Definisi Separator 2j25v

Definisi Separator Separator adalah tabung bertekanan yang digunakan untuk memisahkan fluida sumur menjadi air dan gas (tiga fasa) atau cairan dan gas (dua fasa), dimana pemisahannya dapat dilakukan dengan beberapa cara yaitu : a.

Prinsip penurunan tekanan.

b.

Gravity setlink

c.

Turbulensi aliran atau perubahan arah aliran

d.

Pemecahan atau tumbukan fluida

Untuk mendapaktkan effisiensi kerja yang stabil dengan kondisi yang bervariasi, gas liquid separator harus mempunyai komponen pemisah sebagai berikut : 1. Bagian pemisah pertama, berfungsi untuk memisahkan cairan dari aliran fluida yang masuk dengan cepat berupa tetes minyak dengan ukuran besar. 2. Bagian pengumpul cairan, berfungsi untuk memisahkan tetes cairan kecil dengan prinsip gravity setlink. 3. Bagian pemisah kedua, berfungsi untuk memisahkan tetes cairan kecil dengan prinsip gravity settlink. 4. Mist extraktor, berfungsi untuk memisahkan tetes cairan berukuran sangat kecil (kabut). 5. Peralatan kontrol, berfungsi untuk mengontrol kerja separator terutama pada kondisi over pressure.

Didalam block station, disamping terdapat separator pemisah gabungan terdapat ju gaseparator uji yang berfungsi untuk melakukan pengujian (test) produksi suatu sumur dan dariseparator uji ini laju produksi sumur (Qo,Qw,danQg) bias didapat dim ana Qo dan Qwdiperoleh dari barel meter sedangkan Qg diperoleh dari pencatatan o rifice flow meter (orifice plate ) atau dari alat pencatat aliran gas lainnya. Disamping itu ditinjau dari tekanan kerjanyapun separator dapat dibagi tiga, yaitu separator tekanan tinggi (750 – 1500 psi), tekanan sedang (230 – 700 psi), tekanan rendah (10 – 225).

2.2.

Jenis Separator

Dalam industri perminyakan dikenal beberapa jenis separator berdasarkan bentuk, posisinya dan fungsinya.

2.2.1.

Jenis separator berdasarkan bentuk dan posisinya.

a. Separator tegak/vertikal. Biasanya digunakan untuk memisahkan fluida produksi yang mempunyai GLR rendah dan/atau kadar padatan tinggi, separator ini sudah dibersihkan serta mempunyal kapasitas cairan dan gas yang besar. b. Separator datar /horisontal Sangat baik untuk memisahkan fluida produksi yang mempunyai GLR tinggi dan cairan berbusa. Separator ini dibedakan menjadi dua jenis, yaitu single tube horizontal seprator dan double tube horizontal separator. Karena bentuknya yang panjang, separator ini banyak memakan tempat dan sulit dibersihkan, namun demikian kebanyakan fasilitas pemisahan dilepas pantai menggunakan separator ini dan untuk fluida produksi yang banyak mengandung pasir, separator ini tidak menguntungkan.

c. Separator bulat /spherical. Separator jenis ini mempunyai kapasitas gas dan surge terbatas sehingga umumnya digunakan untuk memisahkan fluida produksi dengan GLR kecil sampai sedang namun separator ini dapat bekerja pada tekanan tinggi. Terdapat dua tipe separator bulat yaitu tipe untuk pemisahan dua fasa dan tipe untuk pemisahan tiga fasa. 2.2.2. yaitu:

Berdasarkan fasa hasil pemisahanya jenis separator dibagi dua,

a. Separator dua fasa, memisahkan fluida dormasi menjadi cairan dan gas, gas keluar dari atas sedangkan cairan keluar dari bawah. b. Separator tiga fasa, memisahkan fluida formasi menjadi minyak, air dan gas. Gas keluar dari bagian atas, minyak dari tengah dan air dari bawah.

2.2.3.

Kelebihan dan kekurangan dari masing-masing separator :

a. Separator Vertikal kelebihannya : ·

Pengontrolan level cairan tidak terlalu rumit

·

Dapat menanggung pasir dalam jumlah yang besar

·

Mudah dibersihkan

·

Sedikit sekali kecenderungan akan penguapan kembali dari cairan

·

Mempunyai surge cairan yang besar

Kekurangannya : ·

Lebih mahal

·

Bagian-bagiannya lebih sukar dikapalkan (pengiriman)

·

Membutuhkan diameter yang lebih besar untuk kapasitas gas tertentu

b. Separator Horizontal Kelebihannya : ·

Lebih murah dari separator vertical

·

Lebih mudah pengiriman bagian-bagiannya

·

Baik untuk minyak berbuih (foaming)

·

Lebih ekonomis dan efisien untuk mengolah volume gas yang lebih besar

·

Lebih luas untuk setting bila terdapat dua fasa cair

Kekurangannya : ·

Pengontrolan level cairan lebih rumit daripada separator vertical

·

Sukar dalam ihkan Lumpur, pasir, paraffin

·

Diameter lebih kecil untuk kapasitas gas tertentu

c. Separator Bulat Kelebihannya : ·

Termurah dari kedua tipe diatas

· Lebih mudah mengeringkan dan ihkannya dari pada separator vertical, lebih kompak dari yang lain Kekurangannya : ·

Pengontrolan cairan rumit

·

Mempunyai ruang pemisah dan kapasitas surge yang lebihk kecil

2.2.4.

Jenis separator berdasarkan fungsinya.

Berdasarkan fungsinya atau jenis penggunaannya, separator dapat dibedakan atas: gas scrubber, knock-out flash-chamber, expansion vessal, chemical electric dan filter.

a. Gas scrubber. Jenis ini dirancang untuk memisahkan butir cairan yang masih terikut gas hasil pemisahan tingkat pertama, karenanya alat ini ditempatkan setelah separator, atau sebelum dehydrator, extraction plant atau kompresor untuk mencegah masuknya cairan kedalam alat tersebut. b. Knock-out Jenis ini dapat dibedakan menjadi dua, yaitu free water knock-out (FWK0) yang digunakan untuk memisahkan air bebas dari hidrokarbon cair dan total liquid knock-out (TLKO) yang digunakan untuk memisahkan cairan dari aliran gas bertekanan tinggi ( > 125 psi ) c. Flash chamber. Alat ini digunakan pada tahap ianjut dari proses pemisahan secara kilat (flash) dari separator. Flash chamber ini digunakan sebagai separator, tingkat kedua dan dirancang untuk bekerja pada tekanan rendah ( > 125 psi ) d. Expansion vessel. Alat ini digunakan untuk proses pengembangan pada pemisahan bertemperatur rendah yang dirancang untuk menampung gas hidrat yang terbentuk pada proses pendinginan dan mempunyai tekanan kerja antara 100 -1300 psi. e. Chemical electric. Merupakan jenis separator tingkat lanjut untuk memisahkan air dari cairan hasil separasi tingkat sebelumnya yang dilakukan secara electris (menggunakan prisip anoda katoda) dan umumnya untuk memudahkan pemisahan.

2.2.5.

Oil Skimmer.

Merupakan peralatan pemisah yang direncanakan untuk menyaring tetes-tetes minyak dalam air yang akan dibuang sebagai hasil proses pemisahan sebelumnya untuk mencegah turbulensi aliran, air yang mengandung tetes minyak dimasukkan melalui pembagi aliran yang berisi batu bara / batu arang tipis-tipis, sedangkan proses pemisahan berdasarkan sistem gravity setling. Kapasitas oil skimmer tergantung pada beberapa faktor terutama pada densitas minyak air yang dapat ditentukan berdasarkan hukum intermediate yang berhubungan dengan kecepatan setling dari partikel.

2.2.6.

Gas Dehydrator.

Gas dehydrator adalah alat yang digunakan untuk memisahkan partikel air yang terkandung didalam gas. Peralatan ini merupakan bagian akhir dari pemisahan gas hidrokarbon terutama pada lapangan gas alam.

Ada dua cara pemisahan air dari gas, yaitu dengan a. Solid desiccant, misainya calsium chloride b. Liquid desiccant, misainya glycol.

2.2.6.1. Calsium chloride gas dehydrator. Komponen peralatan ini merupakan kombinasi dari separator tiga tingkat, yaitu gas - liquid absorbtion tower dan solid bad desiccant unit. Pemisahan partikei air dari gas dilakukan dengan cara mengkontakkan aliran gas dengan calsium chloride didalam chemical bad section. 2.2.6.2. Glycol dehydrator. Liquid desiccant yang sering digunakan adalah trienthylene glycol. Peneyerapan partikel air terjadi karena adanya kontak antara glycol dengan gas yang mengandung air pada tray didalam absorber (kontaktor) proses regenerasi glycol yang mengandung air dilakukan dengan cara pemanasan sehingga air terbebaskan dari glycol.

2.3.

Flash Separator

Flash Separator test adalah separator kecil dilaboratorium yang fungsinya sama dengan separator yang ada dilapangan. Disini akan terjadi pemisahan antara gas, minyak, dan air. Pemisahan ini penting agar secara baik dapat diketahui jumlah serta sifat – sifat gas maupun minyak pada periode tertentu. Dari analisa ini bisa didapat sifat – sifat maupun maupun komposisi gas dan minyak baik diseparator ataupun di tanki pengumpul. Tekanan dan Temperatur dari alat ini bisa diatur sehingga dimungkinkan untuk mendapatkan kondisi tertentu (P dan T separator) agar memperoleh minyak yang optimum di tanki pengumpul. Ditinjau dari jenis fluida yang akan di analisa ada 2 macam analisa Flash Separator yaitu : Single stage separator yaitu terdiri dari satu separator dan satu tanki pengumpul. Multi stage separator yaitu terdiri dari lebih dari satu separator dan satu tanki pengumpul.

2.4. 2.4.1.

Percobaan di Laboratorium Peralatan Kerja

Untuk keperluan analisa single stage separator dipergunakan peralatan sebagai berikut :

1. -

Flash Separator Test yang di lengkapi : Gauge penunjuk tekanan

Tabung gelas tempat gas dan minyak dipisahkan dan dilengkapi dengan katup bagian atas dan bawah. Bak pemanas berisi air yang dilengkapi dengan temperatur kontrol untuk memanaskan bagian luar tabung gelas dengan cara dialiri pada temperatur tertentu. Katup (valve) pengatur tekanan, untuk mengatur tekanan didalam tabung gelas. Botol tanki pengumpul, untuk menampung minyak dari separator ke atmosfeer. -

Skala pmbacaan ketinggian minyak dalam tabung gelas.

-

Thermometer untuk mengetahui temperatur separator dilapangan.

2. Brooksmeter, untuk menampung dan mengetahui volume gas yang terbebaskan dari minyak. 3. Hydrometer atau densitometer, untuk mengukur density minyak ditanki pengumpul. 4.

Balon gelas, untuk mengukur berat gas maupun udara.

5.

Alat penimbang berat.

6.

Pompa air raksa.

2.4.2.

Prosedur Kerja Proses di mulai dari tekanan yang lebih tinggi.

1. Panaskan bak pemanas pada flash separator dengan temperatur yang diinginkan. Alirkan untuk memanaskan tabung gelas. 2.

Tutup katup atas dan bawah dari tabung gelas.

3.

Tutup katup pengatur tekanan pada flash separator test.

4.

Hubungkan botol minyak reservoir dengan pompa air raksa, tekan 5000 psig.

5. Hubungkan bagian atas botol minyak reservoir dengan katup atas tabung gelas flash separator test. 6. Buka secara perlahan katup atas botol minyak reservoir (sample). Jaga tekanan dalam botol tetap 5000 psig dengan mendorong pompa. 7. Buka katup atas tabung gelas pada separator. Masukkan minyak sebanyak 5 – 10 cc. Jaga tekanan dalam botol minyak reservoir agar tetap 5000 psig dengan

mendorong pompa. Selama memasukkan minyak kedalam tabung gelas, terjadi proses flash didalamnya. Gas yang terbentuk akan menekan gauge sampai tekanan berada diatas tekanan yang diinginkan. Tutup kembali katup atas tabung gelas. 8. Atur tekanan dalam tabung gelas sesuai yang diinginkan dengan memutar katup pengatur tekanan. 9.

Baca ketinggian minyak didalam tabung gelas.

10. Baca pembacaan pompa pada 5000 psig sebagai initial pump reading. 11. Hubungkan brooksmeter dengan katup pengatur tekanan. Buka katup pada brooksmeter. 12. Buka katup atas tabung gelas, masukkan minyak kedalamnya sekitar 30 cc. Jaga tekanan dalam botol tetap 5000 psig dengan mendorong pompa. Gas yang terbebaskan akan mengalir kedalam brooksmeter melalui katup pengatur tekanan. Tutup katup pada brooksmeter. 13. Baca volume gas pada brooksmeter, baca ketinggian minyak dalam tabung gelas dan baca pembacaan pompa pada 5000 psig sebagai final pump reading. 14. Ukur gravity gas dengan balon gas (caranya seperti pada defferential vaporization). Masukkan gas kedalam topler gelas untuk dianalisa komposisinya. 15. Timbang botol tangki pengumpul sebagai berat kosong dan hubungkan dengan katup bawah tabung gelas. Hubungkan tangki pengumpul dengan brooksmeter yang telah kosong. Buka katup brooksmeter. 16. Buka katup bawah tabung gelas, minyak dalam tabung akan turun dan hentikan bila telah mencapai ketinggian awal. Tutup kembali katup bawah tabung gelas. Terjadi proses flash dalam tangki pengumpul, gas terbebaskan akan mengalir kedalam brooksmeter. Tutup katup brooksmeter. 17. Baca volume gas dalam brooksmeter, ukur gravity gas, ukur berat botol tangki pengumpul plus minyak dan ukur density minyak dengan hydrometer atau densitometer. 18. Untuk tekanan berikutnya atur tekanan dalam tabung ketekanan yang diinginkan dengan memutar katup pengatur tekanan. Selanjutnya lakukan pekerjaan dari point 9 hingga point 17.

Alat Separasi Minyak Bumi atau Separator 1. Pengertian Separator Separator adalah alat separasi minyak dan gas bumi yang menggunakan prinsip separasi flash pada tekanan dan temperatur tetap. Produksi dari sumur minyak di separator vertikal sedangkan produksi dari sumur gas diproses di separator horizontal. Hal ini

karena pada separator horizontal memiliki daerah pemisahan yang lebih luas dan panjang disbanding separator vertical.

Pemisahan gas dan minyak di lapangan dilakukan dengan separator, yaitu tabung bertekanan dan bertemperatur tertentu untuk memisahkan fasa gas dengan minyak secara optimum.(sumber : laporan Praktek Kerja Lapangan Firman dan Adi. Hal. 36) 2. Fungsi Utama dari Separator  Memisahkan fase pertama cairan hidrokarbon dan air bebasnya dari gas atau cairan, tergantung mana yang lebih dominan.  Melakukan usaha lanjutan dari pemisahan fase pertama dengan mengendapkan sebagian besar dari butiran-butiran cairan yang ikut di dalam aliran gas.  Mengeluarkan gas maupun cairan yang telah dipisahkan dari separator secara terpisah dan meyakinkan bahwa tidak terjadi proses balik dari salah satu arah ke arah yang lainnya. 3..Prinsip Pemisahan Ada dua macam proses dari pembentukan gas (vapour) dari hirokarbon cair yang bertekanan. Proses tersebut adalah Flash separation dan Differential separation. Flash separation terjadi bila tekanan pada sistem diturunkan dengan cairan dan gas tetap dalam kontak, hal mana gas tidak dipisahkan dari kontaknya dengan cairan saat penurunan tekanan yang membiarkan gas keluar dari solusinya. Proses ini menghasilkan banyak gas dan cairan sedikit. Differential separation terjadi bila gas dipisahkan dari kontaknya dari cairan pada penurunan tekanan dan membiarkan gas keluar dari solusinya. Proses ini menghasilkan banyak cairan dan sedikit gas.( sumber : Surface Facilities Training Program, Oil Handling Facilities. Medco Energi. Indonesia.hal. 27)

Suatu separator minyak/gas yang ideal, yang bertitik tolak dari pendapatan cairan yang maksimum, adalah suatu konstruksi yang dirancang sedemikian rupa, sehingga dapat menurunkan tekanan aliran fluida dari sumur pada inlet separator., menjadi atau mendekati tekanan atmosphere pada saluran keluar separator. Gas dipindah/dikeluarkan dari separatorsecara terus menerus segera setelah terpisah dari cairan, ini dikenal dengan differential separation, namun penataan seperti diatas tidak praktis.  Pemisahan   tergantung   dari   efek   gravitasi   untuk   memisahkan   cairan,   sebagai   contoh   hasil   pemisahan minyak, gas dan   air   akan   terpisah   bila   ditempatkan   pada   satu   wadah   karena   mempunyai   perbedaan densitas satu sama lainnya. Proses pemisahan karena adanya perbedaan densitas fluida dan efek gravitasi dapat terlihat pada gambar dibawah ini:

Prinsip Pemisahan  

Faktor – faktor lain yang dapat mempengaruhi pemisahan fluida antara lain; a.

Viskositas fluida

b.

Densitas minyak dan air

c.

Tipe peralatan dalam separator

d.

Kecepatan aliran fluida

e.

Diameter dari titik – titik air (droplet)

4. Klasifikasi Separator Klasifikasi separator tergantung dari pembagian jenis ruang lingkupnya, secara umum diklasifikasikan sebagai berikut : (sumber : laporan Kerja Praktek Rahmansyah dan BrianOperasi Produksi dan Well Servic. Hal. 34)  Menurut tekanan kerja (working pressure) a.

High Pressure (HP) Separator 650-1500 psi

b. Medium Pressure (MP) Separator 225-650 psi c. 

Low Pressure (LP) Separator 10-225 psi Berdasarkan hasil pemisahan

rator dua fasa : memisahkan fluida formasi menjadi fasa cair dan fasa gas

rator tiga fasa : memisahkan fluida formasi menjadi fasa minyak, air dan gas  Berdasarkan bentuk a. Separator Vertikal Vertical Separator vertical 2 fase (2 Phase Vertical Separator) sering digunakan untuk aliran fluid yang rasio gas terhadap cairannya (gas oil ratio atau GOR) rendah sampai sedang dan yang diperkirakan akan terjadi cairan yang datang secara kejutan (slug) yang relatif sering. Gambar di bawah adalah separator vertikal. Bagian bawah dari bejana biasanya berbentuk cembung, gunanya untuk menampung pasir dan kotoran padat yang terbawa.

Pada pengoperasiannya, pengubah-arah aliran masuk (inlet diverter) akan menyebabkan cairan yang masuk menyinggung dinding separator dalam bentuk film, dan pada saat yang bersamaan memberikan gerakan centrifugal kepada fluida. Ini memberikan pengurangan momentum yang diinginkan dan mengizinkan gas untuk keluar dari filmcairan. Gasnya naik ke bagian atas dari bejana, dan cairannya turun ke bawah.

Sedikit dari partikel-partikel cairan akan terbawa naik ke atas bersama gas yang naik untuk

memperangkap

butiran-butiran

cairan

yang

akan

ikut

aliran

gas

digunakan mistextractor atau mist eliminator, yaitu susunan kawat kasa dan ada juga yang lebih canggih dengan ketebalan tertentu, dipasang melintang terhadap arah arus gas pada bagian atas seksi gasnya. Separator semacam ini biasa digunakan untuk tekanan kerja antara 50 sampai 150 psig. b. Separator Horizontal Separator horizontal

mungkin

yang

terbaik

dan

termurah

dibandingkan

denganseparator vertical yang kapasitasnya sama. Separator horizontal mempunyai luas antar permukaan gas dengan cairan lebih besar, terdiri dari banyak sekat-sekat yang luas sepanjang seksi pemisah gasnya, yang memberikan lebih banyak kecepatan gasnya. Separator horizontal hampir selalu digunakan untuk aliran yang mempunyai rasio gas terhadap cairan (GOR) yang tinggi untuk arus yang berbuih, atau untuk cairan yang keluar dari separator sebelumnya. (sumber : Surface Production Operations, Design Oil Handling Facilities. Gulf Publishing Company.hal. 118)

Separator horizontal mudah pemasangannya, apalagi yang terpasang di atas skid, dan juga

mudah

mudah dapat

melakukan

disusun

ke

pemeliharaannya.

atas,

untuk

dijadikan

Beberapa separator horizontal satu assembly pemisahan

dengan bertingkat

(stageseparation) yang bisa menghemat ruang. Pada separator horizontal, fluid mengalir secara horizontal dan bersamaan waktunya bersinggungan

pada

permukaan

cairan.

Beberapa separator mempunyai

pelat-pelat

penyekat (baffle plates) horisontal yang tersusun berdekatan dengan jarak yang sama pada hampir sepanjang bejana yang tersusun dengan kemiringan sekitar 45° terhadap bidang horisontal. Gas mengalir di dalam permukaan penyekat-penyekat dan butiran-butiran cairannya melekat pada pelat penyekat dan membentuk film yang kemudian mengalir ke seksi cairan dari separator. Gambar 3.4 adalah separator horizontal yang dimaksud. c. Separator Bulet

Gambar diatas adalah skematik dari separator spherical. Bagian-bagiannya sejenis dengan separator vertikal

maupun separator horizontal.

Jenis

ini

memiliki

kelebihan

dalam pressure containment tetapi karena kapasitas surges terbatas dan mempunyai kesulitan dalam fabrikasi maka separator jenis ini tidak banyak digunakan di lapangan.

 Latar Belakang Penggunaan Separator

Gas dan minyak yang diproduksikan dari sumur tidak didapat dalam keadaan berpisah secara langsung. Minyak dan gas dari sumur biasanya berupa campuran. Dan campuran tersebut tidak seluruhnya minyak dan gas. Apa yang ada dalam sumur dan reservoir sangatlah heterogen dan pada umumnya ada air,minyak,gas serta partikel padatan. Dan apa yang dihasilkan dari dalam sumur ketika telah mencapai surface tidak bisa langsung masuk storage tank dan harus segera dilakukan treatment. Proses pemisahan tersebut dapat berupa pemisahan minyak, air dan gas.Apabila tidak dilakukan treatment dapat berakibat korosi dan plugging dalam flowline/transmission line yang apabila diacuhkan dapat berakibat shut-in.

 Masalah yang Dapat Terjadi dan Solusi Selama penggunaan separator dua fasa (separasai minyak dan gas) mungkin saja terjadi beberapa masalah akibat apa yang diproduksikan. Liquid, gas dan atau solid yang terproduksikan dapat memberikan hambatan bagi kinerja separator. Beberapa masalah anatar lain: a. Foamy Crude Masalah terbentuknya foam dalam crude oil karena adanya impurities selain air di mana impurities tersebut tidak dapat dihilangkan sebelum aliran memasuki separator. Salah satu pengotor tersebut adalah CO 2 . Foam juga dapat berasal dari fluida komplesi atau workover yang tidak sesuai dengan fluida wellbore. Namun foam dalam separator tidak akan memberikan masalah apabila desain internalnya telah menjamin waktu yang cukup atau permukaan coalescing (membentuk substance yang lebih besar) yang cukup untuk “break”. Beberapa masalah yang ditimbulkan dengan adanya foam antara lain:  Kontrol dari level liquid menjadi lebih buruk, karena alat control harus mendeteksi tiga fase liquid daripada yang seharusnya yaitu dua.  Foam memiliki rasio volume/berat yang besar sehingga dapat mengisi ruangan pada vessel yang seharusnya bisa digunakan untuk ruang liquid collecting atau gravity settling.  Dalam jumlah foam yang sangat tidak terkontrol, tidak mungkin untuk menghilangkan separated gas atau oil yang sudah dihilangkan gasnya dari vessel tanpa membawa foamy material pada gas atau liquid. Penggunaan foam depressant akan membuat kapasitas separator lebih besar karena foamnya berkurang. Namun penggunaan depressant akan menambah biaya lebih, dan lebih baik digunakan separator ukuran lebih upaya antisipasi

crude oil yang mengandung foam. Namun sekali mengunakan depressant akan membuat jumlah masuk lebih besar daripada kapasitrasnya. b. Paraffin Akumulasi paraffin akan menyebabkan pengaruh yang buruk terhadap kinerja separator. Coalescing plates pada liquid section dan mesh pad pada mist extractor pada gas section akan cenderung terjadi plugging akibat akumulasi partafin. Dan ketika paraffin dipekirakan yang menjadi penyebab masalah

tersebut, maka perlu dipertimbangkan lagi penggunaan centrifugal mist extractors. Maka perlu lubang lubang seperti manways, handholes dan nozzle agar steam, solvent atau liquid pembersih lain masuk ke separator. Temperatur liquid harus juga dijaga di atas cloud point dari crude oil menghindari pembentukan paraffin

c. Sand

Partikel pasir bisa menjadi masalah di separator yaitu membuat berhentinya aliran pada valve trim, plugging pada bagian dalam separator, dan akumulasi pada bagian bawah separator. Hard trim khusus dapat meminimalkan efek pasir di valve. Akumulasi pasir dapat dihilangkan dengan secara teratur menginjeksikan air atau uap dari bagian bawah vessel sehingga dapat ikut terangkat keluar selama draining process. Dan terkadang separator vertical dilengkapi dengan bagian bawah berbentuk cone. Di mana bagian cone tersebut adalah antisipasi bila produksi pasir akan menjadi maslah utama. Plugging pada internal separator adalah hal yang perlu

dipertimbangkan saat mendesain separator. Desain yang harus menutamakan separasi yang baik serta akan meminimalkan pemerangkapan pasir dalam separator

d. Liquid Carryover

Liquid carryover terjadi ketika free liquid keluar dengan fase gas dan dapat mengindikasi hi-liquid level, kerusakan pada vessel utama, foam, desain yang tidak tepat, liquid outlet yang ter-plugged, atau rate yang melebihi desain dari vessel’s rate. Hal ini bisa dicegah dengan menginstall Level Safety High (LSH) sensor yang akan menutup inlet ke separator ketika level liquid melebihi level normalnya. e. Gas blowby Terjadi ketika free gas keluar dengan fase liquid yang menjadi indikasi lowlevel liquid atau control liquid yang gagal. Hal ini bisa jadi berbahaya ketika terjadi kegagalan dalam liquid level control dan liquid dump valve terbuka dan gas yang masuk dari inlet akan dapat keluar lewat liquid outlet. Yang mana vessel downstream selanjutnya akan diproses. Apabila vessel downstream selanjutnya tidak dipersiapkan untuk gas blowby, maka dapat terjadi over-pressured. Hal ini dapat dicegah dengan memasang low safety low sensor yang akan menutup inlet atau outlet liquid ketika level liquid turun 10-15% dari batas minimumnya. Dana pada proses downstream selanjutnya seharusnya dipasang Pressure safety high sensor dan pressure safety valve untuk memproses gas blowby. f. Liquid Slugs Pada bagian pipa yang rendah akan cenderung terbentuk akumulasi liquid pada aliran dua fasa. Ketika level liquid pada bagian tersebut naik cukup tinggi untuk menghambat gas flow, maka gas akan mendorong liquid sepanajang pipa sebagai slug. Hal ini tergantung flow rate, property pipa, perubahan elevasi, flow properties. Keberadaan slug harus diidentifikasi

dengan desain separator yang tepat. Normal operating level dan high-level shutdown harus dipisah cukup jauh untuk antisipasi volume slug. Slug akan menuju high level shutdown. Pada penggunaan separator 3 fasa dapat terjadi masalah selama operasi pada separator berlangsung, salah satunya yaitu terjadinya emulsi. Selama jangka waktu tertentu akumulasi material emulsi atau impurity lain dapat terbentuk pada interface oil dan air. Akan terjadi pengaruh buruk pada liquid-level control, yaitu akan mengurangi waktu efektif untuk pemisahana yang efektif antara air dan minyak. Penggunaan bahan kimia dan atau panas akan meminimalisir kesulitan yang dihasilkan

Tujuan Separator Penggunaan dan Fungsi

Beberapa tujuan penggunaan separator antara lain, mendapatkan oil dan gas yang sudah stabil. Mendapatkan oil dan atau gas yang bersih dari pengotor. Mendapatkan peralatan pada surface tidak terganggu kinerjanya karena sistem pemisaha nyang tidak baik/bekerja akan menyebabkan korosi atau pluggin pada peralatan lain. Yang berujung pada kerugian akibat masalah pemisahan yang tidak ditangani dengan serius.

Daftar Pustaka Surface Production Operations, Volume 1,

Third Edition: Design of Oil Handling Systems and Facilities. Maurice Stewart and Ken E. Arnold Jenis-jenis masalah pada sumur produksi

1.

Problem Scale Scale merupakan kristalisasi dan pengendapan mineral yang berasal dari hasil reaksi ion-ion yang terkandung dalam air formasi. Pengendapan dapat terjadi di dalam pori-pori batuan formasi, lubang sumur bahkan peralatan permukaan. Penyebab terbentuknya endapan scale antara lain : a. Bercampurnya dua Jenis Air Yang Berbeda Dua jenis air yang sebenarnya tidak mempunyai kecenderungan untuk membentuk scale, bila bercampur kemungkinan membentuk suatu komponen yang tidak larut. Contoh yang umum adalah pencampuran antara air injeksi dengan air formasi di bawah sumur, dimana yang satu mempunyai kelarutan garam-garam barium yang tinggi, sedangkan yang lainnya mengandung larutan sulfate. Pencampuran ini akan mengakibatkan pembentukan endapan barium sulfate (BaSO 4) yang dapat menyumbat dan sulit untuk dibersihkan. Endapan carbonate dan sulfate akan menjadi lebih keras dan makin bertambah apabila larutan mineralnya dalam keadaan bersentuhan (kontak) dengan permukaan dalam waktu yang lama. b. Penurunan Tekanan Pada saat air formasi mengalir dari reservoir menuju lubang sumur, maka akan terjadi penurunan tekanan. Penurunan tekanan ini dapat pula terjadi dari dasar sumur ke permukaan dari well head ke tanki pengumpul. Penurunan tekanan ini akan menyebabkan terlepasnya CO 2 dan ion bikarbonat (HCO3-) dari larutan. Dengan terbebaskannya gas CO2 , sehingga akan menyebabkan berkurangnya kelarutan CaCO 3. Hal ini berarti penurunan tekanan pada suatu sistem akan menyebabkan meningkatnya kemungkinan terbentuknya scale CaCO3.

c. Perubahan Temperatur Pada saat terjadi perubahan (kenaikan) temperatur, maka akan terjadi penguapan, sehingga terjadi perubahan kelarutan, dan hal ini akan mengakibatkan terjadinya pembentukan scale. Temperatur mempunyai pengaruh pada pembentukan semua tipe scale, karena kelarutan suatu senyawa kimia sangat tergantung pada temperatur. Misalnya kelarutan CaCO 3 akan berkurang dengan kenaikan temperatur dan kemungkinan terbentuknya scale CaCO3 semakin besar. 2. Mekanisme Terbentuknya Scale a.

Makin besar pH Makin besar pH cairan, maka akan mempercepat terbentuknya scale. Scale biasanya terbentuk pada kondisi basa (pH > 7).

b.

Terjadinya agitasi (pengadukan) Pengadukan atau goncangan akan mempercepat terbentuknya endapan scale. Scale biasanya terbentuk pada tempat dimana faktor turbulensi besar, seperti sambungan pipa, valve dan daerah-daerah penyempitan aliran.

c.

Kelarutan zat padat Kelarutan zat padat yang dikandung oleh air sangat berperan dalam pembentukan scale, sebab bila kelarutan zat padat rendah atau kecil, maka kemungkinan untuk terbentuknya scale akan semakin besar. 3. Jenis-jenis scale yang terjadi antara lain :



Scale Calcium Sulfate (CaSO4) Scale Calcium Sulfate terbentuk dari reaksi ion calcium dan ion sulfat reaksinya sebasgai berikut : Ca++ + SO4=



CaSO4

Scale Barium Sulfate (BaSO4) Scale Barium Sulfate dibentuk oleh kombinasi ion Ba++ dan ion SO4= dengan reaksi sebagai berikut : Ba++ + SO4=



BaSO4

Scale Kalsium Karbonate (CaCO3) Scale ini terbentuk dari kombinasi ion kalsium dan ion karbonat atau bicarbonate, sesuai dengan reaksi : Ca++ + CO3= ++

Ca + 2(HCO3)

CaCO3 CaCO3 + CO2 + H2O

Perubahan kesetimbangan kimia ini menyebabkan terbentuknya scale yang dapat menghambat atau menutup pori-pori batuan. 3. Cara mencegah terbentuknya scale : 

Menghindari tercampurnya air yang incompatible (tidak boleh campur)



Mengubah komposisi air dengan water dilution (pengencer air ) atau mengontrol pH



Menghilangkan zat pembentuk scale



Penambahan scale control chemical

4. Cara mengatasi problem scale 

Penambahan larutan EDTA (Ethylene Diamine Tetra Acetic)



Acidizing (Penambahan larutan HCl atau HCl:HF )

2.

Emulsi Emulsi adalah campuran dua macam cairan yang dalam keadaan biasa tidak dapat bercampur (immiscible). Problem emulsi umumnya timbul pada saat air mulai terproduksi bersama minyak. Air yang tidak dapat bercampur dengan minyak dinamakan air bebas dan dengan mudah dipisahkan dengan cara pengendapan. Namun disegi lain ada emulsi yang sulit berpisah, sehingga diperlukan suatu usaha untuk pemecahannya. Terdapat tiga faktor penting yang membentuk emulsi stabil, yaitu :

1.

Adanya dua macam cairan yang immiscible.

2.

Adanya pengadukan/agitasi yang cukup kuat untuk menyebarkan cairan yang satu ke dalam cairan yang lainnya.

3.

Adanya emulsifying agent yang dapat membuat emulsi menjadi stabil. Di dalam emulsi cairan dalam bentuk butiran-butiran yang tersebar disebut dispersed (internal) phase, dan cairan yang mengelilingi butiran-butiran itu disebut continuous (external) pahase. Secara umum emulsi dapat diklasifikasikan menjadi 2 (dua), yaitu : 1.

Water in oil (W/O) emulsion dimana air sebagai dispersed dan minyak sebagai continious phase. Water in oil emulsi inilah yang sering dijumpai.

2.

Oil in water (O/W) emulsion, dimana minyak sebagai dispersed phase dan air sebagai continious phase. Ditinjau dari kestabilannya, emulsi juga dapat dibagi 2 (dua) macam, yaitu :

1.

Emulsi yang stabil adalah emulsi dimana minyak dan air tidak dapat memisahkan diri tanpa bantuan dari luar.

2.

Emulsi yang tidak stabil adalah emulsi dimana minyak dan air dapat memisahkan diri tanpa bantuan dari luar, cukup hanya diberikan settling time saja. Kestabilan emulsi tergantung beberapa faktor, yaitu :



Emulsifying agent, pada emulsi minyak bumi yang stabil. Hal ini terdiri dari : asphalt, resin, oil soluble organic acid dan material-material halus yang lebih larut atau dapat berpencar dalam minyak daripada dalam air.



Viskositas, jika tinggi maka kecendrungan untuk mengikat butiran air lebih besar dibanding minyak yang viskositasnya lebih rendah. Minyak yang viskositasnya besar memerlukan waktu lebih lama untuk memecahkan emulsinya.



Specific grafity, bila perbedaannya besar maka akan mempercepat settling. Minyak yang berat berkecendrungan untuk menahan butiran-butiran air dalam bentuk suspensi lebih lama.



Prosentase air yang tinggi akan membentuk emulsi yang kurang stabil, sehingga mudah dipisahkan dari minyaknya.



Umur emulsi, minyak yang mengandung emulsi bila dimasukkan ke dalam tangki, dan air yang tersisa terpisahkan serta tidak segera dilakukan treatmen, maka emulsi tersebut menjadi sangat sulit untuk dipisahkan. A. Pencegahan problem emulsi Secara umum pencegahan problem emulsi dapat dibagi 2 (dua) yaitu :



Tidak memproduksikan minyak dengan air secara serentak.



Mencegah timbulnya agitasi yang dapat membentuk emulsi Karena memisahkan air didalam wellbore bisanya sangat sulit, maka pencegahan agitasilah yang dituju, yaitu dengan :



Mencegah aliran turbulensi akibat penggunaan surface choke yang kurang tepat, dengan memberi tekanan separator lebih besar namun dijaga perbedaan tekanannya masih mampu mengalirkan minyak ke separator.



Pemakaiaan bottom hole choke, yang didasarkan atas :

a)

Perbedaan tekanan yang kecil antara up dan down-stream

b)

Temperatur didasar sumur jauh lebih tinggi dari temperatur permukaan

c)

Aliran yang lurus dengan jarak relatif panjang pada down-stream dari choke.



Pembukaan dan penutupan sumur secara terencana



Pada sumur-sumur yang di gas lift, pembentukan emulsi bisa dicegah dengan meningkatkan efisiensi gas lift di tubing (pada continious gas lift) dan pemberian demusilfer pada ghatering systemnya.



Pada sumur-sumur pompa, pembesaran efisiensi volumetris pompa yang akan mengurangi terjadinya emulsi yaitu dengan pemasangan gas anchor, clearance pompa yang kecil, spacing yang baik serta kecepatan dan panjang stroke yang semestinya. B. Penanggulangan problem emulsi Terdapat beberapa macam cara untuk pemecahan emulsi, antara lain dengan :

1.

Metode Settling Time (Pengendapan)

Dengan cara ini diharapkan air, emulsi dan minyak akan terpisah secara gravitasi (karena perbedaan densitasnya). Peralatan yang dipakai dapat berupa : gun barrrel atau wash tank, free water knock out, storage tank, atau oil skimmer. 2.

Metode Kimiawi (penggunaan demulsifer) Dengan metode ini dapat merusak film dari emulsifying agent yaitu dengan membuat kaku dan mengkerutkannya.

3.

Metode pemanasan Metode ini diterapkan dengan anggapan dispersed phase dalam emulsi tetap dalam keadaan bergerak (seperti gerak Brown dalam larutan koloid-koloid zig-zag). Panas akan mempercepat gerakan tersebut dan menyebabkan partikel dispersed phase saling tubrukan lebih sering dengan kekuatan lebih besar, sehingga menyebabkan lapisan film yang dibentuk emulsifying agent menjadi pecah, dan viskositas

cairan makin berkurang yang menyebabkan air terpisah . Di lapangan metode ini diterapkan pada alatalat Heater Treater. 4.

Metode elektrik (listrik) Prinsip metode ini adalah merusak atau menetralkan film penyelubung butiran-butiran air yang diinduksi oleh medan listrik statis, sedangkan minyak sebagai continious phase diinduksikan sehingga butiranbutiran air yang lebih besar akan cepat mengendap dibanding butiran air yang kecil .

5.

Metode kombinasi Di lapangan, metode kombinasi inilah yang sering diterapkan yaitu metode panas-kimiawi dan kimiawi-

listrik. Selain itu terdapat metode kombinasi dengan sistem mekanik, yaitu :  Filtering, dimana emulsi dipaksa mengalir melalui filter (saringan) sehingga film yang menyelubungi dispersed phase pecah, namun demikian ternyata tidak semua terpecahkan.  Centrifuging, dimana emulsi dipecah dengan gaya centrifugal Seringkali metode pemecahan problem emulsi juga dikombinasikan dengan pemecahkan problem korosi. 3.

Problem Parafin Parafin atau asphaltin adalah unsur-unsur pokok yang banyak terkandung dalam minyak mentah. Jenis kerusakan akibat endapan organik ini umumnya disebabkan oleh perubahan komposisi hidrokarbon , kandungan wax (lilin) di dalam crude oil , turunnya temperatur dan tekanan, sehingga minyak makin mengental (pengendapan parafinik) dan menutup pori-pori batuan. Secara umum rumus parafin adalah CnH2n+2. Endapan parafin yang terbentuk merupakan suatu pesenyawaan hidrokarbon dan hidrogen antara C18H38 hingga C38H78 yang bercampur dengan material organik dan inorganik lain. Kelarutan parafin dalam crude oil tergantung pada komposisi kimia minyak dan temperatur. Pengendapan akan terjadi jika permukaan temperaturnya lebih rendah daripada crude oil. Viskositas crude oil akan meningkat dengan adanya kristal parafin dan jika temperatur terus turun crude oil akan menjadi sangat kental. Temperatur terendah dimana minyak masih dapat mengalir disebut titik tuang (pour point).



1. Secara rinci penyebab utamanya adalah : Turunnya tekanan reservoir



Hilangnya fraksi ringan minyak



Pemindahan panas dari minyak ke dinding pipa dan diteruskan ke tempat sekitarnya.



Aliran cairan yang tidak tetap dan tidak merata.



Adanya partikel lain yang menjadi inti pengendapan.



Kecepatan aliran dan kekasaran dinding pipa.



Terhentinya aliran fluida 2. Problem endapan organik ini dapat terjadi pada daerah :



Sepanjang zona perforasi



Pada tubing



Flow line



Separator



Di stock tank

3.

Cara mengatasi problem parafin



Mekanik (diresrvoir : hydroulic fracturing, di tubing dengan alat scraper dan cutter dan di flowline dengan alat pigging )



Kombinasi dengan pemakaian solvent (kerosen, kondensate, dan minyak diesel) dengan cara pemanasan (pemakaian heater treater, steam stimulation atau thermal recovery seperti injeksi uap)



Pemakaian larutan air + calcium carbide atau acethylene



Acidizing Kedua faktor (endapan inorganik dan organik) ini akan menghambat aliran fluida reservoir ke sumur produksi dan membentuk daerah kerusakan atau “zona damage”. Penurunan produksi dari sumur minyak tergantung dari banyaknya dan tempat di mana endapan tersebut terdapat Gambar .3.6. merupakan model dari endapan parafin.

4.

Kepasiran (sand problem)



Seperti diketahui, pasir yang terproduksi bersama fluida formasi antara lain akan menyebabkan : Abrasi atau pengikisan di atas permukaan (termasuk endapannya)



Dapat terjadi penurunan laju produksi, bahkan dapat mematikan sumur. Usaha yang harus dilakukan untuk mencegah terjadinya kepasiran tersebut adalah dengan cara memproduksikan minyak pada laju optimum tanpa terjadi kepasiran. Sand free flow rate merupakan besarnya laju produksi kritis, dimana apabila sumur tersebut diproduksikan melebihi laju kritisnya, maka akan menimbulkan masalah kepasiran. Maksimum sand free flow rate atau laju produksi maksimum tanpa menimbulkan kepasiran dapat ditentukan dnegan suatu anggapan bahwa gradien tekanan maksimum di permukaan kelengkungan pasir, yaitu suatu laju produksi maksimum tanpa kepasiran berbanding langsung dengan keuatan formasi. Dengan kata lain jika produksi menyebabkan tekanan kelengkungan pasir lebih besar dari kekuatan formasi, maka butiran pasir formasi akan mulai ikut bergerak.

1.

Faktor –faktor yang mempengaruhi problem terjadinya kepasiran : a. Kekuatan Formasi Dalam masalah kepasiran, Tixier et.al. berpendapat bahwa kekuatan formasi terhadap kepasiran tergantung dari dua hal ,yaitu “intrinsic strength offormation” atau kekuatan dasar formasi dan kesanggupan pasir untuk membentuk lingkungan stress yang ditentukan oleh tekanan pori-pori dan tekanan overburden, bentuk dan sorting butiran serta sementasi diantara butiran yang kadang-kadang diperkuat oleh clay. Untuk menentukan suatu formasi stabil atau tidak dari suatu lapangan dikenal kriteria kritis misalnya untuk lapangan Gulf Coast digunakan kriteria kritis yang merupakan batas suatu formasi bersifat labil atau stabil, menurut Tixier adalah : G/Cb > 0.8 x 1012 psi2 : formasi stabil (kompak) G/Cb < 0.8 x 1012 psi2 : formasi tidak stabil (tidak kompak) b. Sementasi Batuan

Kekuatan formasi merupakan kemampuan dari fromasi untuk menahan butiran pasir agar tidak terlepas akibat operasi produksi. Kekuatan formasi pasir dipengaruhi oleh friksi antar butir pasir dan kohesi antar butir pasir . Friksi bertambah besar jika beban overburden bertambah besar. Kohesi antar butir timbul akibat sementasi dan tegangan antar permukaan fluida. Formasi pasir yang sementasinya baik dapat merupakan suatu sistem yang stabil dengan jalan membentuk lengkungan kestabilan (arching) di luar lubang perforasi. Tixier menyatakan bahwa kekuatan formasi terhadap kepasiran tergantung pada kekuatan dasar formasi (intrinsic strength of formation) dan kemampuan pasir untuk membentuk lengkungan yang stabil di sekitar lubang perforasi. Batupasir terbagi menjadi tiga jenis tergantung dari komposisi kimianya, yaitu quartzite, graywacke dan arkose. Sementasi pada pasir kwarsit adalah karbonat (kalsit dan dolomit) dan silika (chert, chalcedonit dan kwarsa sekunder), sementasi alamiah pada batupasir graywacke dan arkose sangat sedikit atau hampir tidak ada. Mineral tidak stabil adalah lempung yang banyak terdapat pada pasir arkose dan graywacke. Lempung umumnya menyelimuti butir-butir kwarsa dan bersifat sebagai mineral penyemen. Pasir graywacke dan arkose tidak tersementasi dengan baik sehingga sering menimbulkan problem kepasiran. Sementasi batuan sangat berpengaruh terhadap ikatan antar butir atau konsolidasi dari butiran batuan tersebut, dengan demikian akan berpengaruh pula terhadap kestabilan butiran tersebut. Semakin tinggi derajat sementasinya , maka suatu formasi akan semakin kompak. Persamaan empiris yang menunjukkan hubungan faktor formasi (F) terhadap porositas () dan faktor sementasi (m) telah diberikan Archie dalam bentuk sebagai berikut : ……………………………………………………..….(3-13) c. Kandungan Lempung Sebagian besar formasi pasir mengandung lempung sebagai matrik atau semen batuan. Material lempung terdiri dari kelompok mik, kaolonit, chlorite illite dan montmorilonite. Kelompok montmorilonite akan mengalami swelling bila kontak dengan air. Pada umumnya lempung mempunyai sifat yang basah terhadap air atau water wet sehingga bila ia bebas melewati formasi yang mengandung lempung akan menimbulkan dua akibat yaitu : 

Lempung akan menjadi lunak.



Gaya adhesi dari fluida yang mengalir terhadap material yang dilaluinya akan naik. Akibat dari semua itu maka butiran pasir cenderung untuk bergerak ke lubang sumur bila air formasi mulai berproduksi. Untuk menghitung kandungan mineral lempung di dalam formasi dapat dilakukan dengan analisa logging. Adapun jenis log yang digunakan adalah : Spontaneous potensial log, resistivity log, gamma ray log dan neutron log. d. Laju Aliran Kritis Sand free flow rate adalah besarnya laju produksi kritis yang mana bila laju produksi sumur lebih besar dari laju kritisnya maka akan menimbulkan problem kepasiran. Stein-Odeh dan Jones telah mengadakan penyelidikan untuk memperkirakan laju produksi dari suatu formasi. Maksimum sand free flow rate dapat ditentukan dengan anggapan bahwa gradien tekanan

maksimum di permukaan kelengkungan pasir yaitu saat laju produksi maksimum tanpa kepasiran berbanding langsung dengan kekuatan formasi. Formasi pasir yang sementasinya baik dapat merupakan suatu sistem yang stabil dengan jalan membentuk lengkungan kestabilan di luar lubang perforasi. Dengan kata lain bahwa apabila produksi menyebabkan tekanan kelengkungan pasir lebih besar dari kekuatan formasinya maka butiran pasir formasi akan bergerak atau mulai ikut berproduksi. Gambar 3.8. merupakan gambaran Lengkung Kestabilan formasi Persamaan yang diturunkan oleh Stein-Odeh dan Jones didasarkan pada anggapan sebagai berikut: 1.

Laju produksi untuk setiap interval perforasi adalah sama

2.

Permeabilitas tetap untuk setiap interval kedalaman

3.

Tidak terjadi overlapping dari kelengkungan kestabilan untuk setiap interval perforasi

4.

Pengaruh turbulensi aliran, merata di seluruh interval perforasi

5.

Perbedaan tekanan maksimum yang diperbolehkan pada bidang kelengkungan adalah sebanding dengan kekuatan formasi. 2. Cara Mengatasi Problem Kepasiran Pada hakekatnya problematika turut terproduksinya pasir dapat dokontroll dengan tiga cara, yaitu : A. Pengurangan Drag Force Cara ini merupakan cara yang paling mudah dan efektif digunakan dalam menontrol. Laju produksi yang menyebabkan terikutnya produksi pasir harus dipertimbangkan pada laju per-unit area dari formasi yang permeabel. Langkah pertama yang harus dipertimbangkan adalah penambahan daerah aliran (flow area), kemudian penentuan laju maksimum atau laju produksi kritis, dimana di atas maximum rate tersebut pasir menjadi berlebihan. Ketika laju fluida bertambah secara bertahap, kosentrasi akan naik turun dengan tajam seharga kosentrasi mula-mula. Efek bergelombang ini terbukti akan merusak brigde yang tidak stabil yang mana akan terbentuk kembali pada laju aliran yang tinggi. Ketika critical range yang telah dicapai, bridge tidak terbentuk kembali. Strength struktur telah terlampaui dan produksi pasir akan berlanjut pada laju aliran yang lebih tinggi. Laju produksi kemudian dikurangi sampai dibawah critical range untuk memberi kesempatan agar bridge terbentuk kembali, kemudian rate dapat ditambah tetapi masih dibawah critical range. Prosedur ini disebut Bean-up Technique yang secara cermat dilakukan dalam periode beberapa bulan dan efektif untuk menetapkan laju produksi maksimum suatu sumur. B. Metode Mekanik

Cara ini dilakukan dengan menggunakan gravel (dengan screen untuk menahan gravel) atau dengan screen (tanpa gravel) untuk menahan butiran pasir yang ikut mengalir bersama fluida reservoir pada saat sumur berproduksi. Masalah utama dalam meotde ini adalah bagaimana untuk mengontrol pasir formasi tanpa mengurangi produktivitas sumur secara berlebihan. Pertimbangan utama untuk mendesain gravel dan screen antara lain : 1.

Ukuran gravel optimum yang sesuai dengan ukuran butiran pasir.

2.

Luas optimum dari screen slot untuk menahan gravel dan jika tidak memakai gravel, maka harus sesuai dengan ukuran butiran pasir.

3.

Teknik penempatan yang efektif pada kemungkinan yang paling penting. Untuk perencanaan ukuran gravel maupun screen diperlukan distribusi ukuran pasir, ukuran besar butir pasir, keseragaman buitran pasir dan tingkat pemilihan butiran. Untuk menentukan keseragaman butiran pasir digunakan metode sieve analysis. Dalam metode ini sampel yang digunakan adalah yang representatif karena penyebaran ukuran butiran pasir yang bervariasi dari suatu zona ke zona yang lain. Tingkat keseragaman butiran pasir oleh Schwartz dapat ditentukan dengan persamaan : ……………………………………………………………….(3-27) dimana: d40 = diameter butiran pasir pada titik 40 percentile pada kurva d90 = diameter butiran pasir pada titik 90 percentile pada kurva C

= koefisien keseragaman (uniform coefficient) Schwartz menyatakan bahwa pengertian uniform coefficient adalah merupakan tingkat

keseragaman dari butiran pasir yang kemudian dapat menunjukkan baik atau buruknya pemilihan butir (sortasi). Harga C ini bervariasi dan setiap harga menunjukkan tingkat keseragaman dari tiap butiran pasir, yaitu : Jika C < 3 maka pasir seragam dan berukuran d10 sebagai ukuran gravel kritis Jika C > 5 maka pasir tidak seragam dan berukuran d40 sebagai ukran gravel kritis Jika C >10 maka pasir sangat tidak seragam dan berukuran d 70 sebagai ukuran gravel kritis Slotted atau Screen Liner Alat ini berbentuk pipa dan mempunyai sejumlah lubang pada sisinya dengan ukuran tertentu yang dipasang didepan interval perforasi. Tujuan pemasangan alat ini adalah untuk menahan laju aliran butiran pasir yang terikut di dalam fluida reservoir, sehingga fluida melaju tanpa adanya hambatan. Secara ideal, lebar lubang (slot) pada liner harus dapat menahan buitran pasir tetapi tidak membatasi aliran fluida. Percobaan yang dilakukan oleh Coberly menyatakan bahwa batas tertinggi lebar lubang tidak boleh lebih dari dua kali diameter 10 percentile agar dapat menahan secara efektif. Dalam menentukan ukuran screen ini, beberapa ahli memberikan persaman-persamaan sebagai berikut : 1. Coberly :

W = 2 x d10 …………………………………………………………(3-28) 2. Wilson : W = d10

(3-29)

………………………………………………………………………………………

3. Giil : W = 2 x d15 ……………………………………………………….(3-30) 4. De Priester : 0.05  W  d20 ……………………………………………………(3-31) dimana : W

= lebar celah liner, in

d10 = diameter butir pasir pada titik 10 percentile pada kurva distribusi, in. Untuk menahan formasi pasir yang seragam, dimana butiran sulit untuk ditahan atau sering terjadi perubahan kecepatan aliran, dianjurkan menggunakan lebar lubang sama dengan diameter 10 percentile atau W = d10 Gravel Pack Cara ini dilakukan dengan jalan memasang saringan pasir di bagian luar dan slotted liner di bagian dalam. Pada awalnya Coberly dalam perbandingan ukuran gravel sand hanya mempertimbangkan masalah menahan/mencegah gerakan pasir kedalam lubang bor dan bukan permeabilitas gravel packnya. Kemudian menjadi jelas bahwa produktivitas maksimum dari formasi pasir harus terhenti pada permukaan luar dari gravel pack. Jika terjadi penghalang pasir didalam gravel pack itu sendiri, maka permeabilitas akan berkurang. Pengaruh dari G-S Ratio pada permeabilitas gravel pack digambarkan dengan jelas pada penyelidikan laboratorium oleh Saucier. Gambar 3.10. menunjukkan pengaruh G-S Ratio pada permeabilitas gravel pack. 1. Ukuran Gravel Pack Untuk menentukan ukuran gravel, beberapa ahli memberikan saran sebagai berikut : a. Coberly : D > 10 d10 ……………………………………………………………..(3-32) b. Hill : D = 8 d10 ………………………………………………………………(3-33) c. Tausch dan Corley : 4 d10 < D < 6 d10 ………………………………………………………(3-34) d. Schwartz : Schwartz, memberikan pendekatan dalam menentukan ukuran gravel, yaitu dengan memperhatikan halhal sebagai berikut : 1. Analisa butiran pasir formasi Setelah diperoleh kurva distribusi ukuran butir pasir formasi produktif, maka kurva tersebut digunakan untuk perhitungan selanjutnya.

2.

Harga perbandingan gravel terhadap pasir formasi atau G-S ratio G-S ratio adalah perbandingan antara ukuran butiran gravel dengan ukuran butir pasir formasi. G-S ratio sangat penting hubungannya dengan pemilihan ukuran gravel. Beberapa bentuk persamaan yang diberikan oleh para ahli, adalah sebagai berikut : a. Saucier b. Schwartz atau : c. Coberly-Hill-Wagner-Gumpertz : d. Maly : Untuk harga perbandingan G-S kurang dari 6, pasir tidak mampu masuk ke dalam gravel pack, jika perbandingan ukuran G-S diantara 6-10.5 pasir bisa masuk dan akan mengurangi permeabiltas efektif gravel pack, dan apabila perbandingan G-S lebih besar dari 10.5 maka gravel pack tidak mampu menahan pasir yang masuk. Gambar 3.7. menunjukkan efek G-S ratio terhadap permeabilitas gravel pack. Schwartz mengakui adanya efek dari kecepatan aliran dan ia membuat rumusan yang sama dengan Saucier, sebagai berikut :

1.

Pasir dengan C < 5 dan velocity < 0.05 ft/sec, menggunakan d10 sebagai ukuran gravel kritis.

2.

Pasir dengan C > 5 dan velocity > 0.05 ft/sec, menggunakan d40 sebagai ukuran gravel kritis.

3.

Pasir dengan C > 10 dan velocity > 0.1 ft/sec, menggunakan d70 sebagai ukuran gravel kritisnya. Jadi ukuran gravel pack adalah sebagai berikut : D90 gravel = 6 x d90 pasir formasi ………………………………………(3-35) Dimana kecepatan aliran (velocity) adalah : …………………………………..(3-36) Metode gravel packing disarankan untuk mengontrol pasir pada zone yang panjang. Gravel packing juga baik dipakai untuk zone pendek, tetapi di dalam remedial work, multiple completion, diameter sumur yang kecil, dan adanya abnormal prsessure akan menambah kesulitan dan biaya. 2. Tipe Gravel Pack Untuk menempatkan gravel pack tergantung sistem sumur yang digunakan, penempatan gravel pack ada dua cara, yaitu : 1. Open hole gravel pack, dimana selalu digunakan pada single completion Pada tipe ini, casing diset di atas formasi produktif, sedangkan gravel ditempatkan di annulus antara screen liner dengan formasi. Biasanya lubang bor diperbesar (underreamed) untuk mengangkat

kotoran-kotoran yang diakibatkan saat pemboran berlangsung dan mengurangi tahanan alir dengan memperbesar radius pasir -gravel unit. 2.Cased-hole gravel pack Tipe dari cased-hole geavel packing dilakukan dengan menempatkan gravel di annulus antara screen liner dengan casing dan sebagian di belakang perforasi (perforation tunnel). Fluida produksi yang mengalir harus melalui tiga bagian, yaitu bagian gravel yang mengisi tunnel perforasi, gravel pack dan screen liner untuk mencapai lubang bor. Oleh karena itu, produktivitas ditentukan oleh tahanan alir dari masing-masing bagian tersebut. Potensi terbesar untuk tahanan alir adalah bagaian perforasi. 3 .Kualitas Gravel Kualitas gravel sangat bervariasi dan tergantung pada sumber gravel yang ditangani. Gravel sangat bervariasi di dalam kemurnian, kebundaran kekuatan dan kandungan kuarsa. Gravel dapat bercampur dengan kotoran dan pecah selama transportasi dan penempatannya. API merekomendasikan pasir yang digunakan untuk gravel pack yaitu : 3.

Kebulatan dan kebundaran , 0.6 atau lebih dari skala Krumbein.

4.

Pembatasan kelarutan terhadap asam, tidak boleh lebih dari 1 % kelarutan dalam 12 % HCl atau 3% HF lumpur asam. Kandungan kuarsa 98 % atau lebih.

5.

Kekuatan butiran (dalam standar tes laboratorium) bila diberi tekanan 2000 psi selama 2 menit tidak boleh rusak lebih dari 4 % untuk ukuran 12/20, 16/30, dan 20/40 mesh atau 2 % untuk ukuran 30/50 dan 40/60 mesh. 4.Penyeleksian Screen Liner Screen liner yang digunakan harus sesuai dengan ukuran gravel, sehingga harus ditentukan ukuran screen liner. Ukuran screen liner (W) mempunyai harga tertentu yang besarnya sesuai dengan strandar produksi pabrik yang memproduksinya. C. Metode Resin Consolidation Metode ini umumnya digunakan pada formasi dimana material lepasnya sangat halus. Metode ini dilakukan dengan menggunakan resin yang akan mengikat butiran pasir disekitar lubang bor. Resin akan mengikat buitran pasir menjadi suatu gumpalan yang keras, dimana ikatannya kuat dan mempunyai compressive strength samapai 3000 psi. Sistim pengikatannya dengan menggunakan fluida pengikat, seperti : Furan, Epoxy, Phenol Resin, Phenol Formaldehyd. Caranya yaitu dengan menginjeksikan sejumlah zat pengikat kedalam formasi unconsolidated sehingga material halus akan terikat dan menjadi butiran yang lebih besar dan lebih mudah dikontrol. Metode ini digunakan pada zone pendek dimana karena suatu hal sehingga gravel pack tidak bisa digunakan. Adapun beberapa keuntungan lain dari penggunaan metode ini adalah sebagai berikut :

1.

Tersedia untuk ukuran diameter yang kecil

2.

Cocok dipakai melalui tubing

3.

Awet dipakai pada open well bore

4.

Cocok untuk sumur multiple completion (komplesi ganda)

5.

Dapat digunakan untuk sumur yang bertekanan abnormal, di offshore atau lokasi yang terisolasi diamana tubing hoist tidak tersedia, sehingga akan mengurangi kesulitan dan biaya. Persyaratan yang harus dipenuhi dalam metode resin consolidation adalah :

1.

Permeabilitas formasi harus merata

2.

Perforasi harus semua terbuka

3.

Interval produksi/perforasi tidak terlalu panjang (kurang dari 10 ft)

4.

Tidak banyak butiran asing selain pasir yang berbutir cukup besar

5.

Tidak terjadi kontaminasi plastik selama pengerjaannya Pada dasarnya ada dua sistim pada resin consolidation method, yaitu : a. Sistim Internal Pada sistim ini dugunakan larutan Resin yang disertai oleh zat pengeras, pengencer, katalisator. Pengerasan terjadi dengan terpisahnya pelarut dari resinnya. b. Sistim external Pada sisitm ini digunakan larutan resin yang tidak disertai oleh zat pengeras. pengerasan pada saat overflush datang. 5.Korosi Korosi adalah kerusakan logam akibat reaksi elektrokimia dengan lingkungannya, demana besi (Fe) bereaksi membentuk senyawa hidroksida, karbonat atau sulfida yang rapuh dan mudah tererosi oleh aliran. Sebagai akibatnya adalah penipisan dinding pipa, alat-lat produksi, yang akhirnya dapat menimbulkan kebocoran-kebocoran. Penyebab korosi yang sering dijumpai di lapangan adalah CO 2, H2S, asam-asam organik, HCl dan oksigen yang terlarutkan di dalam air. 1.



Faktor-faktor penyebab terjadinya korosi antara lain :

Pengaruh komposisi logam, dimana setiap logam yang berbeda komposisinya mempunyai kecendrungan yang berbeda pula terhadap korosi.



Pengaruh komposisi air, dimana pengkaratan oleh air akan meningkat dengan naiknya konduktivitas. Disamping itu pengkaratan oleh air juga akan meningkat dengan menurunnya pH air.



Kelarutan gas, dimana oksigen , karbondioksida atau hidrogen sulfida yang terlarut dalam air akan menaikkan korosivitas secara drastis. Gas yang terlarut adalah sebab utama problem korosi. Jika gasgas tersebut dapat dibuat tidak memasuki sistem air dan air dipertahankan pada pH yang netral atau pH yang lebih tinggi, maka kebanyakan sitem air akan mempunyai problem korosi sedikit.



Akibat reaksi perubahan fase dan reaksi kimia secara langsung seperti pipa yang mengalami perenggangan. 2. Syarat-syarat terjadinya korosi adalah :

1.

Anoda Anoda merupakan bagian dari logam yang terkorosi. Pada waktu logam larut maka atom melepaskanelektronnya sehingga logam menjadi positif. Reaksinya adalah sebagai berikut : Fe++ +2e

Fe 2.

Katoda Katoda merupakan logam yang tidak terlarut tetapi merupakan tempat yang dituju oleh gerakkan elektron yang dalam perjalanannya bereaksi dengan ion yang ada dalam air. Proses ini disebut reduksi, adapun reaksinya sebagai berikut : 2 H+ + 2e

3.

H2

Elektrolit Proses korosi akan berjalan secara simultan jika ada penghantar listrik yang disebut elektrolit. Dalam hal ini air merupakan zat elektrolit yang mempunyai sifat hantar listrik, ini akan naik jika kadar garam dalam air itu bertambah. 3. Beberapa macam korosi yang sering dijumpai anatara lain



Sweet, Corrosion, yaitu korosi yang disebabkan oleh CO 2 dan sam pekat serta tekanan parsialnya (7-30 psi atau lebih). Adapun reaksi kimia yang terjadi sebagai berikut :



CO2 + H2O

H2CO3

Fe + H2CO3

FeCO3 +2H

Sour Corrosion, yaitu korosi yang disebabkan oleh H 2S (dan sejumlah kecil O2 dan CO2). Pada baja biasanya membentuk serbuk hitam yang merupakan katode baja sehingga baja mudah patah atau aus. Karena molekul H membuat celah atau retakan -retakan dan bila ada mikroorganisme maka akan mempercepat terjadinya korosi. Adapun reaksi kimia yanga terjadi sebagai berikut : H2S +Fe



FeS +2H

Oxygen Corrosion, yaitu korosi yang disebabkan oleh udara atau air yang mengandung O2, yang ditandai adanya FeO(OH) dan Fe2O3 . Adanya gas yang mengandung CO 2 dan H2S atau air garam dapat mempercepat lajunya korosi tersebut. Adapun reaksi kimia yang terjadi adalah sebagai berikut : 2Fe + O2 + H2O



Fe2O3 +H2O

Electrochemical Corrosion, yaitu korosi yang disebabkan kandungan anode, katode, elktrolit dan konduktor. Ditinjau dari reaksi kimia-listriknya, maka terdapat dua tipe yaitu :

a.

Peristiwa pembalikan aliran listrik, bila dua keping logam yang berbeda dicelupkan pada media elektrolit yang sama.

b.

Bila dua keping yang sejenis dilarutkan pada media salah satunya ditembuskan udara maka yang tidak merngansdung udara menjadi katode, sebaliknya menjadi anode, Fe(OH) 2 dan Fe(OH)3 akan mengendap saat ion besi (Fe++) bereaksi dan menghasilkan OH- pada katode. 4. Cara pencegahan korosi antara lain dengan :



Mengontrol atau menurunkan kadar salinitas, H2S, CO3 dan O2 dalam semua proses yang berhubungan dengan produksi minyak, sehingga pH dapat dinaikkan (tingkat keasaman menurun).



Pelapisan khusus (coating) pada pipa dengan memakai “polythylene” dan “poly-vinyl chloride”. Dalam pemakaiannya, coating harus bersifat : a.

Mampu dan cukup kuat menahan tegangan dari perubahan suhu

b.

Berdaya ikat yang baik pada permukaan logam

c.

Bertahanan listrik tinggi setelah instalasi pipa dipasang

d.

Dalam waktu tertentu bereduksi lemah pada tahanan listriknya



Pemakaian “corrosion inhibitor” secara efektif Dalam pemakaian “corrosion inhibitor” diharapkan selain menetralisir korosi, juga melindungi dari elektrolit, yaitu : a.

Pembentukan film (mengurangi difusi antara logam-elektrolit)

b.

Detergen (menjaga agar sistem tetap bersih)

c.

Demulsifer (menetralisir pembentukan emulsi-korosi inhibitor)

d.

Bakterisasi (mencegah pertumbuhan bakteri)



“Cathodic Pretection” yaitu memasukkan arus listrik ke dalam logam, yang penggunaannya sesuai dengan: a.

Resistivitas atau tanah sekeliling daerah tersebut

b.

Karakteristik pipa yang digunakan 3.1.2. Problem Mekanis Problem mekanis yang terjadi pada suatu sumur perlu diperhatikan, karena hal ini akan mempersulit pengontrolan sumurnya, sehingga apabila tidak diatasi sejak dini akan menimbulkan kefatalan. Problem ini umumnya adalah : a. Kebocoran casing/tubing Penyebab terjadinya problem ini adalah proses korosi, collapse (sambungan pada casing. Korosi pada casing disebabkan adanya kandungan H 2S, CO2, HCl, mud-acid atau perbedaan potensial/kontak dua macam fluida yang berbeda kegaramannya, sehingga menyebabkan pengikisan kimiawi (non abrasi) pada dinding casing terutama bagian dalamnya, sehingga makin lama makin tipis dan akhirnya bocor. Kebocoran casing tesebut dapat mengakibatkan terjadinya komunikasi zona-zona lain dengan zona produktif dan mengakibatkan laju produksi minyak turun. b. Keruskan primary cementing

Primary cementing adalah penyemenan pertama yang dilakukan langsung setelah casing dipasang begitu selesai pemboran . Tujuan primary cementing adalah : 

Memisahkan lapisan yang akan diproduksi dengan yang tidak



Mencegah mengalirnya fluida dari satu lapisan ke lapisan yang lain



Melindungi pipa dari tekanan formasi



Menutup zona loss circulation



Mencegah proses korosi pada casing oleh fluida formasi Sebab-sebab terjadinya kerusakan primary cementing adalah adanya tekanan yang besar pada operasi kerja ulang atau kualitas semen dan pengrejaannya yang tidak baik. c. Keruskan peralatan produksi bawah permukaan Keruskan peralatan produksi bawah permukaan antara lain :



Tubing atau packer bocor



Keruskan pada casing atau tubing



Kesalahan atau kerusakan pada artificial lift



Keruskan pada plug Adapun problem di atas harus ditangani sejak dini dengan melakukan recompletion (komplesi kembali secara keseluruhan sehingga baik/sempurna).

6.

Coning Water dan Gas coning merupakan permasalahan yang serius pada banyak aplikasi dilapangan. Gejala ini ditandai oleh breakthtrough air atau gas yang terlalu dini. Penyebab timbulnya gejala coning pada sumur-sumur minyak pada dasarnya disebabkan oleh laju produksi yang berlebihan. Water coning bisa terjadi bersama-sama dengan gas coning atau trjadi sendiri-sendiri, tergantung pada reservoarnya. Jika reservoarnya memiliki lapisan ga diatas lapisan minyak dan atau lapisan air dibawahnya, maka kemungkinan terjadi gejala coning ada. Terproduksinya air atau gas yang berlebihan tidak hanya menurunkan produksi minyak , tetapi juga dapat mengakibatkan sumur di tutup atau ditinggalkan sebelum waktunya. Berbeda dengan fingering, coning terjadi akibat aliran air dan atau gas yang melintasi bidang batas dari arah vertikal. Sedangkan pada fingering air dan atau gas mengalir melewati atau sepanjang bidang batas. Bidang batas yang dimaksud adalah oil water contac atau gas oil yang berbeda dalam kondisi statis, yaitu ketika belum terjadi aliran didalam reservoar. A.Faktor Penyebab Water/Gas Coning Water coning didefinisikan sebagai gerakkan vertikal dari air yang memotong bidang perlapisan didalam formasi produktif. Terproduksinya air yang berlebihan dapat terjadi sebagai akibat dari beberapa hal dibawah ini : Perembesan air umumnya terjadi pada mekanisme pendororng water drive, water coning, water fingering, dan terjadinya kerusakan primary cementing atau kebocoran casing.

Water fingering didefinisikan sebagai gerakan air menuju ke atas dalam zona yang lebih permeabel dari multi zona. Didalam reservoar yang berlapis-lapis gas fingering dapat terjadi lebih awal pada lubang bor dengan perbedaan tekanan yang tinggi. Gas fingering lebih umum terjadi di dalam reservoar dimana permeabilitas antar zona cukup besar perbedaannya. Gambar 3.16. merupakan bentuk kerucut air yang telah mencapai lubang perforasi, sedangkan gambar 3.17. merupakan bentuk kerucut gas. B. Cara Menangulangi Water/GasConing Produksi air yang berbentuk kerucut atau gas dapat mengurangi produksi secara signifikan. Oleh karena itu penting untuk memperkecil atau paling tidak menunda terjadinya coning. Beberapa metode yang dilakukan untuk menanggulangi terjadinya coning yaitu : 

Menrunkan laju produksi dibawah laju alir kritis (qo < qc)



Jika mungkin mematikan sumur, selama waktu tertentu sehingga diperkirakan akan mengembalikan batas air-minyak kekondisi awal.



Menjalankan program kerja ulang, untuk menutup lubang perforasi awal dan melakukan perforasi dengan interval yang baru.