Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Dalam proses mengalirkan hasil eksplorasi minyak dan gas, pola aliran slug menjadi jenis aliran multifasa yang sering muncul (slugging). Fenomena ini tidak diinginkan karena dapat menyebabkan getaran mekanik yang dapat merusak pipa, pengurangan laju produksi minyak dan gas, kerusakan peralatan proses seperti separator,  kerusakan pada pipeline dan flowline yang disebabkan oleh erosi dan fatigue sebagai hasil dari penumpukan liquid dan variasi kecepatan dari partikel fluida. Berbagai teknologi digunakan dalam mengatasi permasalah tersebut, salah satu teknologi terbaru yang murah dan mudah digunakan adalah pompa multifasa. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui dampak penggunaan pompa multiphase terhadap pengurangan potensi terbentuknya slugging dalam pipa multifasa campuran minyak bumi dan gas alam. Dalam studi ini, simulasi dilakukan menggunakan simulator OLGA Dynamic Multiphase Flow 2017 2.0 dengan bantuan PVTSim 20 sebagai input perangkat lunak untuk karakteristisasi fluida menggunakan data suatu lapangan gas di Kalimantan. Variasi parameter ini dilakukan untuk mendapatkan fenomena yang terjadi pada pipa dan efeknya terhadap pola aliran, laju produksi, liquid hold-up, dan tekanan di pipeline sebagai akibat penggunaan MPP. Hasil penelitian menunjukkan semakin besar laju alir minyak dan gas, semakin stabil dan terjaminnya fluida mengalir di pipeline dengan mengalami sedikit gangguan slugging, baik terrain slugging ataupun riser-based slugging. Selain itu, peletakan posisi pompa multifasa pada jarak 20 m dari wellhead adalah jarak yang menjadi rekomendasi untuk laju alir 5 kg/s, 10 kg/s, dan 15 kg/s. Penggunaan pompa multifasa dapat menurunkan nilai liquid hold-up 0.05 hingga 0.1, meningkatkan production rate (QLT) pada bagian top riser dengan rentang 200 – 600 m3/d, dan menurunkan pressure drop sebesar 1-4 bara.

---

In the process of flowing the results of the oil and gas exploration, the slug flow pattern is a type of multiphase flow that often appears (slugging). This phenomenon is not desirable because it can cause mechanical vibrations that can damage pipes, reduce the rate of oil and gas production, damage process equipment such as separators, damage to pipelines and flowlines caused by erosion and fatigue as a result of liquid build-up and speed variations of fluid particles. Various technologies are used in overcoming these problems, one of the latest cheap and easy to use technologies is multiphase pumps. This study aims to determine the impact of the use of multiphase pumps on reducing the potential for the formation of slugging in multiphase pipes in a mixture of petroleum and natural gas. In this study, simulations were carried out using the OLGA Dynamic Multiphase Flow 2017 2.0 simulator with the help of PVTSim 20 as input software for fluid characterization using data from a gas field in Kalimantan. This parameter variation is done to obtain the phenomena that occur in the pipeline and their effects on flow patterns, production rates, liquid hold-ups, and pressure in the pipeline as a result of using MPP. The results showed that the greater the oil and gas flow rate, the more stable and guaranteed fluid flows in the pipeline with a slight slugging disturbance, either terrain slugging or riser-based slugging. In addition, laying the position of the multiphase pump at a distance of 20 m from the wellhead is the distance that is recommended for the flow rates of 5 kg / s, 10 kg / s, and 15 kg / s of each oil and gas used. The use of multiphase pumps can reduce the liquid hold-up value from 0.05 to 0.1, increase the rate of production (QLT) in the top riser section with a range of 200 - 600 m3 / d, and decrease in pressure drop by 1-4 bar.

Abstrak :
Pada sistem transportasi minyak mentah melalui sistem perpipaan sering dijumpai permasalahan yang dapat mengganggu pendistribusian minyak mentah. Oleh karena itu, prediksi yang tepat dari karakteristik pengendapan lilin diperlukan untuk mengontrol pengendapan lilin di dalam pipa. Penelitian ini bertujuan untuk memprediksi karakteristik pengendapan lilin dengan menganalisis pengaruh variasi tekanan dan temperatur minyak mentah. Tekanan divariasikan pada 1,5 bar, 2,5 bar, 5 bar, 8 bar, dan 12 bar untuk mengevaluasi pengaruhnya terhadap ketebalan dan laju pengendapan lilin. Selanjutnya dilakukan variasi suhu dengan variasi 35°C, 40°C, 45°C, 50°C, 55°C, dan 60°C. Simulasi dilakukan dengan menggunakan software aliran multi fasa OLGA untuk mendapatkan profil ketebalan endapan (mm). Sedangkan analisis ekonomi mengacu pada studi kelayakan. Beberapa skenario dibandingkan untuk menentukan intervensi terbaik yang akan diterapkan. Hasil penelitian menunjukkan bahwa jumlah wax yang terdeposit menurun seiring dengan meningkatnya tekanan, sedangkan temperatur yang lebih tinggi menghasilkan gradien temperatur yang lebih besar. Analisis kelayakan ekonomi hanya dilakukan pada skenario satu dan dua yang membutuhkan penggunaan pompa. Skenario satu, yang mencakup pompa tambahan, memiliki NPV 199.882 dan IRR 30%. Skenario dua, mengganti pompa eksisting dengan pompa berkapasitas lebih tinggi, memiliki NPV 328.192 dan IRR 40%. Akibatnya, skenario dua disarankan untuk mengurangi jumlah deposit lilin ......In the crude oil transportation system through the pipeline system, problems caused by wax are often encountered that can disrupt the distribution of crude oil, thus flow assurance is not achieved. Therefore, the correct prediction of wax deposition characteristics is needed to control the deposition of wax in the pipe. This study aims to predict the characteristics of wax deposition by analysing the effect of pressure and temperature variations of crude oil. Pressure was varied at 1.5 bar, 2.5 bar, 5 bar, 8 bar, and 12 bar to evaluate the effect on the thickness and deposition rate of wax. Furthermore, temperature variations were carried out with variations of 35°C, 40°C, 45°C, 50°C, 55°C, and 60°C. The simulations were carried out using multi-phase flow software OLGA to obtain a deposit thickness profile (mm). Meanwhile, the economical-analysis refers to feasibility study. Several scenarios are compared to determine the best intervention to be applied. The results shows that the amount of wax deposited decreases as the pressure increases, while higher temperature resulting in a greater the temperature gradient. The economic feasibility analysis is only carried out in scenario one and two, which require the usage of pumps. Scenario one, which includes an extra pump, has an NPV of 199,882 and an IRR of 30%. Scenario two, replacing the existing pump with a higher-capacity pump, has an NPV of 328,192 and an IRR of 40%. As a result, scenario two is advised to reduce the amount of wax deposited.

Abstrak :
Minyak mentah yang memiliki kandungan wax tinggi dapat menyebabkan timbulnya permasalahan selama proses transportasi berlangsung. Jika titik awal pembentukan deposisi dapat diprediksi dengan baik dan laju pengendapan dapat dihitung secara akurat maka strategi penanganannya akan tepat sasaran. Dalam penelitian ini, pembentukan deposisi wax diprediksi dengan menggunakan simulasi OLGA. Uji laboratorium atas sampel dari sumur Bravo dilakukan terlebih dahulu untuk mengetahui komposisi fluida, nilai WAT, jumlah fraksi wax dan viskositas. Karakterisasi dan tuning dilakukan dengan bantuan perangkat lunak PVTsim menggunakan hasil pengujian laboratorium. Hasil karakterisasi ini selanjutnya digunakan sebagai input bagi OLGA untuk memprediksi titik awal deposisi serta menghitung laju pengendapannya. Simulasi dilakukan pada laju alir 80000 bpd pada beberapa periode waktu. Kemudian dilakukan juga beberapa variasi laju alir untuk melihat pengaruhnya terhadap titik awal deposisi wax serta tingkat ketebalannya. Untuk kasus lapangan Charlie-Bravo dengan laju alir 80000 bpd, titik awal deposisi wax terbentuk pada jarak 4 km pada temperatur 31,1 oC. Laju pengendapan akan terus meningkat seiring berjalannya waktu dan akan mencapai ketebalan 1 mm pada jarak 6,87 km setelah 82 hari. Rekomendasi untuk melakukan pigging dikeluarkan apabila ketebalan wax pada dinding pipa mencapai 1 mm agar peningkatan laju pengendapan dapat dikurangi. ...... The presence of wax in crude oil can lead to the formation of wax deposit on the wall of pipelines. If we can predict the starting point for the formation of wax deposition and calculate the rate accurately then the appropriate mitigation can be well developed. In this study, the wax deposition was predicted using OLGA simulation. Laboratory test from Bravo wells to determine the fluid composition, WAT, amount of wax fraction and viscosity shall be done first. This laboratory test result was then characterized and tuned using the PVTsim. The result was used as an input for OLGA to calculate the rate of wax deposition in pipelines. Simulation was conducted at a flow rate of 80000 bpd with the time of 1-60 days. The same thing was also done at several flow rates to see the effect of wax formation and its level of thickness. In the case of Charlie-Bravo field that produce 80000 bpd of liquid, wax began to precipitate at a distance of 4 km and temperature 31.1 oC. The deposition rate will continue to increase over the time and will get a thickness of 1 mm at the distance of 6.87 km after flowing for about 82 days Pigging is recommended if the wax thickness in the pipe achieves 1 mm. This is as a preventive maintenance to reduce an escalation of rate deposition.