, dimensionless D = pipe inside diameter, in. Perhitungan flow index (FI) didapat berdasarkan rumus di atas. Q FI = ( P P ) Nilai flow index menggambarkan kemampuan pipa mengalirkan gas. Dalam studi ini akan ditinjau pengaruh liquid hold up yang terbentuk terhadap nilai FI di berbagai variasi parameter. III. STUDI 3.1 Input Data Data komposisi yang digunakan pada studi ini adalah sebagai berikut (Tabel 3.1): Tabel 3.1 Data Komposisi Komposisi I II III IV Fraksi (%) (%) (%) (%) Ringan Medium Berat MW Keterangan: Komposisi I adalah dry gas, Komp II IV adalah wet gas. Variasi data laju alir yang digunakan adalah 400 MMSCFD sampai 1000 MMSCFD dengan interval 100 MMSCFD. Variasi data diameter yang digunakan adalah 9,376 in sampai 39,376 in dengan interval sebesar in. Variasi data panjang pipa adalah 50 km sampai 300 km dengan interval 50 km. Variasi elevasi yang digunakan adalah 5, 10, 5, 50, dan 100 m. P Oulet diasumsikan tetap yaitu sebesar psia. Saat satu nilai parameter divariasikan, nilai parameter lain tidak diubah atau diasumsikan tetap Nilai-nilai yang diasumsikan tetap antara lain: 1. Komposisi III. Laju alir sebesar 400 MMSCFD 3. Diameter sebesar in 4. Panjang pipa sebesar 100 km 5. Perubahan elevasi sebesar 0 m. Data-data tersebut digunakan sebagai input software Pipephase. 3. Hasil Prediksi Berdasarkan input data yang dimasukkan dalam software Pipephase. Berikut adalah hasil prediksi yang didapat. Berdasarkan perubahan nilai komposisi, liquid hold up terbentuk seperti yang terlihat pada tabel berikut (Tabel 3.): Tabel 3. Hasil prediksi untuk variasi komposisi Komposisi MW HL (fraksi) I II III IV Berdasarkan perubahan rate sebesar 100 MMSCFD yaitu dengan input rate sebesar 400, 500, 600, 700, 800, 900, 1000 MMSCFD didapatkan perkiraan nilai 3

4 liquid hold up yang terbentuk seperti yang terdapat pada tabel berikut (Tabel 3.3 dan Tabel 3.4): Tabel 3.3 Hasil prediksi untuk variasi rate pada komposisi I ( dry gas ) Gas Flow P 1 (MMSCFD) (psig) Dry gas tidak membentuk liquid hold up. Tabel 3.4 Hasil prediksi untuk variasi rate pada komposisi II ( wet gas ) Gas Flow P 1 HL HL (MMSCFD) (psig) (bbl) (fraksi) , , , , , , , Berdasarkan perubahan diameter sebesar in MMSCFD yaitu dengan input rate sebesar 9.376, , , , , in didapatkan perkiraan nilai liquid hold up yang terbentuk seperti yang terdapat pada tabel berikut (Tabel 3.5 dan Tabel 3.6): Tabel 3.5 Hasil prediksi untuk variasi diameter pada komposisi I ( dry gas ) Diameter P 1 (in) (psig) Tabel 3.6 Hasil prediksi untuk variasi diameter pada komposisi II ( wet gas ) Diameter P 1 HL HL (in) (psig) (bbl) (fraksi) , , , , , , Variasi panjang pipa sebesar 50 km akan menambah liquid hold up yang terbentuk seperti yang tertera pada tabel berikut (Tabel 3.7 dan Tabel 3.8): Tabel 3.7 Hasil prediksi untuk variasi panjang pipa pada komposisi I ( dry gas ) Length P 1 (km) (psig) Tabel 3.8 Hasil prediksi untuk variasi panjang pipa pada komposisi II ( wet gas ) Length P 1 HL HL (km) (psig) (bbl) (fraksi) , , , , , Perubahan elevasi memiliki pengaruh terhadap liquid hold up. Hal ini terlihat pada perubahan liquid hold up dalam tabel berikut (Tabel 3.9 dan Tabel 3.10): Tabel 3.9 Hasil prediksi untuk variasi elevasi pipa pada komposisi I ( dry gas ) Elevasi P 1 (m) (psig)

5 Tabel 3.10 Hasil prediksi untuk variasi elevasi pipa pada komposisi II ( wet gas ) Elevasi P 1 HL HL (m) (psig) (bbl) (fraksi) , , , , , Perhitungan Flow Index Hasil perhitungan nilai FI bervariasi terhadap perubahan tekanan dan nilai laju alir. Contoh perhitungan : Perhitungan nilai flow index untuk rate yang bervariasi : Pada komposisi I dan III, dengan nilai rate 400 MMSCFD, diameter in, panjang pipa 100 km FI wet gas : 6 Q FI = = ( P P (( ) ( )) ) + = scf/psi 1.0 FI dry gas: 6 Q FI = = ( P P (( ) ( )) ) + = scf/psi 1.0 Untuk laju alir yang berubah-ubah nilai FI adalah sebagai berikut ini (Tabel 3.11). Tabel 3.11 Hasil perhitungan untuk variasi rate Q (SCFD) P 1 FI FI (psia) Dry Gas Wet Gas 5.00E E E E E E Untuk nilai laju alir tetap dan perubahan tekanan akibat perubahan komposisi, nilai Flow Indexnya adalah seperti yang tertera pada tabel berikut (Tabel 3.1). Tabel 3.1 Hasil perhitungan untuk variasi komposisi Komposisi P 1 (psig) FI I II III IV P = psi Perubahan ukuran diameter akan berakibat pada perubahan nilai P sehingga nilai FI berubah. Perubahan nilai FI akibat diameter terlihat pada tabel berikut ini (Tabel 3.13). Tabel 3.13 Hasil perhitungan untuk variasi diameter Diameter P 1 FI FI (in) (psia) Dry Gas Wet Gas P = psi Variasi nilai FI akibat variasi panjang pipa adalah sebagai berikut (Tabel 3.14): Tabel 3.14 Hasil perhitungan untuk variasi panjang pipa Length P 1 FI FI (km) (psia) Dry Gas Wet Gas P = psi 5

6 Nilai elevasi pipa memiliki pengaruh terhadap nilai FI. Dapat dilihat pada tabel berikut (Tabel 3.15): Tabel 3.15 Hasil perhitungan untuk variasi perubahan elevasi pipa Elevasi P 1 FI FI (m) (psia) Dry Gas Wet Gas P = psi IV. PEMBAHASAN Meninjau nilai liquid hold up yang didapat dari output software Pipephase, apabila dibandingkan dengan kenaikan jumlah fraksi medium dan fraksi beratnya, kenaikan jumlah fraksi tersebut secara signifikan akan memperbesar nilai liquid hold upnya. Hal ini dapat dilihat pada Gambar 4.1. Gambar 4. Nilai liquid hold up berkurang seiring dengan kenaikan ukuran diameter pipa dikarenakan P dan T yang semakin berkurang Hal ini dapat dilihat pada Gambar 4.3. Gambar 4.3 Gambar 4.1 Apabila ditinjau dari variasi nilai ratenya, nilai liquid hold up akan cenderung meningkat seiring dengan kenaikan nilai rate. Hal ini disebabkan volume wet gas per satuan waktu yang semakin besar dan kenaikan P. Hal ini dapat dilihat pada Gambar 4.. Nilai liquid hold up membesar seiring dengan semakin panjangnya pipa. Hal ini dikarenakan semakin panjang pipa semakin besar penurunan tekanan dan temperatur yang dialami gas sehingga liquid hold up yang terbentuk semakin banyak. Hal ini dapat dilihat pada Gambar

7 Nilai FI untuk perubahan komposisi adalah menurun Hal ini dikarenakan kenaikan P akibat penambahan liquid hold up yang terbentuk. Hal ini dapat dilihat pada Gambar 4.6. Gambar 4.4 Nilai liquid hold up akan membesar seiring dengan kenaikan elevasi. Hal ini juga dikarenakan adanya peningkatan P dan T. Hal ini dapat dilihat pada Gambar 4.5. Gambar 4.6 Penambahan nilai laju alir seiring dengan penambahan P mengakibatkan kecenderungan nilai FI yang stabil dikarenakan penambahan nilai liquid hold up yang tidak begitu signifikan. Hal ini nampak pada Gambar 4.7. Gambar 4.5 Mengenai hasil perhitungan nilai Flow Index, nilai Flow Index hanya dipengaruhi oleh besar laju alir dan besar perubahan tekanan seperti pada persamaan FI. Nilai-nilai parameter secara tidak langsung mempengaruhi FI dikarenakan hubungan parameterparameter tersebut dengan P seperti yang telah dibahas pada pembahasan liquid hold up. Gambar 4.7 Pada Gambar 4.8 terlihat bahwa nilai liquid hold up menurun mengakibatkan peningkatan nilai P sehingga nilai FI meningkat. 7

8 Gambar 4.8 Secara garis besar, semakin panjang pipa alir, semakin besar nilai liquid hold up yang terbentuk. Hal ini mengakibatkan bertambahnya nilai P sehingga nilai FI menurun. Hal ini dapat dilihat pada Gambar 4.9. Gambar 4.10 Apabila dibandingkan dengan nilai Flow Index dry gas, nilai Flow Index wet gas selalu di bawah nilai Flow Index dry gas. Hal ini menunjukkan bahwa adanya liquid hold up berpengaruh terhadap kemampuan pipa untuk mengalirkan fluida seperti yang terlihat pada Gambar V. KESIMPULAN Gambar Komposisi, geometri pipa dan kondisi operasi mempunyai pengaruh terhadap nilai liquid hold up yang terbentuk dalam pipa transmisi gas basah.. Semakin besar komposisi fraksi medium dan fraksi beratnya, semakin besar liquid hold up yang terbentuk. 3. Semakin besar nilai diameter mengakibatkan penurunan liquid hold up. 4. Semakin panjang pipa, semakin besar nilai liquid hold up yang terbentuk. 5. Semakin besar elevasi, semakin besar nilai liquid hold up yang terbentuk. 6. Semakin besar laju alir, nilai liquid hold up cenderung meningkat. 7. Pada laju alir konstan, nilai FI dipengaruhi oleh perubahan tekanan akibat perubahan parameter. Pengaruh perubahan elevasi terhadap nilai FI adalah berbanding terbalik, yaitu, semakin besar elevasinya, semakin kecil nilai FI yang didapat. Hal ini disebabkan adanya kenaikan P. Hal ini dapat dilihat pada Gambar

9 VI. SARAN 1. Dibutuhkan penelitian lebih lanjut mengenai pipa dan proses dalam pipa apabila hendak ditelaah lebih jauh mengenai pengaruh geometri pipa dan laju alir terhadap nilai FI.. Dapat dilakukan uji sensitivitas dengan range nilai yang lebih luas untuk komposisi, geometri pipa, dan laju alir terhadap kemungkinan pembentukan liquid hold up sehingga didapatkan hasil yang lebih optimal. VII. NOMENCLATURE FI : Flow Index HL : Liquid Hold Up MW : Molecular Weight Q : Rate / Laju Alir VIII. DAFTAR PUSTAKA 1. McCain Jr. W. D., The Petroleum Fluids, Pennwell Books, Tulsa: McAllister E. W., Pipeline Rules of Thumb Handbook, Gulf Professional Publishing, Boston: Pipeline Design for Hydrocarbon Gases and Liquids, American Society of Civil Engineers, New York, Steady Flow in Gas Pipelines, Contract Report No. 10, July 1965, Pipeline Research Council International, Houston, TX,