MITIGASI PENGARUH TRUNKLINE TERHADAP LOS
BAB I
PENDAHULUAN
I.1. Latar Belakang
UBEP Ramba mencapai produksi harian berkisar 5200 BOPD. Jumlah produksi
tersebut merupakan akumulasi dari nilai produksi total 5 lapangan, yaitu Ramba,
Mangunjaya, Bentayan, Kluang, dan Tanjung Laban. Sekitar 30% dari nilai produksi total
tersebut dihasilkan oleh Field Ramba yang saat ini mencapai 1500 BOPD.
Sumbangsih terbesar di field Ramba dihasilkan oleh sumur-sumur di area North
Ramba dengan nilai produksi sekitar 1000 barel minyak per hari. Area North Ramba terletak
tiga kilometer di sebelah utara stasiun pengumpul Central Ramba dengan jumlah 22 sumur.
Minyak dari sumur-sumur ini dialirkan ke central ramba melalui satu trunkline panjang
hingga ke manifold di Central Ramba.
Mayoritas sumur-sumur yang ada di North Ramba menggunakan Electric
Submersible Pump (ESP) untuk mengangkat minyak dari sumur ke permukaan. Karena itu
jika terjadi gangguan pada jaringan listrik, maka pasokan minyak dari North ke Central
Ramba akan terhambat, sehingga terjadi penurunan nilai produksi. Jika terjadi trip listrik di
area ini dan aliran minyak dari sumur sempat terhenti, maka untuk mengalirkan minyak
seperti sedia kala dibutuhkan sejumlah waktu sehingga jumlah kehilangan produksi
perharinya akan cukup signifikan. Jumlah penurunan produksi harian di Ramba bila terjadi
trip listrik di area North bisa mencapai lebih dari 100 barel untuk trip dibawah satu jam.
Pada bulan Desember 2012 sempat terjadi trip selama delapan jam sehingga
menyebabkan penurunan produksi hingga 681 barel minyak pada hari itu. Nilai produksi
normal baru kembali setelah empat hari sejak terjadinya trip, sehingga bila diakumulasikan
kehilangan produksi selama empat hari mencapai 1897 barel. Jika dihitung secara matematis,
seharusnya nilai kehilangan produksi hanya sejumlah nilai produksi selama trip terjadi, yaitu
delapan jam saja. Namun fenomena yang terjadi adalah kehilangan produksi saat itu
sebanding dengan kehilangan produksi sehari North Ramba.
Melalui Kertas Kerja Wajib ini, akan dibahas permasalahan tersebut terutama dari
sisi loss produksi dan fenomena pada trunkline yang mungkin mengakibatkan terjadinya
gangguan pasokan minyak dari North ke Central Ramba setelah terjadi trip tersebut, agar
dapat dijadikan acuan dalam perbaikan maupun modifikasi yang mungkin dapat dilaksanakan
untuk mengurangi dampak masalah tersebut.
1
I.2. Ruang Lingkup
Ruang lingkup dari penulisan KKW ini terbatas pada analisa kehilangan produksi
akibat terhentinya sumur-sumur di North Ramba karena trip listrik, dan fenomena yang
mungkin menyebabkannya serta strategi perbaikan untuk permasalahan tersebut.
I.3. Maksud dan Tujuan
Maksud dan tujuan dari penulisan ini adalah:
•
Memaparkan dampak kehilangan produksi akibat terhentinya pasokan dari North
Ramba.
•
Menemukan modus permasalahan dan penyebabnya.
•
Memberikan dasar pertimbangan untuk melakukan perbaikan ataupun modifikasi
pada sistem transportasi minyak dari North ke Central Ramba.
I.4. Metode Pendekatan
Penulis mempelajari literatur-literatur (studi pustaka) yang berhubungan dengan
sistem produksi dan transportasi minyak dari sumur ke stasiun pengumpul serta melakukan
pengumpulan data melalui berbagai sumber, baik data di lapangan maupun dari staff
pangelolaan alat, Fungsi Renops, Fungsi Operation, Fungsi TPF, internet dan berbagai
sumber lain. Untuk mempermudah analisa dan pembahasan, dilakukan beberapa pembatasan,
yaitu :
1. Data produksi mengacu hanya pada tahun 2012
2. Kehilangan produksi mengacu pada permasalahan trip listrik yang terbatas
hanya pada kejadian di tahun 2012
3. Panjang trunkline diukur melalui peta dari TPF dan dianggap horizontal
sepenuhnya
4. Beberapa data teknis yang tidak dapat diperoleh di lapangan merupakan asumsi
dengan pendekatan yang dianggap valid
I.5. Sistematika Penulisan
Tulisan ini akan disusun sedemikian rupa sehingga menyajikan paparan yang menarik
dan komprehensif sebagai berikut:
1. Bab I - Pendahuluan berisi tentang latar belakang, ruang lingkup, maksud dan tujuan,
metode pendekatan, dan sistematika penulisan.
2
2. Bab II - Identifikasi permasalahan berisi tentang deskripsi keadaan, data produksi
minyak, dimensi permasalahan, dan perumusan pokok permasalahan.
3. Bab III - Pembahasan masalah berisi tentang interpretasi data, informasi, dan analisa
penyebab permasalahan yang terjadi, serta perbaikan dan modifikasi yang mungkin
dilakukan.
4. Bab IV - Penutup berisi tentang kesimpulan dan saran-saran yang dimungkinkan bisa
diaplikasikan di lapangan
3
BAB II
IDENTIFIKASI PERMASALAHAN
II.1. Alur Produksi Minyak dari North Ramba
Produksi minyak dari North Ramba dihasilkan oleh 22 sumur. Data dari well tes
per akhir Januari 2013 menunjukkan data sebagai berikut.
WELL
STA
ZONE
DATE
HRS
BOPD
23t/c
39t
40
41
42
43t
54
56
58
59
61
62
64
89
113
130
131
135
137
138
139
140
ESP
brf/taf B/b
22-Jan-13
24:00
85
2,505
97.35
0
taf
17-Jan-13
12:00
80
400
83.25%
0
ESP
brf B
19-Jan-13
24;00
68
2697
97.55%
0
ESP
brf B
No flow
ESP
brf B
No flow
415
92.47%
52
95.60%
RP
5:55
34
WC
MCFD
RP
taf B
ESP
brf B
ESP
brf B a/b
3-Feb-13
22:00
73
1597
ESP
brf B /b
3-Feb-13
10;26
31
1,894
98.40
34
RP
4-Feb-13
BWPD
No flow
0
taf B
24-Jan-13
10:25
16
58
79.01
38
ESP
brf B a/b
21-Dec-12
15;55
19
1,441
98.70
45
ESP
brf B
20-Jan-13
24:00
91
2508
ESP
brf B
2-Dec-12
24:00
63
3,255
RP
96.48%
98.10
0
21
taf B
6-Feb-13
10:25
28
641
95.80%
37
ESP
taf
10-Jan-13
4;45
124
607
82.99
41
RP
taf
1-Feb-13
5:10
15
206
93.20
23
ESP
taf
25-Dec-12
RP
taf
21-Jan-13
12:15
53
203
79.40
40
RP
taf
15-Jan-13
12:00
37
572
93.99%
42
23-Jan-13
24;00
95
1,257
92.59
0
6-Feb-13
12:00
41
886
95.06%
0
6-Feb-13
18:00
45
3558
98.75%
RP
ESP
ESP
taf
100 % water cut
TOTAL
998
24,700
0
373
Table 2.1 Data Sumur North Ramba
Potensi total produksi minyak yang mungkin dicapai adalah 998 BOPD, dengan
rata-rata watercut 87 % , produksi air 24700 BWPD, dan produksi gas 373 MCFD.
Kebutuhan listrik di area ini cukup besar mengingat empat belas dari total dua puluh dua
sumur yang ada berproduksi dengan ESP, dan sisanya dengan reciprocating pump yang
sebagian besar juga menggunakan motor listrik sebagai prime mover.
II.2. Trip Listrik North Ramba Tahun 2012
4
Pada tahun 2012 jaringan listrik ke arah North Ramba, tercatat mengalami trip
sebanyak 23 kali.
DATE
23-Jan-12
TIME
23:55
DURATION
3 detik
INDICATION
51G T&I
29-Feb-12
13:20
1.40 menit
51A T&I,51B T&I
1-Mar-12
3-Sep-12
18-Mar-12
7:20
11:07
9:22
1 detik
1 detik
55 menit
51B I, 51G T&I
51G T & I
51G T & I
21-Apr-12
22:15
2 detik
51B I,51G T&I
6-Jan-12
28-Jul-12
8-Sep-12
12:25
13:40
10:40
10 detik
2 detik
15 detik
9-Aug-12
27-Sep-12
15:07
7:18
10 detik
10 detik
29-Sep-12
7:45
10 detik
10-Oct-12
17:05
15 detik
12-Oct-12
15-Oct-12
24-Oct-12
5:12
8:51
15:52
15 detik
15 detik
5 detik
15-Nov-12
27-Nov-12
23:01
8:05
16-Dec-12
17-Dec-12
24-Dec-12
15:50
0:00
0:00
9:51
10 detik
10 detik
8.2 jam
8.5 jam
4 jam
4 jam
51A,51B,51G
51B I, 51G T&i
51.c.instan
51.g.time - instan.
51A I,51B I,51G T&I
51C ( Instant )
51G (time & instant )
51C ( Instant )
51G (time & instant )
51 A INSTANT & 51 B INSTANT &51 G
Time & Instant
51 G time and instant
51 G time and instant
51 C INSTANT
51 G TIME and INSTANT
51C I & 51G T&I
51 G-Time—Instan
PROBLEM CAUSE
GroundVolt
kabel listrik Di AA2
tersangkut dimobil RIG
GroundVolt
GroundVolt
GroundVolt
trafo di ramba 39
terbakar
Ada monyet
ada kelelawar
di RB 57
ada kelelawar
di RB 57
….
….
electric cable parted
electric cable parted
GT1 problem
GT1 problem
Table 2.2 Trip History tahun 2012
Secara garis besar, penyebab trip listrik dapat dibedakan menjadi dua, yaitu
gangguan secara teknis dan non teknis. Penyebab pertama adalah gangguan karena masalah
teknis, yaitu gangguan yang disebabkan karena kegagalan ataupun kerusakan fasilitas
peralatan jaringan listrik seperti trafo dan kable yang terbakar, ataupun power plant
shutdown. Trip karena masalah teknis menyebabkan down time yang lebih lama dari pada
karena masalah non teknis. Dari table dapat dilihat downtime perhari karena masalah ini
mencapai empat jam. Saat ini telah dilakukan upgrading pada fasilitas jaringan listrik di
5
UBEP Ramba dengan pemasangan PLC pada sistem pembangkit. Diharapkan dengan
pemasangan PLC ini akan mempermudah kontrol jaringan listrik dan meningkatkan
reliabilitas dari jaringan itu sendiri.
Kebanyakan dari penyebab trip yang terjadi di area North Ramba adalah masalah
non teknis, yaitu gangguan alam, seperti monyet, kalelawar, kilat, ataupun ranting pohon
yang tersangkut di antara kabel jaringan distribusi. Jaringan listrik di Ramba merupakan
distribusi tiga phase yang menggunakan kabel tanpa selubung sehingga apabila terdapat
konduktor seperti hewan, ranting, ataupun konduktor lain yang menghubungkan antara ketiga
phase maupun antara salah satu phase dengan ground, akan terjadi short circuit dan
memutuskan aliran listrik. Terputusnya aliran listrik merupakan bentuk pengamanan jaringan
yang menjaga jaringan listrik dari arus berlebihan yang akan membahayakan jaringan itu
sendiri.
Downtime karena masalah non teknis tidak memakan waktu yang lama. Di tahun
2012 tercatat terjadi trip karena masalah non teknis lebih dari 15 kali dengan durasi waktu
paling lama 1 menit. Problem karena masalah ini sudah diminimalisir dengan pembersihan di
area sekitar jaringan listrik untuk menghindari ranting-ranting yang mungkin menyebabkan
short, dan pemasangan penghalang di tiang listrik agar tidak dipanjat oleh hewan.
II.3. Perhitungan Loss Produksi Karena Trip Listrik
Dari data produksi tahun 2012, ditinjau kehilangan produksi yang disebabkan trip
listrik di North Ramba selama setahun. Data ini diperoleh dengan mengasumsikan produksi
di hari sebelum trip sebagai acuan produksi normal yang harusnya bisa dicapai pada hari
terjadinya trip. Sehingga jumlah kehilangan produksi pada hari terjadinya trip dihitung
dengan mengurangkan nilai produksi hari sebelum trip dengan nilai produksi di hari
terjadinya trip. Dampak kehilangan produksi terus dihitung di hari-hari setelah trip hingga
produksi mencapai nilai yang mendekati produksi normal. Perumusan perhitungan produksi
dapat dilihat sebagai berikut.
Loss Prod = (H0 – H+L0 – L) + (H0 – H1+L0 – L1) + (H0 – H2+L0 – L2) + .....
Ket :
H0 = Nilai produksi harian sehari sebelum trip
H = Nilai produksi harian pada hari ketika terjadi trip
H1 = Nilai produksi harian sehari setelah trip
H2 = Nilai produksi harian dua hari setelah trip
6
.........(2.1)
L0 = Loss produksi tercatat, pada hari ketika terjadi trip
L = Loss produksi tercatat, sehari setelah trip
L1 = Loss produksi tercatat, sehari sebelum trip
L2 = Loss produksi tercatat, dua hari setelah trip
II.4. Well Test Setelah Trip Listrik
Pengaruh tingkat produksi sumur terhadap trip listrik yang terjadi, dilihat
berdasarkan data well test sumur North Ramba setelah terjadinya trip. Diambil sampel well
test pada tanggal 18, 24, dan 25 Desember 2012 ketika terjadi downtime karena trip yang
cukup panjang.
PREVIOUS TEST
CURRENT TEST
WELL
NO
DATE
BFP
D
BOP
D
WC %
BWP
D
DATE
TEST
HRS
BFP
D
BOP
D
WC %
BWP
D
RB:135
10-Dec12
269
71
73.50
%
198
18-Dec12
4:20
314
66
78.90%
248
-5
RB-113
13-Dec12
720
121
83.26
%
599
24-Dec12
6:50
689
120
82.50%
569
-1
RB:135
18-Dec12
314
66
78.9%
248
25-Dec12
13:00
295
66
77.7%
229
0
RB:139
14-Dec12
1223
59
95.17
%
1164
25-Dec12
24:00
1208
72
94.07%
1136
13
LOSS
GAIN
Table 2.3 Well Test Setelah Trip
Hasil well test menunjukkan bahwa terjadi penurunan produksi pada produksi
sumur RB 135 di hari kedua setelah trip pada tanggal 16 Desember. Sedangkan pada trip
tanggal 24 Desember tidak terjadi perubahan produksi. Pada RB-113 dan RB-139 terjadi
perubahan produksi dengan tren yang berbeda. Tren tingkat perubahan watercut juga tidak
menunjukkan perubahan yang berarti selama tes dilakukan. Dari sini dapat diasumsikan
bahwa kondisi sumur bukan satu-satunya penyebab kehilangan produksi setelah terjadinya
trip listrik.
II.5. Dimensi Permasalahan
Dari hasil olah data tersebut, dilakukan interpretasi dan analisa data penyebab
permasalahan dengan mengasumsikan tidak terjadi perubahan yang signifikan pada produksi
minyak antara sebelum dan sesudah terjadinya trip listrik dari sumur. Analisa lebih diarahkan
pada fenomena yang terjadi pada surface facilities yang dimiliki.
II.6. Sistem Transportasi Fluida Multi Phase
7
Sistem transportasi minyak dari North Ramba menggunakan satu trunkline panjang
yang menghubungkan area tersebut dengan SP Central Ramba. Trunkline ini dikategorikan
menjadi tiga bagian berdasarkan variasi diameter trunkline tersebut. Yaitu trunkline 6”
sepanjang 1 km, trunkline 8” sepanjang 500 m, dan trunkline 16” sepanjang 2,5 km yang
terhubung berurutan secara parallel.
Dari sumur, total fluida yang mencapai hampir 26000 barel per hari ini dialirkan
melalui satu trunkline panjang ke stasiun pengumpul Central Ramba. Trunkline yang
digunakan sebagai sarana transportasi minyak dibagi menjadi tiga bagian utama, yaitu
trunkline 6”, 8”, dan 16”. Trunkline 6” adalah pipa yang mengumpulkan minyak dari sumursumur di area North Ramba dengan panjang sekitar 1 km. Dari 6”, trunkline menuju arah
Central dan berubah dimensi menjadi 8” yang kemudian menyeberang sungai dan melewati
area waterflood sepanjang kurang lebih 500 meter. Dari waterflood, ukuran trunkline berubah
menjadi 16” sepanjang 2,5 km hingga masuk ke manifold Central Ramba.
Sistem transportasi seperti ini adalah sistem transportasi fluida multi phase karena
fluida yang dialirkan terdiri dari beberapa phase fluida, yaitu air, minyak, dan gas. Ketika
fluida dari sumur memasuki trunkline, fluida dianggap multi phase homogen yang tercampur
antara satu phase dengan phase lainnya yang disebut dispersi. Dispersi antara satu zat dalam
zat lain, biasanya berbentuk gelembung-gelembung (droplet) kecil dimana salah satu phase
terlarut dalam phase lain yang kuantitasnya lebih besar.
II.6.1. Dipersi Aliran Minyak-Air Dalam Pipa
Dalam perjalanannya dari sumur menuju stasiun pengumpul, dispersi fluida tiga
fase ini mungkin mengalami separasi dan terpisah menjadi fase nya masing-masing. Fase air
menempati ruang paling bawah, fase minyak di tengah, dan gas paling atas, sesuai dengan
berat jenis masing-masing phase. Karena jumlah gas yang relative kecil dan tinjauan yang
lebih diarahkan pada produksi minyak, maka fase gas kita asumsikan diabaikan, sehingga
hanya ada fase air dan minyak yang terseparasi.
Dispersi adalah campuran antara dua atau lebih fluida multiphase dengan salah satu
fase sebagai fase kontinyu (fase pendispersi) dan fase lain sebagai fase yang terdispersi.
Dispersi aliran multiphase pada pipa, terjadi apabila agitasi akibat energi aliran yang
terdissipasi mampu menjaga pengaruh kohesi fluida akibat surface tension dan buoyant force
(gaya apung) akibat perbedaan densitas sehingga salah satu fase terlarut menjadi dropletdroplet (gelembung) kecil dalam fase lainnya dalam aliran tersebut. Saat terjadi dispersi,
8
diameter gelembung yang terbentuk dalam aliran tidak melebihi ukuran diameter kritis yang
mampu dipertahankan oleh aliran terhadap resistansi yang ditimbulkan. Sebaliknya, apabila
kondisi tersebut tidak terpenuhi, maka aliran akan terseparasi menjadi fase nya masingmasing. Emulsi adalah contoh dispersi yang stabil.
II.6.2. Pola Aliran Minyak-Air Dalam Pipa
Pada fluida minyak dan air, separasi aliran terjadi ketika ukuran gelembung
(droplet size) dari dispersi minyak dalam air tidak mampu dijaga oleh aliran sehingga pecah
dan mengalami pemisahan fase. Dalam kasus pipa horizontal, pola aliran pada aliran minyakair dikategorikan menjadi enam kategori utama. Yaitu stratified flow (ST), stratified flow
with mixing (ST M), dispersion of oil in water and water (o/w &w), dispersion of oil in water
(o/w), dispersion of oil in water and water in oil (o/w & w/o), dan dispersion of water in oil
(w/o) (Xu et al, 2010).
Gb. 2.1 Pola aliran minyak-air
a. Stratified flow adalah kondisi ketika aliran telah terseparasi menjadi masing-masing
fase. Fase
minyak berada di atas dan fase air di bawah. Pada fase yang telah
terseparasi ini, masing-masing fase mengalir sendiri-sendiri seperti pada Gb. 2.2 (a).
b. Pola aliran yang kedua adalah stratified flow with mixing. Yaitu pola aliran yang mirip
dengan stratified flow dengan batasan fase mixture (campuran) diantara ke dua fase
(minyak-air).
c. Pola yang ketiga adalah dispersion of oil in water and water, yang menggambarkan
ketika terjadi dispersi dari phase minyak terhadap sebagian phase air. Fase ini
membagi aliran menjadi phase mixture yang berupa dispersi minyak air dan phase air
di bawahnya.
9
d. Pola aliran keempat adalah dispersion of oil in water, dimana minyak larut dalam air.
e. Pola aliran kelima adalah dispersion of oil in water and water in oil, yang merupakan
pola aliran jenuh dengan kedua fase yang saling melarutkan satu sama lain. Dalam
pola ini sebagian minyak terlarut dalam sebagian air, dan sebagian air terlarut dalam
sebagian minyak.
f. Pola aliran terakhir adalah dispersion of water in oil, dimana fase air terlarut dalam
fase minyak.
II.6.3. Prediksi Perubahan Pola Aliran
Berdasarkan korelasi Hinze (Hinze, 1955), ukuran diameter maksimum dari droplet
fluida terdispersi yang masih bisa dijaga oleh turbulensi aliran, diprediksi dengan
memperhitungkan diameter pipa, masa jenis masing-masing phase, surface tension, kadar
campuran fluida, dan faktor gesekan fluida.
d max
ρ U2D
=0.55 c c
D
σ
( )
(
−0.6
) [
ρm
.
f
ρc ε c
−0.4
]
...(2.2)
Kadar campuran fluida dapat dihitung dari jumlah produksi air dibandingkan jumlah produksi
total air dan minyak.
εc=
Qc
Q c +Q d
...(2.3)
Sedangkan pengaruh gesekan fluida, berbanding terbalik terhadap Reynold Number dan di
perhitungkan oleh Hinze lewat persamaan Blassius.
...(2.4)
Korelasi ini terbatas pada fluida dengan kadar campuran rendah dimana campuran memenuhi
syarat (1−ε d )
tinggi dimana
ρc
≅1
ρm
dan tidak bisa digunakan pada dispersi dengan kadar campuran yang
ε d ≅ ε c (Brauner, 2001).
Setelah diameter droplet maksimum diketahui, maka titik transisi menuju phase
dispersi dapat diketahui dengan membandingkan kondisi tersebut dengan syarat yang harus
10
dipenuhi pada dispersi fluida. Secara teknis, dispersi terjadi apabila agitasi yang ditimbulkan
oleh energi yang disebabkan oleh dissipasi turbulensi mampu membuat salah satu phase
pecah menjadi droplet-droplet kecil yang terlarut dalam phase yang lain. Energi akibat
dissipasi turbulensi ini hanya dapat menjaga dispersi pada ukuran droplet tertentu yang
merupakan diameter kritisnya (Brauner, 2001).
...(2.5)
Diameter kritis adalah ukuran droplet yang mungkin terbentuk pada aliran tanpa
pengaruh dari turbulensi aliran. Diameter kritis ini dipengaruhi oleh dua hal, yaitu kohesi
akibat surface tension dan buoyant force. Dipersi akan terjadi bila diameter maksimum
droplet yang terbentuk lebih kecil dibandingkan diameter yang terbentuk akibat pengaruh dua
hal tersebut.
...(2.6)
Ukuran droplet akan semakin besar ketika tingkat kohesi semakin tinggi. Tingkat
kohesi dalam droplet sangat dipengaruhi oleh surface tension yang dimiliki oleh zat tersebut.
Persamaan berikut menggambarkan pengaruh surface tension, perbedaan densitas, diameter
dan kemiringan pipa terhadap ukuran droplet (Broadkey, 1965).
...(2.7)
Sedangkan ukuran droplet yang disebabkan oleh buoyant force diperhitungkan tersendiri
melalui persamaan berikut.
...(2.8)
Dari persamaan-persamaan tersebut kemudian dapat ditentukan kecepatan kritis yang
merupakan kondisi batas yang menentukan apakah aliran tersebut terseparasi atau terdispersi
(Cai, Nesic, 2004).
II.6.4. Flow Regime Map
11
Perhitungan secara analitis hanya menggambarkan batas kondisi antara fase
dispersi penuh dan fase transisi. Fase transisi adalah fase dispersi sebagian seperti dispersion
of oil in water and water. Perhitungan ini tidak dapat digunakan untuk memprediksi kapan
aliran berubah dari transisi menjadi stratified penuh ataupun fase lainnya. Untuk menentukan
pola aliran, harus dilakukan eksperimen. Cara lain yang dapat digunakan adalah melalui
pendekatan dengan flow regime map. Pada aliran gas-liquid, referensi yang banyak digunakan
adalah Mandhane flow regime map dengan tingkat deviasi 20%.
Pada aliran liquid-liquid ada beberapa flow regime map yang dapat dijadikan
referensi. Salah satunya adalah regime map Trallero (Trallero, 1995).
Gb. 2.2 Trallero Flow Regime Map
Pada regime map ini Trallero menggambarkan perubahan pola aliran berdasarkan eksperimen
yang dilakukannya. Pola aliran mencakup stratified flow (S), stratified flow with mixing
(SM), dispersion of oil in water and water (Do/w &w), dispersion of oil in water (Do/w),
dispersion of oil in water and water in oil (Do/w & w/o), dan dispersion of water in oil
(Dw/o). Perubahan pola aliran yang diplot ke dalam regime map ini didasarkan pada
perubahan kecepatan superficial minyak dan air.
Pola aliran diprediksi dengan menentukan titik pertemuan antara sumbu x dan
sumbu y yang merupakan kecepatan superficial minyak dan kecepatan superficial air.
Perubahan antar fase dibatasi oleh garis-garis yang memisahkan masing-masing zona dalam
regime map. Misalkan pada pola aliran dengan kecepatan superficial air di atas 1 m/s, maka
pada kondisi dengan kecepatan superficial minyak berapa pun, pola aliran akan membentuk
12
dipersi minyak dalam air, yang terlihat pada zona di atas garis 4. Pola aliran pada regime map
ini akan berbeda pada properti fluida yang berbeda. Tetapi deviasi yang disebabkan oleh
perbedaan propeti fluida dapat diperkirakan dengan membandingkan nilai kecepatan kritis
yang diperoleh dari perhitungan dengan batas yang digambarkan oleh garis 4 pada regime
map.
Kecepatan superficial adalah kecepatan salah satu fase dalam aliran multi fase, jika
dianggap hanya fase tersebut yang mengalir dalam pipa. Kecepatan superficial dapat dihitung
dengan memperhatikan jumlah debit aliran salah satu fase terhadap luas penampang pipa.
U ws =
U os =
Qw
Ap
...(2.9)
Qo
Ap
...(2.10)
II.6.5. Kecepatan Aliran
Fluida dalam sebuah pipa akan mengalir dengan kecepatan tertentu pada kondisi
yang ditentukan oleh perbedaan tekanan, viskositas fluida, pressure drop akibat gesekan,
panjang pipa, dan luas penampang pipa tempat fluida mengalir. Nilai kecepatan fluida ini
dirumuskan dalam Poiseuille’s Law sebagai berikut.
Q=
(P1−P 2)π D4
128 μL
...(2.11)
Untuk memprediksi kecepatan aliran tiap fase dalam pipa, persamaan Poiseuille
dapat diadaptasikan dengan mengasumsikan bahwa tiap-tiap fase mengalir pada pipa sendirisendiri dan tidak saling mempengaruhi. Luas penampang masing-masing pipa sebanding
dengan kadar masing-masing fase. Dalam kasus pola aliran dispersion of oil in water and
water (Do/w &w), aliran dapat dibagi menjadi aliran pada fase mixture dan aliran pada fase
water free. Fase mixture merupakan fase dimana minyak terdispersi dalam air. Sedangkan
fase water free adalah fase air yang tidak melarutkan minyak dan mengalir bebas dari fase
mixture. Jika dianggap tidak ada pengaruh shear stress pada batas antara fase mixture dan
fase water free, maka perhitungan kecepatan aliran fluida dapat diturunkan dari persamaan
Poiseuille.
(a) Aliran fase mixture
13
(b)
Aliran fase water free
Gb. 2.3 Skema aliran
Jika aliran fase mixture adalah Q1 dan fase free water adalah Q2, maka persamaan
Poiseuille dapat diturunkan sebagai berikut.
( P1−P2 )π D41
128 μ 1 L
Q1
=
Q2 ( P1−P2 )π D42
...(2.12)
128 μ 2 L
Rasio perbedaan tekanan, phi, dan panjang pipa adalah sama sehingga persamaan dapat
disederhanakan sebagai berikut.
D14
μ1
Q1
=
Q2 D 42
...
μ2
(2.13)
Hubungan diameter dengan luas penampang aliran tergambar pada persamaan 2.14.
πD 21
A1
4
=
A 2 πD 22
4
...
(2.14)
Maka didapat persamaan 2.15 dan 2.16.
D21 A1
=
D22 A 2
...(2.15)
2
Q1 A 1 μ 2
=
Q 2 A21 μ 1
...
(2.16)
Jika diasumsikan rasio oil : water : free water = o : w : wf
14
A 1 o+w
=
A 2 wf
...
(2.17)
Maka persamaan 2.13 menjadi
Q 1 o+w
=
Q2
wf
2
( )
μ2
μ1
Q o=
o
Q
w+o 1
Q 2=
wf
Q
wf +w+ o ❑
...(2.18)
...(2.19)
...
(2.20)
Masukkan persamaan 2.19 dan 2.20 ke dalam persamaan 2.16 sehingga didapat
Q o=
μ
o(o +w)
Q 2
(wf + w+ o) μ1
...(2.21)
Perhitungan ini dapat digunakan untuk menggambarkan velocity slip yang terjadi pada aliran
minyak pada jenis aliran dispersi minyak dan air dan air.
15
BAB III
PEMBAHASAN MASALAH
III.1. Loss Produksi Akibat Trip Listrik Tahun 2012
Berdasarkan data low and off, trip listrik di field Ramba berdampak 7% terhadap
loss produksi total di tahun 2012. Hampir di semua kasus trip, penurunan nilai produksi
berlangsung hingga beberapa hari. Yang paling tinggi adalah pada kejadian tanggal 24-25
Desember, dimana terjadi trip selama delapan jam yang mengakibatkan terjadinya penurunan
produksi selama lima hari dengan nilai penurunan sekitar 1216 barel minyak.
Nilai
kehilangan produksi dalam setahun telah dirangkum dan dapat dilihat pada lampiran. Dari
perhitungan diketahui bahwa nilai kehilangan produksi mencapai 3978 barel di tahun 2012.
Walaupun perhitungan jumlah loss produksi yang dilakukan belum mempertimbangkan loss
opportunity, namun dirasa perhitungan ini sudah mampu menggambarkan besarnya kerugian
yang dialami akibat trip listrik pada tahun 2012.
16
.
Grafik 3.1 Data low and off produksi lapangan Ramba
BULAN
DESEMBER
TGL
15
16
17
18
19
23
24
25
26
27
28
29
PRODUKSI
HARIAN
1456
1102
1256
1407
1431
1472
731
1203
1403
1414
1462
1466
BWPD
29139
26869
27593
29402
29023
27791
19,650
27659
28773
28050
28635
27865
BAREL
FLUID
DOWN
TIME
30595
27971 8.2 jam
28849 8.5 jam
30809
30454
29263
20381 3.6 jam
28862
30176
29464
30097
29331
TOTAL
HARI
HILANG
SUB
TOTAL
LOSS
PROD
354.00
200.00
55.98
71.32
4
681.3
93.27
96.68
763.71
284.28
77.76
72.81
17.81
5
1216
322.27
LOSS
PRODUKSI
HARIAN
LOSS
TERHADAP
DOWN TIME
1897.66
Table 3.1 Loss Produksi Akibat Trip Desember 2012
Terjadinya trip listrik terkadang tidak dapat dihindari karena memang bukan
kesalahan yang diakibatkan oleh kegagalan peralatan maupun kesalah manusia, tetapi lebih
kepada gangguan alam. Hal ini yang menyebabkan terhentinya produksi minyak kadang tidak
dapat dihindari. Yang menjadi masalah adalah jika dihitung secara ideal, seharusnya nilai
kehilangan produksi hanya sejumlah nilai produksi selama trip terjadi, yaitu sama dengan
17
322.27
waktu downtime. Namun fenomena yang terjadi adalah kehilangan produksi terhitung lebih
dari perhitungan yang seharusnya. Ketika terjadi trip listrik dan aliran minyak dari sumur
sempat terhenti, maka untuk mengalirkan minyak seperti sedia kala dibutuhkan waktu lama
bahkan hingga beberapa hari.
III.2. Separasi Aliran PadaTrunkline
Mitigasi dilakukan untuk memeriksa kemungkinan yang menjadi penyebab loss
produksi ketika terjadi trip listrik. Gejala yang terjadi setelah trip adalah watercut naik secara
signifikan selama beberapa hari. Dari data produksi diketahui bahwa jumlah barrel fluid
sehari sebelum dan sehari setelah trip memiliki nilai yang hampir mendekati. Hal ini berarti
bahwa fenomena lambatnya produksi minyak setelah trip tidak berpengaruh pada produksi
liquid. Dengan kata lain masalah ini bukan disebabkan oleh pompa. Karena jumlah fluida
yang dipompakan oleh pumping unit hampir mendekati jumlah semula. Data well test pada
beberapa sumur setelah trip, menunjukkan tidak tentunya perubahan produksi minyak yang
dihasilkan oleh sumur. Beberapa sumur mengalami penurunan, namun beberapa sumur yang
lain justru mengalami kenaikan jumlah produksi. Data lengkap dapat dilihat pada lampiran.
Hipotesa yang diajukan adalah terjadinya separasi aliran pada trunkline sehingga
menyebabkan velocity slip antara fase air dan fase minyak. Ketika aliran sempat terhenti,
velocity slip menyebabkan perbedaan yang signifikan antara debit minyak dan air jika
dibanding kondisi sebelum trip. Sesuai dengan hukum Poiseuille, kecepatan mengalir fluida
tergantung dari perbedaan tekanan pada inlet dan outlet, viskositas fluida, luas penampang
pipa, panjang pipa, dan shear stress fluida dengan dinding pembatas. Karena itu sangat
mungkin terjadi velocity slip yang menghambat aliran minyak sampai ke SP Central karena
perbedaan viskositas minyak dan air.
Sistem transportasi dari North Ramba ke SP Central sangat memungkinkan untuk
terjadinya separasi antar fase. Jika diasumsikan hanya fase minyak dan air yang mengalir
dalam trunkline, separasi ini dapat diprediksi melalui perhitungan dan flow regime map yang
dikemukakan pada Bab II.
III.2.1. Data Fluida
Fluida yang mengalir dalam trunkline adalah minyak sebanyak 998 BOPD, air
sebanyak 24700 BWPD, dan gas sebanyak 373 MCFD. Spesifikasi minyak dan air yang
mengalir terangkum dalam table berikut.
18
No
1 API
Ket
Nilai
μoil
μwater
Surface tension (σ)
Temperatur
Water cut
Kemiringan pipa (β)
g
Q
37
0.834808
3
834.8082
6
1024
0.005278
9
0.001
0.0294
140
0.96
0
9.8
25698
2 SG oil
3 ρoil
4 ρwater
5
6
7
8
9
10
11
12
Satuan
kg/m3
kg/m3
kg/ms
kg/ms
N/m
F
%
derajat
m/s2
blpd
Table 3.2 Data liquid
III.2.2. Prediksi Pola Aliran
Perhitungan dilakukan untuk menganalisa separasi yang terjadi pada tiga ukuran
pipa, yaitu pipa diameter 16”, 8”, dan 6” dengan mengabaikan fase gas.
No
Ket
1 Diameter
2 β
3 ρmix
4 f
5 Re
6 Δρ
7 μmix
8 Q
9 A
10 Uc
11 Uso
12 Usw
13 Qoil
14 Qwater
Pipa 6"
Pipa 8"
6
0
836.624
5
0.00504
3
8
0
836.624
5
0.00534
2
63140.4
189.191
7
0.00523
8
25698
0.01823
2
47355.3
189.191
7
0.00523
8
25698
0.03241
3
1.45903
5
0.05836
1
1.40067
3
0.00189
2
0.0454
2.59384
0.10375
4
2.49008
6
0.00189
2
0.0454
19
Pipa 16"
16
0
836.624
5
0.00613
6
23677.6
5
189.191
7
0.00523
8
25698
0.12965
1
0.36475
9
0.01459
0.35016
8
0.00189
2
0.0454
Satuan
In
derajat
kg/m3
kg/m3
kg/ms
blpd
m2
m/s
m/s
m/s
m3/s
m3/s
20 Uc bouyant
24670.0
8
0.00647
6
0.00252
3
0.00144
5
1.56730
2
1.90630
5
21 Uc
2.59384
15 Qwater
16 d bouyant
17 d friks
18 d max
19 Uc friks
24670.0
8
0.00217
1
0.00252
3
0.00316
1.69227
1.93645
5
1.45903
5
24670.0
8
0.00015
6
0.00252
3
0.02082
1
2.03584
3
bwpd
M
M
M
m/s
2.01107 m/s
0.36475
9 m/s
Table 3.3 Data Hasil Perhitungan
Terjadi atau tidaknya separasi aliran ditentukan dengan dua cara. Pertama adalah
dengan membandingkan diameter droplet maksimum (d max) dengan diameter krititis yang
disebabkan oleh buoyant force (d buoyant) dan friksi (d friks) dalam fluida. Separasi tidak
akan terjadi pada ukuran d max yang lebih kecil dari d buoyant dan d friks. Dari table dapat
diketahui bahwa hanya pada pipa 6” tidak terjadi separasi aliran.
Cara kedua adalah dengan melihat nilai kecepatan kritis
(Uc) dan
membandingkannya dengan Uc friks dan Uc bouyant. Syarat tidak terjadinya separasi adalah
apabila nilai Uc lebih besar dari pada nilai Uc friks dan Uc buoyant. Tinjauan dengan cara
kedua meguatkan analisa bahwa hanya pada pipa 6” tidak terjadi separasi aliran yang berarti
bahwa pola aliran pada pipa 6” adalah dispersion of oil in water (Do/w).
Pola aliran pada pipa 16” dan 8” dapat dilihat melalui flow regime map dengan
mengacu pada kecepatan superficial minyak (Uso) dan kecepatan superficial air (Usw).
Dengan menentukan titik pertemuan antara Uso dan Usw, diketahui bahwa kedua aliran
berada pada zona aliran dispersion of oil in water and water (Do/w &w) yang terdiri dari fase
mixture dan fase free water.
Perhitungan ini didasarkan pada kondisi aliran steady dimana liquid mengalir
normal dari sumur ke SP Central. Pada kondisi sesaat setelah terjadi trip listrik, debit aliran
akan turun sejumlah produksi dari sumur yang hidup, yaitu sumur RB-89 dan RB-138.
Selama down timenya, debit mengecil dan akan kembali normal sekitar 10 menit setelah
semua sumur dihidupkan kembali. Kondisi ESP sebagian harus dihidupkan secara manual,
sehingga dapat diasumsikan aliran akan kembali steady satu jam dari down time trip. Prediksi
awal menunjukkan bahwa dengan ukuran pipa yang dimiliki saat ini, sudah terjadi separasi
20
aliran minyak dan air. Hal ini menguatkan asumsi bahwa separasi akan semakin besar ketika
terjadi trip. Sedangkan ketika aliran kembali normal, belum tentu energi aliran mampu
memecah fase mixture maupun fase minyak menjadi dispersi yang lebih tebal.
III.2.3. Velocity Slip Pada Aliran
Sesuai hukum Poiseuille, kecepatan aliran pada sebuah pipa tergantung pada
viskositas dan luas penampang aliran. Jika separasi semakin besar, maka luas penampang
aliran fase mixture semakin mengecil, dan viskositasnya semakin mendekati nilai viskositas
minyak, sehingga slip velocity antara fase free water dan fase mixture akan semakin besar.
Semakin besar slip velocity yang terjadi menyebabkan semakin besar pula perbedaan debit
air dan minyak yang mengalir dalam pipa.
Mixture flow
Free water flow
Gb. 3.1 Slip Velocity Profile
Jika diketahui perbandingan jumlah minyak, air pendispersi minyak, dan free
water (o:w:wf), maka besarnya slip velocity dapat diketahui melalui penurunan persamaan
Poiseuille seperti yang telah dijabarkan pada bab II. Hasil dari perhitungan menggambarkan
kemampuan minyak mengalir dalam fase mixture yang mengacu pada perbandingan aliran air
dan minyak. Dari hasil perhitungan yang diplot dalam grafik terlihat bahwa semakin kecil
kadar air dalam fase mixture, semakin kecil pula debit aliran minyak.
Oil Flow
1200
1000
BOPD
800
BOPD
600
400
200
0
3
4
5
6
7
Rasio - minyak : air - fase mixture
21
8
9
Grafik 3.2 Debit aliran minyak pada pola dispersi minyak-air dan air
Lama down time berpengaruh pada kadar air dalam fase mixture, dimana
semakin lama down time akan semakin besar separasi yang terjadi sehingga semakin
memperkecil kadar air dalam fase mixture. Sedangkan energi aliran ketika aliran telah
kembali normal setelah trip, belum tentu langsung dapat memecah fase mixture menjadi
dispersi yang lebih tebal dengan kadar air fase mixture yang lebih tinggi. Aliran minyak akan
tertahan dalam pipa, dan akan terus berakumulasi di titik awal separasi, hingga energi yang
terkumpul dari akumulasi aliran minyak yang tertunda tersebut mampu memecah fase
mixture menjadi dispersi yang lebih tebal dan mengalirkan minyak secara normal kembali
yang mungkin bisa berlangsung selama beberapa hari. Hal ini lah yang menyebabkan debit
aliran minyak lebih kecil bila dibandingkan dengan debit aliran air. Terhambatnya aliran
minyak ini menyebabkan produksi pada beberapa hari setelah kejadian mengalami
penurunan.
Gb. 3.2 Permulaan separasi aliran
III.2.4. Menghindari Velocity Slip
Velocity slip pada aliran multiphase dapat dihindari dengan menjaga pola aliran
agar minyak tetap terdispersi dalam air dan tidak mengalami separasi. Terjadinya separasi
dalam pipa dapat dihindari dengan menjaga turbulensi aliran. Meningkatkan turbulensi dapat
dilakukan dengan dua cara, yaitu mempercepat laju aliran pipa atau memasang vortex
generator.
III.2.4.1. Mempercepat Laju Aliran
Laju aliran dalam pipa dipercepat hingga lebih tinggi dari laju kritisnya. Cara
yang dapat dilakukan adalah dengan memperkecil ukuran pipa yang digunakan. Sesuai
perhitungan, separasi aliran tidak akan terjadi jika digunakan pipa diameter 6”. Kecepatan
kritis aliran pada pipa 6” melebihi kecepatan kritis separasi aliran. Energi yang terdissipasi
dari laju aliran akan cukup tinggi untuk menjaga dispersi minyak dalam air sehingga air dan
minyak akan mengalir bersama.
Namun dengan memperkecil ukuran pipa akan memperbesar tingkat head loss
yang akan terjadi. Head loss merupakan representasi dari rugi-rugi dan hambatan yang harus
dilawan aliran disepanjang pipa. Sehingga dalam pemilihan dimensi pipa, harus disertai
22
pertimbangan terhadap head loss yang akan meningkat. Faktor lain yang harus
dipertimbangkan adalah penentuan kecepatan aliran. Dalam kasus ini, aliran harus dijaga
pada kecepatan diatas 3 ft/s untuk mencegah akumulasi cairan (www.eng-tips.com). Jika
dihitung pada beberapa ukuran pipa, didapatkan data sebagai berikut.
Tingkat Velocity
Slip
Flow velocity
Head Loss
D 16"
D 12"
D 10"
D 8"
100
1.19640
9
1.17987
3
60
2.12694
8
30
3.06280
6
12.1771
1
5
4.78563
4
37.0368
6
2.5
D 6"
Satuan
0 %
8.50779
4 ft/sc
155.547
4 Psi
Table 3.4 Perhitungan Aliran Pipa
Penentuan dimensi ini tidak akan menghilangkan efek dari separasi aliran.
Namun dari flow regime map yang digunakan, jika tingkat velocity slip pada pipa 16”
dianggap 100%, maka pada pipa 12” dampak velocity slip hanya mencapai 60% sedangkan
pipa 10” hanya mencapai 30% dari dampak yang terjadi saat ini. Sementara data kecepatan
aliran menunjukkan bahwa hanya pada pipa 10” ke bawah kecepatan aliran berada dibawah
batas minimumnya yaitu 3 ft/s. Berdasarkan data ini diketahui bahwa diameter optimum pipa
adalah 10”.
III.2.4.2. Meningkatkan Turbulensi Aliran
Cara yang kedua adalah dengan menggunakan vortex generator. Vortex
generator berfungsi secara paksa membentuk olakan (vortex) dalam pipa sehingga tingkat
turbulensi (keacakan) aliran akan meningkat dalam debit aliran tetap. Vortex generator dapat
berupa fitting perpipaan seperti expander dan orifice.
Gb 3.3 Pola Aliran Pada Orifice
Pemasangan vortex generator ini juga akan menimbulkan efek yang sama dengan
penggantian pipa, yaitu kenaikan tekanan akibat bertambahnya head loss. Untuk memperkecil
23
head
loss
ini,
ukuran
orifice
dibuat
seefektif
mungkin
berdasarkan
simulasi
(http://www.pressure-drop.com/Online-Calculator/index.html). Dengan metode trial and error
serta mempertimbangkan tebal fase mixture, didapatkan spesifikasi orifice sebagai berikut.
Gb 3.4 Dimensi Orifice
Spesifikasi :
D2 = 12 in
R = 10 mm
Pemasangan Orifice dengan ukuran ini memiliki pengaruh kenaikan head loss
sebesar 0,0162 psi tiap satu orifice. Total kenaikan head loss yang akan terjadi disepanjang
pipa tergantung dari jumlah orifice yang dipasang sepanjang aliran. Efek turbulensi yang
ditimbulkan oleh vortex generator ini akan bertahan dalam pipa sepanjang entrance pipa yang
sebanding dengan 40 s/d 80 kali ukuran diameter pipa (Fox and McDonald), yaitu sekitar 16
hingga 32 meter. Jika efek dari turbulensi aliran diasumsikan setara dengan batas minimal
dari entrance aliran turbulen, yaitu 40 kali diameter pipa atau sekitar 16 m maka dibutuhkan
154 orifice yang dipasang tiap 16 m di sepanjang pipa. Namun untuk pengaplikasian orifice
sebagai pengolak aliran ini, perlu studi lebih lanjut mengenai kekuatan efek turbulensi yang
ditimbulkan.
BAB IV
KESIMPULAN DAN SARAN
IV.1. Kesimpulan
Dari data produksi didapat tertundanya produksi harian mencapai 3978 barel pada
tahun 2012.
Pola aliran yang terbentuk pada trunkline 16” dan 8” adalah dispersi minyak-air dan
air (dispersion of oil in water and water), yang membagi aliran dalam fase mixture
dan fase free water.
Saat terjadi separasi, masing-masing fase fluida mengalir dengan kecepatan yang
berbeda yang bergantung pada viskositas dan luas penampang masing-masing fase
aliran sehingga dikatakan terjadi velocity slip antara minyak dan air.
24
Velocity slip yang terjadi menyebabkan perbedaan kecepatan aliran minyak dan air,
sehingga saat start up, produksi minyak tertunda hingga beberapa waktu dan produksi
pada hari tersebut turun dari produksi hari sebelumnya.
Velocity slip dapat dihindari dengan meningkatkan turbulensi aliran melalui
penggantian pipa dengan dimensi yang lebih kecil atau pemasangan orifice di
sepanjang trunkline.
Dengan mempertimbangkan tingkat kecepatan aliran dan head loss yang akan
ditimbulkan, diketahui bahwa diameter optimum yang dapat digunakan untuk
penggantian pipa 16” adalah pipa 10” yang akan menurunkan tingkat separasi hingga
70%.
Pemasangan orifice dengan inside diameter 12 in, dan radius tepi 10 mm, akan
menimbulkan kenaikan head loss sebesar 0.0162 psi, dan dapat menurunkan pengaruh
separasi aliran sejauh 16 m untuk tiap satu orifice.
IV.2. Saran
Untuk menurunkan dampak velocity slip perlu dilakukan penggantian pipa 16”
dengan diameter yang 10” atau pemasangan orifice disepanjang trunkline.
Dalam penentuan alternative solusi, perlu dilakukan studi lebih lanjut terhadap pola
aliran yang terjadi pada trunkline dari North Ramba dengan metode eksperimen dan
CFD.
Perlunya perbaikan dan pemasangan vent di beberapa titik di sepanjang jalur pipa dan
di manifold pipa di Central Ramba untuk mempermudah pengambilan data,
pengecekan, dan monitoring kondisi aliran dalam pipa.
Daftar Pustaka
Ho Ngan, Kwun. (2010). Phase Inversion in dispersed Liquid-Liquid Pipe Flow. University
College London.
Cai, Jiyong and Nesic, Sardjan. (2004). Modeling of Water Wetting In Oil-Water Pipe Flow
Institute for Corrosion and Multiphase Technology Ohio University.
Brauner, Neima. (2001). The Prediction of Dispersed Flow in Liquid-Liquid and Gas-Liquid
Systems . International Journal of Multiphase Flow.
25
Lee, A. H. dkk. (2010). Study of Flow Regime Transition in Gas Oil and Water Mixture in
Horizontal Pipeline. Ohio University.
Herdika, Bagus. (2013). Analisa Data Low and Off Produksi Lapangan Ramba dan Bentayan
UBEP Ramba. Pertamina EP UBEP Ramba.
Fox, Robert W. dkk. (2004). Introduction to Fluid Mechanics. Danver, USA: John Wiley and
Sons.
Xu, M. dkk. (2010). Pattern Transition and Hold Up Behaviour of Horizontal Oil-Water Pipe
Flow. Heifei, China: University of Science and Technology of China.
Asante, Ben. (2010). Accounting for The Presences of Liquids in Gas Pipeline Simulation.
Houston, USA: Enron Transportation Services.
http://www.pressure-drop.com/Online-Calculator/index.html
http://www.eng-tips.com
26
PENDAHULUAN
I.1. Latar Belakang
UBEP Ramba mencapai produksi harian berkisar 5200 BOPD. Jumlah produksi
tersebut merupakan akumulasi dari nilai produksi total 5 lapangan, yaitu Ramba,
Mangunjaya, Bentayan, Kluang, dan Tanjung Laban. Sekitar 30% dari nilai produksi total
tersebut dihasilkan oleh Field Ramba yang saat ini mencapai 1500 BOPD.
Sumbangsih terbesar di field Ramba dihasilkan oleh sumur-sumur di area North
Ramba dengan nilai produksi sekitar 1000 barel minyak per hari. Area North Ramba terletak
tiga kilometer di sebelah utara stasiun pengumpul Central Ramba dengan jumlah 22 sumur.
Minyak dari sumur-sumur ini dialirkan ke central ramba melalui satu trunkline panjang
hingga ke manifold di Central Ramba.
Mayoritas sumur-sumur yang ada di North Ramba menggunakan Electric
Submersible Pump (ESP) untuk mengangkat minyak dari sumur ke permukaan. Karena itu
jika terjadi gangguan pada jaringan listrik, maka pasokan minyak dari North ke Central
Ramba akan terhambat, sehingga terjadi penurunan nilai produksi. Jika terjadi trip listrik di
area ini dan aliran minyak dari sumur sempat terhenti, maka untuk mengalirkan minyak
seperti sedia kala dibutuhkan sejumlah waktu sehingga jumlah kehilangan produksi
perharinya akan cukup signifikan. Jumlah penurunan produksi harian di Ramba bila terjadi
trip listrik di area North bisa mencapai lebih dari 100 barel untuk trip dibawah satu jam.
Pada bulan Desember 2012 sempat terjadi trip selama delapan jam sehingga
menyebabkan penurunan produksi hingga 681 barel minyak pada hari itu. Nilai produksi
normal baru kembali setelah empat hari sejak terjadinya trip, sehingga bila diakumulasikan
kehilangan produksi selama empat hari mencapai 1897 barel. Jika dihitung secara matematis,
seharusnya nilai kehilangan produksi hanya sejumlah nilai produksi selama trip terjadi, yaitu
delapan jam saja. Namun fenomena yang terjadi adalah kehilangan produksi saat itu
sebanding dengan kehilangan produksi sehari North Ramba.
Melalui Kertas Kerja Wajib ini, akan dibahas permasalahan tersebut terutama dari
sisi loss produksi dan fenomena pada trunkline yang mungkin mengakibatkan terjadinya
gangguan pasokan minyak dari North ke Central Ramba setelah terjadi trip tersebut, agar
dapat dijadikan acuan dalam perbaikan maupun modifikasi yang mungkin dapat dilaksanakan
untuk mengurangi dampak masalah tersebut.
1
I.2. Ruang Lingkup
Ruang lingkup dari penulisan KKW ini terbatas pada analisa kehilangan produksi
akibat terhentinya sumur-sumur di North Ramba karena trip listrik, dan fenomena yang
mungkin menyebabkannya serta strategi perbaikan untuk permasalahan tersebut.
I.3. Maksud dan Tujuan
Maksud dan tujuan dari penulisan ini adalah:
•
Memaparkan dampak kehilangan produksi akibat terhentinya pasokan dari North
Ramba.
•
Menemukan modus permasalahan dan penyebabnya.
•
Memberikan dasar pertimbangan untuk melakukan perbaikan ataupun modifikasi
pada sistem transportasi minyak dari North ke Central Ramba.
I.4. Metode Pendekatan
Penulis mempelajari literatur-literatur (studi pustaka) yang berhubungan dengan
sistem produksi dan transportasi minyak dari sumur ke stasiun pengumpul serta melakukan
pengumpulan data melalui berbagai sumber, baik data di lapangan maupun dari staff
pangelolaan alat, Fungsi Renops, Fungsi Operation, Fungsi TPF, internet dan berbagai
sumber lain. Untuk mempermudah analisa dan pembahasan, dilakukan beberapa pembatasan,
yaitu :
1. Data produksi mengacu hanya pada tahun 2012
2. Kehilangan produksi mengacu pada permasalahan trip listrik yang terbatas
hanya pada kejadian di tahun 2012
3. Panjang trunkline diukur melalui peta dari TPF dan dianggap horizontal
sepenuhnya
4. Beberapa data teknis yang tidak dapat diperoleh di lapangan merupakan asumsi
dengan pendekatan yang dianggap valid
I.5. Sistematika Penulisan
Tulisan ini akan disusun sedemikian rupa sehingga menyajikan paparan yang menarik
dan komprehensif sebagai berikut:
1. Bab I - Pendahuluan berisi tentang latar belakang, ruang lingkup, maksud dan tujuan,
metode pendekatan, dan sistematika penulisan.
2
2. Bab II - Identifikasi permasalahan berisi tentang deskripsi keadaan, data produksi
minyak, dimensi permasalahan, dan perumusan pokok permasalahan.
3. Bab III - Pembahasan masalah berisi tentang interpretasi data, informasi, dan analisa
penyebab permasalahan yang terjadi, serta perbaikan dan modifikasi yang mungkin
dilakukan.
4. Bab IV - Penutup berisi tentang kesimpulan dan saran-saran yang dimungkinkan bisa
diaplikasikan di lapangan
3
BAB II
IDENTIFIKASI PERMASALAHAN
II.1. Alur Produksi Minyak dari North Ramba
Produksi minyak dari North Ramba dihasilkan oleh 22 sumur. Data dari well tes
per akhir Januari 2013 menunjukkan data sebagai berikut.
WELL
STA
ZONE
DATE
HRS
BOPD
23t/c
39t
40
41
42
43t
54
56
58
59
61
62
64
89
113
130
131
135
137
138
139
140
ESP
brf/taf B/b
22-Jan-13
24:00
85
2,505
97.35
0
taf
17-Jan-13
12:00
80
400
83.25%
0
ESP
brf B
19-Jan-13
24;00
68
2697
97.55%
0
ESP
brf B
No flow
ESP
brf B
No flow
415
92.47%
52
95.60%
RP
5:55
34
WC
MCFD
RP
taf B
ESP
brf B
ESP
brf B a/b
3-Feb-13
22:00
73
1597
ESP
brf B /b
3-Feb-13
10;26
31
1,894
98.40
34
RP
4-Feb-13
BWPD
No flow
0
taf B
24-Jan-13
10:25
16
58
79.01
38
ESP
brf B a/b
21-Dec-12
15;55
19
1,441
98.70
45
ESP
brf B
20-Jan-13
24:00
91
2508
ESP
brf B
2-Dec-12
24:00
63
3,255
RP
96.48%
98.10
0
21
taf B
6-Feb-13
10:25
28
641
95.80%
37
ESP
taf
10-Jan-13
4;45
124
607
82.99
41
RP
taf
1-Feb-13
5:10
15
206
93.20
23
ESP
taf
25-Dec-12
RP
taf
21-Jan-13
12:15
53
203
79.40
40
RP
taf
15-Jan-13
12:00
37
572
93.99%
42
23-Jan-13
24;00
95
1,257
92.59
0
6-Feb-13
12:00
41
886
95.06%
0
6-Feb-13
18:00
45
3558
98.75%
RP
ESP
ESP
taf
100 % water cut
TOTAL
998
24,700
0
373
Table 2.1 Data Sumur North Ramba
Potensi total produksi minyak yang mungkin dicapai adalah 998 BOPD, dengan
rata-rata watercut 87 % , produksi air 24700 BWPD, dan produksi gas 373 MCFD.
Kebutuhan listrik di area ini cukup besar mengingat empat belas dari total dua puluh dua
sumur yang ada berproduksi dengan ESP, dan sisanya dengan reciprocating pump yang
sebagian besar juga menggunakan motor listrik sebagai prime mover.
II.2. Trip Listrik North Ramba Tahun 2012
4
Pada tahun 2012 jaringan listrik ke arah North Ramba, tercatat mengalami trip
sebanyak 23 kali.
DATE
23-Jan-12
TIME
23:55
DURATION
3 detik
INDICATION
51G T&I
29-Feb-12
13:20
1.40 menit
51A T&I,51B T&I
1-Mar-12
3-Sep-12
18-Mar-12
7:20
11:07
9:22
1 detik
1 detik
55 menit
51B I, 51G T&I
51G T & I
51G T & I
21-Apr-12
22:15
2 detik
51B I,51G T&I
6-Jan-12
28-Jul-12
8-Sep-12
12:25
13:40
10:40
10 detik
2 detik
15 detik
9-Aug-12
27-Sep-12
15:07
7:18
10 detik
10 detik
29-Sep-12
7:45
10 detik
10-Oct-12
17:05
15 detik
12-Oct-12
15-Oct-12
24-Oct-12
5:12
8:51
15:52
15 detik
15 detik
5 detik
15-Nov-12
27-Nov-12
23:01
8:05
16-Dec-12
17-Dec-12
24-Dec-12
15:50
0:00
0:00
9:51
10 detik
10 detik
8.2 jam
8.5 jam
4 jam
4 jam
51A,51B,51G
51B I, 51G T&i
51.c.instan
51.g.time - instan.
51A I,51B I,51G T&I
51C ( Instant )
51G (time & instant )
51C ( Instant )
51G (time & instant )
51 A INSTANT & 51 B INSTANT &51 G
Time & Instant
51 G time and instant
51 G time and instant
51 C INSTANT
51 G TIME and INSTANT
51C I & 51G T&I
51 G-Time—Instan
PROBLEM CAUSE
GroundVolt
kabel listrik Di AA2
tersangkut dimobil RIG
GroundVolt
GroundVolt
GroundVolt
trafo di ramba 39
terbakar
Ada monyet
ada kelelawar
di RB 57
ada kelelawar
di RB 57
….
….
electric cable parted
electric cable parted
GT1 problem
GT1 problem
Table 2.2 Trip History tahun 2012
Secara garis besar, penyebab trip listrik dapat dibedakan menjadi dua, yaitu
gangguan secara teknis dan non teknis. Penyebab pertama adalah gangguan karena masalah
teknis, yaitu gangguan yang disebabkan karena kegagalan ataupun kerusakan fasilitas
peralatan jaringan listrik seperti trafo dan kable yang terbakar, ataupun power plant
shutdown. Trip karena masalah teknis menyebabkan down time yang lebih lama dari pada
karena masalah non teknis. Dari table dapat dilihat downtime perhari karena masalah ini
mencapai empat jam. Saat ini telah dilakukan upgrading pada fasilitas jaringan listrik di
5
UBEP Ramba dengan pemasangan PLC pada sistem pembangkit. Diharapkan dengan
pemasangan PLC ini akan mempermudah kontrol jaringan listrik dan meningkatkan
reliabilitas dari jaringan itu sendiri.
Kebanyakan dari penyebab trip yang terjadi di area North Ramba adalah masalah
non teknis, yaitu gangguan alam, seperti monyet, kalelawar, kilat, ataupun ranting pohon
yang tersangkut di antara kabel jaringan distribusi. Jaringan listrik di Ramba merupakan
distribusi tiga phase yang menggunakan kabel tanpa selubung sehingga apabila terdapat
konduktor seperti hewan, ranting, ataupun konduktor lain yang menghubungkan antara ketiga
phase maupun antara salah satu phase dengan ground, akan terjadi short circuit dan
memutuskan aliran listrik. Terputusnya aliran listrik merupakan bentuk pengamanan jaringan
yang menjaga jaringan listrik dari arus berlebihan yang akan membahayakan jaringan itu
sendiri.
Downtime karena masalah non teknis tidak memakan waktu yang lama. Di tahun
2012 tercatat terjadi trip karena masalah non teknis lebih dari 15 kali dengan durasi waktu
paling lama 1 menit. Problem karena masalah ini sudah diminimalisir dengan pembersihan di
area sekitar jaringan listrik untuk menghindari ranting-ranting yang mungkin menyebabkan
short, dan pemasangan penghalang di tiang listrik agar tidak dipanjat oleh hewan.
II.3. Perhitungan Loss Produksi Karena Trip Listrik
Dari data produksi tahun 2012, ditinjau kehilangan produksi yang disebabkan trip
listrik di North Ramba selama setahun. Data ini diperoleh dengan mengasumsikan produksi
di hari sebelum trip sebagai acuan produksi normal yang harusnya bisa dicapai pada hari
terjadinya trip. Sehingga jumlah kehilangan produksi pada hari terjadinya trip dihitung
dengan mengurangkan nilai produksi hari sebelum trip dengan nilai produksi di hari
terjadinya trip. Dampak kehilangan produksi terus dihitung di hari-hari setelah trip hingga
produksi mencapai nilai yang mendekati produksi normal. Perumusan perhitungan produksi
dapat dilihat sebagai berikut.
Loss Prod = (H0 – H+L0 – L) + (H0 – H1+L0 – L1) + (H0 – H2+L0 – L2) + .....
Ket :
H0 = Nilai produksi harian sehari sebelum trip
H = Nilai produksi harian pada hari ketika terjadi trip
H1 = Nilai produksi harian sehari setelah trip
H2 = Nilai produksi harian dua hari setelah trip
6
.........(2.1)
L0 = Loss produksi tercatat, pada hari ketika terjadi trip
L = Loss produksi tercatat, sehari setelah trip
L1 = Loss produksi tercatat, sehari sebelum trip
L2 = Loss produksi tercatat, dua hari setelah trip
II.4. Well Test Setelah Trip Listrik
Pengaruh tingkat produksi sumur terhadap trip listrik yang terjadi, dilihat
berdasarkan data well test sumur North Ramba setelah terjadinya trip. Diambil sampel well
test pada tanggal 18, 24, dan 25 Desember 2012 ketika terjadi downtime karena trip yang
cukup panjang.
PREVIOUS TEST
CURRENT TEST
WELL
NO
DATE
BFP
D
BOP
D
WC %
BWP
D
DATE
TEST
HRS
BFP
D
BOP
D
WC %
BWP
D
RB:135
10-Dec12
269
71
73.50
%
198
18-Dec12
4:20
314
66
78.90%
248
-5
RB-113
13-Dec12
720
121
83.26
%
599
24-Dec12
6:50
689
120
82.50%
569
-1
RB:135
18-Dec12
314
66
78.9%
248
25-Dec12
13:00
295
66
77.7%
229
0
RB:139
14-Dec12
1223
59
95.17
%
1164
25-Dec12
24:00
1208
72
94.07%
1136
13
LOSS
GAIN
Table 2.3 Well Test Setelah Trip
Hasil well test menunjukkan bahwa terjadi penurunan produksi pada produksi
sumur RB 135 di hari kedua setelah trip pada tanggal 16 Desember. Sedangkan pada trip
tanggal 24 Desember tidak terjadi perubahan produksi. Pada RB-113 dan RB-139 terjadi
perubahan produksi dengan tren yang berbeda. Tren tingkat perubahan watercut juga tidak
menunjukkan perubahan yang berarti selama tes dilakukan. Dari sini dapat diasumsikan
bahwa kondisi sumur bukan satu-satunya penyebab kehilangan produksi setelah terjadinya
trip listrik.
II.5. Dimensi Permasalahan
Dari hasil olah data tersebut, dilakukan interpretasi dan analisa data penyebab
permasalahan dengan mengasumsikan tidak terjadi perubahan yang signifikan pada produksi
minyak antara sebelum dan sesudah terjadinya trip listrik dari sumur. Analisa lebih diarahkan
pada fenomena yang terjadi pada surface facilities yang dimiliki.
II.6. Sistem Transportasi Fluida Multi Phase
7
Sistem transportasi minyak dari North Ramba menggunakan satu trunkline panjang
yang menghubungkan area tersebut dengan SP Central Ramba. Trunkline ini dikategorikan
menjadi tiga bagian berdasarkan variasi diameter trunkline tersebut. Yaitu trunkline 6”
sepanjang 1 km, trunkline 8” sepanjang 500 m, dan trunkline 16” sepanjang 2,5 km yang
terhubung berurutan secara parallel.
Dari sumur, total fluida yang mencapai hampir 26000 barel per hari ini dialirkan
melalui satu trunkline panjang ke stasiun pengumpul Central Ramba. Trunkline yang
digunakan sebagai sarana transportasi minyak dibagi menjadi tiga bagian utama, yaitu
trunkline 6”, 8”, dan 16”. Trunkline 6” adalah pipa yang mengumpulkan minyak dari sumursumur di area North Ramba dengan panjang sekitar 1 km. Dari 6”, trunkline menuju arah
Central dan berubah dimensi menjadi 8” yang kemudian menyeberang sungai dan melewati
area waterflood sepanjang kurang lebih 500 meter. Dari waterflood, ukuran trunkline berubah
menjadi 16” sepanjang 2,5 km hingga masuk ke manifold Central Ramba.
Sistem transportasi seperti ini adalah sistem transportasi fluida multi phase karena
fluida yang dialirkan terdiri dari beberapa phase fluida, yaitu air, minyak, dan gas. Ketika
fluida dari sumur memasuki trunkline, fluida dianggap multi phase homogen yang tercampur
antara satu phase dengan phase lainnya yang disebut dispersi. Dispersi antara satu zat dalam
zat lain, biasanya berbentuk gelembung-gelembung (droplet) kecil dimana salah satu phase
terlarut dalam phase lain yang kuantitasnya lebih besar.
II.6.1. Dipersi Aliran Minyak-Air Dalam Pipa
Dalam perjalanannya dari sumur menuju stasiun pengumpul, dispersi fluida tiga
fase ini mungkin mengalami separasi dan terpisah menjadi fase nya masing-masing. Fase air
menempati ruang paling bawah, fase minyak di tengah, dan gas paling atas, sesuai dengan
berat jenis masing-masing phase. Karena jumlah gas yang relative kecil dan tinjauan yang
lebih diarahkan pada produksi minyak, maka fase gas kita asumsikan diabaikan, sehingga
hanya ada fase air dan minyak yang terseparasi.
Dispersi adalah campuran antara dua atau lebih fluida multiphase dengan salah satu
fase sebagai fase kontinyu (fase pendispersi) dan fase lain sebagai fase yang terdispersi.
Dispersi aliran multiphase pada pipa, terjadi apabila agitasi akibat energi aliran yang
terdissipasi mampu menjaga pengaruh kohesi fluida akibat surface tension dan buoyant force
(gaya apung) akibat perbedaan densitas sehingga salah satu fase terlarut menjadi dropletdroplet (gelembung) kecil dalam fase lainnya dalam aliran tersebut. Saat terjadi dispersi,
8
diameter gelembung yang terbentuk dalam aliran tidak melebihi ukuran diameter kritis yang
mampu dipertahankan oleh aliran terhadap resistansi yang ditimbulkan. Sebaliknya, apabila
kondisi tersebut tidak terpenuhi, maka aliran akan terseparasi menjadi fase nya masingmasing. Emulsi adalah contoh dispersi yang stabil.
II.6.2. Pola Aliran Minyak-Air Dalam Pipa
Pada fluida minyak dan air, separasi aliran terjadi ketika ukuran gelembung
(droplet size) dari dispersi minyak dalam air tidak mampu dijaga oleh aliran sehingga pecah
dan mengalami pemisahan fase. Dalam kasus pipa horizontal, pola aliran pada aliran minyakair dikategorikan menjadi enam kategori utama. Yaitu stratified flow (ST), stratified flow
with mixing (ST M), dispersion of oil in water and water (o/w &w), dispersion of oil in water
(o/w), dispersion of oil in water and water in oil (o/w & w/o), dan dispersion of water in oil
(w/o) (Xu et al, 2010).
Gb. 2.1 Pola aliran minyak-air
a. Stratified flow adalah kondisi ketika aliran telah terseparasi menjadi masing-masing
fase. Fase
minyak berada di atas dan fase air di bawah. Pada fase yang telah
terseparasi ini, masing-masing fase mengalir sendiri-sendiri seperti pada Gb. 2.2 (a).
b. Pola aliran yang kedua adalah stratified flow with mixing. Yaitu pola aliran yang mirip
dengan stratified flow dengan batasan fase mixture (campuran) diantara ke dua fase
(minyak-air).
c. Pola yang ketiga adalah dispersion of oil in water and water, yang menggambarkan
ketika terjadi dispersi dari phase minyak terhadap sebagian phase air. Fase ini
membagi aliran menjadi phase mixture yang berupa dispersi minyak air dan phase air
di bawahnya.
9
d. Pola aliran keempat adalah dispersion of oil in water, dimana minyak larut dalam air.
e. Pola aliran kelima adalah dispersion of oil in water and water in oil, yang merupakan
pola aliran jenuh dengan kedua fase yang saling melarutkan satu sama lain. Dalam
pola ini sebagian minyak terlarut dalam sebagian air, dan sebagian air terlarut dalam
sebagian minyak.
f. Pola aliran terakhir adalah dispersion of water in oil, dimana fase air terlarut dalam
fase minyak.
II.6.3. Prediksi Perubahan Pola Aliran
Berdasarkan korelasi Hinze (Hinze, 1955), ukuran diameter maksimum dari droplet
fluida terdispersi yang masih bisa dijaga oleh turbulensi aliran, diprediksi dengan
memperhitungkan diameter pipa, masa jenis masing-masing phase, surface tension, kadar
campuran fluida, dan faktor gesekan fluida.
d max
ρ U2D
=0.55 c c
D
σ
( )
(
−0.6
) [
ρm
.
f
ρc ε c
−0.4
]
...(2.2)
Kadar campuran fluida dapat dihitung dari jumlah produksi air dibandingkan jumlah produksi
total air dan minyak.
εc=
Qc
Q c +Q d
...(2.3)
Sedangkan pengaruh gesekan fluida, berbanding terbalik terhadap Reynold Number dan di
perhitungkan oleh Hinze lewat persamaan Blassius.
...(2.4)
Korelasi ini terbatas pada fluida dengan kadar campuran rendah dimana campuran memenuhi
syarat (1−ε d )
tinggi dimana
ρc
≅1
ρm
dan tidak bisa digunakan pada dispersi dengan kadar campuran yang
ε d ≅ ε c (Brauner, 2001).
Setelah diameter droplet maksimum diketahui, maka titik transisi menuju phase
dispersi dapat diketahui dengan membandingkan kondisi tersebut dengan syarat yang harus
10
dipenuhi pada dispersi fluida. Secara teknis, dispersi terjadi apabila agitasi yang ditimbulkan
oleh energi yang disebabkan oleh dissipasi turbulensi mampu membuat salah satu phase
pecah menjadi droplet-droplet kecil yang terlarut dalam phase yang lain. Energi akibat
dissipasi turbulensi ini hanya dapat menjaga dispersi pada ukuran droplet tertentu yang
merupakan diameter kritisnya (Brauner, 2001).
...(2.5)
Diameter kritis adalah ukuran droplet yang mungkin terbentuk pada aliran tanpa
pengaruh dari turbulensi aliran. Diameter kritis ini dipengaruhi oleh dua hal, yaitu kohesi
akibat surface tension dan buoyant force. Dipersi akan terjadi bila diameter maksimum
droplet yang terbentuk lebih kecil dibandingkan diameter yang terbentuk akibat pengaruh dua
hal tersebut.
...(2.6)
Ukuran droplet akan semakin besar ketika tingkat kohesi semakin tinggi. Tingkat
kohesi dalam droplet sangat dipengaruhi oleh surface tension yang dimiliki oleh zat tersebut.
Persamaan berikut menggambarkan pengaruh surface tension, perbedaan densitas, diameter
dan kemiringan pipa terhadap ukuran droplet (Broadkey, 1965).
...(2.7)
Sedangkan ukuran droplet yang disebabkan oleh buoyant force diperhitungkan tersendiri
melalui persamaan berikut.
...(2.8)
Dari persamaan-persamaan tersebut kemudian dapat ditentukan kecepatan kritis yang
merupakan kondisi batas yang menentukan apakah aliran tersebut terseparasi atau terdispersi
(Cai, Nesic, 2004).
II.6.4. Flow Regime Map
11
Perhitungan secara analitis hanya menggambarkan batas kondisi antara fase
dispersi penuh dan fase transisi. Fase transisi adalah fase dispersi sebagian seperti dispersion
of oil in water and water. Perhitungan ini tidak dapat digunakan untuk memprediksi kapan
aliran berubah dari transisi menjadi stratified penuh ataupun fase lainnya. Untuk menentukan
pola aliran, harus dilakukan eksperimen. Cara lain yang dapat digunakan adalah melalui
pendekatan dengan flow regime map. Pada aliran gas-liquid, referensi yang banyak digunakan
adalah Mandhane flow regime map dengan tingkat deviasi 20%.
Pada aliran liquid-liquid ada beberapa flow regime map yang dapat dijadikan
referensi. Salah satunya adalah regime map Trallero (Trallero, 1995).
Gb. 2.2 Trallero Flow Regime Map
Pada regime map ini Trallero menggambarkan perubahan pola aliran berdasarkan eksperimen
yang dilakukannya. Pola aliran mencakup stratified flow (S), stratified flow with mixing
(SM), dispersion of oil in water and water (Do/w &w), dispersion of oil in water (Do/w),
dispersion of oil in water and water in oil (Do/w & w/o), dan dispersion of water in oil
(Dw/o). Perubahan pola aliran yang diplot ke dalam regime map ini didasarkan pada
perubahan kecepatan superficial minyak dan air.
Pola aliran diprediksi dengan menentukan titik pertemuan antara sumbu x dan
sumbu y yang merupakan kecepatan superficial minyak dan kecepatan superficial air.
Perubahan antar fase dibatasi oleh garis-garis yang memisahkan masing-masing zona dalam
regime map. Misalkan pada pola aliran dengan kecepatan superficial air di atas 1 m/s, maka
pada kondisi dengan kecepatan superficial minyak berapa pun, pola aliran akan membentuk
12
dipersi minyak dalam air, yang terlihat pada zona di atas garis 4. Pola aliran pada regime map
ini akan berbeda pada properti fluida yang berbeda. Tetapi deviasi yang disebabkan oleh
perbedaan propeti fluida dapat diperkirakan dengan membandingkan nilai kecepatan kritis
yang diperoleh dari perhitungan dengan batas yang digambarkan oleh garis 4 pada regime
map.
Kecepatan superficial adalah kecepatan salah satu fase dalam aliran multi fase, jika
dianggap hanya fase tersebut yang mengalir dalam pipa. Kecepatan superficial dapat dihitung
dengan memperhatikan jumlah debit aliran salah satu fase terhadap luas penampang pipa.
U ws =
U os =
Qw
Ap
...(2.9)
Qo
Ap
...(2.10)
II.6.5. Kecepatan Aliran
Fluida dalam sebuah pipa akan mengalir dengan kecepatan tertentu pada kondisi
yang ditentukan oleh perbedaan tekanan, viskositas fluida, pressure drop akibat gesekan,
panjang pipa, dan luas penampang pipa tempat fluida mengalir. Nilai kecepatan fluida ini
dirumuskan dalam Poiseuille’s Law sebagai berikut.
Q=
(P1−P 2)π D4
128 μL
...(2.11)
Untuk memprediksi kecepatan aliran tiap fase dalam pipa, persamaan Poiseuille
dapat diadaptasikan dengan mengasumsikan bahwa tiap-tiap fase mengalir pada pipa sendirisendiri dan tidak saling mempengaruhi. Luas penampang masing-masing pipa sebanding
dengan kadar masing-masing fase. Dalam kasus pola aliran dispersion of oil in water and
water (Do/w &w), aliran dapat dibagi menjadi aliran pada fase mixture dan aliran pada fase
water free. Fase mixture merupakan fase dimana minyak terdispersi dalam air. Sedangkan
fase water free adalah fase air yang tidak melarutkan minyak dan mengalir bebas dari fase
mixture. Jika dianggap tidak ada pengaruh shear stress pada batas antara fase mixture dan
fase water free, maka perhitungan kecepatan aliran fluida dapat diturunkan dari persamaan
Poiseuille.
(a) Aliran fase mixture
13
(b)
Aliran fase water free
Gb. 2.3 Skema aliran
Jika aliran fase mixture adalah Q1 dan fase free water adalah Q2, maka persamaan
Poiseuille dapat diturunkan sebagai berikut.
( P1−P2 )π D41
128 μ 1 L
Q1
=
Q2 ( P1−P2 )π D42
...(2.12)
128 μ 2 L
Rasio perbedaan tekanan, phi, dan panjang pipa adalah sama sehingga persamaan dapat
disederhanakan sebagai berikut.
D14
μ1
Q1
=
Q2 D 42
...
μ2
(2.13)
Hubungan diameter dengan luas penampang aliran tergambar pada persamaan 2.14.
πD 21
A1
4
=
A 2 πD 22
4
...
(2.14)
Maka didapat persamaan 2.15 dan 2.16.
D21 A1
=
D22 A 2
...(2.15)
2
Q1 A 1 μ 2
=
Q 2 A21 μ 1
...
(2.16)
Jika diasumsikan rasio oil : water : free water = o : w : wf
14
A 1 o+w
=
A 2 wf
...
(2.17)
Maka persamaan 2.13 menjadi
Q 1 o+w
=
Q2
wf
2
( )
μ2
μ1
Q o=
o
Q
w+o 1
Q 2=
wf
Q
wf +w+ o ❑
...(2.18)
...(2.19)
...
(2.20)
Masukkan persamaan 2.19 dan 2.20 ke dalam persamaan 2.16 sehingga didapat
Q o=
μ
o(o +w)
Q 2
(wf + w+ o) μ1
...(2.21)
Perhitungan ini dapat digunakan untuk menggambarkan velocity slip yang terjadi pada aliran
minyak pada jenis aliran dispersi minyak dan air dan air.
15
BAB III
PEMBAHASAN MASALAH
III.1. Loss Produksi Akibat Trip Listrik Tahun 2012
Berdasarkan data low and off, trip listrik di field Ramba berdampak 7% terhadap
loss produksi total di tahun 2012. Hampir di semua kasus trip, penurunan nilai produksi
berlangsung hingga beberapa hari. Yang paling tinggi adalah pada kejadian tanggal 24-25
Desember, dimana terjadi trip selama delapan jam yang mengakibatkan terjadinya penurunan
produksi selama lima hari dengan nilai penurunan sekitar 1216 barel minyak.
Nilai
kehilangan produksi dalam setahun telah dirangkum dan dapat dilihat pada lampiran. Dari
perhitungan diketahui bahwa nilai kehilangan produksi mencapai 3978 barel di tahun 2012.
Walaupun perhitungan jumlah loss produksi yang dilakukan belum mempertimbangkan loss
opportunity, namun dirasa perhitungan ini sudah mampu menggambarkan besarnya kerugian
yang dialami akibat trip listrik pada tahun 2012.
16
.
Grafik 3.1 Data low and off produksi lapangan Ramba
BULAN
DESEMBER
TGL
15
16
17
18
19
23
24
25
26
27
28
29
PRODUKSI
HARIAN
1456
1102
1256
1407
1431
1472
731
1203
1403
1414
1462
1466
BWPD
29139
26869
27593
29402
29023
27791
19,650
27659
28773
28050
28635
27865
BAREL
FLUID
DOWN
TIME
30595
27971 8.2 jam
28849 8.5 jam
30809
30454
29263
20381 3.6 jam
28862
30176
29464
30097
29331
TOTAL
HARI
HILANG
SUB
TOTAL
LOSS
PROD
354.00
200.00
55.98
71.32
4
681.3
93.27
96.68
763.71
284.28
77.76
72.81
17.81
5
1216
322.27
LOSS
PRODUKSI
HARIAN
LOSS
TERHADAP
DOWN TIME
1897.66
Table 3.1 Loss Produksi Akibat Trip Desember 2012
Terjadinya trip listrik terkadang tidak dapat dihindari karena memang bukan
kesalahan yang diakibatkan oleh kegagalan peralatan maupun kesalah manusia, tetapi lebih
kepada gangguan alam. Hal ini yang menyebabkan terhentinya produksi minyak kadang tidak
dapat dihindari. Yang menjadi masalah adalah jika dihitung secara ideal, seharusnya nilai
kehilangan produksi hanya sejumlah nilai produksi selama trip terjadi, yaitu sama dengan
17
322.27
waktu downtime. Namun fenomena yang terjadi adalah kehilangan produksi terhitung lebih
dari perhitungan yang seharusnya. Ketika terjadi trip listrik dan aliran minyak dari sumur
sempat terhenti, maka untuk mengalirkan minyak seperti sedia kala dibutuhkan waktu lama
bahkan hingga beberapa hari.
III.2. Separasi Aliran PadaTrunkline
Mitigasi dilakukan untuk memeriksa kemungkinan yang menjadi penyebab loss
produksi ketika terjadi trip listrik. Gejala yang terjadi setelah trip adalah watercut naik secara
signifikan selama beberapa hari. Dari data produksi diketahui bahwa jumlah barrel fluid
sehari sebelum dan sehari setelah trip memiliki nilai yang hampir mendekati. Hal ini berarti
bahwa fenomena lambatnya produksi minyak setelah trip tidak berpengaruh pada produksi
liquid. Dengan kata lain masalah ini bukan disebabkan oleh pompa. Karena jumlah fluida
yang dipompakan oleh pumping unit hampir mendekati jumlah semula. Data well test pada
beberapa sumur setelah trip, menunjukkan tidak tentunya perubahan produksi minyak yang
dihasilkan oleh sumur. Beberapa sumur mengalami penurunan, namun beberapa sumur yang
lain justru mengalami kenaikan jumlah produksi. Data lengkap dapat dilihat pada lampiran.
Hipotesa yang diajukan adalah terjadinya separasi aliran pada trunkline sehingga
menyebabkan velocity slip antara fase air dan fase minyak. Ketika aliran sempat terhenti,
velocity slip menyebabkan perbedaan yang signifikan antara debit minyak dan air jika
dibanding kondisi sebelum trip. Sesuai dengan hukum Poiseuille, kecepatan mengalir fluida
tergantung dari perbedaan tekanan pada inlet dan outlet, viskositas fluida, luas penampang
pipa, panjang pipa, dan shear stress fluida dengan dinding pembatas. Karena itu sangat
mungkin terjadi velocity slip yang menghambat aliran minyak sampai ke SP Central karena
perbedaan viskositas minyak dan air.
Sistem transportasi dari North Ramba ke SP Central sangat memungkinkan untuk
terjadinya separasi antar fase. Jika diasumsikan hanya fase minyak dan air yang mengalir
dalam trunkline, separasi ini dapat diprediksi melalui perhitungan dan flow regime map yang
dikemukakan pada Bab II.
III.2.1. Data Fluida
Fluida yang mengalir dalam trunkline adalah minyak sebanyak 998 BOPD, air
sebanyak 24700 BWPD, dan gas sebanyak 373 MCFD. Spesifikasi minyak dan air yang
mengalir terangkum dalam table berikut.
18
No
1 API
Ket
Nilai
μoil
μwater
Surface tension (σ)
Temperatur
Water cut
Kemiringan pipa (β)
g
Q
37
0.834808
3
834.8082
6
1024
0.005278
9
0.001
0.0294
140
0.96
0
9.8
25698
2 SG oil
3 ρoil
4 ρwater
5
6
7
8
9
10
11
12
Satuan
kg/m3
kg/m3
kg/ms
kg/ms
N/m
F
%
derajat
m/s2
blpd
Table 3.2 Data liquid
III.2.2. Prediksi Pola Aliran
Perhitungan dilakukan untuk menganalisa separasi yang terjadi pada tiga ukuran
pipa, yaitu pipa diameter 16”, 8”, dan 6” dengan mengabaikan fase gas.
No
Ket
1 Diameter
2 β
3 ρmix
4 f
5 Re
6 Δρ
7 μmix
8 Q
9 A
10 Uc
11 Uso
12 Usw
13 Qoil
14 Qwater
Pipa 6"
Pipa 8"
6
0
836.624
5
0.00504
3
8
0
836.624
5
0.00534
2
63140.4
189.191
7
0.00523
8
25698
0.01823
2
47355.3
189.191
7
0.00523
8
25698
0.03241
3
1.45903
5
0.05836
1
1.40067
3
0.00189
2
0.0454
2.59384
0.10375
4
2.49008
6
0.00189
2
0.0454
19
Pipa 16"
16
0
836.624
5
0.00613
6
23677.6
5
189.191
7
0.00523
8
25698
0.12965
1
0.36475
9
0.01459
0.35016
8
0.00189
2
0.0454
Satuan
In
derajat
kg/m3
kg/m3
kg/ms
blpd
m2
m/s
m/s
m/s
m3/s
m3/s
20 Uc bouyant
24670.0
8
0.00647
6
0.00252
3
0.00144
5
1.56730
2
1.90630
5
21 Uc
2.59384
15 Qwater
16 d bouyant
17 d friks
18 d max
19 Uc friks
24670.0
8
0.00217
1
0.00252
3
0.00316
1.69227
1.93645
5
1.45903
5
24670.0
8
0.00015
6
0.00252
3
0.02082
1
2.03584
3
bwpd
M
M
M
m/s
2.01107 m/s
0.36475
9 m/s
Table 3.3 Data Hasil Perhitungan
Terjadi atau tidaknya separasi aliran ditentukan dengan dua cara. Pertama adalah
dengan membandingkan diameter droplet maksimum (d max) dengan diameter krititis yang
disebabkan oleh buoyant force (d buoyant) dan friksi (d friks) dalam fluida. Separasi tidak
akan terjadi pada ukuran d max yang lebih kecil dari d buoyant dan d friks. Dari table dapat
diketahui bahwa hanya pada pipa 6” tidak terjadi separasi aliran.
Cara kedua adalah dengan melihat nilai kecepatan kritis
(Uc) dan
membandingkannya dengan Uc friks dan Uc bouyant. Syarat tidak terjadinya separasi adalah
apabila nilai Uc lebih besar dari pada nilai Uc friks dan Uc buoyant. Tinjauan dengan cara
kedua meguatkan analisa bahwa hanya pada pipa 6” tidak terjadi separasi aliran yang berarti
bahwa pola aliran pada pipa 6” adalah dispersion of oil in water (Do/w).
Pola aliran pada pipa 16” dan 8” dapat dilihat melalui flow regime map dengan
mengacu pada kecepatan superficial minyak (Uso) dan kecepatan superficial air (Usw).
Dengan menentukan titik pertemuan antara Uso dan Usw, diketahui bahwa kedua aliran
berada pada zona aliran dispersion of oil in water and water (Do/w &w) yang terdiri dari fase
mixture dan fase free water.
Perhitungan ini didasarkan pada kondisi aliran steady dimana liquid mengalir
normal dari sumur ke SP Central. Pada kondisi sesaat setelah terjadi trip listrik, debit aliran
akan turun sejumlah produksi dari sumur yang hidup, yaitu sumur RB-89 dan RB-138.
Selama down timenya, debit mengecil dan akan kembali normal sekitar 10 menit setelah
semua sumur dihidupkan kembali. Kondisi ESP sebagian harus dihidupkan secara manual,
sehingga dapat diasumsikan aliran akan kembali steady satu jam dari down time trip. Prediksi
awal menunjukkan bahwa dengan ukuran pipa yang dimiliki saat ini, sudah terjadi separasi
20
aliran minyak dan air. Hal ini menguatkan asumsi bahwa separasi akan semakin besar ketika
terjadi trip. Sedangkan ketika aliran kembali normal, belum tentu energi aliran mampu
memecah fase mixture maupun fase minyak menjadi dispersi yang lebih tebal.
III.2.3. Velocity Slip Pada Aliran
Sesuai hukum Poiseuille, kecepatan aliran pada sebuah pipa tergantung pada
viskositas dan luas penampang aliran. Jika separasi semakin besar, maka luas penampang
aliran fase mixture semakin mengecil, dan viskositasnya semakin mendekati nilai viskositas
minyak, sehingga slip velocity antara fase free water dan fase mixture akan semakin besar.
Semakin besar slip velocity yang terjadi menyebabkan semakin besar pula perbedaan debit
air dan minyak yang mengalir dalam pipa.
Mixture flow
Free water flow
Gb. 3.1 Slip Velocity Profile
Jika diketahui perbandingan jumlah minyak, air pendispersi minyak, dan free
water (o:w:wf), maka besarnya slip velocity dapat diketahui melalui penurunan persamaan
Poiseuille seperti yang telah dijabarkan pada bab II. Hasil dari perhitungan menggambarkan
kemampuan minyak mengalir dalam fase mixture yang mengacu pada perbandingan aliran air
dan minyak. Dari hasil perhitungan yang diplot dalam grafik terlihat bahwa semakin kecil
kadar air dalam fase mixture, semakin kecil pula debit aliran minyak.
Oil Flow
1200
1000
BOPD
800
BOPD
600
400
200
0
3
4
5
6
7
Rasio - minyak : air - fase mixture
21
8
9
Grafik 3.2 Debit aliran minyak pada pola dispersi minyak-air dan air
Lama down time berpengaruh pada kadar air dalam fase mixture, dimana
semakin lama down time akan semakin besar separasi yang terjadi sehingga semakin
memperkecil kadar air dalam fase mixture. Sedangkan energi aliran ketika aliran telah
kembali normal setelah trip, belum tentu langsung dapat memecah fase mixture menjadi
dispersi yang lebih tebal dengan kadar air fase mixture yang lebih tinggi. Aliran minyak akan
tertahan dalam pipa, dan akan terus berakumulasi di titik awal separasi, hingga energi yang
terkumpul dari akumulasi aliran minyak yang tertunda tersebut mampu memecah fase
mixture menjadi dispersi yang lebih tebal dan mengalirkan minyak secara normal kembali
yang mungkin bisa berlangsung selama beberapa hari. Hal ini lah yang menyebabkan debit
aliran minyak lebih kecil bila dibandingkan dengan debit aliran air. Terhambatnya aliran
minyak ini menyebabkan produksi pada beberapa hari setelah kejadian mengalami
penurunan.
Gb. 3.2 Permulaan separasi aliran
III.2.4. Menghindari Velocity Slip
Velocity slip pada aliran multiphase dapat dihindari dengan menjaga pola aliran
agar minyak tetap terdispersi dalam air dan tidak mengalami separasi. Terjadinya separasi
dalam pipa dapat dihindari dengan menjaga turbulensi aliran. Meningkatkan turbulensi dapat
dilakukan dengan dua cara, yaitu mempercepat laju aliran pipa atau memasang vortex
generator.
III.2.4.1. Mempercepat Laju Aliran
Laju aliran dalam pipa dipercepat hingga lebih tinggi dari laju kritisnya. Cara
yang dapat dilakukan adalah dengan memperkecil ukuran pipa yang digunakan. Sesuai
perhitungan, separasi aliran tidak akan terjadi jika digunakan pipa diameter 6”. Kecepatan
kritis aliran pada pipa 6” melebihi kecepatan kritis separasi aliran. Energi yang terdissipasi
dari laju aliran akan cukup tinggi untuk menjaga dispersi minyak dalam air sehingga air dan
minyak akan mengalir bersama.
Namun dengan memperkecil ukuran pipa akan memperbesar tingkat head loss
yang akan terjadi. Head loss merupakan representasi dari rugi-rugi dan hambatan yang harus
dilawan aliran disepanjang pipa. Sehingga dalam pemilihan dimensi pipa, harus disertai
22
pertimbangan terhadap head loss yang akan meningkat. Faktor lain yang harus
dipertimbangkan adalah penentuan kecepatan aliran. Dalam kasus ini, aliran harus dijaga
pada kecepatan diatas 3 ft/s untuk mencegah akumulasi cairan (www.eng-tips.com). Jika
dihitung pada beberapa ukuran pipa, didapatkan data sebagai berikut.
Tingkat Velocity
Slip
Flow velocity
Head Loss
D 16"
D 12"
D 10"
D 8"
100
1.19640
9
1.17987
3
60
2.12694
8
30
3.06280
6
12.1771
1
5
4.78563
4
37.0368
6
2.5
D 6"
Satuan
0 %
8.50779
4 ft/sc
155.547
4 Psi
Table 3.4 Perhitungan Aliran Pipa
Penentuan dimensi ini tidak akan menghilangkan efek dari separasi aliran.
Namun dari flow regime map yang digunakan, jika tingkat velocity slip pada pipa 16”
dianggap 100%, maka pada pipa 12” dampak velocity slip hanya mencapai 60% sedangkan
pipa 10” hanya mencapai 30% dari dampak yang terjadi saat ini. Sementara data kecepatan
aliran menunjukkan bahwa hanya pada pipa 10” ke bawah kecepatan aliran berada dibawah
batas minimumnya yaitu 3 ft/s. Berdasarkan data ini diketahui bahwa diameter optimum pipa
adalah 10”.
III.2.4.2. Meningkatkan Turbulensi Aliran
Cara yang kedua adalah dengan menggunakan vortex generator. Vortex
generator berfungsi secara paksa membentuk olakan (vortex) dalam pipa sehingga tingkat
turbulensi (keacakan) aliran akan meningkat dalam debit aliran tetap. Vortex generator dapat
berupa fitting perpipaan seperti expander dan orifice.
Gb 3.3 Pola Aliran Pada Orifice
Pemasangan vortex generator ini juga akan menimbulkan efek yang sama dengan
penggantian pipa, yaitu kenaikan tekanan akibat bertambahnya head loss. Untuk memperkecil
23
head
loss
ini,
ukuran
orifice
dibuat
seefektif
mungkin
berdasarkan
simulasi
(http://www.pressure-drop.com/Online-Calculator/index.html). Dengan metode trial and error
serta mempertimbangkan tebal fase mixture, didapatkan spesifikasi orifice sebagai berikut.
Gb 3.4 Dimensi Orifice
Spesifikasi :
D2 = 12 in
R = 10 mm
Pemasangan Orifice dengan ukuran ini memiliki pengaruh kenaikan head loss
sebesar 0,0162 psi tiap satu orifice. Total kenaikan head loss yang akan terjadi disepanjang
pipa tergantung dari jumlah orifice yang dipasang sepanjang aliran. Efek turbulensi yang
ditimbulkan oleh vortex generator ini akan bertahan dalam pipa sepanjang entrance pipa yang
sebanding dengan 40 s/d 80 kali ukuran diameter pipa (Fox and McDonald), yaitu sekitar 16
hingga 32 meter. Jika efek dari turbulensi aliran diasumsikan setara dengan batas minimal
dari entrance aliran turbulen, yaitu 40 kali diameter pipa atau sekitar 16 m maka dibutuhkan
154 orifice yang dipasang tiap 16 m di sepanjang pipa. Namun untuk pengaplikasian orifice
sebagai pengolak aliran ini, perlu studi lebih lanjut mengenai kekuatan efek turbulensi yang
ditimbulkan.
BAB IV
KESIMPULAN DAN SARAN
IV.1. Kesimpulan
Dari data produksi didapat tertundanya produksi harian mencapai 3978 barel pada
tahun 2012.
Pola aliran yang terbentuk pada trunkline 16” dan 8” adalah dispersi minyak-air dan
air (dispersion of oil in water and water), yang membagi aliran dalam fase mixture
dan fase free water.
Saat terjadi separasi, masing-masing fase fluida mengalir dengan kecepatan yang
berbeda yang bergantung pada viskositas dan luas penampang masing-masing fase
aliran sehingga dikatakan terjadi velocity slip antara minyak dan air.
24
Velocity slip yang terjadi menyebabkan perbedaan kecepatan aliran minyak dan air,
sehingga saat start up, produksi minyak tertunda hingga beberapa waktu dan produksi
pada hari tersebut turun dari produksi hari sebelumnya.
Velocity slip dapat dihindari dengan meningkatkan turbulensi aliran melalui
penggantian pipa dengan dimensi yang lebih kecil atau pemasangan orifice di
sepanjang trunkline.
Dengan mempertimbangkan tingkat kecepatan aliran dan head loss yang akan
ditimbulkan, diketahui bahwa diameter optimum yang dapat digunakan untuk
penggantian pipa 16” adalah pipa 10” yang akan menurunkan tingkat separasi hingga
70%.
Pemasangan orifice dengan inside diameter 12 in, dan radius tepi 10 mm, akan
menimbulkan kenaikan head loss sebesar 0.0162 psi, dan dapat menurunkan pengaruh
separasi aliran sejauh 16 m untuk tiap satu orifice.
IV.2. Saran
Untuk menurunkan dampak velocity slip perlu dilakukan penggantian pipa 16”
dengan diameter yang 10” atau pemasangan orifice disepanjang trunkline.
Dalam penentuan alternative solusi, perlu dilakukan studi lebih lanjut terhadap pola
aliran yang terjadi pada trunkline dari North Ramba dengan metode eksperimen dan
CFD.
Perlunya perbaikan dan pemasangan vent di beberapa titik di sepanjang jalur pipa dan
di manifold pipa di Central Ramba untuk mempermudah pengambilan data,
pengecekan, dan monitoring kondisi aliran dalam pipa.
Daftar Pustaka
Ho Ngan, Kwun. (2010). Phase Inversion in dispersed Liquid-Liquid Pipe Flow. University
College London.
Cai, Jiyong and Nesic, Sardjan. (2004). Modeling of Water Wetting In Oil-Water Pipe Flow
Institute for Corrosion and Multiphase Technology Ohio University.
Brauner, Neima. (2001). The Prediction of Dispersed Flow in Liquid-Liquid and Gas-Liquid
Systems . International Journal of Multiphase Flow.
25
Lee, A. H. dkk. (2010). Study of Flow Regime Transition in Gas Oil and Water Mixture in
Horizontal Pipeline. Ohio University.
Herdika, Bagus. (2013). Analisa Data Low and Off Produksi Lapangan Ramba dan Bentayan
UBEP Ramba. Pertamina EP UBEP Ramba.
Fox, Robert W. dkk. (2004). Introduction to Fluid Mechanics. Danver, USA: John Wiley and
Sons.
Xu, M. dkk. (2010). Pattern Transition and Hold Up Behaviour of Horizontal Oil-Water Pipe
Flow. Heifei, China: University of Science and Technology of China.
Asante, Ben. (2010). Accounting for The Presences of Liquids in Gas Pipeline Simulation.
Houston, USA: Enron Transportation Services.
http://www.pressure-drop.com/Online-Calculator/index.html
http://www.eng-tips.com
26