Klasifikasi Minyak Bumi 4k6o71

Klasifikasi Minyak Bumi Tujuan klasifikasi minyak bumi : Untuk mengetahui sifat-sifat minyak bumi, sehingga berguna untuk memprediksi produkproduk yang dihasilkan Komponen hidrokarbon dalam minyak bumi dibedakan atas struktur hidrokarbon dan non hidrokarbon. Perbedaan komposisi akan menyebabkan perbedaan sifat-sifat minyak bumi, yaitu perbadaan susunan hidrokarbon, SG, API Gravity, Volatility, dsb. Klasifikasi Minyak Bumi : 

Klasifikasi berdasarkan SG 60/60 oF



Klasifikasi berdasarkan sifat penguapan



Klasifikasi berdasarkan kadar belerang



Klasifikasi menurut US Bureau of Mines (Lane & Garton)



Klasifikasi berdasarkan Faktor Karakteristik (Nelson, Wtason dan Murphy)



Klasifikasi berdasarkan Indeks Korelasi (CI) (Nelson)



Klasifikasi berdasarkan Viscosity Gravity Constant (VGC) (Nelson)

Klasifikasi Berdasarkan SG 60/60 oF 

SG minyak bumi berkisar 0,800 – 1,000



SG memiliki keterkaitan yang erat terhadap struktur molekul, hidrokarbon, kandungan sulfur, dan nitrogen



Metode Standar yang digunakan adalah ASTM D 1298

Tabel Klasifokasi berdasarkan SG

Klasifikasi Berdasarkan Sifat Penguapan (Volatility) ASTM D 2892





Sebagai ukuran dalam klasifikasi minyak bumi adalah banyaknya fraksi ringan dinyatakan dalam % volume yang terkandung dalam minyak bumi itu yang diperoleh dari hasil distilasi sampai 300 oC Fraksi Ringan, % vol =

Tabel Klasifikasi berdasarkan volatility Klasifikasi Berdasarkan Kadar Belerang 

Sebagai ukuran dalam klasifikasi minyak bumi yang dinyatakan dalam % wt



Metode Standar yang digunakan ASTM D 1552 atau yang lainnya

Tabel Klasifikasi berdasarkan kadar sulphur Klasifikasi Berdasarkan Bureau of Mines 

SG 60/60 oF dari fraksi 250 – 275 oC menunjukkan sifat kimia fraksi ringan



SG 60/60 oF dari fraksi 275 – 300 oC menunjukkan sifat kimia fraksi Berat



Sifat-sifat tersebut tergambar sebagai sifat komponen hidrokarbon, yaitu : parafin, naften, aromatik, atau bahkan kebanyakan adalah campuran diantara komponenkomponen tersebut



Dilakukan mula-mula pada tekanan atmosfer dan kemudian pada tekanan absolut 40 mmHg.



Dilakukan di laboratorium dengan menggunakan metode standar ASTM D 285

Tabel Klasifikasi Minyak Bumi Berdasarkan US Bureau of Mines Klasifikasi Berdasarkan Faktor Karakteristik 

Faktor karakteristik (Nelson, Watson, dan Murphy) dapat digunakan sebagai prediksi sifat hidrokarbon dalam minyak bumi dan fraksi-fraksi minyak bumi



Sebagai ukuran dalam klasifikasi minyak bumi ini adalah akar pangkat tiga dari pengukuran titik didih rata-rata suatu minyak bumi dibagi dengan SG 60/60 oF



Faktor Karakteristik =

Tabel Klasifikasi Minyak Bumi menurut Faktor Karakteristik Klasifikasi Berdasarkan Indeks Korelasi (CI) Oleh Nelson dan Watson dari Berau of Mines, klasifikasi minyak bumi berdasarkan CI dirumuskan sebagai berikut :

Klasifikasi Berdasarkan Viscosity Gravity Constant (VGC) 

Sebagai ukuran dalam klasifikasi minyak bumi ini adalah dengan mengukur SG 60/60 oF dan viskositas minyak bumi



VGC dirumuskan sbb :

Berdasarkan klasifikasi menurut VGC, minyak bumi memiliki bilangan 0,8 – 1,0 Dimana : 

0,8 = untuk hidrokarbon parafinik



1,0 = untuk hidrokarbon aromatik Vito Ivan Irawan

Diposkan oleh Vito Ivan di 15:17 Tidak ada komentar:

Rabu, 11 April 2012 SIFAT DAN KARAKTERISTIK CRUDE OIL Karakteristik Minyak Bumi Yang dimaksud dengan karakteristik minyak bumi adalah batasan maksimum atau minimum suatu parameter minyak bumi yang dikehendaki sebagai umpan proses pengolahan. Parameter itu meliputi sifat fisika dan kimia. Merupakan campuran komplek dari senyawa hidrokarbon. Senyawa hidrokarbon yang ada antara lain : sulfur, nitrogen, oksigen, halogenida, dan logam sebagai senyawaan minor. Untuk single molekul utamanya terdiri dari : Parafin, Naften, dan Aromatik. Besarnya kandungan masing masing unsur tersebut akan berpengaruh terhadap sifat fisika dan kimia minyak bumi dan akan dinyatakan sebagai karakteristik minyak bumi. Besarnya kandungan masing masing unsur tersebut juga akan memepengaruhi sifat-sifat produk yang dihasilkan minyak bumi.

Karakteristik minyak bumi mencakup sifat sebagai berikut : 

Sifat-sifat fisika



Sifat Kimia



Sifat optikal



Sifat thermal



Sifat kelistrikan



dll

Sifat Fisika Minyak Bumi Diperlukan untuk mendapatkan informasi dalam : 

Menangani pengangkutan



Penyimpanan



Penimbunan



Pengolahan



Pemasaran

Sifat Fisika Minyak Bumi yang Signifikan dalam Pengolahan Minyak Bumi 

Spesific Gravity



Viskositas



Tekanan Uap



Titik Nyala



Titik Tuang



Tegangan Permukaan, dan



Tegangan interfacial



Total Salt Content



Light Component



Faktor Karakteristik



Wax Content



Asphaltent Content



Carbon Residu



Water and Sedimen



Gross Thermal Value



Aromatic Content



Metal Content



Ash Content



Total Acid Number

Density Massa zat cair per satuan volume pada 15 oC dan 101,325 kPa dengan satuan standar pengukuran dalam kilogram per meter kubik Spesific Gravity Perbandingan massa sejumlah volume zat pada temperatur tertentu terhadap massa air murni dengan volume yang sama pada temperatur yang sama atau temperatur yang berbeda. Kedua temperatur acuan harus dinyatakan secara eksplisit. Umumnya temperatur acuan meliputi 60/60 oF, 20/20 oC, 20/4 oC API

Density rendah menunjukkan kandungan parafin besar, sebaliknya density tinggi menunjukkan kandungan aromat tinggi. Hubungan antara antara API Gravity vs Carbon Residu : semakin tinggi API Gravity, maka semakin rendah harga Carbon Residu dan sebaliknya. Hubungan antara antara API Gravity vs Viskositas : semakin tinggi API Gravity, maka semakin kecil viskositas dan sebaliknya. Hubungan antara antara API Gravity vs Kandungan Aspalten : semakin tinggi API Gravity, maka semakin kecil Kandungan Aspalten dan sebaliknya. Hubungan antara antara Density vs Kandungan Sulfur : semakin tinggi Density, maka semakin tinggi Kandungan Sulfur.

Viskositas (ASTM D 445) Viskositas Dinamik : perbandingan antara tegangan geser yang diberikan dan kecepatan geser suatu cairan. Terkadang viskositas dinamik disebut dengan koefisien dinamik atau lebih sedehana disebut dengan viskositas.

Viskositas Kinematik : Tahanan cairan untuk mengalir karena gaya berat Hubungan viskositas kinematik dan dinamik : Viskositas kinematik = viskositas dinamik/Density Viskositas minyak bumi dan produknya menunjukkan sifat alir dan sifat volatility minyak bumi tersebut. Minyak bumi dan produknya dengan viskositas tinggi berarti minyak tersebut mengandung fraksi hidrokarbon berat (berat molekul besar) dan sebaliknya Water and Sediment Air dan endapan dari crude oil, seperti garam-garaman, utamanya berasal dari produksi dan transportasi. Air beserta garam-garam terlarutnya umumnya dalam bentuk emulsi atau dalam bentuk suspensi. Sediment biasanya tersuspensi di crude oil dalam bentuk mineral anorganik dari produksi dan dari fluida pemboran, juga bisa berasal dari scale, karat-karat pipa, tangki-tangki yang digunakan untuk transportasi dan pneyimpanan. Air biasanya hadir lebih banyak di crude oil dibandingkan sediment. Garam-garaman, air dan endapan dapat menyebabkan kerusakan pada alat-alat proses seperti heater, kolom, exchanger, serta dapat menyebabkan korosi dan merusak produk-produk dari petroleum oil. Air dan endapan merupakan komponen utama dari sludge crude oil yang terkumpul di storage tank. Endapan bisa juga berasal dari kontaminan seperti kotoran. Kotoran ini ada saat crude oil di transportasikan baik lewat kapal, pipa atau saat di tangki. Keberadaan air pada bagian bottom storage tank juga dapat menyebabkan meningkatnya aktivitas dari microbiologi, dan bila sistemnya adalah anaerobic maka akan terbentuk hidrogen sulfida dan larutan asam yang sangat korosive. Perhitungan water and sediment content juga diperlukan untuk penjualan, penetapan pajak, pertukaran, dan transfer. Metode yang digunakan untuk menentukan adanya water and sediment adalah ASTM D 4007, Test Method for Water and Sediment in Crude Oil by the Centrifuge Method. Sulfur Content Keberadaan sulfur di crude oil bervariasi, mulai dari 0,1 – 5 < % wt. Sulfur bersifat korosif, terutama pada peralatan refinery. Sulfur juga sebagai racun katalis, sehingga katalis yang digunakan pada proses katalitik kraking tidak bisa berfungsi sebagaimana mestinya. Sulfur juga merupakan polutant (emisi pembakaran), karena akan membentuk sulfur oksida hasil pembakaran. Sulfur oksida ini bila bertemu dengan air kondensasi hasil pembakaran akan menjadi larutan asam yang korosif. Crude oil yang mengandung sulfur tinggi umumnya memiliki nilai moleculair weight lebih besar, sehingga cenderung banyak terdapat pada fraksi berat. Merkaptan sulfur pada crude oil biasanya hadir dengan bau yang merangsang. Bentuk-bentuk lain merkaptan di crude oil : butyl merkaptan (biasa dipakai sebagai odor pada produksi gas alam). Metode standar yang digunakan untuk menentukan kandungan sulfur yaitu dengan ASTM D 1552, Test Method for Sulfur in Petroleum Products (High Temperature Method).

Salt Content Kandungan garam di crude oil umumnya berasal dari produksi di lapangan, yaitu bisa berasal dari reservoir minyak atau air formasi, dan tanker handling yang membawa crude hingga ke terminal. Kehadiran garam-garaman biasanya terlarut bersama-sama dengan air bebas, dan

garam-garaman ini bisa dikurangi dengan peralatan desalter. Bahkan dengan dengan jumlah sangat kecilpun, garam-garaman masih bisa terakumulasi di heater, still, exchanger yang akhirnya dapat menigkatkan biaya clean up peralatan. Yang paling penting adalah bahwa selama proses flash vaporization crude oil, garam-garam tertentu akan terhidrolisa membentuk asam hidroklorik (HCl), yang mana asam HCl ini sangatlah korosif. Biasanya untuk mengatasi hal tersebut diinjeksikan senyawa amonia ke overhead line untuk meminimisasi kerusakan akibat korosi. Garam-garaman dan larutan asam yang terbentuk dapat mengkontaminasi produk overhead dan residual products lainnya. Pada residual products, garam logam dapat pula menyebabkan deactivasi katalis pada peralatan RCC. Metode standar yang digunakan untuk menentukan adanya garam dalam crude adalah ASTM D 3230, Test Method for Salt in Crude Oil ( Electrometric Method). Tekanan Uap Tekanan uap adalah property fisik penting lainnya dari crude oil, karena berkenaan dengan shipping, storage, dan refinery handling. Semakin tinggi tekanan uap crude oil, maka semakin besar pula emisi hidrokarbon yang dihasilkan, serta volatil compound berbahaya lainnya seperti H2S. Metode yang digunakan untuk menentukan tekanan uap crude oil yaitu ASTM D 323, Test Method for Vapor Pressure of Petroleum Products (Reid Method) dengan vapor – liquid ratio 4 : 1. Sample yang diukur tekanan uapnya dengan Reid Vapor Pressure (RVP) berbeda dari Sample yang diukur tekanan uapnya dengan True Vapor Pressure, hal ini dikarenakan adanya sedikit penguapan dari sample serta adanya uap air dan udara di sample chamber saat dilakukan test RVP. Metode test terbaru yang digunakan adalah ASTM D 6377, Test Method for Determination of Vapor Pressure of Crude Oil : VPCR (Expansion Method). Dimana pada uji ini meliputi uji untuk vapor-liquid ratio mulai dari 4:1 hingga vapor-liquid ratio 0,02 : 1.

Total Acid Number (TAN) Total Acid Number ditentukan dengan metode ASTM D 664, Test Method for Acid Number of Petroleum Products by Potentiometric Titration. Test ini untuk mengindikasikan adanya naphtanic acid content of crude oil serta inorganic acid. Inorganic acid ini diperkirakan hadir ketika sumur dilakukan operasi work over. Adanya asam dapat menyebabkan korosi pada peralatan refinery, serta dapat mempengaruhi produk hasil refinery. Uji ini berfungsi juga untuk mengetahui dosis agent penetralisir yang dperlukan saat refinery. Carbon Residu Uji carbon residu sangat berati untuk mengetahui banyaknya material yang tertinggal sebagai deposit (coke) diperalatan refinery seperti furnace, hetaer, dan exchanger. Residu yang terbentuk tidak semuanya menjadi karbon ketika proses evaporasi dan pirolisa berlangsung, tetapi sebagian akan membentuk coke. Metode standar yang digunakan adalah untuk menentukan karbon residu adalah ASTM D 189, Test method for Conradson Carbon Residu of Petroleum Products dan ASTM D 524 Test method for Ramsbottom Carbon Residu of Petroleum Products.

Total Nitrogen Content Nitrogen dapat menyebabkan kerusakan katalis pada proses katalitik kraking. Nitrogen juga penyebab sulitnya umpan untuk dihidrogenasi. Keefektifan dari proses hydrotreating di hydrotreater adalah dengan mengukur adanya nitrogen konten yang tersisa di produk hydrotreater. Ada 3 metode untuk menentukan total nitrogen, yaitu : 

ASTM D 3228, Test Method for Total Nitrogen in Lubricating Oil



ASTM D 4629, Test Method for Trace Nitrogen in Liquid Petroleum Hydrocarbon



ASTM D 5762, Test Method for Nitrogen in Petroleum and Petroleum Products

Halida Organik Halida organik telah terdapat di dalam crude oil dikarenakan adanya kontaminasi secara kimia ketika dilakukan Cleaning Operation sumur produksi, sistem-sistem perpipaan serta di tangki. Senyawa ini sangat potensial sekali merusak peralatan refinery. Asam hidroklroik hasil hydrotreating dan reforming direaktor terakumulasi saat proses kondensasi produk uap (gas). Beberapa spesies organik dapat merusak katalis di reformer sehingga bisa mempengaruhi yield gasoline. Metode standar yang digunakan untuk menentukan Total Organik Halida yaitu ASTM D 4929, Test Method for Determination of Organic Chloride Content in Crude Oil. Ash Content Ash (abu) adalah material padat yang tidak bisa terbakar habis ketika pembakaran berlangsung. Yang termasuk Abu seperti kotoran, logam karat yang terdapat di crude oil. Terdapat korelasi yang dekat antara ash content dan sediment content. Metode standar yang digunakan untuk menentukan ash (abu) yaitu ASTM D 482, Test Method for Ash from Petroleum Products. Asphalten Asphalten adalah molekul organik yang memiliki berat molekul yang tinggi. Kesulitan yang dihadapi yaitu saat penyimpanan dan handling. Metode standar yang digunakan untuk menentukan kandungan asphalten di crude oil yaitu ASTM D 6560, Test Method for Determination of Asphalten in Crude Petroleum and Petroleum Products. Vito Ivan Irawan

Diposkan oleh Vito Ivan di 12:36 Tidak ada komentar:

Selasa, 10 April 2012 SAMPLING Serangkain tahap kegiatan yang dilakukan dengan tujuan untuk mendapatkan sampel yang representatif

Menurut teknik pengambilannya dibedakan : 

Manual Sampling



Automatic Sampling

JENIS FASA & PRODUK YANG DIAMBIL Menurut jenis fasa yang diambil maka substansi atau material dapat berupa : 

Fasa gas maupun fasa gas yang dicairkan



Fasa cair



Fasa padat

Menurut jenis produk yang akan di sampling dapat dibedakan menjadi : 

Air (air bersih, air minum dalam kemasan, air buangan, air formasi)



Gas (gas emisi , gas ambien, gas alam)



Minyak bumi dan produknya,



dll material.

Tujuan Sampling 

Pengujian di Lapangan



Pengujian di Laboratorium



Dokumen / Referensi / Retain



Pameran

Beberapa Metode Sampling 

ASTM D 4057, Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products.



ASTM D 4177, Practice for Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products.



ASTM D 5842, Practice for Sampling and Handling of Fuels for Volatility Measurements.



ASTM D 4306, Practice for Aviation Fuel Sample Containers for Test Affected by Trace Contamination.



ASTM D 5854, Practice for Mixing and Handling of Liquid samples of Petroleum and Petroleum Products.

PERSIAPAN SEBELUM PENGAMBILAN CONTOH 1. Merencanakan teknik/metode sampling yang akan di gunakan. 

Metode yang akan digunakan disarankan yang up date,valid sesuai keperuntukannya



Di sepakati antara produsen dan



Apabila di gunakan metode lama harus melalui validasi dan verifikasi.



Apabila ada pengembangan metode harus tertelusur dokumennya

2. Mempersiapkan peralatan sampling sesuai metode. 

Peralatan disesuaikan dengan keperluan pengujian.



Apabila ada peralatan tambahan harus disesuaikan dengan metode dan tidak menimbulkan intepretasi yang bias.

3. Mempersiapkan perlengkapan safety untuk sampling. 

Safety helm



Safety shoes



Safety uniform



Safety ear



HT



dll

4. Mempersiapkan surat/dokumen/kelengkapan istrasi yang akan di gunakan dalam sampling. 

Surat perintah pengambilan sampling



Tank tiket



Labeling



Buku catatan pengambilan sample



SPPD apabila sampling diluar area/lokasi

PERSIAPAN DI LOKASI/AREA SAMPLING 1. Melapor kepada pengawas/petugas yang berwenang di lokasi sampling. 

Melaporkan maksud dan tujuan sampling



Menyerahkan surat perintah pengambilan sample



Meminta petugas pendamping apabila belum familiar dengan lokasi/area sampling point

2. Mencatat level/isi produk di tangki yang akan di sampling. 

Sebagai referensi ukuran /level actual isi tangki

3. Melakukan pengukuran level/isi produk baik dengan metode innage atau outage sesuai kebutuhan 

Untuk menentukan titik pengambilan sample



Menetukan panjang tali yang akan digunakan



Menentukan spot sample yang akan diambil

4. Memperhatikan arah angin sebelum melakukan pengambilan sample. 

Agar petugas pengambil sample tidak menghirup uap hidrokarbon berlebih



Untuk keselamatan petugas dalam pengambilan contoh

ISTILAH – ISTILAH DALAM PENGUKURAN TANGKI 1. ing 

Perpindahan cairan dari tangki/kompartemen yang satu dengan lainnya tanpa di sengaja

2. Water stick bar



Tongkat yang bersekala mempunyai panjang kurang lebih 1 meter yang digunakan untuk mengukur tinggi air bebas di tangki darat /kompartemen.

3. Reference Deef 

Jarak atau tinggi antara datum plate/meja ukur suatu tangki dengan bibir lubang ukur pada bagian atas tangki, dan ditentukan pada waktu kalibrasi tangki.

4. Tank Tiket 

Formulir/blangko resmi yang digunakan untuk mencatat hasil pengukuran.

5. Datum plate 

Meja dari kontruksi besi yang berada pada bagian dasar tangki sebagai titik nol pengukuran tinggi cairan suatu tangki timbun.

6. Reference point 

Titik /tanda yang disepakati /disetujui terdapat pada bibir lubang ukur dan merukan titik tempat ukur sah suatu tangki.

7. Level indikator 

Angka tinggi cairan suatu saatyang ditunjukkan di samping dinding tegak suatu tangki.digunakna sebagai angka pembanding ukuran manual.

8. Cut point 

Batas reaksi antara pasta yang terdapat pada pita ukur dengan cairan pada waktu pengukuran tinggi caieran.

9. Innage 

Cara pengukuran tinggi cairan dalam suatu tangki dari permkaan cairan sampai datum ukur.

10. Outage/ullage 

Pengukuran tinggi cairan suatu tangki dengan cara mengukur tingginya ruang kosong pada tangki tersebut.

11. Reference mark 

Tempat dicantumkannya reff point dan merupakan tempat/titik tertinggi dalam pengukuran. Vito Ivan Irawan

Diposkan oleh Vito Ivan di 09:52 Tidak ada komentar:

Proses Pengolahan Minyak Bumi 1. Proses Separasi Adalah oroses pemisahan minyak bumi berdasarkan sifat-sifat fisis, antara lain:    

SG [Specific Gravity] Titik Beku : proses kristalisasi [Wax Plant & MEK Dewaxing] Titik Didih : Distilasi Atmosphere, Vacum, Bertekanan Sifat kelarutan: Ekstraksi, Absorbsi, Adsorbsi

2. Proses Konversi Adalah proses perubahan kimia dengan suatu reaksi kimia a. Dekomoposisi Molekul :   

Thermal Cracking Hydro Cracking Catalytic Cracking

b. Sintesa Molekul :  

Polymerisasi Alkylasi

c. Perubahan Struktur Molekul :  

Isomerisasi Reforming

3. Treating Adalah proses memisahkan impurities-impurities yang terikut dari minyak bumi.     

NHT [Naphtha Hydro Treating] Desalter Soda Treating Acid Treating Desulphurisasi

4. Blending Adalah proses pencampuran additive/bahan kimia dengan minyak bumi. Bertujuan untuk memperbaiki :    

SG Viscositas ON [Nomor Oktan] dll Vito Ivan Irawan

Diposkan oleh Vito Ivan di 08:27 Tidak ada komentar:

DISTILASI ATMOSPHERIC/Crude Distilling Unit (CDU) Distilasi Atmospheric adalah proses perengkahan minyak bumi secara fisis dengan menggunakan perbedaan titik didih. Karena crude oil merupakan campuran dari komponenkomponen hydrocarbon yang sangat komplek, maka pada distilasi ini proses pemisahan fraksi-fraksinya dilakukan berdasarkan trayek didih(jarak didih). Tekanan kerja dari distilasi ini bekerja pada tekanan atmosphere atau berkisar antara 1-1,5 atm. Secara umum dalam distilasi ini akan mendapatkan produk-produk antara lain: 1. Ref. Gas 2. Light Naphta/Gasoline 3. Heavy Naphta 4. Kerosene 5. Gasoil 6. Residu Proses Alir

Gambar. Simplified flow diagram of CDU Uraian Proses Crude oil dari storage tank dipompa untuk menuju ke furnace. Sebelum masuk ke furnace, feed terlebih dahulu dipanaskan di dalam HE(Heat Exchanger) ±270 F untuk pemanasan awal guna mencegah terjadinya pemanasan mendadak di dalam furnace. Setelah dari HE kemudian feed masuk ke dalam furnace untuk dipanaskan sampai temperatur yang dikehendaki ± 350 C. Feed yang telah dipanaskan di dalam furnace menguap tetapi belum terpecah/terpisah. Setelah dari furnace feed masuk ke dalam fraksinasi untuk dipisahkan fraksi-fraksinya. Di bagian flash zone terjadilah pemisahan fraksi uap dengan cair, dimana uap akan naik ke atas menara fraksinasi dan fraksi cair akan turun ke bottom kolom yang biasa disebut product bottom/long residu. Residu dari bottom kolom akan dipompakan menuju HE sebagai media panas untuk memanaskan feed(segi ekonomis). Setelah itu ditampung dalam tanki untuk selanjutnya diproses dalam secondary process. Fraksi uap dari flash zone akan naik kepuncak melewati tray-tray yang ada dalam kolom fraksinasi sehingga terjadi kontak dengan liquid yang ada di dalam tray. Uap yang memiliki titik didih yang sama dengan liquid yang ada dalam tray akan mengembun dan terakumulasi dalam tray, yang selanjutnya akan dikeluarkan sebagai product(side stream). Produk samping ini selanjutnya akan masuk ke dalam stripper untuk memurnikan/menajamkan produk dengan

cara menghilangkan fraksi ringan yang masih terikut dalam produk. Setelah pruduk dimurnikan, dimasukan ke dalam cooler untuk diturunkan suhunya dan selanjutnya dimasukan ke dalam tanki. Top product berupa uap yang tidak mengembun dalam kolom fraksinasi dimasukan ke dalam kondensor untuk diembunkan atau merubah phase/wujudnya yang selanjutnya ditampung dalam accumulator. Di dalam accumulator akan dipisahkan antara gas yag tidak dapat mencair untuk selanjutnya akan diproses dalam LPG plant. Sedangkan gas yang dapat dicairkan sebagian ditampung dalam tanki dan sebagian digunakan sebagai reflux. Reflux dimaksudkan untuk menjaga suhu top kolom agar terjaga sesuai dengan yang dikehendaki. Produk-produk hasil distilasi atmospheric adalah intermediate product yang harus disempurnakan lebih lanjut dalam secondary process untuk memenuhi spesifikasi. Vito Ivan Irawan

Diposkan oleh Vito Ivan di 08:06 Tidak ada komentar:

Senin, 09 April 2012 Electrical Submercibel Pump Teknik pengangkatan fluida reservoir kepermukaan dapat dilakukan dengan dua cara, yaitu dengan metode sembur alam (Natural Flow) atau metode pengangkatan buatan (Artificial Lift) yang akan diterapkan apabila tekanan reservoir sudah tidak mampu lagi mengangkat fluida reservoir kepermukaan. Metode pengangkatan buatan menggunakan pompa (ESP). Natural Flowing Natural Flowing adalah sumur yang dapat mengangkat fluida ke permukaan dengan sendirinya tanpa dibantu oleh sebuah unit pompa karena tekanan reservoirnya masih besar. Pada sumur natural flowing biasanya memiliki water cut/ rata-rata kandungan airnya 0%. Pada sumur seperti ini memiliki tekanan reservoir yang besar sehinnga untuk mengatur fluida yang keluar dengan mengatur chock pada x-mast tree. Safety device pada sumur natural flowing ini adalah sssv (sub-surface safety valve). SSSV ini digunakan untuk keamanan dimana pressure pada sumur tidak akan melebihi set point yang telah ditentukan. Untuk peralatan di bawah permukaan pada sumur ini berbeda dengan sumur yang menggunakan ESP. Perbedaannya selain sumur ini tidak menggunakan pompa, yaitu sumur ini menggunakan packer sebagai alat penyekat antara tubing dan production casing. Fungsi packer ini adalah untuk mencegah adanya fluida yang masuk pada anulus. Sehingga fluida masuk pada tubing.

Gambar. Sumur Natural Flowing Artificial Lift ESP(Electrical Submersible Pump) Adalah pompa electric yang digunakan untuk mengangkat fluida ke permukaan (Artificial Lift) karena tekanan reservoir tidak dapat mengangkat fluida ke permukaan. ESP adalah pompa centrifugal yang disususn dalam satu poros secara memanjang di ujung tubing. Dimana susunan pompa terhubung langsung dengan motor penggerak. Motor gerak ini menggunakan tenaga listrik yang disuplai dari permukaan dengan kabel dan sumbernya diambil dari power plant lapangan. Dalam pengoperasiannya pompa terendam dalam fluida sumur pada suatu kedalaman (Pump Setting Depth) yang telah ditentukan. Unit pompa ini merupakan pompa bertingkat banyak (Multistages) yang terdiri dari Impeller, Diff, serta Shaft atau poros. Setiap stage terdiri dari satu impeller yang bergerak (Dynamic) dan satu diff yang bersifat diam (static). Ukuran dari stage menentukan banyaknya fluida yang dapat dipompakan, sedangkan jumlahnya akan menentukan total head capacity (daya angkat/corong). Stage umumnya terbuat dari metal m-resist atau ryton yang tahan terhadap karat, sedangkan shaft terbuat dari besi k-monel yang juga tahan karat dan sangat keras. Selain itu dalam rangkaian pompa dilengkapi dengan Pump, Gas Separator, Protector, Motor, Downhole Monitoring Tool (DMT) dan Power Cable. Untuk memproduksikan sumur ESP secara optimum perlu adanya analisa terhadap pompa ESP terpasang, dimana nantinya harus disesuaikan dengan inflow reservoir sehingga didapatkan optimum pompa. Unit pompa ESP sendiri meliputi beberapa bagian sebagai berikut: a. Pump Pompa yang dipasang harus multistage centrifugal pump. Ukuran atau seri pompa tergantung besarnya diameter casing ESP, sedangkan rate atau kapasitas pompa tergantung besarnya produksi yang diinginkan. Pump, tersusun dari beberapa stages yang masing-masing stages terdapat satu impeller dan satu diff yang statis. Makin banyak stages maka makin besar tekanan dan rate yang didapat pompa. Impeller dan diff dipasang pada pompa yang dibuat dari monel. Jumlah stage (tingkat) akan tergantung besarnya head yang harus diatasi pompa.

Gambar. Pump b. Gas Separator Gas separator dipasang di antara protector dan pompa, berfungsi sebagai pump intake dan pemisah antara gas dan cairan. Gas separator dipakai pada sumur yang mempunyai Gas Oil Ratio tinggi atau di atas 1000 cuft/bbl. Prinsip kerja alat ini ialah membawa aliran produksi dari lubang sumur kearah bawah, sehingga ada kesempatan gas untuk membebaskan diri. Komponen utama : • Coupling • Shaft • Fluid tube, sebagai sarana mengalirkan cairan yang sudah bebas dari gas. • Pick up impeller, sebagai pendorong fluida yang masuk melalui intake ke pompa.

Gambar. Gas Separator c. Protector

Protector merupakan suatu bagian yang menghubungkan motor dengan pompa. Fungsi dari protector adalah mengqualiser tekanan di dalam motor yang timbul sewaktu motor bekerja, dengan tekanan di luar motor. Protector dipasang di atas motor yang berfungsi sebagai penyekat untuk mencegah fluida sumur masuk ke dalam motor. Fungsi lain dari protector adalah : 1.Menyimpan minyak motor dan minyak pompa 2.Mengijinkan terhadap pengembangan - pengerutan minyak motor dan minyak pelumas motor 3.Mencegah fluida sumur ke dalam motor atau ke rumah motor 4.Untuk keseimbangan tekanan dalam motor dengan tekanan luar yaitu tekanan fluida sumur pada kedalaman penenggelaman Jika akan menyambung protector dengan motor dan pompa yang berbeda serinya maka digunakan housing adaptor. Komponen utama : • Coupling • Shaft • Elastomeric bag/Labyrinth chamber • Shaft seal • Dielectric oil • Thrust bearing d. Motor Motor adalah alat untuk menggerakan pompa dengan cara mengubah electrical energy menjadi mechanical energy. Energi ini menggerakkan protector dan pompa melalui shaft yang terdapat pada setiap unit yang dihubungkan dengan coupling.

Gambar. Motor e. Power Cable Power cable gunanya untuk mengalirkan arus listrik dari switchboard ke motor. Power Cable terdiri atas round cable, flat cable dan cable clamp. Round Cable ialah kabel berpenampang bulat, yang terpasang pada sepanjang rangkaian tubing sampai ke transformer. Flat Cable ialah kabel berpenampang pipih yang terpasang sepanjang ujung pompa sampai motor, kabel

terbungkus oleh suatu pelindung yang terbuat dari baja (armor). Kabel terbuat dari tembaga dengan rancangan yang disesuaikan dengan kondisi sumur serta besar/kecil horse power(HP) dari motor. Komponen power cable : • Armor, terbuat dari lapisan baja dan galvanize. • Filler, terbuat dari pelat tipis dari kuningan(brass shim). • Lead jacket, terbuat dari timah. • Insulation, terbuat dari karet. • Conductor, terbuat dari tembaga sebagai penghantar arus.

Gambar. Power Cable f. Check Valve Di atas pompa pada tubing dipasang check valve yang berguna untuk mencegah agar fluida dalam tubing tidak turun ke bawah saat ESP mati. Turunnya fluida akan memutar balik pompa dan merusak motor pompa. Check valve dipasang satu t tubing diatas pompa dengan tujuan : • Menjaga tubing selalu penuh oleh cairan. • Mencegah turunnya cairan di tubing pada waktu pompa berhenti bekerja dan menahan partikel-partikel padat agar tidak mengendap dalam pompa(waktu pompa mati/shut down). • Mengurangi lost time saat terjadi back spin motor

Gambar. Susunan ESP

Vito Ivan Irawan

Diposkan oleh Vito Ivan di 09:15 Tidak ada komentar:

Minggu, 01 April 2012 Storage Tank Tangki adalah alat yang digunakan untuk menampung fluida (feed, produk, atau chemical/additive). Fluida yang ditampung di dalam tangki dapat berupa gas, liquid, maupun solid. Secara umum tangki dibedakan menjadi : 1. Standart Tank 2. Conservation tank

Adapun jenis Tangki berdasarkan tekanan kerja adalah sebagai berikut:

k Tank

: Tangki yang menampung fluida dengan tekanan 1 atm. Contoh : Floating Roof Tank, Open Roof Tank, Lifter Roof Tank, dan Breather Roof Tank.

torage Tank

: Tangki yang menampung fluida dengan tekanan lebih dari 1 atm. Contoh: Low Pressure tank, dan High Pressure Tank.

Jenis tangki berdasarkan bentuk dibedakan menjadi:

oid Tank

: Tangki yang berbentuk bola untuk menahan tekanan fluida yang ditampung.

zontal Tank

: Tangki yang berbentuk horizontal. Tangki ini lebih mengutamakan diameter yang lebar daripada ketinggian tangki.

cal Tank

: Tangki yang berbentuk vertical. Tangki ini lebih mengutamakan ketinggian tangki daripada diameternya.

Jenis tangki berdasarkan phisical atau pertimbangan safety dibedakan menjadi 3 kelas, yaitu: Kelas A

: Tangki yang digunakan untuk menampung fluida dengan flash point kurang dari 730F.

Kelas B

: Tangki yang digunakan untuk menampung fluida dengan flash point antara 730F s/d 1500F.

Kelas C

: Tangki yang digunakan untuk menampung fluida dengan flash point lebih dari 1500F. Sedangkan jenis tangki berdasarkan konstruksi atau cara pembuatanya dibedakan atas: 1. Tangki las

2. Tangki keling 3. Tangki mur-baut

2. Bagian-bagian Tangki Adapun bagian-bagian tangki dalam A adalah sebagai berikut:

ole

: Lubang lalu orang untuk keperluan pameriksaan, pembersihan, maupun perbaikan dalam tangki. Terdapat pada atap maupun dinding tangki.

m Breaker

: Safety device untuk memasukan udara ke dalam tangki sebagai pencegah vacum dalam tangki.

arester

: Safety device untuk menceegah api balik di atap tangki (vacum breaker)

Sprinkle

: Air yang digunakan untuk mendinginkan dinding tangki.

chamber

: Busa untuk memadamkan ketika terjadi kebakaran pada tangki.

tch

: Lubang untuk memasukan roll meter atau deep stick guna mengukur level tangki.

plate

: Plate yang terletak di tepi atap tangki yang berfungsi untuk meratakan aliran dari water

n Content

eather

sprinkle ke dinding tangki. : Alat yang berfungsi untuk mendeteksi kandungan oksigen dalam tangki guna memperkecil kemungkinan terjadinya segitiga api. : pipe line untuk keluar/masuknya gas blanket untuk gas pernafasan pada tangki. : safety device untuk membuang tekanan berlebih gas pada tangki.

Rail

: Sebagai pengaman maupun pencegah elektrostatik

Switch

: Safety device untuk mendeteksi level fluida dalam tangki high-high level maupun low-low level. : untuk mengisi fluida dalam tangki. : untuk mengosongkan atau mengalirkan fluida keluar dari tangki.

pipe

: Untuk membuang air di dasar tangki minyak.

a

: fasilitas/akses untuk naik ke atap tanki guna pengecekan, pengukuran level, maupun perbaikan pada atap tangki. Diposkan oleh Vito Ivan di 01:59 Tidak ada komentar:

Oil Separator Sumur hydricarbon pada umumnya memproduksi fluida multiphase. Fluida sebagian besar terdiri dari gas, minyak, dan air. Masing-masing fluida ini merupakan fariasi yang berbeda untuk pengukuran dan memprosesnya. Untuk itu perlu dipisahkan dengan alat pemisah. Peralatan yang digunakan untuk proses pemisah

adalah separator minyak dan gas, water separator, dan knock outs, de-emulsifier, Coalescers ( mist extractor ) dan scrubber. Untuk pemisahan fluida dari well yang akan diproduksi biasanya memakai unit production separator. Production separator adalah alat yang digunakan untuk memisahkan phasephase fluida seperti gas, minyak, dan air. Jenis separator berdasarkan bentuknya dibedakan menjadi 3 yaitu:

1. 2. 3. 4.

1. 2.

1. 2. 3. 4. 5. 1. 2. 3.

-

Vertical

-

Horizontal

-

Sperical

Kelebihan separator vertical antara lain : Separator vertical dapat menangani slug cairan dalam jumlah yang relatif besar tanpa terjadi liquid carryover pada outlet gas. Separator vertical dapat menangani pasir dalam jumlah yang lebih besar. Meminimalisasi turbulensi pada bagian gas di separator untuk memastikan pengendapan yang baik. Memiliki mist extractor di dekat outlet gas untuk menangkap dan menggumpalkan partikel cairan yang lebih kecil yang tidak dapat dibuang dengan pengendapan gravitasi. Adapun kekurangan dari separator vertical antara lain : Separator vertical lebih mahal pembuatannya, dan juga lebih mahal biaya pengiriman ke lokasi. Separator vertical untuk kapasitas yang sama, biasanya memiliki ukuran yang lebih besar dari separator horisontal. Hal ini disebabkan aliran gas ke arah atas pada separator vertical bertentangan dengan arah jatuhnya droplet cairan. Separator horizontal merupakan separator yang bentuknya memanjang kesamping. Fluida akan mengalir masuk menuju inlet, menabrak penghalang bersudut, kemudian kerangka separator, yang menghasilkan pemisahan utama yang efisien seperti halnya pada separator horizontal. Kelebihan separator horizontal antara lain : Separator horizontal memiliki luas batas antar muka gas-cairan yang lebih besar, sehingga memperbolehkan kecepatan gas yang lebih tinggi. Separator horizontal dapat menangani gas dalam jumlah yang besar secara ekonomis dan efisien. Separator horizontal lebih murah untuk dibuat dan dikirim ke lokasi dibandingkan separator vertikal. Separator horizontal lebih mudah dan lebih murah untuk dipasang dan diperbaiki. Separator horizontal meminimalisasi terjadinya turbulensi dan buih. Adapun kekurangan dari separator horizontal antara lain : Pengaturan tingkat cairan sangat penting, dan ruangan untuk buih agak terbatas. Separator horizontal lebih sulit dibersihkan, sehingga tidak dianjurkan untuk digunakan pada sumur yang memproduksi banyak pasir. Kebutuhan ruangan separator horizontal dapat dikurangi dengan menumpuk beberapa separator horizontal pada pemisahan bertingkat.

1. 2. 3.

1.

Separator spherical didesain untuk mengoptimalkan penggunaan semua metode pemisahan gas dan cairan seperti pengendapan gravitasi, penurunan kecepatan, gaya sentrifugal dan kontak permukaan. Aliran inlet dialihkan, sehingga aliran sumur menyebar mengelilingi dinding separator. Cairan dipisahkan menjadi dua aliran yang bergabung kembali setelah melewati setengah dari dinding separator, kemudian jatuh ke bagian penampungan cairan. Kelebihan separator spherical antara lain : Separator spherical murah, lebih murah dari separator vertikal maupun horisontal. Separator spherical berukuran kecil, dan memberikan fasilitas pembersihan sumur dan pengeringan dari bawah yang lebih baik dari separator vertikal. Separator spherikal dapat digunakan untuk aliran sumur dengan GOR rendah sampai menengah. Adapun kekurangan dari separator spherical antara lain : Pengaturan tingkat cairan sangat penting bagi efisiensi separator spherical. Separator spherikal memiliki ruangan untuk buih dan bagian pengendapan cairan yang terbatas. Karena keterbatasan ruang dalam, separator spherikal sulit digunakan untuk pemisahan tiga fasa (gas-minyak-air).

Metode yang digunakan dalam memisahkan fluida berdasarkan phasenya dibedakan menjadi 4, yaitu: Setling

: adalah separator yang proses pemisahan fluidanya dengan cara diendapkan secara natural berdasarkan perbedaan berat jenis (SG).

Electric

Thermal

e Separator

: adalah separator yang proses pemisahan fluidanya dengan memberikan arus listik pada fluida, sehingga emulsi-emulsi air dapat terkupul dan terpisahkan. : adalah separator yang proses pemisahan fluidanya dengan cara menaikan themperature fluida. Yaitu untuk mengusir fraksi ringan atau gas yang terkandung dalam liquid dengan cara menguapkannya. -

Chemical

: Separator ini memisahkan fluida dengan cara injeksi

chemical/ additive/ bahan kimia berupa de-emulsifier. Sehingga emulsi-emulsi air dapat terpisahkan.

Sedangkan jumlah phase yang dipisahkan dalam fluida dibedakan menjadi 2, yaitu: : Separator yang memisahkan dua phase fluida. Dapat berupa minyak dan air, gas dan minyak, maupun air dan gas.

ase Separator : Separator yang memisahkan tiga phase fluida sekaligus yaitu gas, air, dan minyak.

Separator merupakan salah satu jenis vesel. Jenis vesel dapat dibedakan atau diberi nama lain sesuai dengan fungsinya masing-masing. Pada instalasi gas separator diberi nama lain, karena fungsi–fungsi yang dilakukannya didalam sistem proses. Sebuah Scrubber melakukan kerja yang sama pada sebuah Knockout drum. Tetapi, biasanya Scrubber memisahkan suatu flow yang berisi rasio tinggi gas dan cairan. Knockout drum digunakan jika cairan mengalir bersama gas.

Bagian-bagian dalam dari separator horizontal adalah sebagai berikut:

ector

: Merupakan sebuah plate yang terletak di dalam separator yang berfungsi untuk memecah aliran yang masuk.

ightening vanes

: Merupakan plate yang disusun ke atas yang berfungsi untuk menjaga

kestabilan permukaan liquid.

r

: Sebuah plate / bendungan yang berfungsi untuk memisahkan minyak dari air, dan mencegah masuknya air ke dalam tampungan minyak. Extractor

: Berfungsi untuk mencegah / menangkap minyak atau kondensat yang terikut dalam gas.

ex Breaker

: Berfungsi untuk mencegah pusaran pada outlet liquid.

Adapun perlengkapan di luar sparator sebagai berikut: : Merupakan tempat masuknya fluida ke dalam separator. : Merupakan tempat keluarnya fluida yang telah terseparasi attau terpisahkan, berupa gas outlet, oil outlet, dan water outlet. gauge

meter

uge

: Berfungsi sebagai indikator tekanan dalam separator : Berfungsi sebagai indikator temperature dalam separator. : Berfungsi sebagai indikator level air maupun minyak dalam separator.

wn Valve

: Safety device yang dapat mematikan proses jika tekanan melebihi ambang batas yang telah ditentukan.

ntrol Valve

: Valve yang berfungsi mengatur level cairan (oil/water) dengan cara mengatur aliran outlet.

Control Valve

: Valve yang berfungsi mengatur aliran/tekanan gas dalam separator.

Safety Valve : Safety device yang berfungsi untuk membuang tekanan gas ketika tekanan dalam separator melebihi batas aman dan PCV sudah tidak dapat mengatasi kelebihan tekanan tersebut (bukaan peuh).

Meter

: Untuk menghitung kapasitas/volum minyak yang terproduksi

corder

: Untuk menghitung jumlah gas yang terproduksi.

disk

: safety device berupa plate untuk membuang tekanan gas yang pecah/beroprasi

e

ketika PSV sudah tidak dapat menanggulangi tekanan yang berlebih. : Berfungsi untuk membuang sedimen dalam separator, juga dapat digunakan untuk mengosongkan separator. : Lubang untuk masuknya orang yang dibuka/digunakan pada waktu-waktu tertentu seperti untuk pembersihan.

http://paidixxx.blogspot.com/2012/04/storage-tank.html