Rangkuman Diskusi Mailing List Migas Indonesia (Februari 2003) ini membahas tentang perubahan volumetric rate pada ekspasi gas alam. Jika misalkan gas tersebut di-choke, apakah flowrate standarnya bertambah?

Pertanyaan : (Darmawan Ahmad Mukharror –
VICO Indonesia)

Saya mohon bantuan sekiranya ada kawan kawan yang bisa menjelaskan di forum
ini tentang ekspansi gas alam:
Study Case:
Kondisi Process : Pressure (14.7 psig); Temperatur (83degF); Flow rate (25MMSCFD);
Mol Weight(18.73); Spec Gravity (relative) to air (0.6467); Cp/Cv = 1.284

Jika misalkan Gas tersebut saya choke, menjadi 1 psig :
1. Apakah flowrate standardnya (MMSCFD)akan menjadi bertambah? Karena dari sebagian
sumber mengatakan jika hal ini tidak mungkin, artinya flowrate standar dalam
hal ini disamakan dengan massa, dan menurut hukum kekekalan massa penambahan
massa tidak dimungkinkan. Tetapi pengalaman lapangan berbicara lain, flowrate
standar menjadi naik jika tekanan diturunkan (choke).

1. Bisakah dengan peralatan yang sederhana misalnya hanya memanfaatkan rangkaian
manifold/header dan choke valve fenomena expansi volumetrik diatas dilakukan
? Atau malah membutuhkan peralatan proses yang lebih rumit/besar (misalnya expander
tanks) ?

2. Ada suggestion ngga sumber bacaan/literatur dari majalah majalah proses
(chemical engineering, chemical processing dsb) yang membicarakan hal ini yang
bisa saya baca?

Tanggapan 1 : (Suseno – Sofresid Indonesia)

mas gar,
1. flowrate standard ( MMSCFD) sampean nggak berubah, yg naik adalah actual
flowrate (ACFM), dng pressure berkurang gas akan membengkak.
2. tergantung process selanjutnya mas gar, kalau di downstreamnya bisa dua fase
ya cukup choke valve aja. tapi kalau ingin dipisahin liq sama gasnya ya harus
ada separator.
3. GPSA ato gas processingnya-nya campbell bagus buat baca-baca.

Tanggapan 2 : (Cahyo Hardo Priyoasmoro – Premier
Oil Natuna Sea B.V.)

Dharmawan,
rasanya agak sulit menerima laju alir dalam keadaan standard bisa berubah karena
dia merupakan perwujudan hukum kekekalan massa.

Anyway, mungkin pertanyannya adalah, jika memang kenyataan di lapangan menunjukkan
hal yang lain (lebih besar) maka, bagaimana cara Dharmawan mengukurnya? dengan
flowmeter apa bisa mengukur laju alir gas pada tekanan sedemikian rendah itu?
Apa memakai annubar?, venturi? atau ultrasonik. Lalu meter apakah juga yang
digunakan di upstream line sebelum diekspansi. Beda meter sudah berarti beda
hasil.

Kesalahan pengukuran di dalam meter merupakan hal yang wajar. Bahkan tidak perlu
di expansi, suatu aliran gas yang dimasukkan ke kompresor tandem (seri), jika
meter di setiap inletnya tidak betul, laju alirnya (dalam MMscfd) bisa nambah
padahal ada gas yang terkondensasi sebelumnya.

Apakah gas Mas Dharmawan ketika di ekspansi masih jauh di di bawah titik embunnya?
Saran saya, silakan teliti ulang meter Mas Dharmawan.

Kedua, fenomena ekspansi tidak mesti harus memakai choke, valve biasa saja
sudah bisa mewakili fenomena tersebut, asal ada penurunan tekanan.

Tentu aja, hasil akhir alat apa yang harus di pasang tentunya harus ditelaah
via perhitungan proses yang matang.

referensi yang bagus? saya sarankan bukunya john campbell, gas conditioning
and processing. GPSA adalah buku bagus, hanya sayangnya dia bersifat cookbook.
JAdi know-how-nya jarang dibahas secara detil.

Tanggapan 3 : (Tahzudin Noor – VICO Indonesia)

Setahu saya tujuan memasang choke itu untuk menurunkan flow rate ya.

Tanggapan 4 : (Cahyo Hardo Priyoasmoro – Premier
Oil Natuna Sea B.V.)

Ini adalah suatu fenomena khas yang terkadang terlewatkan untuk dicermati.

Choke valve sejatinya memang untuk mengontrol flow dan PCV adalah untuk mengontrol
pressure. Kenapa terkadang choke valve dianggap mengontrol tekanan?

Jawabannya (mungkin looh) adalah karena ketika mengontrol flow, maka terjadinya
hilang tekan (pressure drop) adalah konsekuensi yang terjadi. Plus, adalah kelakuan
hidrolik dari aliran fluida itu. Kalau choke valve dibuka melebar, maka aliran
fluida yang lewat akan membesar. Sebagai konsekuensinya adalah, pressure drop
yang terjadi juga membesar. Makanya terkadang orang bilang choke valve-lah yang
mengontrol tekanan.

Misalnya, dari suatu sumur, choke-nya dibuka melebar, maka aliran yang lewat
akan membesar pula maka mulai dari choke tsb dampai tiba di plant, profil tekanannya
akan relatif cenderung naik. Meninggi di keluaran choke dan semakin rendah hingga
akhirnya mencapai harga tekanan set point dari control valve di plant.

Profil ini, tentunya akan berbeda jika choke valve dikecilkan. Tekanan di well
head keluaran choke akan turun sebagai akibat mengecilnya laju alir fluida.
Tetapi di plant atau separator, harga tekanan akan tetap karena ada PCV yang
menjaganya.

Dari sinilah kemungkinan orang akan bilang, choke valve itu ngontrol tekanan,
meski sebenarnya , dia hanya mengontrol flow. Besar kecil flow-lah yang mengontrol
tekanan di wellhead, dan akhirnya, PCV di plant-lah yang mengontrol tekanan.

Tanggapan 5 : (Tri Partono Adhi – Departemen
Teknik Kimia ITB)

Mas Cahyo

  1. Dalam keawaman saya tentang praktek di lapangan, saya hanya dapat
    membayangkan bekerjanya choke valve ibarat penghalang aliran. Bila bukaan choke
    valve diperbesar, berarti halangan aliran mengecil, maka pantaslah laju alirannya
    membesar. Begitu pula sebaliknya, bila bukaan diperkecil (makin rapet ye…),
    berarti halangan aliran diperbesar, maka pantaslah pula laju alirannya mengecil.
  2. Dalam bahasanya orang sekolahan, choke valve tersebut memberikan kehilangan
    tekanan (pressure drop antara just upstream dan downstream dari posisi choke).
    Bukaan choke membesar, berarti pressure drop yang ditimbulkannya mengecil, sedangkan
    bukaan choke mengecil berarti pressure drop yang bisa ditimbulkannya membesar.
    Sepertinya ini agak berseberangan ya dengan yang diceritakan Mas Cahyo. Mohon
    koreksi lho kalau kenyataan di lapangan memang begitu.
  3. Mengacu contoh kasus yang disampaikan Mas Cahyo tentang dinamika laju
    aliran di sepanjang line antara wellhead dan separator, bisakah kalau saya anggap
    dahulu bahwa tekanan wellhead dan tekanan separator berharga tetap. Rasanya
    pernah diceritakan Mas Cahyo bahwa tekanan di separator ditentukan oleh kuantitas
    gas yang terjebak di dalam separator. Makin banyak gas yang terjebak dalam separator,
    makin berdesak-desakan lah si molekul-molekul gas tersebut dalam ruang yang
    volumenya tetap, sehingga makin seringlah si molekul gas tersebut menghantam
    diding-dinding separator, dan akhirnya makin besar tekanan yang bias ditimbulkannya.
    Begitulah setahu saya cerita dari lapangan ketika tekanan separator menurun,
    maka si PCV akan bekerja dengan cara memperkecil bukaannya agar aliran massa
    yang keluar separator dapat diperkecil sedemikian sehingga kuantitas gas yang
    tertampung dalam separator akan bertambah dan akhirnya dapat memberikan tekanan
    yang diinginkan. Sebaliknya bila tekanan separator kebetulan telah melebihi
    dari yang diinginkan, maka si PCV akan bekerja dengan cara memperbesar bukaannya
    agar massa gas keluar dari separator dapat dipercepat.
    Kira-kira tentang tetapnya tekanan wellhead untuk jangka waktu yang relatif
    singkat sama dengan yang terjadi dalam separator. Meskipun massanya berkurang
    ketika ada aliran yang keluar dari sumur, namun untuk waktu relatif singkat
    (mungkin bisa harian atau lebih), total massa yang hilang relatif kecil bila
    dibandingan dengan cadangan yang ada di dalam sumur. Selanjutnya, untuk sementara,
    boleh juga ya saya anggap dulu bahwa tekanan wellhead (just upstream choke)
    kira-kira sama dengan tekanan sumur (lebih kecil sih, karena adanya kehilangan
    tekanan sepanjang riser line). (lebih kecil sih, karena adanya kehilangan tekanan
    sepanjang riser line). Dengan anggapan tekanan wellhead dan tekanan separator
    yang tetap tersebut, maka laju aliran sepanjang line antara choke dengan separator
    akan bergantung pada beda tekanan antara just downstream choke (outlet choke)
    dan tekanan separator (sebut saja sebagai delta pressure flow-line). Orang bilang, delta pressure flowline inilah yang bertindak sebagai
    ‘driving force’ aliran flowline.
  4. Ketika bukaan choke membesar, si choke hanya memberikan pressure drop
    yang kecil sehingga delta pressure yang tersedia untuk flowline membesar. Sebagai
    akibatnya, membesar pulalah aliran yang dapat melewati flowline tersebut. Begitu
    pula sebaliknya, ketika bukaan choke mengecil, si choke memberikan pressure
    drop yang membesar, sehingga delta pressure yang tersedia untuk flowline mengecil
    —-> mengecil jugalah aliran yang dapat melewatinya. Tentu saja pengertian
    tersebut berlaku dengan anggapan bahwa dimensi dan konfigurasi (panjang, diameter,
    perubahan elevasi, belokan, etc) flowline tersebut tidak mengalami perubahan.
  5. Berdasarkan pemahanan di atas, andaikan tekanan wellhead tetap, bukaan choke
    juga kita buat tetap, tetapi setting tekanan separator kita buat mengecil.
    Akankah laju aliran di flowline tetap saja karena bukaan choke tidak berubah?
    Ataukah laju aliran flowline akan membesar karena delta pressure flowline menjadi
    membesar dengan turunannya setting tekanan separator?

Tanggapan 6: (Cahyo Hardo Priyoasmoro – Premier
Oil Natuna Sea B.V.)

Pak Tri Partono Adhi,
Senang "jumpa" dengan bapak di dunia maya ini. Kalau saya tidak salah
berhitung, ini kedua kalinya bapak posting ke milis ini.

Anyway, sebenarnya tidak ada yang menyimpang antara penjelasan saya dengan
keterangan pendahuluan bapak.

Pressure drop membesar yang saya maksudkan adalah pressure drop di flowline
atau perpipaan dan bukan di choke-nya sendiri. Kalau dibuka membesar adalah
betul pressure drop di inlet-outlet choke mengecil. Dan jika bukaan choke dikecilkan,
maka pressure drop yang melewati choke akan membesar.
Membesarnya tekanan di perpipaan atau flowline akibat pembesaran pembukaan choke
ini sering ditafsirkan orang bahwa choke itulah yang mengatur tekanan.
Membaca terus tulisan bapak, nampaknya ada yang perlu diperbaiki.

Pertama adalah bahwa fenomena aliran fluida yang melibatkan choke terkadang
membuat hukum Bernoulli, yang menggagas hubungan antara pressure drop dan banyaknya
fluida yang dapat mengalir dalam suatu pipa, jadi tidak valid. Menilik dari
namanya saja, choke, yang kalau tidak salah berarti penyekek, maka aliran fluida
yang melewatinya akan di cekek, atau dibatasi meskipun pressure drop-nya berubah.
Fenomena choking memang agak aneh, bahwa diturunkan berapapaun downstream pressurenya,
kalau sudah masuk daerah choke, laju alirnya tidak akan bertambah. Kenapa? Saya
tidak tahu dengan jelas dan kalau boleh sedikit kritik, saya merasa tidak mendapatkan
hal ini waktu kuliah mekanika fluida dulu di departemen kita (teknik kimia).
Mohon jangan "hard feeling" yach pak.

Untuk menjawab pertanyaan bapak, saya kira tidaklah tepat jika kita membuat
"control volume" nya atau batasan bahasan hanya mulai dari kepala
sumur (wellhead) sampai separator. Seharusnya, yang benar adalah mulai dari
formasi sumur yang melibatkan besaran yang agak asing bagi saya seperti permeability-nya
Mr. Darcy ataupun porosity, sampai ke separator. Kalau kita lagi sial, seberapun
choke dibuka lebar2, alirannya dari sumur tidak akan membesar karena "tercekik"
oleh bebatuan, dan ruang yang sangat sempit nun jauh di dalam perut bumi.
Jika dianggap permeability dan porosity "bisa diajak kompromi", maka
harga yang tetap untuk skala satu satuan waktu yang pendek, hanyalah bottom
hole pressure (BHP) . Dari BHP ini, maka fluida mengalir ke atas melawan gravitasi
bumi sampai di kepala sumur. Jika bukaan choke dipermainkan (di perbesar atau
di perkecil), maka harga wellhead pressure tentunya berubah, karena di sini,
alirannya di-govern oleh choke. Dan choke-lah yang kemudian "memerintahkan"
wellhead pressure berubah mengikuti hukum alam yang ditemukan oleh Mr. Bernoulli.

Lalu ketika ditanya, apakah kalau pada bukaan choke yang tetap, tekanan di
separator diturunkan, bagaimana dengan laju alirnya? Tentunya jawabannya bisa
ya, dan bisa juga tidak. Jika diasumsikan karakteristik reservoir "bias
diajak kompromi" dalam arti kata memungkinkan, masalahnya hanyalah tinggal
di si choke tadi.

Apakah penurunan tekanan tersebut menyebabkan kondisi "choking" di
choke valve telah terjadi atau belum? Jika masih masuk dalam kondisi choking,
keliatannya flow-nya tidak akan bertambah.

Pengalaman lapangan menunjukkan hal yang bervariasi, tergantung si sumur, BHP,
wellhead pressure, bukaan choke serta tekanan di separator.

Tanggapan 7 : (Waluya Priatna – McDermott Indonesia)

Kalau choke valve dikontrol melalui maunal sedangkan PCV yang mengontrol pressure
itu sendiri melalu persentasi (25,50,75,100%). Tapi disini choke valve mungkin
juga akan sama kerjanya dengan FCV dan yang satu manual dan yang satu secara
persentasi.

Jangan dibikin bingung soalnya semuanya sudah mempunyai tugas masing2. Soalnya
nanti tambah bingung ada yang namanya Gate, Globe, Check, Needle, Ball valve
soalnya semuanya ini juga bisa mengontrol pressure.

Tanggapan 8 : (Cahyo Hardo Priyoasmoro – Premier
Oil Natuna Sea B.V.)

Pak Waluya,
sebenarnya pertanyaan Pak Tahz sangat relevant. Kebingunan itu tidaklah masalah,
sebab dari kebingungan tsb akan muncul suatu kejelasan.

Nah dengan tulisan bapak di bawah, malah saya yang sekarang jadi bingung karena
karena sepintas terlihat bapak setuju bahwa choke itu sama dengan PCV. Dan PCV
memakai harga persentase tertentu. Menurut saya, ini perlu diluruskan karena
bukaan PCV adalah tergantung pada kapasitas PCV, pressure drop antara inlet
dan outletnya serta setting dari PCV itu sendiri.

Dan satu lagi, mungkin karena saya sudah tidak ketinggalan jaman. Apa bisa
yach check valve dan ball valve ngontrol pressure. Setahu saya, hanya globe,
needle dan butterfly yang bisa.

Tanggapan 9 : (Waluya Priatna – McDermott Indonesia)

Pak Cahyo,
Memang betul check valve dan ball valve tidak bisa mengontrol pressure tapi
keterangan saya disini CV and BV mempunyai fungsi masing2 bukan saya bilang
untuk cotrol pressure.Mohon maaf kalau ada beda pendapat.

Tanggapan 10 : (Swastioko Budhi Suryanto –
McDermott Indonesia)

Agar lebih mudah mendapatkan gambaran, formula sederhana untuk control atau
choke valve adalah : q = Cv . SQRT (dP/SG). Jadi jika bukaan valve diperkecil,
maka pressure drop sepanjang valve akan membesar. Begitu juga sebaliknya.

Bila sudah masuk ke dalam daerah aliran choke, formula diatas tidak berlaku
lagi. Aliran choke merupakan batas atas atau maksimum aliran. Dengan kondisi
tekanan upstream tetap, penurunan lebih lanjut pada tekanan downstream tidak
akan mengakibatkan kenaikan laju alir. Untuk fluida cair, choking diakibatkan
dari penguapan cairan bilamana tekanan di sepanjang valve berada dibawah tekanan
uap cairan. Choked flow sering diasosiasikan dengan proses cavitation atau flashing.
Jika tekanan keluar lebih besar daripada tekanan uap cairan, kavitasi terjadi.
Bila tekanan keluar sama atau lebih kecil dari tekanan uap cairan, flashing
terjadi.

Makanya kalau dilihat internal trim dari choke valve, sering menggunakan hardened
trim bahkan tungsten carbide merupakan hal yang umum digunakan pada choke valve.
Sedangkan pada control valve, karena kondisi ekstrim diatas jarang terjadi,
penggunaan hardened trim hanya diperlukan jika kondisi aliran cavitation atau
flashing.

Tanggapan 11 : (Arief Rahman Thanura – VICO Indonesia)

Saya pernah melihat Ball Valve (Metso Automation) digunakan untuk Anti Surge
Control System. Yang penting bukaannya bisa ‘throttling’, menurut
saya masih bisa untuk control.

Keterangan Pak Waluya memang mengandung ambiguity kalau ditinjau dari terminology
instrumentasi, misalnya : ‘Kalau choke valve dikontrol melalui maunal sedangkan
PCV yang mengontrol pressure itu sendiri melalu persentasi (25,50,75,100%)’.
Aktifitas control, setahu saya berkaitan dengan mengatur manipulated variable
sehingga sesuai dengan set point. Caranya bisa manual, bisa juga automatic.
Pressure control juga bisa dengan ‘persentasi’ (mungkin maksudnya
throttling) bisa juga dengan manual tergantung kebutuhan.

Saya pribadi lebih membayangkan Choke valve sebagai Variable bore restriction
orifice. Salah nggak ya ??

Tanggapan 12 : (Cahyo Hardo Priyoasmoro – Premier
Oil Natuna Sea B.V.)

Kalau ball valve untuk anti surge? mungkin karena anti surge kalau bekerja
itu langsung mangap besar2 ketika sudah mendekati daerah surge. Katanya sih,
di kompresor merek Solar, jika titik kerja kompresor mendekati slope garis surge
5 kali berturut-turut untuk jangka waktu tertentu, maka si anti surge valve
akan diperintahkan membuka besar-besar (?)

Jadi mungkin ball valve bisa juga digunakan.

Tapi ketika nutup, valve anti surge biasanya tidak langsung nutup, pasti pelan2.
Mungkin itu sebabnya, katanya, control mode dari anti surge adalah P I yang
dimodifikasi.

Nah kalau valve-nya ball, bagaimana si perancangnya memperhitungkan karakteristik
si ball valve ini vs requirement dari surge fenomena itu sendiri?

Anyway, choke sbg variable bore RO. Boleh juga analoginya nih Mas Arief.

Tanggapan 13 : (Arief Rahman Thanura – VICO
Indonesia)

Cahyo, setahu saya kalau di solar compressor jika sistemnya men-detect surge
lebih dari sekian kali 5 kali (pulse flow) maka compressornya akan shutdown.
Artinya, diasumsikan bahwa surge controlnya tidak mampu mengatasi surge.

Tanggapan 14 : (Darmawan Ahmad Mukharror – VICO
Indonesia)

Terima kasih pada Pak Tri, Cahyo, Suhu Pak Taz, Mas Priyatna, Suseno, Mas Arief
dan dan Pak Waluya atas urun rembugnya…. meskipun pada akhirnya diskusi jadi
melebar ke arah pembahasan choke tapi itu bukan masalah, yang paling penting
adalah sharing pengalaman dan ilmu tentu saja

  1. Kembali ke masalah inti yaitu ekspansi gas

    KASUS A

    (catatan : Memang di kuliah dulu tidak pernah diajarkan yang namanya mencampur
    dua sumber gas dengan tekanan yang berbeda akan menghasilkan tekanan sama dengan
    tekanan sumber gas yang lebih rendah dan menghasilkan flowrate yang tidak semena
    mena sesuai dengan nilai aritmatiknya, mungkin Pak Tri bisa mengintrodusirnya
    buat mahasiswa/i yang baru nantinya)

    misalnya , gas 25 MMSCFD tekanan 1100psig dicampur dengan gas tekanan 450 psig
    sebanyak 120 MMSCFD, apakah akan menghasilkan gas sebanyak 145 MMSCFD dengan
    tekanan 450 psig? kenyataannya kan tidak…
    lain halnya jika tekanan sumber sama, maka penjumlahannya akan bersifat aritmetik
    Apakah ini merupakan kontribusi PERSAMAAN FUNGSI KEADAAN sehingga Hukum Kekekalan
    massa (perubahan flowrate standar) pun dilanggar?

    KASUS B

    Misalkan gas yang 25 MMSCFD; 1100 psig tadi saya turunkan tekanannya menjadi
    450 psig Apakah flowratenya tetap? Untuk kasus di sumur tentu saja flowratenya
    akan nambah… tapi apakah terjadi hal yang sama dengan kasus di plant?
    Apakah untuk kasus di wellhead, choke sudah diatur sedemikian hingga bukaannya
    adalah yang paling kecil ketika diinstall? sehingga yang dimaksud dengan men"choke"
    tekanan adalah membuka persentase bukaan yang notabene akan merelease gas menjadi
    lebih banyak? (ANGGAP AJA gas yang 25 MMSCFD; 1100psig jika dichoke hingga 450
    psig akan menghasilkan flowrate 50 MMSCFD)

    Bisakah kondisi ini kita tetapkan di plant dimana pertama kali install choke
    valve pada manifold persen bukaan nya diatur sedemikian rupa pada bukaan yang
    kecil? Bisakah kita anggap bahwa upstream plant adalah "downhole"
    sebagaiamana penggambaran fenomena well head tadi?

    KASUS C
    Apakah kasus B diatas berlaku juga untuk tekanan tekanan gas yang rendah sebagaimana
    kasus yang saya ajukan pada email saya terdahulu? (gas dengan tekanan 14.7 psig;
    5 MMSCFD)

  2. Saya sepakat dengan Cahyo, bahwa di buku buku macam GPSA, John Campbell,
    jawaban terhadap persoalan ini tidak saya dapatkan!! Mereka hanya Guiding Book
    yang tidak berisi pemecahan persoalan2 praktis (lapangan)!! Mohon yang mempunyai
    literatur pada majalah majalah sebagaimana pada email saya terdahulu (chemical
    engineering, chemical processing etc) mengenai masalah ini bisa minta tolong
    diinformasikan

Tanggapan 15 : (Cahyo Hardo Priyoasmoro – Premier
Oil Natuna Sea B.V.)

Dharmawan,
Keliatannya anda sedang mengeksplorasi sesuatu yang menarik yang saya belum
pernah menemukannya.

Kasus A.
Nampaknya kasus ini berangkat dari operasi di proses simulator (hysys misalnya),
terutama di operasi mixing. Kalau 25 MMscfd dicampur 120 MMscfd maka sudah pasti
jawabannya adalah 145 MMscfd, kecuali dengan adanya pencampuran tersebut, gas
anda mengalami perubahan fasa menjadi cairan. Maka ada kemungkinan jumlahnya
kurang dari 145 MMscfd, tetapi secara massa, jumlahnya pasti tetap, yaitu penjumlahan
gas keluaran tadi plus cairan. Tapi, seingat saya dulu, ada juga senyawa yang
kalau dicampur, secara volume, dia akan mengkerut. Kalau tidak salah peristiwa
pencampuran air dengan etanol (atau methanol yach). Jika masing2 1 liter, dan
kemudian dicampur, maka hasilnya bukan dua liter tapi hanya 1.8 liter. Katanya
sih, sebagai akibat dari masuknya molekul2 alkohol tersebut ke badan air. Tetapi,
masanya tetap menuruti hokum kekekalan massa.
Ooops ngelantur!
Anyway kenapa proses simulator terkadang memilih tekanan yang terendah jika
ada dua fluida berbeda tekanan yang dicampurkan? Menurut saya sih hanya untuk
menyederhanakan saja. Sebab, kemungkinan besar jika tidak disederhanakan bisa
ruwet engga karuan. Tapi apakah penyederhanaan itu akan rugi banyak? Tentulah
tergantung siapa yang nge-run simulasi itu. Seperti pepatah kuno, garbage-in-garbage-out.
Bayangkanlah jika dalam mensimulasi pabrik, semua pipa harus disizing, semua
separator harus yang diinput ke hysys harus termasuk kelakuan internal device-nya.
Jangan2 engga selesai2 nantinya.

Persamaan keadaan?

Menurut saya sih hanya prediksi belaka. Kalau melihat sejarahnya si Redlich
Kwong (RK), lalu diikuti xx Peng dan Donald Robinson (PR), sampai Soave yang
"katanya"
nyerobot persamaan (RK) sehingga menjadi SRK, kita bisa lihat betapa ada juga
data yang menyimpang. Makanya persamaan2 keadaan itu biasanya berlaku pada rentang
kerja tertentu, sehingga tidak heran ada banyak sekali persamaan2 keadaan yang
sampai saat ini berusaha ditemukan orang, guna mencari kesempurnaan. Contoh
sederhana, mungkin adalah persamaan SRK yang biasanya gagal untuk menentukan
tabiat fluida dua fasa pada daerah titik kritisnya. Tapi kenapa juga (kalau
tidak salah yach), bahwa PTC (Power Test Code) 10 (untuk centrifugal compressor)
menggunakan persamaan keadaan BWSR guna kalkulasi kinerja kompresor sentrifugal.
Kenapa?

Oke, cukup ngebualnya, sekarang balik lagi ke persamaan keadaan, maka, software
simulasi yang handal seharusnya bisa meng-override perhitungan flash calculation
yang mengandalkan persamaan keadaan jika sudah merusak aturan hukum kekekalan
massa. Mungkin bagi orang control, analoginya persis seperti antisurge control
yang bisa meng-override process control/load demand di kompresor sentrifugal.

Kasus B
Ini yang saya bingung, karena sepintas terbaca, gas nya 25 MM tekanan 1100 psig
tapi ketika diturunkan ke 450 psig alirannya bisa nambah. Tetapi "wellhead"
sekarang diganti dengan upstream plant. Lalu apakah upstream plant tsb? Compressor
kah? Perpipaan kah?
Separator kah? dst. Ini harus jelas, karena masing2, dan tentunya filosofi control
yang diterapkan kepada masing2 alat tsb, akan menunjang kejelasan jawaban dari
pertanyaan Dharmawan.

Sebab, misalnya, saya ingin berandai-andai

Andaikan keluaran centrifugal compressor dimasukkan ke separator yang bertekanan
1100 psig, di mana tekanan tersebut dikontrol oleh outlet PCV dari separator
tersebut. Keluaran PCV tersebut, turun tekanannya ke 600 psig karena di set
oleh system yang lebih rendah, misalkan oleh PCV yang ada di separator selanjutnya.
Lalu, apakah jadi naik flownya ketika set pressure yang 600 psig itu diturunkan
ke 450 psig? Tentu saja tidak. Karena di sini yang berperan bukanlah apa2 selain
hukum kekekalan massa. Selama aliran yang dipasok oleh kompresor tadi tetap,
mau diturunin berapapun tekanan setelah PCV yang pertama tadi, pastinya flow
tidak akan naik. Bahkan, yang pasti, bukaan PCV pertama akan semakin mengecil
karena high pressure drop across it.

Lalu kasus C, sama saja dengan B.

Referensi? Kalau majalah ChE atau chemical processing , Dharmawan silakan minta
ke Pak Tahz karena dia pasti punya..he..he.biasa, peninggalan saya dulu di Badak.
Atau kalau masih penasaran, silakan melamar jadi anggota milist diskusi ChEresources
di www.cheresources.com. Mungkin jawaban jitu bias didapatkan di sana.

Tanggapan 16 : (Darmawan Ahmad Mukharror – VICO
Indonesia)

Pak Cahyo, dan yang lainnya yang bisa membantu saya.
Fenomena temukan di salah satu site di perusahaan tempat Pak Cahyo kerja dulu…

Saya terkejut dengan kemampuan plant tersebut untuk meningkatkan produksi sebanyak
20 MMSCFD (awalnya 25 MMSCFD menjadi 45 MMSCFD) hanya dengan mengekspansi gas
dari 1080 psig menjadi 450 psig

Tidak ada penjelasan sama sekali dari apa yang telah saya dapat selama ini
tentang fenomena ini.
Mungkin dari para dosen Teknik Kimia bisa membantu? utamanya yang mahfum dengan
thermodynamics?

KASUS A
untuk kasus etanol air, dan masih banyak yang lainnya itu bisa dijelaskan dengan
hukum hukum pelarutan, demikian halnya dengan ekspansi gas jika acuannya adalah
ACFD (bukan MMSCFD)! pastilah volume gas akan meningkat! Namun untuk kasus ini
satuannya adalah MMSCFD yang notabene adalah pengejawantahan dari massa (untuk
senyawa senyawa padat dan cair = massa).

Ada yang pingin mengulas pengalamannya??

KASUS B dan C
yang saya maksud dengan upstream adalah = pengibaratan pipeline terus mundur
hingga wellhead dan down hole sebagai black box "wellhead", maksud
saya operasi choking gas di manifold pada plant similar dengan choking pada
wellhead.
Semua literatur PCV yang saya baca dan dari simulator (like hysis) pun tidak
menginformasikan penambahan MMSCFD ini!!
so?
REFERENSI
Terima kasih Pak Cahyo atas informasi websitenya.

Tanggapan 17 : (Lucky Soemawisastra – Petrokimia
Nusantara Interindo)

Mas Darmawan,
Kalau dari saya singkat aja…
tidak semua hal-hal yang terjadi bisa dijabarkan secara terperinci menurut azas-azas
theory mass balance, energy balance, atau prinsip-prinsip dasar lainnya..hingga
kadang-kadang kita harus membuat suatu "rule of thumb" yang kadang-kadang
sukar untuk dipertanyakan mengapa ?…

Jadi..bukan suatu yang absurd bahwa kejadian seperti Mas Darmawan bisa dijadikan
suatu bahan pelajaran bagi yang lain….

Kalau saya coba analogikan dengan kejadian sehari-hari (ini hanya sebagai challenge
session)…., anda minum teh botol (maaf bukan promosi) dengan menggunakan sedotan
plastik.., laju alir MMSCFD akan lebih cepat jika kita coba menurunkan pressure
di dalam tenggorokan kita….hmmm sounds good.

Saya sendiri awam dengan kejadian yang dituliskan Mas Darmawan, ..tapi kalau
berhubungan dengan neraca massa…, saya yakin bahwa ada sesuatu yang belum
kita ketahui. yang selalu saya pegang teguh adalah : Neraca Massa dan Energi
adalah konstan…

Mungkin Pak Tri Partono dan Mas Cahyo bisa membantu kami menjelaskan lagi ?…

Tanggapan 18 : (Cahyo Hardo Priyoasmoro – Premier
Oil Natuna Sea B.V.)

Ternyata Vico sudah banyak berubah sekarang….

Tapi di plant manakah terjadi keanehan ini? Badak central, north satellite,
south satellite? Nilam, nilam satellites? Semberah? Mutiara? Pamaguan? M6? M8?

Dharmawan,
supaya diskusi ini ada manfaatnya, silakan kirim simplified process diagramnya
plus lengkap dengan kondisi operasi serta fenomena yang Dharmawan ceritakan,
ketimbang kita2 di sini coba2 menganalisa sesuatu yang belum jelas. (yang enak
sih sebenarnya nongkrong di plant-nya sambil ngamati perubahan yang ada. that’s
the best way = troubleshooting, sebab kalau di belakang meja, yach beginilah,
jadi susah menganalisanya)

Hysys tidak konfirm menambah rate ketika pressure diturunkan di flowrate? Well,
mungkin anda kelupaan menambahkan kurva performance sumur di hysys. Jika anda
tambahkan, pasti dia akan bereaksi. Jika tidak, dia akan tetap flownya. Please
try.

Tanggapan 19 : (Rudolf M. Bakkara – Exspan
Nusantara)

Mungkin ini bukan scope orang process lagi (reservoir/production?)
Penurunan pressure di surface, membuat backpressure terhadap tekanan diwellbore
makin kecil, jadi penambahan laju volumetricnya sebenarnya darisumur produksi
itu sendiri. Record welltest yang dulu bagaimana (AOF?) ?

> Fenomena temukan di salah satu site di perusahaan tempat Pak cahyo kerja
dulu…
> Saya terkejut dengan kemampuan plant tersebut untuk meningkatkan produksi
sebanyak 20 MMSCFD (awalnya 25 MMSCFD menjadi 45 MMSCFD) hanya dengan mengekspansi
gas dari 1080 psig menjadi 450 psig


Tanggapan 20
: (Cahyo Hardo Priyoasmoro – Premier Oil Natuna Sea
B.V.)

you got the answer Pak Rudolf.

Tapi, sampai sekarang, saya masih sering2 mainin choke serta PCV di plant supaya
dapat flow tambahan. Dan nampaknya, saya tidak setuju ini bukan scope orang
process.

Scope (field/site) process engineer adalah mulai dari kepala sumur atau silang
sembur atau wellhead, sampai perpipaan sebelum customer. If not, bisa jadi mandul
keberadaannya. Anyway, cuma pendapat pribadi semata.

Tanggapan 21 : (Darmawan Ahmad Mukharror –
VICO Indonesia)

Cahyo,
Ini terjadi di site yang paling dekat ke BPP (cahyo pasti tahu lha), karena
disinilah proyek proyek VICO yang peran saya sebagai process engineernya selama
dua tahun lebih.

Well, kalau seperti itu yang Cahyo minta, agak sulit, soale mereka yang di
Plant sana belum berani mengekspansi gasnya dari High Pressure menjadi Medium
Pressure, kondisi yang gawat buat flare stack di sana(overflownya melebihi kapasitas).

Tanggapan 22 : (Cahyo Hardo Priyoasmoro – Premier
Oil Natuna Sea B.V.)

Dharmawan,
Sayang sekali anda sudah mundur duluan…. Mungkin saja banyak yang akan digali
dari cerita ini.

Belum berani ekspansi plant karena flare stack capacity? coba tawarkan konsep
HIPPS (high integrity pressure protection system). Mungkin manajemen Vico mau?
Anyway, terima kasih sudah mau nulis di milis ini. Harusnya, anda nulis lebih
banyak tentang kompresor, tokh anda khan yang merancang semua proyek kompresor
tahun2 belakang ini di Vico. Jadi, kudu bagi2 ilmu donk, jangan cuma nanya doang
he..he.. just joking..

Tanggapan 23 : (Tahzudin Noor – VICO Indonesia)

Yang masih kurang tentunya, kita harus teliti dari ujung ke ujung (bahkan sampai
ke downhole ini juga sudah diterangkan oleh Bapak anggota milist ini juga, dan
tentunya disini yang menentukan]. Memang dipasang choke valve ( belum berarti
chocking ), back pressure ke downhole dicari yang mengecil ( harus lebih kecil
dari yang sebelumnya), pressure drop pada system membesar, perubahan system
restriction tak begitu besar, maka flow akan bertambah(selama belum ada perlatan
yang sudah chocking).

Tanggapan 24 : (Tahzudin Noor – VICO Indonesia)

Wah yang ini makin susah. Kalau tidak salah definisi MMSCFD itu kalau kondisi
aktual juga terus dikonversi pakai base pressure dan base temperature tertentu.
Jangan-jangan konversinya salah.

Bagus nih bisa untuk mengejek AGA-3, AGA-8,…..

Tanggapan 25 : (Patria Indrayana – TOTALFINAELF
E&P INDONESIE)

garonk wrote:

Kembali ke masalah inti yaitu ekspansi gas

KASUS A
(catatan : Memang di kuliah dulu tidak pernah diajarkan yang namanya mencampur
dua sumber gas dengan tekanan yang berbeda akan menghasilkan tekanan sama dengan
tekanan sumber gas yang lebih rendah dan menghasilkan flowrate yang tidak semena
mena sesuai dengan nilai aritmatiknya, mungkin Pak Tri bisa mengintrodusirnya
buat mahasiswa/i yang baru nantinya)

My comment :

mencampur dua stream gas dengan tekanan yang berbeda ? tekanan stream gabungannnya
tentu saja lebih rendah daripada tekanan terendah dari stream masuknya, kalau
enggak gimana bisa ngalirnya ? gas kan selalu mengalir dari tekanan tinggi ke
tekanan rendah … Di simulator spt hysis misalnya tekanan outlet dari mixer,
sebagai default, selalu di-set sama dengan tekanan terendah dari stream inlet.
Tekanan outlet lebih rendah lagi boleh, tapi kalau lebih tinggi hysis pasti
menolak, karena secara fisik tidak mungkin terjadi.

Massa masuk = massa keluar, demikian juga molar masuk = molar keluar.

Kalau MMscfd masuk dan MMscfd keluar ? tergantung cara dan kondisi pengukurannya
(lihat comment selanjutnya tentang orifice).

garonk wrote :

Misalnya , gas 25 MMSCFD tekanan 1100psig dicampur dengan gas tekanan 450 psig
sebanyak 120 MMSCFD, apakah akan menghasilkan gas sebanyak 145 MMSCFD dengan
tekanan 450 psig? kenyataannya kan tidak… lain halnya jika tekanan sumber
sama, maka penjumlahannya akan bersifat aritmetik. Apakah ini merupakan kontribusi
PERSAMAAN FUNGSI KEADAAN sehingga Hukum Kekekalan massa (perubahan flowrate
standar) pun dilanggar?

My comment :

Sekarang misalkan saya ada di depan simulator dan saya menggunakan icon mixer
untuk mencampur stream A (25 MMscfd/1100 psig) dengan stream B (120 MMscfd/450
psig). Kalau saya tidak melakukan apa-apa, hysis akan langsung menerapkan tekanan
outlet mixer, sebut saja Stream C, sama dengan tekanan inlet yang terendah yaitu
450 psig. Secara fisik bisa kita bayangkan bahwa di ujung stream A dan stream
B masing-masing ada valve. Valve yang di stream B memberikan deltaP = 0, sementara
yang di ujung stream A memberi deltaP = 650 psi). Baru kemudian si hysis menjumlahkan
entalpinya untuk menghitung temperatur mix.

Pertanyaan menarik:

Kenapa bisa melakukan perhitungan penambahan-pengurangan dengan basis volume
/ MMscfd ? Logisnya membuat necara massa dengan basis MASSA, jadi misalnya dalam
kg/day. Demikian, kg/day + kg/day hasilnya bukan sulap pasti kg/day.

Atau membuat neraca massa dengan basis molar, karena tidak ada reaksi kimia,
sehingga kmol/day + kmol/day = kmol/day

Sementara MMscfd (million standard cubic feet / day) adalah satuan laju alir
volumetrik. Untuk mengkonversi mass/molar rate ke MMscfd :

Flowrate(MMscfd)=Constant*Mass rate(kg/day)/MW(kg/kmol) atau
Flowrate(MMscfd)=Constant*Molar rate(kmol/day)

Constant dalam persamaan di atas berisi, konstanta universal gas, tekanan standar
dan temperature standar, dan berikut konversi satuan. Asal usul persamaan tsb
tidak lain adalah persamaan gas ideal PV = ZnRT di mana compressibility gas
Z selalu dianggap = 1 di standard condition.

Kesimpulan, jika persamaan gas ideal memang mewakili perilaku dari gas yang
anda ukur, dan bahwa stream anda memang benar dalam fasa gas (dry). Silakan
saja melakukan quick calculation neraca MOLAR dengan MMscfd. Asal JANGAN melakukan
quick calculation neraca MASSA dengan MMscfd tanpa melibatkan molecular weight
dalam perhitungan.

PENGUKURAN DENGAN ORIFICE

Mengukur mass rate atau molar rate di lapangan tidaklah mudah. Yang paling
sering dilakukan karena mudah dan murah adalah dengan menggunakan orifice plate.
Padahal si orifice ini tidak mengukur flowrate, dia hanya mengukur beda tekanan
antara dua tapping point, selanjutnya flowrate dalam MMscfd DIHITUNG.

Rumus AGA yang luas dipakai bentuknya sbb:

Q(MMscfd) = C * (h.P )^0.5

h, adalah differential pressure yang DIUKUR

P, adalah flowing pressure yang juga DIUKUR

Di dalam factor C ada sejumlah correction factor yang inputnya adalah komposisi
gas, tekanan, temperature, geometri orifice, dll yang DIHITUNG (lagi-lagi analogi
gas ideal digunakan, hanya kali ini factor compressibility Z hrs dihitung dengan
prosedur standar AGA untuk mencegah dispute antara pembeli dan penjual..)

Akurasi pengukuran sangat tergantung dari kualitas pengukuran differential
pressure dan validitas input data di komputer (komposisi dan MW).

Apabila komposisi gas berubah, sangat disarankan agar input data di program
komputer dicek lagi.

Liquid carry over atau condensat/water mist yang melewati meter run bisa mengacaukan
pengukuran, karena cenderung menaikkan differential pressure, sehingga akhirnya
MMscfd yang dilaporkan jadi lebih besar dari seharusnya.

Makin rendah flowing pressure, makin sulit mengukur differential pressure.

garonk wrote:

KASUS B
Misalkan gas yang 25 MMSCFD; 1100 psig tadi saya turunkan tekanannya menjadi
450 psig. Apakah flowratenya tetap? Untuk kasus di sumur tentu saja flowratenya
akan nambah… tapi apakah terjadi hal yang sama dengan kasus di plant? Apakah
untuk kasus di wellhead, choke sudah diatur sedemikian hingga bukaannya adalah
yang paling kecil ketika diinstall? sehingga yang dimaksud dengan men"choke"
tekanan adalah membuka persentase bukaan yang notabene akan merelease gas menjadi
lebih banyak? (ANGGAP AJA gas yang 25 MMSCFD; 1100psig jika dichoke hingga 450
psig akan menghasilkan
flowrate 50 MMSCFD). Bisakah kondisi ini kita tetapkan di plant dimana pertama
kali install choke valve pada manifold persen bukaan nya diatur sedemikian rupa
pada bukaan yang kecil? Bisakah kita anggap bahwa upstream plant adalah
"downhole" sebagaimana penggambaran fenomena well head tadi?

my comment :

Compressible Flow

Teori sekolahan tentang compressible flow ada di buku Unit Operations, McCabe
and Smith, Unit Operations. Atau untuk aplikasi spesifik di flare system (compressible
flow di tekanan rendah) silakan lihat di API RP 521.

Ambil sepotong pipa, tekanan inlet P1 dan tekanan outlet P2. Apabila tekanan
P1 tetap, dan tekanan P2 diturunkan, si pipa akan mengalirkan lebih banyak gas
(mass/molar/mmscfd). Sampai akhirnya tercapai tekanan dimana apabila tekanan
P2 diturunkan lebih rendah dari tekanan ini flow tidak naik lagi. Gas terekspansi
sampai critical flow dimana kecepatannya mendekati kecepatan sonic. Dalam kondisi
critical flow, flow tidak lagi tergantung pada P2. Sekarang untuk menaikkan
flow kita harus menambah flowing area / pipe diameter.

Aplikasi di PSV / relief system design

Aplikasi yang paling sering kita lihat adalah di PSV. P1 adalah tekanan separator
dlm hal ini PSV set point, P2 adalah backpressure di flare network. Sizing PSV
dilakukan dengan menentukan orifice area yang dibutuhkan untuk gas rate tertentu
dalam kondisi critical flow. Itulah sebabnya tekanan di flare system harus jauh
lebih rendah dari set point PSV, untuk menjamin terjadinya critical flow di
PSV dan menghindari berkurangnya kapasitas PSV karena efek backpressure dari
flare network.

Aplikasi di wellhead

Flowrate yang melewati wellhead piping kadang-kadang perlu dibatasi karena
berbagai alasan: misalnya kapasitas PSV di well flowline. Misalnya wellhead
flowing pressure 150 bar, sementara design pressure dan PSV set point dari flowline
hanya 40 bar. Jika terjadi blocked outlet, flowrate yang harus saya evakuasi
di PSV adalah critical flow dari source 150 bar dengan flowing areanya adalah
flowing area dari wellhead choke. Untuk menghasilkan design PSV dan vent yang
realistis, saya harus berusaha membatasi critical flow dengan menentukan maximum
flowing area di choke.

Apabila wellhead pressure sudah turun seiring dengan waktu, flow yang melewati
choke mungkin sudah tidak critical flow lagi. Tekanan upstream dan tekanan downstream
sama-sama mempengaruhi flow yang mengalir, tinggal kita yang mengatur bukaan/flowing
area dari choke tsb.

Bayangkan empat sistem compressible flow yang tersusun seri dalam sistem anda:

  1. Reservoir – Bottom hole
  2. Bottom hole – Wellhead
  3. Choke valve
  4. Wellhead flowline – separator

Seiring dengan waktu tekanan reservoir akan turun.

Hanya dua saja yang kita utak-atik yaitu:

  1. tekanan di separator
  2. bukaan choke

Empat parameter dalam sistem akan menyesuaikan diri hingga tercapai steady
state:

  1. mass /molar flowrate
  2. pressure wellhead flowline
  3. pressure wellhead
  4. pressure bottom hole

Untuk menaikkan flowrate, kita tambah bukaan choke atau turunkan tekanan separator,
begitupun sebaliknya.

Berikut cerita klasik dari lapangan gas ‘X’

Pada tahun-tahun awal kita masih di HP Phase. Tekanan 1st separator mengikuti
tekanan export. Export flowrate ditentukan misalnya tetap. Tekanan reservoir
masih besar sehingga bukaan choke biasanya kecil saja. Kemudian tekanan reservoir
mulai turun, sehingga untuk mempertahankan flow bukaan choke ditambah.

Tekanan reservoir turun terus, bukaan choke sudah maksimum. Untuk mempertahankan
produksi sekarang giliran tekanan separator yang diturunkan. Kita masuk ke MP
phase, kita pasanglah kompressor untuk menaikkan tekanan gas dari separator
ke tekanan gas ekspor. Karena tekanan di gathering network turun jauh, bukaan
choke mesti kita kurangi lagi. Setelah sekian waktu tekanan reservoir turun
terus, bukaan choke pelan-pelan ditambah.

Begitulah seterusnya tekanan separator diturunkan ke level yang lebih rendah,
kita masuk ke LP Phase dan LLP phase, makin lama makin banyak kompressor di
lapangan, berisik …..

garonk wrote:

(ANGGAP AJA gas yang 25 MMSCFD; 1100psig jika dichoke hingga 450 psig akan
menghasilkan flowrate 50 MMSCFD).

my comment:

  1. Kalau gathering networknya tetap di 1100 psig, sementara ini kita anggap
    saja dari sumur tidak ada kenaikan flowrate.
  2. Pencampuran dua stream dilakukan di manifold atau di separator 450psig ?
  3. Apakah ada kontak dengan condensate liquid setelah pencampuran ? mungkin ada
    komponen liquid yang pindah ke fasa gas. Cek saja lagi di simulator.
  4. Kalau posisi orifice yang kedua adalah di gas outlet separator, apakah liquid
    carry over dari separator meningkat karena gas flow yang masuk melebihi kapasitas
    ?
  5. Apakah pada saat diturunkan tekanannya di kontrol valve, temperaturnya drop
    banyak sehingga yang awalnya fasa gas setelah valve ini dia masuk ke zone diphasic
    ? Condensed liquid dan water yang terbentuk mungkin menipu orifice yang kedua.
  6. Cek juga operating range dari orifice plate yang terpasang.
  7. Cek lagi flowing temperature dan flowing pressure yang digunakan dalam pemrograman.

garonk wrote :

KASUS C
Apakah kasus B diatas berlaku juga untuk tekanan tekanan gas yang rendah sebagaimana
kasus yang saya ajukan pada email saya terdahulu? (gas dengan tekanan 14.7 psig;
5 MMSCFD)

My comment :

Tekanan sangat rendah jangan percaya pada orifice