ANALISIS PENGARUH JENIS DAN KONSENTRASI SURFAKTAN PADA PIPA MINYAK BERSIFAT PARAFFINIC WAX DARI LAPANGAN “X” (STUDI LABORATURIUM DAN SIMULASI)
TUGAS AKHIR
Oleh: YVAN CHRISTIAN NIM 12205010
Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2010
ANALISIS PENGARUH JENIS DAN KONSENTRASI SURFAKTAN PADA PIPA MINYAK BERSIFAT PARAFFINIC WAX DARI LAPANGAN “X” (STUDI LABORATURIUM DAN SIMULASI)
TUGAS AKHIR
Oleh: YVAN CHRISTIAN NIM 12205010
Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan Institut Teknologi Bandung
Disetujui oleh: Dosen Pembimbing Tugas Akhir, Tanggal.......................................
______________________________ (Dr. Ir. Leksono Mucharam)
Analisis Pengaruh Jenis dan Konsentrasi Surfaktan Terhadap Kehilangan Tekanan Pada Pipa Minyak Bersifat Paraffinic Wax dari Lapangan “X” (Studi Laboratorium dan Simulasi) Analysis of Surfactant Types and Concentration Effect to Pressure Loss of Paraffinic Wax Oil Pipeline from “X” Field (Laboratory Study and Simulation) Oleh: Yvan Christian Sari Sejak digunakan sebagai fluida untuk injeksi kimia ke dalam reservoir, surfaktan telah memperoleh pengakuan dari industri perminyakan untuk meningkatkan faktor perolehan dari suatu reservoir minyak. Dalam perkembangannya, surfaktan kemudian diinjeksikan juga ke dalam pipa untuk mengurangi gaya tarik fluida dalam pipa. Hal ini akan mengurangi gaya gesek fluida terhadap pipa, sehingga menyebabkan pengurangan kehilangan tekanan dalam pipa. Salah satu cara mengetahui nilai friksi adalah dengan menggunakan Renault Number yang memperhitungkan parameter viskositas fluida. Untuk itu, dilakukan penelitian untuk mempelajari pengaruh jenis dan konsentrasi surfaktan terhadap viskositas minyak dan kehilangan tekanan dalam pipa. Kata kunci: Surfaktan, Gaya Tarik, Friksi, Kehilangan Tekanan, Viskositas, Abstract Since its use as a fluid for chemical injection into reservoir, surfactant has received acknowledgement from oil industry to increase recovery factor from an oil reservoir. In its development, surfactant is also injected into pipeline to decrease drag force of the fluid inside the pipe. This phenomenon will decrease the friction force of fluid against the inside wall of the pipe, which in turn will decrease the pressure loss along the pipeline. One way to determine the value of friction is by using Renault Number, which considers the viscosity parameter of the fluid. Therefore, a research was conducted in order to study the effect of the type and concentration of surfactant to the oil viscosity and pressure loss inside the pipe. Keywords: Surfactant, Drag Force, Friction, Pressure Loss, Viscosity
I.
PENDAHULUAN
Surfaktan telah bertahun-tahun digunakan dalam industri perminyakan sebagai fluida injeksi yang digunakan dalam salah satu metode peningkatan perolehan minyak (enhanced oil reservoir). Surfaktan meningkatkan nilai faktor perolehan dengan menurunkan saturasi residual minyak. Hal ini disebabkan oleh sifat surfaktan yang menurunkan tegangan antarmuka minyak dengan batuan, sehingga minyak lebih mudah lepas dari batuan dan mengalir. Salah satu kegunaan lain dari surfaktan adalah sebagai Drag Reducer Agent (DRA). Drag Reducer Agent adalah suatu senyawa Yvan Christian, 12205010, Sem 2 2009/2010
kimia tertentu yang memiliki kemampuan untuk mengurangi gaya gesek (friksi) antara dua permukaan yang bersentuhan. Hal ini yang mendasari penggunaan DRA, karena dalam tahap transportasi fluida (dalam hal ini minyak) melalui pipa, minyak akan bersentuhan dengan dinding pipa bagian dalam dan mengakibatkan friksi. Akibat adanya friksi tersebut, akan terjadi kehilangan tekanan sepanjang jalur pipa. Jika kehilangan tekanan yang terjadi terlalu besar, minyak yang dialirkan tidak akan memiliki energi yang cukup untuk tetap mengalir. Untuk itu, pada beberapa lapangan, dapat dijumpai pompa pada jalur pipa untuk memberikan energi kepada minyak 1
untuk dapat terus mengalir menuju lokasi yang diinginkan. Penggunaan DRA yang mengurangi friksi, akan mengurangi jumlah pompa atau daya listrik yang dibutuhkan untuk pompa, sehingga mengurangi biaya operasional lapangan tersebut. Kegunaan lain dari DRA adalah meningkatkan kapasitas pipa untuk mengalirkan minyak. Ketika laju alir minyak di suatu lapangan ingin ditingkatkan, salah satu hal yang perlu dipertimbangkan adalah kapasitas pipa. Jika laju alir minyak yang diinginkan lebih besar daripada kapasitas pipa yang sedang digunakan, maka perlu dilakukan instalasi pipa baru dengan kapasitas yang lebih besar. Hal yang biasa dilakukan adalah dengan mengganti pipa dengan pipa berukuran (diameter) lebih besar. Untuk melakukan penggantian pipa, maka aliran minyak harus dihentikan atau dialihkan sementara, sehingga menimbulkan biaya tambahan selain dari biaya instalasi pipa yang baru. Injeksi DRA ke dalam pipa dapat menjadi solusi alternatif untuk masalah peningkatan kapasitas pipa. Karena DRA bekerja dengan mengurangi friksi yang kemudian mengurangi kehilangan tekanan di sepanjang pipa, maka dengan tekanan operasi yang sama seperti sebelumnya, kapasitas pipa yang digunakan dapat ditingkatkan. Mekanisme kerja surfaktan dalam mengurangi friksi dalam pipa sebenarnya masih belum diketahui secara pasti. Tetapi, surfaktan dikatakan mempunyai karakteristik untuk mencari permukaan untuk melekat. Hal ini disebabkan oleh bentuk molekul surfaktan yang mempunyai bagian “kepala” dan “ekor”. Jika surfaktan diinjeksikan ke dalam aliran minyak dalam pipa, bagian “kepala” surfaktan akan menempel kepada molekul permukaan minyak, sedangkan bagian “ekor” surfaktan akan menempel kepada dinding pipa bagian dalam. Fenomena tersebut akan membentuk suatu lapisan yang menyebabkan minyak tidak bergesekan secara langsung, sehingga akan mengurangi gaya friksi antara minyak dan pipa. Pengurangan gaya friksi inilah yang akhirnya mengurangi kehilangan tekanan dalam pipa.
gesekan (friksi) antara fluida dengan dinding bagian dalam dari pipa. Besarnya friksi suatu aliran dalam pipa dipengaruhi oleh, antara lain faktor kekasaran permukaan bagian dalam pipa dan jenis aliran fluida itu sendiri. Informasi mengenai besarnya nilai faktor gesekan adalah penting untuk diketahui, karena informasi nilai tersebut dapat menentukan besarnya kehilangan tekanan yang terjadi di sepanjang pipa. Bilangan Reynold Pada abad ke-19, Ostwald Reynold menemukan jenis-jenis aliran fluida ketika melakukan percobaan menggunakan tinta pada air yang mengalir. Pada percobaan tersebut, terlihat bahwa aliran tinta yang dimasukkan ke dalam aliran air berupa osilasi. Tetapi, pada kecepatan alir yang lain, aliran tinta tidak berupa osilasi, melainkan sejajar (linear) dengan arah aliran air. Untuk menghormati penemuannya ini, dibuatlah konsep Bilangan Reynold yang menentukan apakah suatu aliran dikategorikan sebagai aliran laminar, turbulen, atau transisi (di antara laminar dan turbulen). Bilangan Reynold dapat dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut: ……… (1) di mana: γL = specific gravity fluida, tanpa satuan qL = laju alir fluida, barel/hari di
= diameter dalam pipa, inch
μ
= viskositas fluida, cp
Pada percobaan dengan Fann VG Viscomenter, di mana laju alir fluida disebabkan oleh perputaran rotor, persamaan untuk Bilangan Reynold adalah sebagai berikut: ......... (2) di mana: Ω = rotasi rotor per menit
II.
ALIRAN FLUIDA DALAM PIPA
Aliran fluida dalam pipa terjadi karena adanya perbedaan tekanan antara kedua ujung pipa. Dalam alirannya di dalam pipa, dapat terjadi kehilangan tekanan karena beberapa hal, seperti terjadinya Yvan Christian, 12205010, Sem 2 2009/2010
κ = perbandingan diameter rotor dan diameter cup R = diameter cup, inch μ = viskositas fluida, cp
2
Kisaran Bilangan Reynold untuk menentukan jenis aliran fluida adalah sebagai berikut: Re < 2000, aliran laminar 2000 < Re < 4000, aliran transisi Re > 4000, aliran turbulen
memutar bob di sebelah dalam rotor. Perputaran bob akan mengakibatkan simpangan yang dapat dilihat dan dibaca sebagai dial reading (θ). Pada percobaan ini, diameter rotor yang digunakan adalah 3.87 inch. Viskositas Nyata
Faktor gesekan (friction factor) adalah nilai dari besarnya hambatan yang diberikan suatu permukaan yang diakibatkan oleh terjadinya gesekan (friksi) antara fluida yang mengalir dengan permukaan tersebut. Persamaan untuk faktor gesekan berbeda tergantung dari jenis alirannya, apakah alirannya turbulen atau laminar. Untuk jenis aliran fluida laminar, faktor gesekan dapat ditentukan dengan persamaan berikut:
Viskositas nyata adalah nilai viskositas suatu fluida pada nilai laju geser tertentu. Viskositas nyata perlu diketahui untuk menghitung Bilangan Reynold. Untuk menentukan nilai dari viskositas nyata, dibutuhkan nilai tegangan geser (shear stress) pada laju geser (shear rate) tertentu. Sehingga nilai dari viskositas nyata dapat dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut: ……… (6)
……… (3) Sementara, untuk persamaan faktor gesekan pada aliran turbulen dipengaruhi oleh kekasaran pipa yang digunakan. Misalnya untuk pipa halus dan NRe < 105, dapat digunakan korelasi Blasius: ……… (4) Dengan mengetahui nilai faktor gesekan, dapat ditentukan besarnya kehilangan tekanan dalam pipa dengan persamaan sebagai berikut:
di mana: μa = viskositas nyata, centipoises τ
= tegangan geser, dyne/cm2
γ
= laju geser, 1/detik
Untuk penggunaan alat Fann VG Viscometer, nilai tegangan geser dan laju geser dapat ditentukan dari dial reading dan putaran per menit (rotation per minute, RPM). Persamaannya adalah sebagai berikut: ……… (7)
……… (5)
……… (8)
di mana: ΔP = kehilangan tekanan, psi
di mana:
qL = laju alir fluida, barel/hari
θ
= dial reading
γ = perbandingan massa jenis fluida terhadap air (specific gravity)
N
= rotasi per menit (RPM)
L
= panjang pipa, feet
di
= diameter pipa bagian dalam, inch
Fann VG Viscometer Fann VG Viscometer adalah alat untuk mengukur viskositas nyata (apparent viscosity) dari suatu fluida. Alat ini dapat memberikan putaran sebesar 3 RPM, 6 RPM, 100 RPM, 200 RPM, 300 RPM, dan 600 RPM. Besarnya putaran tersebut ditransmisikan kepada fluida melalui sebuah rotor. Fluida dalam cup akan ikut berputar dan kemudian Yvan Christian, 12205010, Sem 2 2009/2010
III. ALAT DAN BAHAN Alat dan bahan yang digunakan dalam percobaan ini adalah sebagai berikut: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.
Fann VG Viscometer Fann thermo cup Termometer Gelas ukur Neraca elektrik Batang pengaduk Pipet tetes Sampel minyak dari lapangan X yang bersifat paraffinic wax. 3
9. Surfaktan 10A 10. Surfaktan 13A* IV. PROSEDUR PERCOBAAN Percobaan Laboraturium Untuk memulai percobaan ini, terlebih dahulu dipersiapkan sampel minyak yang akan diuji. Pada percobaan ini, konsentrasi surfaktan 10A dan 13A* pada sampel minyak adalah 100 ppm, 200 ppm, dan 300 ppm. Larutan surfaktan dengan konsentrasi tersebut dapat dibuat dari larutan surfaktan dengan konsentrasi awal 1000 ppm yang kemudian diencerkan.Percobaan ini berlangsung pada beberapa temperatur berbeda yang dapat diatur di Fann thermo cup. Temperatur yang digunakan adalah 100 oF, 110 oF, 120 oF, 130 oF, dan 140 oF.
Data-data input tersebut kemudian disimulasikan sehingga mendapatkan tekanan pipa pada ujung hulu pipa (inlet pressure). Data inlet pressure untuk penggunaan surfaktan yang berbeda dengan berbagai konsentrasi uji, kemudian dimasukkan sebagai input data. Kali ini, laju alir fluida dijadikan sebagai variabel yang dicari (unknown variable). V.
DATA DAN PENGOLAHAN DATA
Data API minyak yang digunakan adalah sebesar 30 oAPI. SG (specific gravity, γ) dapat ditentukan dari API dengan persamaan berikut: ……… (9) Maka,
Setelah sampel disiapkan, sampel dimasukkan ke dalam Fann thermo cup, yang kemudian dipasangkan pada Fann VG Viscometer sampai bob di bagian dalam rotor terendam seluruhnya oleh minyak. Fann thermo cup kemudian diatur dengan temperatur uji terendah, yaitu 100 oF. Setelah mencapai temperatur tersebut, Fann VG Viscometer dinyalakan dengan RPM terendah, yaitu 3. Jika jarum penunjuk pada alat Fann VG Viscometer mulai stabil, angka yang ditunjukkan diambil sebagai dial reading pada RPM tersebut. Jika dial reading pada 100 oF dan 3 RPM telah didapat, maka percobaan dilanjutkan dengan menaikkan RPM sampai kepada 600 RPM. Selanjutnya, temperatur pada Fann thermo cup dapat dinaikkan ke temperatur uji berikutnya, yaitu 110 oF. Demikian seterusnya sampai kepada temperatur dan RPM uji akhir (140 oF dan 600 RPM).
Dengan asumsi densitas air adalah 1 gram/cc, maka densitas minyak adalah 0,876 g/cc. Data Profil Pipa untuk Simulasi a.
Kasus 2 Pipa memiliki segmen yang masuk ke dalam sungai. Pipa mulai masuk ke dalam sungai setelah berjarak 45 km dari ujung hulu. Panjang = 70 km OD pipa = 24 in ID pipa = 19,311 in Panjang pipa dalam sungai = 200 m Kekasaran = 0,001 in
c.
Kasus 3 Pipa memiliki segmen yang masuk ke dalam sungai dan berdiameter lebih kecil dari pipa sebelum dan setelah masuk ke sungai. Pipa mulai masuk ke dalam sungai setelah berjarak 45 km dari ujung hulu.
Data yang didapatkan dari percobaan laboraturium di atas, kemudian dimasukkan sebagai input ke dalam simulasi dengan software PipeSim 2000. Input dari hasil percobaan adalah API dan kisaran viskositas. Beberapa data lain, di antaranya:
Yvan Christian, 12205010, Sem 2 2009/2010
= 70 km =0m = 24 in = 19,311 in = 0,001 in
b.
Simulasi Percobaan
Tekanan ujung hilir pipa (Pout) = 60 psia Laju alir fluida = 21000 barel/hari Persamaan aliran = Moody (satu fasa) Temperatur ambien udara = 20 oC Temperatur ambien air = 14 oC
Kasus 1 Pipa lurus. Panjang Elevasi OD pipa ID pipa Kekasaran
4
Panjang = 70 km OD pipa = 24 in ID pipa = 19,311 in Panjang pipa dalam sungai = 200 m OD pipa dalam sungai = 8 in ID pipa dalam sungai = 6,815 in Kekasaran = 0,001 in
600 2.
19
96,463
1022,4
9,434957
Minyak dengan Surfaktan 10A a. Konsentrasi 100 ppm Tabel 6 - 100 oF
RPM
θ
τ
γ
μa
Berikut adalah data yang dihasilkan selama percobaan:
100
22
111,694
170,4
65,54812
200
34
172,618
340,8
50,65082
1.
300
44
223,388
511,2
43,69875
600
68
345,236
1022,4
33,76721
Minyak tanpa surfaktan
Tabel 1 - 100 oF RPM
θ
τ
γ
μa
100
29
147,233
170,4
86,40434
200
42
213,234
340,8
62,56866
300
55
279,235
511,2
54,62344
600
98
497,546
1022,4
48,66451
Tabel 2 - 110 oF RPM
θ
τ
γ
μa
100
9
45,693
170,4
26,81514
200
15
76,155
340,8
22,34595
300
23
116,771
511,2
22,84253
600
40
203,08
1022,4
19,86307
Tabel 3 - 120 oF RPM
θ
τ
γ
μa
100
6
30,462
170,4
17,87676
200
11
55,847
340,8
16,38703
300
16
81,232
511,2
15,89045
600
32
162,464
1022,4
15,89045
Tabel 4 - 130 oF RPM
θ
τ
γ
μa
100
5
25,385
170,4
14,8973
200
8
40,616
340,8
11,91784
300
11
55,847
511,2
10,92469
600
22
111,694
1022,4
10,92469
Tabel 5 - 140 oF RPM
θ
τ
γ
μa
100
3
15,231
170,4
8,93838
200
6
30,462
340,8
8,93838
300
9
45,693
511,2
8,93838
Yvan Christian, 12205010, Sem 2 2009/2010
Tabel 7- 110 oF RPM
θ
τ
γ
μa
100
7
35,539
170,4
20,85622
200
12,5
63,4625
340,8
18,62163
300
20
101,54
511,2
19,86307
600
40
203,08
1022,4
19,86307
Tabel 8 – 120 oF RPM
θ
τ
γ
μa
100
5
25,385
170,4
14,8973
200
8
40,616
340,8
11,91784
300
11
55,847
511,2
10,92469
600
21
106,617
1022,4
10,42811
Tabel 9 – 130 oF RPM
θ
τ
γ
μa
100
3
15,231
170,4
8,93838
200
6
30,462
340,8
8,93838
300
10
50,77
511,2
9,931534
600
17
86,309
1022,4
8,441804
Tabel 10 – 140 oF RPM
θ
τ
γ
μa
600
14
71,078
1022,4
6,952074
300
7
35,539
511,2
6,952074
200
5
25,385
340,8
7,44865
100
3
15,231
170,4
8,93838
b.
Konsentrasi 200 ppm
Tabel 11 – 100 oF RPM
θ
τ
γ
μa 5
100
17
86,309
170,4
50,65082
RPM
θ
τ
γ
μa
200
27
137,079
340,8
40,22271
100
6
30,462
170,4
17,87676
300
36
182,772
511,2
35,75352
200
11
55,847
340,8
16,38703
600
62
314,774
1022,4
30,78775
300
17
86,309
511,2
16,88361
600
35
177,695
1022,4
17,38018
Tabel 12 – 110 F o
Tabel 18 – 120 oF
RPM
θ
τ
γ
μa
100
6
30,462
170,4
17,87676
RPM
θ
τ
γ
μa
200
10
50,77
340,8
14,8973
100
5
25,385
170,4
14,8973
300
15
76,155
511,2
14,8973
200
9
45,693
340,8
13,40757
600
29
147,233
1022,4
14,40072
300
13
66,001
511,2
12,91099
600
24
121,848
1022,4
11,91784
Tabel 13 – 120 oF Tabel 19 – 130 oF
RPM
θ
τ
γ
μa
100
4
20,308
170,4
11,91784
RPM
θ
τ
γ
μa
200
8
40,616
340,8
11,91784
100
3
15,231
170,4
8,93838
300
11
55,847
511,2
10,92469
200
6
30,462
340,8
8,93838
600
21
106,617
1022,4
10,42811
300
9
45,693
511,2
8,93838
600
16
81,232
1022,4
7,945227
Tabel 14 – 130 oF Tabel 20 – 140 oF
RPM
θ
τ
γ
μa
100
3
15,231
170,4
8,93838
RPM
θ
τ
γ
μa
200
6
30,462
340,8
8,93838
100
3
15,231
170,4
8,93838
300
9
45,693
511,2
8,93838
200
5
25,385
340,8
7,44865
600
17
86,309
1022,4
8,441804
300
7
35,539
511,2
6,952074
600
13
66,001
1022,4
6,455497
Tabel 15 – 140 F o
3.
Minyak dengan Surfaktan 13A* a. Konsentrasi 100 ppm
RPM
θ
τ
γ
μa
100
3
15,231
170,4
8,93838
200
5
25,385
340,8
7,44865
300
8
40,616
511,2
7,945227
RPM
θ
τ
γ
μa
600
15
76,155
1022,4
7,44865
100
17
86,309
170,4
50,65082
200
29
147,233
340,8
43,20217
300
35
177,695
511,2
34,76037
600
59
299,543
1022,4
29,29802
c.
Konsentrasi 300 ppm
Tabel 16 – 100 F o
Tabel 21 – 100 oF
RPM
θ
τ
γ
μa
100
16
81,232
170,4
47,67136
200
24
121,848
340,8
35,75352
RPM
300
31
157,387
511,2
30,78775 27,31172
600
55
279,235
1022,4
Tabel 17 – 110 F o
Yvan Christian, 12205010, Sem 2 2009/2010
Tabel 22 – 110 oF θ
τ
γ
μa
100
6
30,462
170,4
17,87676
200
12
60,924
340,8
17,87676
300
16
81,232
511,2
15,89045
600
30
152,31
1022,4
14,8973
6
Tabel 23 – 120 oF RPM
θ
τ
γ
100
3
15,231
170,4
8,93838
μa
200
6
30,462
340,8
8,93838
9
45,693
511,2
8,93838
16
81,232
1022,4
7,945227
100
5
25,385
170,4
14,8973
300
200
8
40,616
340,8
11,91784
600
300
12
60,924
511,2
11,91784
600
24
121,848
1022,4
11,91784
Tabel 24 – 130 oF
Tabel 30 – 140 oF RPM
θ
τ
γ
μa
100
3
15,231
170,4
8,93838
RPM
θ
τ
γ
μa
200
5
25,385
340,8
7,44865
100
3
15,231
170,4
8,93838
300
8
40,616
511,2
7,945227
200
7
35,539
340,8
10,42811
600
15
76,155
1022,4
7,44865
300
9
45,693
511,2
8,93838
600
19
96,463
1022,4
9,434957
c.
Konsentrasi 300 ppm
Tabel 31 – 100 oF Tabel 25 – 140 oF Dial reading tidak dapat dibaca pada setiap RPM, dikarenakan tidak kunjung stabil.
b.
Konsentrasi 200 ppm
RPM
θ
τ
γ
μa
100
15
76,155
170,4
44,6919
200
24
121,848
340,8
35,75352
300
32
162,464
511,2
31,78091
600
59
299,543
1022,4
29,29802
Tabel 26 – 100 F o
Tabel 32 – 110 oF
RPM
θ
τ
γ
μa
100
10
50,77
170,4
29,7946
RPM
θ
τ
γ
μa
200
18
91,386
340,8
26,81514
100
9
45,693
170,4
26,81514
300
25
126,925
511,2
24,82883
200
16
81,232
340,8
23,83568
600
46
233,542
1022,4
22,84253
300
18
91,386
511,2
17,87676
600
34
172,618
1022,4
16,88361
Tabel 27 – 110 F o
Tabel 33 – 120 oF
RPM
θ
τ
γ
μa
100
5
25,385
170,4
14,8973
RPM
θ
τ
γ
μa
200
10
50,77
340,8
14,8973
100
6
30,462
170,4
17,87676
300
14
71,078
511,2
13,90415
200
10
50,77
340,8
14,8973
13,90415
300
14
71,078
511,2
13,90415
600
27
137,079
1022,4
13,40757
600
28
142,156
1022,4
Tabel 28 – 120 oF Tabel 34 – 130 oF
RPM
θ
τ
γ
μa
100
4
20,308
170,4
11,91784
RPM
θ
τ
γ
μa
200
8
40,616
340,8
11,91784
100
4
20,308
170,4
11,91784
300
11
55,847
511,2
10,92469
200
7
35,539
340,8
10,42811
600
23
116,771
1022,4
11,42126
300
10
50,77
511,2
9,931534
600
19
96,463
1022,4
9,434957
Tabel 29 – 130 F o
RPM
θ
τ
γ
μa
Yvan Christian, 12205010, Sem 2 2009/2010
Tabel 35 – 140 oF
7
RPM
θ
τ
γ
μa
100
3
15,231
170,4
8,93838
200
5
25,385
340,8
7,44865
300
8
40,616
511,2
7,945227
600
15
76,155
1022,4
7,44865
VI. PEMBAHASAN Penurunan Kehilangan Tekanan oleh Surfaktan 10A Hasil pengolahan data di atas menunjukkan adanya hubungan antara konsentrasi surfaktan dan temperatur percobaan dengan viskositas nyata minyak (μa). Kenaikan temperatur berbanding terbalik dengan viskositas nyata minyak, dalam arti bahwa semakin tinggi temperatur percobaan, viskositas nyata minyak semakin rendah. Sedangkan semakin tinggi konsentrasi surfaktan, pada umumnya, nilai viskositas nyata minyak semakin kecil. Tendensi tersebut mengalami deviasi pada temperatur 110 dan 120 oF, di mana pada konsentrasi 300 ppm, nilai viskositas nyata yang dihasilkan lebih besar dari nilai pada konsentrasi 200 ppm. Perubahan konsentrasi Surfaktan 10A memberikan penurunan viskositas yang signifikan pada temperatur 100 oF. Dengan memberikan 100 ppm kepada minyak awal (belum diberikan surfaktan), viskositas nyata minyak berkurang dari sekitar 63 cp menjadi sekitar 48 cp, menghasilkan perbedaan sebesar 15 cp. Penambahan konsentrasi menjadi 200 ppm kemudian mengurangi viskositas minyak sekitar 9 cp, menjadi 39 cp. Penambahan berikutnya menjadi 300 ppm hanya menurunkan viskositas sebesar kurang lebih 4 cp, menjadi 35 cp. Dari data-data di atas, dapat dilihat bahwa viskositas nyata minyak rata-rata terendah terdapat pada konsentrasi 300 ppm dan temperatur 140 oF. Tetapi, jika dilihat segi efektivitas, kerja paling baik Surfaktan 10A adalah pada temperatur 100 oF dan konsentrasi 300 ppm. Hal ini karena pada kondisi tersebut, penurunan viskositas dari kondisi awal (minyak tanpa surfaktan pada temperatur percobaan yang sama) adalah yang paling besar, yaitu sekitar sebesar 28 cp. Selain itu, temperatur juga mempunyai efek yang baik dalam penurunan viskositas nyata minyak. Penurunan viskositas terbesar terjadi kenaikan temperatur dari 100 oF
Yvan Christian, 12205010, Sem 2 2009/2010
menjadi 110 oF, menghasilkan penurunan sekitar 40 cp. Penurunan Kehilangan Tekanan oleh Surfaktan 13A* Sama seperti kondisi pada Surfaktan 10A, pada umumnya viskositas menurun dengan kenaikan temperatur dan konsentrasi surfaktan. Akan tetapi dapat dilihat bahwa untuk setiap temperatur percobaan (kecuali temperatur tertinggi, yaitu 140 o F) nilai viskositas kembali meningkat dengan bertambahnya konsentrasi Surfaktan 13A* dari 200 ppm menjadi 300 ppm. Hal ini dapat diakibatkan oleh pada konsentrasi 300 ppm, Surfaktan 13A* justru membentuk suatu emulsi dengan sampel minyak sehingga menyebabkan sampel minyak lebih kental dari sampel minyak dengan konsentrasi Surfaktan 13A* 200 ppm. Tendensi kembali meningkatnya nilai viskositas minyak tidak terjadi pada temperatur 140 oF. Pada temperatur ini, viskositas pada konsentrasi 300 ppm tidak melebihi nilai viskositas pada konsentrasi pada 200 ppm, melainkan mempunyai nilai yang sama. Hal ini kemungkinan besar terjadi akibat efek temperatur yang tinggi, yang pada akhirnya menurunkan kekentalan dari emulsi yang diperkirakan terjadi pada konsentrasi 300 ppm. Pada percobaan laboraturium dengan Surfaktan 13A*, sayang sekali tidak diperoleh data nilai viskositas pada kondisi konsentrasi surfaktan sebesar 100 ppm dengan temperatur 140 oF. Hal ini disebabkan oleh pada saat percobaan dilakukan, jarum penunjuk dial reading pada Fann VG Viscometer terus bergoyang dan tidak kunjung stabil dalam menunjukkan nilai dial reading (θ). Percobaan tidak dilakukan ulang karena terbatasnya jumlah Surfaktan 13A* dan waktu percobaan. Pada percobaan dengan surfaktan ini, nilai viskositas minyak rata-rata terendah terdapat pada kondisi temperatur 140 oF dan konsentrasi surfaktan 300 ppm, yaitu 7,9 cp. Tetapi, dari segi efektivitas, kerja paling baik Surfaktan 13A* adalah pada kondisi temperatur 100 oF dan konsentrasi surfaktan 200 ppm. Kondisi percobaan tersebut menghasilkan penurunan viskositas nyata minyak sebesar 37 cp, dari 63 cp menjadi 26 cp. Hasil ini mendekati efek terbaik yang diberikan oleh kenaikan temperatur percobaan dari 63 cp pada 100 oF menjadi sekitar 23 cp pada 110 oF. 8
Simulasi Kehilangan Tekanan
-
Dengan data-data di atas, kita dapat menentukan besarnya kehilangan tekanan dalam pipa pada temperatur, jenis, dan konsentrasi surfaktan tertentu. Percobaan kali ini menggunakan software PipeSim 2000 dengan asumsi aliran fluida satu fasa (hanya minyak). Berikut adalah hasil dari simulasi menggunakan PipeSim 2000: Kasus 1: Pipa 70 km lurus dengan ukuran 24 inci.
Surfactant -
10A
13A*
0 ppm 100 ppm 200 ppm 300 ppm 100 ppm 200 ppm 300 ppm
Pout, psi
Pin, psi
ΔP, psi
60
223,446
163,4457
60
173,242
113,2418
60
128,361
68,3611
60
118,474
58,4742
60
150,070
90,0699
60
88,072
28,0718
60
114,269
54,2692
Kasus 2: Pipa sepanjang 70 km dengan 200 m segmen masuk ke dalam sungai. Pipa yang masuk ke dalam sungai berdiameter sama, yaitu 24 inci.
Surfactant -
10A
13A*
0 ppm 100 ppm 200 ppm 300 ppm 100 ppm 200 ppm 300 ppm
Pout, psi
Pin, psi
ΔP, psi
60
323,627
263,627
60
206,303
146,303
60
143,688
83,688
60
130,749
70,749
60
175,556
115,556
60
90,593
30,593
60
124,746
64,746
10A
13A*
1.
2.
5. ΔP, psi
Yvan Christian, 12205010, Sem 2 2009/2010
215,0636
60
239,076
179,076
60
162,293
102,293
60
146,674
86,6736
60
201,497
141,4968
60
97,695
37,6953
60
139,341
79,3406
Dari hasil percobaan dan simulasi yang dilakukan, maka didapatkan kesimpulan sebagai berikut:
4.
Pin, psi
275,064
VII. KESIMPULAN DAN SARAN
Kasus 3: Pipa sepanjang 70 km dengan 200 m segmen masuk ke dalam sungai. Diameter pipa yang masuk ke dalam sungai lebih kecil dari pipa di permukaan, yaitu 8 inci.
Surfactant
60
Dari hasil simulasi di atas, dapat dilihat bahwa performa surfaktan dalam menurunkan kehilangan tekanan berbanding lurus dengan konsentrasi surfaktan yang digunakan. Dan secara umum, Surfaktan 13A* memiliki performa yang lebih baik jika dibandingkan dengan Surfaktan 10A. Tetapi, terdapat anomali yang sama seperti pada percobaan laboraturium, yaitu pada Surfaktan 13A* dengan konsentrasi 300 ppm. Dengan konsentrasi 300 ppm, Surfaktan 13A* justru memperbesar nilai kehilangan tekanan sepanjangan pipa, bahkan melebihi besarnya kehilangan tekanan menggunakan Surfaktan 10A pada 300 ppm.
3.
Pout, psi
0 ppm 100 ppm 200 ppm 300 ppm 100 ppm 200 ppm 300 ppm
Kedua jenis surfaktan (Surfaktan 10A dan Surfaktan 13A*) dapat digunakan sebagai DRA (Drag Reducer Agent). Efek drag reducer Surfaktan 10A dan Surfaktan 13A* memiliki kondisi optimum yang berbeda, tergantung dari temperatur dan konsentrasi saat digunakan. Kondisi optimum untuk Surfaktan 10A pada percobaan ini adalah pada temperatur 100 oF dengan konsentrasi 300 ppm, dengan kehilangan tekanan sebesar 58,47 psia (Kasus 1), 70,75 psia (Kasus 2), dan 86,67 psia (Kasus 3). Kondisi optimum untuk Surfaktan 13A* pada percobaan ini adalah pada temperatur 100 oF dengan konsentrasi 200 ppm, dengan kehilangan tekanan sebesar 28,07 psia (Kasus 1), 30,6 psia (Kasus 2), dan 37,7 psia (Kasus 3). Surfaktan 13A* memiliki performa optimum yang lebih baik dibandingkan Surfaktan 10A
9
6.
7.
untuk penggunaan pada minyak bersifat paraffinic wax. Sampel minyak bersifat parafficinc wax yang digunakan memiliki kepekaan yang lebih besar terhadap perubahan temperatur dibandingkan dengan perubahan jenis dan atau konsentrasi surfaktan. Diameter pipa cukup berpengaruh pada kondisi tanpa surfaktan, tetapi pengaruhnya semakin kecil dengan semakin meningkatnya efektivitas surfaktan.
Dari kesimpulan di atas, disarankan untuk: 1.
2.
Menganalisis keekonomian dalam penggunaan surfaktan yang bersangkutan, untuk mengetahui biaya yang akan dikeluarkan untuk menggunakan surfaktan dibandingkan dengan menggunakan pemanas atau insulasi. Melanjutkan percobaan laboraturium menggunakan surfaktan yang bersangkutan dengan sampel minyak jenis lain.
VIII. REFERENSI 1. Campbell, Samuel E. & Jovancicevic, Vladimir. 2001. Performance Improvements From Chemical Drag Reducers. SPE. 2. Hamouda, A.A et al. 1998. Drag Reducer Performance Measurement-A Scaled-Up Laboratory Test Compared With a Field Trial. SPE. 3. Mucharam, Leksono. 2008. Liquid Flow in Pipes (Slide Kuliah). 4. Prasetyo, Indra. 2003. Drag Reducer Increases Pipeline Capacity to Accommodate the Successful of Field Development. SPE. 5. Prawesti, Annisa. 2009. Analisa Pengaruh Polymer dan Surfaktan terhadap Viskositas Minyak (Studi Laboratorium). Teknik Perminyakan ITB. 6. Schramm, Lauriel L. 2000. Surfactants: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry. Cambridge University Press.
Yvan Christian, 12205010, Sem 2 2009/2010
10
IX. LAMPIRAN Grafik Viskositas Nyata
Surfactant 10A 70
Viscosity, cp
60 50 40
0 ppm
30
100 ppm
20
200 ppm
10
300 ppm
0 100
110
120
130
140
Temperature, F
Surfactant 13A* 70
Viscosity, cp
60 50 40
0 ppm
30
100 ppm
20
200 ppm
10
300 ppm
0 100
110
120
130
140
Temperature, F
Yvan Christian, 12205010, Sem 2 2009/2010
11
Model Desain Pipa pada PipeSim Kasus 1: Pipa lurus sepanjang 70 km
Kasus 2 dan 3: Pipa sepanjang 70 km dengan segmen sepanjang 200 m yang masuk ke dalam sungai
Grafik Kehilangan Tekanan Kasus 1: Pipa lurus
Profil Tekanan Pipa (Kasus 1) 250
Tekanan Pipa, psia
200
No Surfactant
150
10A 100 ppm 10A 200 ppm 10A 300 ppm
100
13A* 100 ppm 13A* 200 ppm 50
13A* 300 ppm
0 0
10
20
30
40
50
60
70
80
Panjang Pipa, km
Yvan Christian, 12205010, Sem 2 2009/2010
12
Kasus 2: Pipa bersegmen masuk ke dalam sungai, ukuran pipa tetap (24 in)
Profil Tekanan Pipa (Kasus 2) 300
Tekanan Pipa, psia
250 No Surfactant
200
10A 100 ppm 10A 200 ppm 150
10A 300 ppm 13A* 100 ppm
100
13A* 200 ppm 13A* 300 ppm
50
0 0
10
20
30
40
50
60
70
80
Panjang Pipa, km
Yvan Christian, 12205010, Sem 2 2009/2010
13
Kasus 3: Pipa bersegmen masuk ke dalam sungai, ukuran pipa berubah (24 in – 8 in – 24 in)
Profil Tekanan Pipa (Kasus 3) 350 300
Tekanan Pipa, psia
250 No Surfactant 200
10A 100 ppm 10A 200 ppm
150
10A 300 ppm 13A* 100 ppm
100
13A* 200 ppm 13A* 300 ppm
50 0 0
10
20
30
40
50
60
70
80
Panjang Pipa, km
Yvan Christian, 12205010, Sem 2 2009/2010
14
