Fluida Hidrokarbon yang mengalir dari dasar sumur akan menuju well head dan dari kepala sumur ini fluida dialirkan melalui flow line manifold dan header selanjutnya menuju ke separator terus ke tanki pengumpul.
Flow line merupakan pipa penyalur fluida Hidrokarbon dari suatu kepala sumur menuju tempat pemisahan. Flowline biasanya memiliki diameter antara 2 – 4 inch tergantung dari design dan kapasitas produksi sumur. Agar aliran tidak kembali dalam sumur (back flow) maka pada tiap flowline di pasang check valve.
Jalur dimana flow line berada sebaiknya ditimbun pada kedalaman yang aman walaupun telah dilindungi dengan casing pendukung tetapi apabila tidak ditimbun maka flow line tersebut harus diletakan di atas support karena untuk mencegah cepat terkena korosi dan kerusakan lainnya. Demikian juga jalur pemasangan pipa dipilih tempat-tempat yang aman baik secara culture budaya maupun secara kondisi teknik sehingga mudah untuk melakukan pengawasan dan perbaikan dan kadang-kadang jika memungkinkan jalur flow line sampai ke stasiun pengumpul mengikuti rute jalan umum atau jalan inspeksi perusahaan.
Terdapat beberapa faktor yang mempengaruhi desain dan dimensi pemasangan pipa. Dua diantaranya adalah laju alir fluida dan sifat-sifat fisik dari fluida tersebut.
Berikut ini adalah beberapa standar yang digunakan Amerika yang umumnya digunakan dalam mendesain fasilitas produksi minyak :
a. ANSI B.31.1 – POWER PIPING
b. ANSI B.31.3 – Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping
c. ANSI B.31.4 – Liquid Petroleum Transportation Piping System
d. ANSI B.318 – Gas Transmition and Distribution Piping System
Type Aliran Fluida Pada Flow line
Flow Regime fluida adalah merupakan pola tertentu ketika suatu fluida mengalir yang diakibatkan sifat fisik fluida, interaksi antara cairan dan gas, flow rate, ukuran, kekasaran dan orientasi pipa.
Tipe flow regime :
1. Bubble Flow :
Suatu pola aliran fluida dimana kecepatan gas dan cairan diperkirakan sama besarnya sehingga cairan hampir meliputi seluruh bagian dari pipa sementara gas mengalir dalam bentuk gelembung-gelembung pada bagian atas pipa.
2. Plug Flow.
Suatu pola aliran fluida dimana cairan mengalir disepanjang pipa bagian bawah sedangkan kondisi gas yang semakin banyak dalam bentuk gelembung-gelembung tersebut bersatu membentuk gelembung yang lebih besar dan mengalir di bagian atas pipa.
3. Stratified Flow
Plug flow regime akan berubah menjadi kondisi yang kontinyu bila semakin banyak jumlah gas yang mengalir secara kontinyu dimana aliran gas terjadi disepanjang pipa bagian atas dan cairan disepanjang pipa bagian bawah sehingga kontak pertemuan anatar phasa sangat mulus dan jelas.
4. Wavy Flow
Ketika Fluida Gas mengalir semakin banyak maka gas akan mengalir lebih cepat dibandingkan dengan cairan sehingga akan mengakibatkan effek gelombang (Wavy Flow) karena gesekan pada kontak area antara gas dan cairan.
5. Slug Flow
Ketika Fluida Gas mengalir semakin lebih banyak sehingga melebihi batas kritisnya akan mengakibatkan puncak dari gelombang cairan akan menyentuh bagian atas pipa dimana kecepatan alir dari gas dalam bentuk slug ini lebih cepat dibandingkan dengan kecepatan dari cairan itu sendiri.
6. Annular Flow
Suatu pola aliran fluida dimana cairan mengalir seperti annular film dengan berbagai ketebalan disepanjang pipa sedangkan gas mengalir dengan kecepatan tinggi ditengah-tengah pipa dimana sebagian dari cairan akan ikut terbawa aliran gas dalam bentuk droplet kecil yang suatu saat akan jatuh kembali jika telah berubah menjadi butiran besar.
7. Spary Flow (Mist Flow, Dispersed Flow)
Akibat Kecepatan aliran fluida dalam pipa sangat tinggi sekali sehingga film cairan terseret dari dinding pipa dan ikut terbawa bersama dengan aliran gas dalam bentuk titik-titik air.
MANIFOLDS
Manifold adalah sekumpulan valve yang dideretkan untuk mengatur aliran masuk fluida ke header dan separator yang dikehendaki.
Factor yang mempengaruhi desain manifold :
1. Tekanan Kerja
2. Tipe valve
3. Banyak header
4. Sumur yang dihubungkan ke tiap-tiap manifold
Menurut fungsinya Jenis manifold adalah :
1. Arrival manifold.
Berfungsi sebagai pengumpul fluida produksi dari berbagai sumur yang selanjutnya dikirim ke unit pemisahan untuk suatu treatment dan pengukuran.
Arrival manifold di desain untuk mengumpulkan minyak dari berbagai areal yang selanjutnya akan di dialirkan ke :
a. production separator
b. test separator
c. tank
d. burning pit
2. Test Manifold
Manifold ini digunakan untuk melakukan test produksi suatu sumur tanpa menggangu produksi sumur lainnya dimana arah aliran fluida dari sumur di arahkan ke test separator.
3. Production Manifold
Merupakan manifold sebagai bagian operasi normal dari proses produksi dimana arah aliran fluida dari sumur diarahkan ke production separator.
Beberapa System manifold :
1. Individual Well Flow line
Biasanya system ini dijumpai pada lapangan minyak dan gas yang kecil dimana pada system ini flowline dari tiap sumur langsung dihubungkan dengan station pengumpul melalui test manifold tatu production header.
2. Satelite Production Manifold
Biasanya system ini dijumpai pada lapangan minyak dan gas yang luas dimana pada system ini flow line yang cukup pendek dari tiap sumur dihubungkan dengan pusat pengumpul minyak dan gas dengan menggunakan pipa yang lebih besar yang biasa disebut Production Lateral dan juga dihubungkan dengan test line, hal ini ditujukan untuk menghindari individual flow lines yang sangat panjang sehingga menyebabkan pressure drop yang besar.
Pada aplikasi dilapangan sebenarnya sistem-sistem dapat dimodifikasi sesuai dengan kondisi lapangan dan tentu saja dengan pertimbangan serta perhitungan tertentu.
HEADER
Header adalah tempat bermuaranya aliran fluida dari flow line yang terletak diatas manifold dan berdiameter lebih besar dari flow line.
Jenis header:
1. Production Header
Flow line yang mengalirkan fluida dari manifold production ke production separator
2. Test header
Flow line yang mengalirkan fluida dari manifold test ke test separator.
PERALATAN PENDUKUNG
1. Check valve
2. Pressure Relief Valve (PSV)
3. Safety Shutdown Valve (SSV)
4. Sample Point
5. Chemical Injector ( Corrosion Inhibitor Point )
FLOW LINE PROTECTION
Pada semua peralatan lapangan migas didesain lebih tahan terhadap faktor laju korosi.
Korosi merupakan pendegradasian subtansi material (umumnya logam) yang diakibatkan oleh reaksi dengan lingkungannya atau dalam industri migas dapat didefinisikan sebagai hancurnya material loga akibat reaksi dengan bahan kimia atau elektrokimia yang disebabkan oleh factor lingkungan.
Pengontrolan korosi dapat dilakukan dengan cara :
1. Chatodic Protection
2. Chemical Inhibition
4. Pengontrolan pH
5. Coating
6. Non metalik atau Metalurgi Control
INSPEKSI DAN PERAWATAN
Inspeksi dan perawatan serta Pengawasan terhadap flow line serta facilitas produksi lainnya merupakan tanggung jawab dari operator lapangan dimana bila terjadi perubahan atas kondisi atau terjadi trouble harus segera dilaporkan keatasan dan ditindaklanjuti dalam hal penanganannya.
Sebelum melakukan inspeksi kelapangan operator harus berdiskusi dulu dengan supervisor mengenai instruksi system penutupan, system pembukaan serta perubahan ukuran choke yang harus dilakukan dan pastikan alat komunikasi (handy Talky) berfungsi dengan baik sehingga komunikasi untuk jalannya prosedur berlangsung lancar.
Operator lapangan mempunyai tugas rutin yang harus dilaksanakan yaitu :
1. Check apakah sumur berproduksi sebagaimana mestinya dalam kodisi normal (Setting) jika tidak maka laporkan untuk mendapat instruksi selanjutnya.
2. Check kondisi peralatan dan kondisi lingkungan sekitarnya secara penglihatan visual apakah ada kebocoran atau kerusakan.
3. Check apakah Safety valve masih beroperasi secara otomatis.
4. Check posisi kedudukan choke dan bandingkanlah dengan posisi yang tercatat bila terjadi perubahan kembalikan ke posisi semula.
WELL START UP and SHUTDOWN
1. Penutupan sumur
Sebelum melakukan penutupan sumur (Shut in) kita harus memastikan apakah sumur tersebut merupakan sumur sebenarnya yang harus ditutup. Hal ini mudah dilakukan apabila label /kode masih jelas terpasang. Apabila labelnya telah hilang harus dicheck kebenarannya pada data-data sebelumnya.
2. Normal Re – opening
1. Gunakan test gauge untuk membaca dan mencatat tekanan ststik kepala sumur dan tekanan ststik flowline.
2. Set choke, rotary choke harus diset pada posisi bukaan yang diinginkan sementara itu adjustable choke harus diset dengan bukaan yang kecil.
3. Letakan shutdown safety valve pada manual open
4. Jika flowline tertutup maka harus dibuka.
5. Jika Tubing valve tertutup maka harus dibuka. Lakukan hal ini dengan hati-hati dimana kita mencegah terjadinya fluid hammer didalam manifold kepala sumur.
6. Buka wing valve jika pada posisi tertutup. Lakukan hal ini dengan hati-hati untuk mencegah terjadinya penurunan tekanan yang cepat yang dapat menyebabkan tertutupnya storm choke. Dalam hal ini patut diperhatikan akan adanya kumpulan gas pada bagian atas wellhead dimana gas ini dapat menyebabkan aliran turbulen yang cepat pada down stream wing valve sehingga terjadi surging yang dapat memicu tertutupnya strom choke.
7. Bila wing valve telah terbuka secara penuh maka choke berada pada posisi normal
8. Bila kondisi flow line sudah pada kondisi normal maka kemudisn kita ukur tekanan kepala sumur dan tekanan flow line
9. Letakan shut down safety valve pada posisi Automatic Mode
10. Lakukan inspeksi secara visual untuk mengecek terjadinya kebocoran atau tidak.
TROUBLE SHOOTING
Trouble shooting dapat berupa naiknya dan turunnya tekanan secara tiba-tiba.
1. Naiknya Tekanan.
Berikut ini beberapa hal yang menyebabkan naiknya tekanan :
a. Penutupan aliran fluida oleh automatic valve yang dipasang di collector leading pada operation line di pusat pengumpulan sehingga terjadinya kenaikan tekanan atau permukaan cairan pada separator.
b. Kesalahan yang dilakukan oleh operator dengan menutup ball valve pada arrival manifold
c. Terjadinya penumpukan endapan-endapan di flowline pada posisi-posisi tertentu dimana hal ini dapat menurunkan tekanan downstream
d. Terjadinya collapse pada flowline sehingga menurunkan diameter aliran sehingga dapat meningkatkan tekanan pada up stream.
e. Penyumbatan akibat endapan paraffin.
f. Meningkatnya temperature
g. Naiknya kecepatan alir
h. Naiknya GOR
2. Penurunan Tekanan
Penurunan tekanan biasanya disebabkan adanya kebocoran disepanjang flowline yang disebabkan oleh:
a. Chemical Corrosion
b. Electrical Corrosion
c. Abrasi
d. Rusaknya lapisan
e. Kerusakan pipa dari manufaktur
f. Pecah akibat tekanan yang berlebihan
g. Pecah akibat sabotase.
SAFETY OPERATION
Flow line diproteksi dari tekanan kepala sumur yang berlebihan dengan menggunakan safety valve pada well head. Telah diketahui bahwa cairan dan gas akan mengembang bila temperature naik. Bila flowline berada pada kondisi static dan tertutup pada ujungnya maka dengan meningkatnya temperature lingkungan sekitarnya menyebabkan terjadinya pengembangan fluida dan gas didalam pipa yang mengakibatkan naiknya tekanan didalam pipa. Dalam hal ini untuk mencegah pecahnya pipa maka dipasanglah relief valve pada posisi tertentu sebelum masuk ke arrival manifold. Relief valve ini diset lebih rendah dari tekanan operasi maksimum dan akan membuang kelebihan tekanan dari sistem. Lokasi relief valve dipilih untuk alasan-alasan keamanan karena semua hasil buangan dikirim kesatu titik yang disebut dengan burning pit.
0 comments:
Posting Komentar