2.docx

BAB 2 TINJAUAN PUSTAKA

2.1

Metode Pengangkatan Minyak dan Gas Bumi Proses pengangkatan minyak dan gas bumi ke permukaan dipengaruhi

oleh dua metode, yaitu proses pengangkatan sembur alam ( natural flow) dan proses pengangkatan dengan bantuan tenaga penggerak ( artificial lift).

2.1.1. Natural Flow Method (Metode Sembur Alam) Natural Flow Method (Metode Sembur Alam) terjadi karena tekanan reservoir (reservoir pressure) lebih tinggi terhadap tekanan kepala sumur (pressure well head), sehingga fluida dapat mengalir dengan sendirinya ke permukaan melalui kolom tubing. Natural Flow Method (Metode Sembur Alam) adalah metode produksi pengangkatan minyak dan gas bumi secara alami, yaitu dengan memanfaatkan tekanan yang tinggi dari reservoir dan tanpa menggunakan bantuan pompa. Karena tekanan reservoir yang lebih tinggi dari pada tekanan hidrostatik kolom fluida yang berada dalam lubang sumur, maka pada sumur produksi seperti ini fluida yang dihasilkan dapat mengalir dengan sendirinya ke permukaan melalui tubing (Aldino et al, 2015).

Gambar 2.1.Sketsa Sumur dengan Metode Natural Flow(Guo, et al, 2007) 4 Universitas Sriwijaya

5

Pada (Gambar 2.1) tergambar sketsa sumur aliran minyak, yang menjelaskan sumur berproduksi hanya karena tekanan alami dari reservoir. Sumur tersebut terdiri atas casing, tubing, packers, down-hole chokes (opsional), wellhead, christmast tree, dan surface chokes(Guo et al, 2007).

2.1.2. Artificial Lift Artificial lift merupakan mekanisme pengangkatan fluida dari dalam sumur ke permukaan dengan menggunakan down hole pump ketika tekanan dari sumur (reservoir pressure) tidak mampu lagi mendorong fluida ke permukaan. (Kermit, 1980). Biasanya proses ini akan berlangsung sampai pada satu titik dimana tenaga yang tersedia akan berkurang, sehingga kemampuan untuk mengangkat fluida ke permukaan akan berkurang atau berhenti sama sekali. Supaya fluida yang masih ada dalam sumur dapat mengalir lagi ke permukaan, maka diperlukanlah tenaga Artificial lift tersebut. Salah satu metode pengankatan buatan (artificial lifting) adalah menggunakan Elektrical submersible pump. Electric Submersible Pump adalah suatu jenis artificial lift yang menggunakan pompa listrik di dalam sumur yang menggunakan gaya sentrifugal untuk mengangkat fluida ke permukaan. ESP terdiri dari beberapa stage, dimana setiap stage terdiri dari dari satu impeller dan diffuser yang dipasang pada shaft. Impeller berfungsi untuk memindahkan fluida dari satu stage ke stage di atasnya. Diffuser yang merupakan bagian yang tidak berputar, berfungsi untuk mengarahkan fluida ke stage berikutnya, (Kermit,1980). Peralatan utama pada perangkat ESP (Gambar 2.2) dibagi menjadi 2 (Dua) bagian, yaitu subsurface equipment dan juga surface equipment. subsurface equipment kemudian dibagi lagi menjadi beberapa bagian diantaranya adalah down hole sensor, motor, seal, rotary gas separator, modular vein pump (MVP), dan juga pump. Surface equipment terbagi lagi menjadi beberapa bagian yaitu wellhead, Junction box, switchboard, dan transformer.

Universitas Sriwijaya

6

Gambar 2.2.Diagram Rangkaian Peralatan ESP

2.2

Fasilitas Produksi Minyak dan Gas Bumi Tugas dari suatu fasilitas produksi adalah untuk memisahkan aliran fluida

dari sumur (well stream) menjadi tiga komponen (fase), yaitu minyak, gas, dan air. Selanjutnya, memproses minyak dan gas tersebut sesuai dengan permintaan pasar dan mengolah air buangan untuk memenuhi persyaratan lingkungan. Pada umumnya fasilitas produksi terdiri dari flowline, manifold, separator, scrubber, dan tanki. 2.2.1

Well Head Wellhead termasuk ke dalam surface equipment, seperti halnya dengan

yang dikemukakan oleh Guo et al(2007), bahwa wellhead merupakan peralatan di atas permukaan yang berada di bawah master valve.Wellhead terdiri atas casing head dan tubing head. Casing head secara mekanis dipasang untuk menggantung rangkaian casing. Sementara tubing head menahan rangkaian tubing di permukaan. Peralatan yang berada di atas wellhead adalah christmass tree(dapat dilihat pada (Gambar 2.3), peralatan ini digunakan untuk mengontrol aliran. Christmass tree terdiri main valve, wing valve, dan needle valve. Valve-valve ini digunakan untuk menutup sumur saat dibutuhkan.Pada bagian puncak struktur, terdapat suatu

Universitas Sriwijaya

7

pressure gauge yang dapat mengindikasikan tekanan dalam tubing (Guo et al, 2007).

Gambar 2.3 .Sketsa Wellhead(Guo et al, 2007)

Surface choke adalah suatu bagian dari peralatan yang digunakan untuk mengontrol kecepatan aliran. Pada beberapa sumur,chokes dipasang di bagian bawah dari rangkaian tubing. Choke ini dipasang untuk mengurangi tekanan padawellhead dan meningkatan produksi aliran minyak sebagai akibat dari ekspansi gas pada rangkaian tubing (Guo et al, 2007). Peralatan di bawah permukaan baik sumur dengan metode sembur alam maupun artificial lift memiliki kesamaan, di antaranya adalah casing,tubing, packer, annulus, dan bottom hole choke. Casing merupakan pipa baja yang berfungsi sebagai tempat kedudukan peralatan di atas permukaan, menjaga agar diameter sumur tetap, serta mencegah kontak langsung antar formasi baik selama proses pengeboran maupun selama proses produksi berlangsung. Di dalam rangkaian casing dengan kedalaman tertentu terdapat rangkaian tubing, yaitu pipa baja sebagai tempat lalunya fluida menuju wellhead dan dapat pula cairan injeksi.Guo et al (2007), menyatakan bahwa kebanyakan sumur minyak memproduksi fluida reservoir melalui rangkaian tubing.Hal ini karena rangkaian

Universitas Sriwijaya

8

tubingmemberikan penyegelan yang baik dan memungkinkan penggunaan ekspansi gas untuk mengangkat minyak. Antara casing dan tubing terdapat ruang yang disebut dengan annulus.Pada bagian tubing biasanya dipasang packer, salah satu fungsinya untuk membatasi antara tubing dan casing. Selain choke yang dipasang pada rangkaian surface equipment, pada bagian bawah sumur juga terkadang dipasang bottom hole choke.

2.2.2

Flowline Flowline adalah pipa penyalur minyak dan gas bumi yang mengalirkan

fluida dari sumur menuju ke fasilitas produksi. Umumnya batasan pipa flowline adalah pipa yang mengalirkan fluida mulai dari Wellhead sampai ke Manifold. Desain dari flowline didasarkan pada 4 komponen utama, yaitu : a. Tekanan kerja b. Laju Alir c. Properties dari fluida, dan d. Keekonomian Desain tekanan kerja maksimum dari flowline harus lebih besar dari semua tekanan yang mungkin terjadi pada sumur (wellhead) maupun saat pengetesan flowline. Penurunan tekanan dari wellhead menuju fasilitas produksi harus diminimalkan karena akan mempengaruhi laju produksi, yaitu akibat gesekan (friction losses). (www.fasprod.blogspot.co.id, 20 Juli 2017)

2.2.3

Manifold Manifold adalah kelompok atau sekumpulan katup/valve yang dideretkan

untuk mengatur aliran masuk ke header dan separator yang diinginkan. Header adalah tempat bermuaranya aliran fluida dari flowline yang terletak diatas manifold dan mempunyai diameter yang lebih besar dari flowline. Pada umumnya terdapat 3 jenis manifold, yaitu : 1. Production Manifold 2. Test Manifold Universitas Sriwijaya

9

3. Gas lift Manifold (www.fasprod.blogspot.co.id, 20 Juli 2017)

2.2.4 Separator Separator adalah suatu alat berbentuk tabung dan memiliki tekanan yang berfungsi untuk memisahkan dua fase (air dan minyak) atau tiga fase (air, minyak dan gas) yang memiliki densitas yang berbeda. Pada pemanfaatannya, separator biasanya digunakan untuk memisahkan fraksi minyak dan air sebelum dibuang ke lingkungan sekitar agar tidak menimbulkan pencemaran maupun dengan tujuan menghasilkan liquid tertentu sesuai dengan yang diinginkan seperti pada sektor migas. (www.prosesindustri.com, 20 Juli 2017) Jenis-jenis separator berdasarkan bentuknya adalah sebagai berikut: 1. Separator Tegak (Vertikal) Jenis dari separator ini biasanya digunakan untuk memisahkan fluida produksi yang memiliki GLR (Gas Liquid Ratio) rendah atau kandungan padatan yang tinggi, separator ini mudah untuk dibersihkan serta memiliki jumlah kapasitas penampungan cairan yang tinggi. 2. Separator Datar (Horizontal) Separator ini sangat efektif dalam hal memisahkan fluida yang memiliki GLR tinggi serta mengandung busa. Jenis dari separator ini masih terbagi dalam dua jenis yaitu type single tube horizontal separator dan double tube horizontal separator. 3. Separator Bulat (Spherical) Jenis dari separator ini memiliki kapasitas gas dan pemisahan yang terbatas sehingga umumnya digunakan untuk memisahkan zat yang memiliki GLR kecil hingga sedang namun dapat beroperasi pada tekanan tinggi.

Klasifikasi separator berdasarkan fasa pemisahan terdiri dari dua fasa dan tiga fasa, yaitu: 1. Separator dua fasa

Universitas Sriwijaya

10

Proses pemisahan yang memiliki campuran yang terdiri dari dua jenis liquid (gas, minyak maupun air). Sebagai contoh, pada hasil destilasi minyak bumi maka akan dihasilkan fraksi gas, kemungkinan besar fraksi tersebut mengandung air. Maka dilakukan pemisahan dengan separator dua fasa dimana air akan berada pada bagian bawah sedangkan gas akan berada pada bagian atas, sehingga lebih mudah untuk dikeluarkan melalui pipa atas maupun pipa bawah. 2. Separator tiga fasa Proses pemisahan yang memiliki campuran yang terdiri dari tiga jenis liquid. Sebagai contoh, hasil pengeboran sumur minyak memiliki campuran antara tiga jenis liquid yaitu air, crude oil dan gas alam. Maka akan digunakan pemisahan dengan separator tiga fasa, dimana air akan berada pada bagian bawah, minyak bumi pada bagian tengah dan gas pada bagian atas,sehingga proses pemisahan campuran liquid tersebut lebih mudah untuk dilakukan.

2.2.5

Scrubber Fungsi utama scrubber adalah untuk menghilangkan air yang masih

terdapat dalam gas.Air ini apabila masuk kedalam kompressor akan merusak sudut

kompressor

yang

berputar

dalam

kecepatan

tinggi.(www.ssikebongce.blogspot.co.id, 20 Juli 2017)

2.2.6

Tanki Fungsi utama dari tanki timbun adalah untuk menyimpan minyak mentah

atau

minyak

hasil

dari

proses

kilang,

gas,

chemical

dan

lain-lain.

(www.fernandialfiandira.blogspot.co.id, 20 Juli 2017) Umumnya yang harus diperhatikan pada saat pemilihan yaitu jenis fraksi yang akan ditampung meliputi sifat penguapan dan korosifitas dari fraksi tersebut serta menentukan tekanan yang diperlukan. Berikut faktor-faktor utama yang harus diperhatikan saat pemilihan jenis tanki yaitu: 1. Tekanan uap (vapour pressure), tekanan operasi (operatingpressure), temperatur penyimpanan dan flash point. Universitas Sriwijaya

11

2. Kapasitas tanki. 3. Kontrol uap yang diizinkan yang mengacu pada standar API (publication 2517, 2518 dan 2519 yang menggambarkan evaporation losses dari berbagai jenis tangki penyimpanan). 4. Safety and fire hazard. 5. Perlindungan terhadap isi tangki agar tidak terjadi perubahan molekul ataupun bentuk fisik lainnya. 6. Temperatur dan tekanan standar yang diperlukan. 7. Temperatur terhadap perlindungan lingkungan. (www.prosesindustri.com, 20 Juli 2017)

Universitas Sriwijaya