Prinsip mitigasi hydrate itu sebenarnya sederhana, yakni dengan memanfaatkan sifat dasar pembentukan dia (hydrate terbentuk di tekanan tinggi dan temperatur rendah), maka sebaiknya dihindari wilayah hydrate ini dengan mengoperasikan pipeline ‘away’ dari wilayah hydrate formation ini, antara lain dengan jalan melakukan simulasi hydrate formation pada saat tahap design. Kendatipun demikian, dalam berjalannya waktu hydrate formation ini bisa saja terjadi karena faktor alam, temperature laut berubah (saya diving di bali saja minggu kemarin temperatur bisa 16 – 20 degC di kedalaman 18 m, apalagi di deep water pipeline yang 1000 m di bawah permukaan laut?) karena musim dst. Jika terjadi demikian, maka perlu dilakukan mitigasi dengan memanfaatkan sifat dasar pembentukannya (dengan menurunkan tekanan (baik melalui penurunan tekanan operasi maupun depressurisasi), penambahan chemical (umumnya methanol), atau pemanasan (jika mungkin, siapa yang sanggup memanaskan pipa dikedalaman 1000 m ??), memanfaatkan prinsip mechanic (classical loop, hybrid loop, pigging, dsb), underwater separation (+ pump), dst).

Tanya – Dirman Artib

Rekan-rekan dari kalangan pipelines & flowlines yth.

1. Saya mohon pencerahan dari maksud dan pengertian kalimat di bawah ini :

‘ The flowlines will operate outside the hydrate formation envelope and it is anticipated that wax mitigation will not normally be required as pipelines will retain heat during normal operation’.

2. Apa saja, bagaimana serta metode/teknik apa saja yg tersedia dalam memitigasi dan me-manage wax, asphatenes, emulsion, scaling dalam sebuah flowlines atau pipelines ?

3. Apakah dgn menjaga ‘number of heat’ sewaktu operasi normal juga dapat mengendalikan terbentuknya wax pada walls, dan lalu bagaimana hubungan layer of wax thickness form sebagai function heat ? Apakah ada formula empirik dari yg pernah di research atau harus dilakukan study/research di lab ?

Sebelumnya terima kasih.

Tanggapan 1 – Crootth Crootth

Dear Uda Dirman M. Top (memang top)

Prinsip mitigasi hydrate itu sebenarnya sederhana, yakni dengan memanfaatkan sifat dasar pembentukan dia (hydrate terbentuk di tekanan tinggi dan temperatur rendah), maka sebaiknya dihindari wilayah hydrate ini dengan mengoperasikan pipeline ‘away’ dari wilayah hydrate formation ini, antara lain dengan jalan melakukan simulasi hydrate formation pada saat tahap design.

Kendatipun demikian, dalam berjalannya waktu hydrate formation ini bisa saja terjadi karena faktor alam, temperature laut berubah (saya diving di bali saja minggu kemarin temperatur bisa 16 – 20 degC di kedalaman 18 m, apalagi di deep water pipeline yang 1000 m di bawah permukaan laut?) karena musim dst.

Jika terjadi demikian, maka perlu dilakukan mitigasi dengan memanfaatkan sifat dasar pembentukannya (dengan menurunkan tekanan (baik melalui penurunan tekanan operasi maupun depressurisasi), penambahan chemical (umumnya methanol), atau pemanasan (jika mungkin, siapa yang sanggup memanaskan pipa dikedalaman 1000 m ??), memanfaatkan prinsip mechanic (classical loop, hybrid loop, pigging, dsb), underwater separation (+ pump), dst).

Saya memiliki pengalaman ketika bekerja untuk satu perusahaan yang memiliki jaringan pipa laut dalam, dan suspected mengalami hydrate formation maka ketika diminta advise oleh facility superintendant, saya menyarankan depressurisasi. Setelah dilakukan penurunan tekanan dan depressurisasi selama kurang lebih 8 jam, maka pipeline normal kembali.

Namun tidak setiap troubleshoot semacam ini akan selalu berhasil, anda melakukan depresurisasi, berarti anda mengundang resiko penurunan temperatur operasi yang extrem, apakah pipeline anda kuat dengan paaparan temperatur dingin, setelah mengalami korosi sekian tahun di kedalaman 1000 m an??.

Kombinasi beberapa metode mitigasi bisa dilakuakn untuk mencari mana yang paling efektif.

Untuk Wax, meski fenomenanya berbeda, cara cara konservasi panas, konservasi flowrate (classical loop, hybrid loop), penambahan chemical (wax depressant) atau mechanical (underwater separator/pump) bisa dilakukan.. lagi lagi simulasi proses pada tahap design sungguh penting untuk melihat kemungkinan wax deposition ini.

Kalau yang diminta rumus ces pleng untuk mengetahui fenomena wax dan hydrate ini, rasanya ga ada yang ces pleng 100%, tapi melakukan simulasi dengan HYSYS + OLGA misalnya atau membaca jurnal jurnal terbaru soal hydrate dan wax akan banyak membantu.

Reference:

OTC-11967 Start up and Shut in Issues for subsea production of high paraffinic crudes

OTC-15253 Cooldown temperature overshoot phenomenon in subsea flowline and riser system

OTC-18387 To pig or not to pig: the marlin experiences with stuck pig

OTC-11036 Application of proprietary kinetic hydrate3 inhibitions in gas flowlines

Hydrocarbon Processing, April 2006, prevent system hydrate formation during sudden depressurisation

SPE-80259, Prediction and scaleup of waxy restart behavior

SPE-81022, Fire and Ice: Gas Hydrate transportation

Tanggapan 2 – @technip

Sekedar menambahi…

Kalau tentang hydrate sudah dijelaskan detail oleh Mas Darmawan, saya ingin menambahi tentang mitigasi wax deposition…

Ada beberapa cara yang bisa dilakukan untuk wax mitigation (biasanya untuk heavy crude karena WAT atau Pour Point temperaturenya lebih tinggi daripada light crude).

Pertama, dengan melakukan frequent pigging untuk tujuan dewaxing jika arrival temperature di fasilitas penerimaan lebih rendah dari WAT (Wax Appearance Temperature). Frequent pigging ini bisa dilakukan dengan menggunakan foam atau scrapper pig atau dengan menggunakan dewaxer chemical.

Kedua, dengan memflushing pipeline untuk meremove gel yang terbentuk (kondisi ini dilakukan pada saat start-up/restart jika shutdown sudah cukup lama sehingga temperature di dalam pipeline sudah sama dengan temperature seawater sehingga terbentuk gel , khusunya deepwater).

Ketiga, dengan heating, baik itu dengan direct electrical heating, heat trace heating, atau dengan jacketed heating. Tapi perlu diingat bahwa supaya panas tidak hilang ke lingkungan (dalam hal ini seawater), maka perlu adanya perhitungan tentang ketebalan insulation.

Keempat, dengan menggunakan pipeline bundle dimana ada satu pipa besar yang berada di luar pipeline berfungsi untuk memanasakan pipeline dengan menggunakan medium pemanas..