Eksplorasi Minyak Bumi

Eksplorasi Minyak Bumi

A. Proses Pembentukan Minyak Bumi

Ada tiga faktor utama dalam pembentukan minyak dan/atau gas bumi, yaitu :

1. Ada “batuan asal” (source rock) yang secara geologis memungkinkan terjadinya pembentukan minyak dan gas bumi. 

2. Adanya perpindahan (migrasi) hidrokarbon dari bebatuan asal menuju ke “bebatuan reservoir” (reservoir rock), umumnya sandstone atau limestone yang berpori-pori (porous) dan ukurannya cukup untuk menampung hidrokarbon tersebut.

3. Adanya jebakan (entrapment) geologis. Struktur geologis kulit bumi yang tidak teratur bentuknya, akibat pergerakan dari bumi sendiri (misalnya gempa bumi dan erupsi gunung api) dan erosi oleh air dan angin secara terus menerus, dapat menciptakan suatu “ruangan” bawah tanah yang menjadi jebakan hidrokarbon. Kalau jebakan ini dilingkupi oleh lapisan yang impermeable, maka hidrokarbon tadi akan diam di tempat dan tidak bisa bergerak kemana-mana lagi.Temperatur bawah tanah, yang semakin dalam semakin tinggi, merupakan faktor penting lainnya dalam pembentukan hidrokarbon.Hidrokarbon jarang terbentuk pada temperatur kurang dari 65 oC dan umumnya terurai pada suhu di atas 260 oC.Hidrokarbon kebanyakan ditemukan pada suhu moderat, dari 107 ke 177 oC.

B. Komponen-Komponen Pembentuk Minyak Bumi 

Minyak bumi merupakan campuran rumit dari ratusan rantai hidrokarbon, yang umumnya tersusun atas 85% karbon (C) dan 15% hidrogen (H). Selain itu, juga terdapat bahan organik dalam jumlah kecil dan mengandung oksigen (O), sulfur (S) atau nitrogen (N). Apakah ada perbedaan dari jenis-jenis minyak bumi ?. Ya, ada 4 macam yang digolongkan menurut umur dan letak kedalamannya, yaitu: young-shallow, old-shallow, young-deep dan old-deep. 

1. Minyakbumi young-shallow biasanya bersifat masam (sour), mengandung banyak bahan aromatik, sangat kental dan kandungan sulfurnya tinggi. Minyak old-shallow biasanya kurang kental, titik didih yang lebih rendah, dan rantai paraffin yang lebih pendek. Old-deep membutuhkan waktu yang paling lama untuk pemrosesan, titik didihnya paling rendah dan juga viskositasnya paling encer. Sulfur yang terkandung dapat teruraikan menjadi H2S yang dapat lepas, sehingga old-deep adalah minyak mentah yang dikatakan paling “sweet”. Minyak semacam inilah yang paling diinginkan karena dapat menghasilkan bensin (gasoline) yang paling banyak.

C. Waktu Pembentukan Minyak Bumi.

Sekitar 30-juta tahun di pertengahan jaman Cretaceous, pada akhir jaman dinosaurus, lebih dari 50% dari cadangan minyak dunia yang sudah diketahui terbentuk. cadangan lainnya bahkan diperkirakan lebih tua lagi. Dari sebuah fosil yang diketemukan bersamaan dengan minyak bumi dari jaman Cambrian, diperkirakan umurnya sekitar 544 sampai 505-juta tahun yang lalu.

Para geologis umumnya sependapat bahwa minyak bumi terbentuk selama jutaan tahun dari organisme, tumbuhan dan hewan, berukuran sangat kecil yang hidup di lautan purba. Begitu organisme laut ini mati, badannya terkubur di dasar lautan lalu tertimbun pasir dan lumpur, membentuk lapisan yang kaya zat organik yang akhirnya akan menjadi batuan endapan (sedimentary rock). Proses ini berulang terus, satu lapisan menutup lapisan sebelumnya. Lalu selama jutaan tahun berikutnya, lautan di bumi ada yang menyusut atau berpindah tempat.

Deposit yang membentuk batuan endapan umumnya tidak cukup mengandung oksigen untuk mendekomposisi material organik tadi secara komplit. Bakteri mengurai zat ini, molekul demi molekul, menjadi material yang kaya hidrogen dan karbon.Tekanan dan temperatur yang semakin tinggi dari lapisan bebatuan di atasnya kemudian mendistilasi sisa-sisa bahan organik, lalu pelan-pelan mengubahnya menjadi minyak bumi dan gas alam.

Eksplorasi Minyak Bumi : artikel

Gunakan LNG, PLN Hemat Rp 5 Triliun Per Tahun

Gunakan LNG, PLN Hemat Rp 5 Triliun Per Tahun

JAKARTA - Liquid Natural Gas (LNG) yang dibeli PLN dari kilang Tangguh, Papua, sudah dapat dimanfaatkan untuk memperkuat pasokan listrik Sumatera bagian utara dan menggantikan bahan bakar minyak pembangkit Belawan. Hal ini terlaksana setelah pengoperasian terminal penerimaan dan regasifikasi LNG Arun diresmikan oleh Presiden Jokowi di Arun, Nanggroe Aceh Darussalam, Senin (9/3).

PLN memanfaatkan pasokan gas dari regasifikasi Arun ini khususnya untuk digunakan oleh pembangkit listrik Belawan dan pembangkit-pembangkit listrik baru berbahan bakar gas lainnya yang dilewati ruas pipa gas Arun-Belawan. Dengan pengoperasian fasilitas regasifikasi Arun ini, tahun 2015 PLN dapat menghemat lebih dari Rp 5 triliun dari selisih konversi High Speed Diesel (HSD) ke LNG. Harga LNG yang lebih kompetitif dibandingkan HSD akan memberikan manfaat kepada PLN dalam bentuk penurunan biaya pokok produksi.

Total kebutuhan pasokan gas sementara di pembangkit listrik Belawan sebesar 96 BBTUD untuk mengoperasikan mesin Gas Turbin (GT) 1.1, GT 2.1, dan GT 2.2. Sedangkan untuk memenuhi kebutuhan pembangkit listrik (PLTMG) sewa di Belawan sebesar 2 BBTUD. Sehingga total kebutuhan PLN saat ini sebesar 98 British Thermal Unit per Day (BBTUD).

Dengan adanya pasokan gas berbasis LNG, maka keberlangsungan pasokan gas menjadi lebih terjamin, karena nantinya PLN dapat membeli pasokan LNG baik dari pihak domestik maupun Internasional. Selain itu penggunaan BBM untuk pembangkit listrik PLN di Belawan dapat dikurangi hingga 80%. Dengan catatan saat ini PLN masih menggunakan bahan bakar minyak marine fule oil (MFO) di Belawan sebesar 2 x 65 MW.

Kerja Sama 3 Pihak

Dalam upaya memenuhi kebutuhan pasokan gas di Aceh, Medan dan Sumatera Bagian Utara , PLN bekerja sama dengan BP Tangguh, PT Perta Arun Gas dan PT Pertamina Gas. PLN  membeli 9 kargo LNG dari Tangguh, Papua dan membawanya ke Blang Lancang – Arun untuk kemudian disimpan dan diproses lebih lanjut menjadi gas alam oleh PT Perta Arun Gas yang kemudian ditransportasikan melalui pipa Arun-Belawan sepanjang 350 km hingga ke pembangkit listrik Belawan oleh PT Pertamina Gas.

Berikut tahapan telah dilewati PLN dan Pertamina sehingga PLN dapat menikmati pasokan gas dengan harga yang jauh lebih ekonomis dibandingkan BBM untuk memasok listik ke Sumatera bagian utara :

1. Penandatangan kontrak dengan BP Tangguh pada tanggal 17 Oktober 2014 untuk memenuhi pasokan LNG PLN sampai dengan tahun 2033 dimana salah satu destinasinya ialah Terminal Regasifikasi Arun.
2. Pipa Arun – Belawan yang telah lebih dulu diresmikan pada 12 December 2014 oleh Menteri ESDM.
3. Pengiriman kargo LNG pertama untuk keperluan commissioning Terminal Arun Regasifikasi pada tanggal 19 Februari 2015 lalu.

site : esdm.go.id

Menang Lelang, Perusahaan Migas Baru Bisa Petik Hasil 10 Tahun Lagi

Jakarta -PT Pertamina (Persero), Petronas Carigali, Shell Exploration dan perusahaan minyak dan gas bumi (migas) lainnya, hari ini memenangkan lelang 11 wilayah kerja (blok) migas, dengan total investasi US$ 144,25 juta tahun ini. Namun, hasil migas yang didapat baru akan dirasakan 7-10 tahun lagi.

"Komitmen pemenang lelang wilayah kerja Tahap I 2014, tahun ini saja mereka harus investasi US$ 144,25 juta, nilai yang sangat besar dibandingkan lelang sebelumnya. Apalagi total signature bonus (bonus tanda tangan) yang harus dibayarkan ke pemerintah senilai US$ 12 juta dan itu harus dibayar di depan sebelum penandatangan kontrak," ujar Pelaksana Tugas Dirjen Migas, IGN Wiratmaja Puja, di kantornya, Plaza Centris, Kuningan, Jakarta Rabu (18/3/2015).

Wirtat mengatakan, namun berapa besar potensi pendapatan minyak atau gas bumi yang didapatkan termasuk berapa tambahan produksi migas nasional belum bisa diketahui.

"Mereka harus seismik, studi G&G (Geologi dan Geofisika), melakukan pengeboran sumur eksplorasi dan sebagainya, baru bisa diketahui berapa potensi atau produksi migas yang didapat," kata Wiratmaja.

Bahkan kata Wiratmaja, untuk dapat merasakan hasil seperti Petronas harus investasi tahun ini mencapai US$ 68 juta di dua blok migas yang dimenangkannya tahun ini yakni, Blok Kualakurun dan North Madura II, baru bisa dirasakan hasilnya 7-10 tahun lagi.

"Hasil migasnya nggak mungkin tahun ini, 7 tahun lagi itu pun kalau semuanya cepat, seperti ngurus perizinan, survei seismik, dan eksplorasi yang memakan waktu 3-4 tahun, tapi normalnya baru bisa dirasakan hasilnya 10 tahun lagi," ungkapnya.

Bila dalam eksplorasi yang memakan biaya jutaan-puluhan juta dolar, perusahaan migas ini tidak berhasil mendapatkan migas yang ekonomis, maka risiko ditanggung sendiri alias pemerintah tak akan mengganti.

(rrd/hen) 

Rista Rama Dhany - detik.com

Energy Mati di Nergara Sendiri

Kementerian Perencanaan Pembangunan Nasional (PPN)/Bappenas menyatakan, produksi listrik Indonesia sangat lambat bila dibandingkan negara lain. Pasalnya,  sumber daya alam di negara ini justru diekspor ke negara saingan Indonesia untuk menggenjot produksi listrik mereka.

Menteri PPN/Kepala Bappenas, Andrinof A Chaniago mencatat, sumber utama penghasil listrik berasal dari batu bara serta minyak dan gas (migas). Sayangnya, sumber daya alam berlimpah itu bertahun-tahun dikirim ke negara saingan Indonesia, seperti India dan China.

"Sebesar 85 persen dari produksi batu bara dan migas kita dikirim ke luar negeri dan 15 persennya dipakai untuk kepentingan dalam negeri. Tak heran bila jalan produksi listrik kita melambat," papar dia dalam Seminar Nasional Agenda Konkret Pemerintahan Baru di Hotel JS Luwansa, Jakarta

Lebih jauh dijelaskan Andrinof, produksi listrik Indonesia hanya seperenam dibanding India dan seperduapuluh duanya China. 

"Itu karena kita malah bantu mereka dengan ekspor batu bara dan migas kita ke negara saingan. Sedangkan kita ibarat ayam yang mati di lumbung sendiri, di mana pemadaman listrik bergilir terjadi setiap hari di wilayah penghasil sumber daya alam itu," ungkap dia.

Andrinof mengartikan tindakan ini sebuah penzoliman terhadap bangsa dan rakyat Indonesia karena sumber daya alam justru digunakan sebesar-besarnya untuk kemakmuran segelintir orang bukan rakyat Indonesia.

"Kita seperti zolim dengan bangsa dan rakyat kita. Batubara dan migas justru diekspor untuk membantu peningkatan daya saing mereka, tapi kita sendiri melemah," tegas dia. (Fik/Gdn)

SPBG Belum Jadi Minat Pengusaha Swasta

Konversi Bahan Bakar Minyak (BBM) ke Bahan Bakar Gas (BBG) belum sepenuhnya berjalan maksimal. Salah satu faktornya, belum tersedianya infrastruktur berupa Stasiun Bahan Bakar Gas (SPBG).

Rencana pemerintah, tahun ini ada beberapa infrastruktur migas akan dibangun. Antara lain, infrastruktur pendukung penggunaan bahan bakar gas (BBG) untuk transportasi yaitu 6 SPBG online, 6 SPBG mother station, 5 SPBG daughter station, 2 mobile refueling unit, 8 gas transport module, 2 SPBG eco station, dan 4 jalur pipa penyalur.

Pengembangan BBG di Indonesia tidak cukup hanya mengandalkan Pertamina dan Perusahaan Gas Negara (PGN). Pemerintah perlu menggandeng pihak swasta untuk berperan aktif dalam pembangunan SPBG. Namun pihak swasta masih enggan berinvestasi di SPBG dengan alasan harga BBG masih jauh dari keekonomian.

Presiden Direktur PT Gagas Energi Indonesia Deny Praditya, harga BBG untuk jenis Compress Natural Gas (CNG) Rp 3.100 per liter setara premium (lsp) untuk wilayah Jakarta, Bogor Depok, Tangerang dan Bekasi (Jabodetabek).

Padahal dalam hitungan Asosiasi CNG Indonesia, harga keekonomian BBG seharusnya mencapai Rp 4.500 lsp. "Karena belum mencapai keekonomian swasta belum bergerak membangun," tuturnya.

Atas dasar itu pihaknya mendesak pemerintah menerapkan harga keekonomian sesuai hitungan asosiasi. "Kalau PGN Pertamina tidak akan cukup bangun infrastruktur karena itu keekonomian. Asosiasi CNG mengusulkan 4500," jelasnya.

site : merdeka.com

PT Pertamina Libatkan Total E&P Kelola Blok Mahakam

PT Pertamina didorong tetap melibatkan Total E&P Indonesia dalam mengelola Blok Mahakam pasca-2017. Sebagai imbalannya, Pertamina bisa minta dilibatkan dalam pengelolan blok migas milik perusahaan Prancis itu di luar negeri.

"Pertamina selalu gagal dalam upaya pencarian minyak di luar negeri seperti di Libya, Irak dan Australia," kata Anggota Komisi VII DPR-RI Dewi Yasin Limpo, di Jakarta, Rabu (18/3).

Menurut Dewi, kerja sama eksplorasi juga dilakukan perusahaan migas internasional. Semisal ExxonMobil menggandeng perusahaan minyak Rusia saat mencari minyak di Siberia.

Sehingga, wajar jika Pertamina tetap menggandeng Total untuk kelola Blok Mahakam. Sebab, Total dinilai sudah memiliki teknologi untuk mengeksplorasi blok migas tersebut.

"Untuk mengoperasikan blok Mahakam, sebaiknya Pertamina bekerja sama dengan operator lama. Inpex tidak perlu diajak karena bukan operator. Yang diperlukan oleh Pertamina adalah kemampuan operator," katanya. "Itu tidak berarti kita meragukan kemampuan Pertamina, tetapi Pertamina perlu mempelajari kultur perusahaan minyak modern."

Dengan menggandeng Total, lanjut Dewi, Pertamina bisa berbagi beban risiko eksplorasi.

"Nasionalisme harus kita dukung, tetapi kita juga harus selalu pandai mengukur diri. Jangan tersinggung jika belum mampu bekerja sendirian. Mari kita dorong agar Pertamina makin maju."

Sejauh ini, pemerintah belum memutuskan nasib Blok Mahakam setelah kontrak Total berakhir 2017. Kendati demikian, pemerintah sudah mengisyarakan bakal memberi Pertamina hak pengelolaan blok, pada 2017, diperkirakan masih menyisakan cadangan minyak sebesar 131 juta barel dan gas terbukti sekitar 2 juta kaki kubik.

Pertamina sendiri meminta hak pengelolaan atau participating interest Blok Mahakam 100 persen. Jika demikian, perusahaan pelat merah itu harus menggelontorkan investasi sekitar USD 25 miliar.

site : merdeka.com

Gas melimpah, Indonesia masih impor gas

Badan Pusat Statistik mencatat penurunan impor pada Februari 2015 jika dibandingkan periode sama tahun sebelumnya. Impor mengalami penurunan USD 11,55 miliar atau 16,24 persen.

Secara keseluruhan, impor migas mengalami penurunan. Namun jika dilihat lebih detail, yang menurun hanya impor minyak. Sedangkan impor gas sebaliknya, justru mengalami kenaikan. "Impor gas meningkat sebesar 16,49 persen," ujar Kepala BPS Suryamin di kantornya, Senin (16/3).

Kondisi ini tentu kontraproduktif jika mengacu pada pengakuan Indonesia sebagai negara yang kaya akan gas. Bukan tanpa alasan Indonesia tetap mengimpor gas.

Kandungan gas dalam negeri bentuknya Liquid Natural Gas (LNG) yang terdiri methana (C1H2) dan ethana (C2H4). Gas jenis ini yang banyak diekspor. Indonesia masih doyan impor lantaran membutuhkan gas bentuk Liquified Petroleum Gas (LPG) yang komponennya berupa propana (C3H6) dan butana (C4H8). Gas ini yang digunakan masyarakat untuk kebutuhan sehari-hari.

Dari catatan BPS, impor migas Februari 2015 mengalami penurunan sebesar 18,7 persen dibanding Januari 2015 atau month to month. Sedangkan untuk untuk nonmigas pada Februari 2015 turun 6,34 persen.

"Impor minyak mentah turun sebesar 19,7 persen. Demikian juga untuk impor hasil minyak turun 22,01 persen," tuturnya.

Jika dilihat secara bulanan, total impor pada Februari 2015 juga turun 8,42 persen dibandingkan Januari 2015.

"Mudah-mudahan ini karena upaya penekanan impor kemudian ekspor digenjot dan bisa terjadi penurunan," kata Suryamin.

Suryamin memaparkan data impor Januari-Februari 2015 yang tercatat USD 24,16 miliar. Nilai ini turun 15,83 persen secara yoy atau dibanding Januari-Februari 2015.

"Untuk impor nonmigas Januari-Februari 2015 sebesar USD 20,33 miliar, turun 6,32 persen (yoy)," tuturnya.

Impor terbesar masih didominasi mesin dan peralatan mekanik, sedangkan impor mesin dan peralatan listrik menyumbang share USD 2,58 miliar turun 15,14 persen.

"Impor nonmigas terbesar datang dari China dengan USD 5,20 miliar. Naik 5,44 persen. Kedua impor dari Jepang USD 2,43 miliar. Ketiga impor Thailand USD 1,34 miliar. Penurunannya 11,16 persen," ucapnya.

Untuk impor nonmigas dari ASEAN sebesar USD 4,21 miliar (20,73 persen), dan impor nonmigas dari Uni Eropa USD 1,77 miliar (8,69 persen).

Site : merdeka.com

Air Formasi adalah

Air formasi adalah air yang ikut terproduksi bersama-sama dengan minyak dan gas. Air ini biasanya mengandung bermacam-macam garam dan asam, terutama NaCl sehingga merupakan air yang asam bahkan asam sekali. Air formasi biasanya disebut dengan oil field water atau connate water atau intertial  water.

Air formasi hampir selalu ditemukan didalam reservoir hidrokarbon karena memang dengan adanya air ini ikut menentukan terakumulasinya hidrokarbon didalam suatu akumulasi minyak, air selalu menempati sebagian dari suatu reservoir, minimal 10 % dan maksimal 100 % dari keseluruhan pori.

Air formasi selain berasal dari lapisan itu sendiri atau juga berasal dari air formasi dari lapisan lain yang masuk kedalam lapisan produktif, biasanya disebabkan    oleh :

a.      Penyemenan yang kurang baik.

b.      Kebocoran casing yang disebabkan oleh :

                              1.  Korosi pada casing.

                              2.  Sambungan kurang rapat.

                              3.  Pengaruh gaya tektonik rapat (patahan).

Sifat-sifat yang terkandung dalam air formasi :

1.       Sifat fisika,meliputi :

a.  Kompresibilitas

b.  Kelarutan gas didalam air

c.  Viscositas air.

d.  Berat jenise.       

e. Konduktifitas.

2.       Sulfat kimiawi, meliputi :

a.  Ion-ion negatif. (Anion)

b.  Ion-ion positif.  (Kation)

Alkalinitas, CO₃, HCO₃, dan OH harus ditentukan ditempat pengambilan contoh, karena ion-ion ini tidak stabil (dapat mengurai) seiring dengan perubahan waktu dan suhu. Untuk itu, pH perlu diturunkan sampai 1 dengan asam garam. Penentuan kadar barium (Ba) harus  dilakukan   segera   setelah  contoh  diterima,  karena  unsur  BaSO₄  terbatas kelarutannya, karena reaksi barium cepat dengan SO_4, akan mengurangi konsentrasi barium dan akan menimbulkan kasalahan dalam penelitian. Selain dengan barium, SO₄ juga cepat bereaksi dengan kalsium menjadi CaSO₄ pada saat suhu turun.

Untuk mengetahui air formasi secara cepat dan praktis digunakan sistem klasifikasi dari air formasi air, hal ini dapat memudahkan pengerjaan pengindetifikasian sifat-sifat air formasi. Dimana kita dapat memplot hasil analisa air formasi tersebut kedalam grafik, hal ini akan memudahkan kita dalam korelasi terhadap lapisan-lapisan batuan dari sumur secara tepat..

Beberapa kegunaan yang paling penting dari analisa air formasi ini adalah :

        a.    Untuk korelasi lapisan batuan

b.    Menentukan kebocoran casing

c.     Menentukan kualitas sumber air untuk proses water floding.

Dampak Air Formasi

Dampak air formasi merupakan peristiwa dimana air ikut terseret ketika kita mengisolasi minyak dari dalam reservoir. Air formasi memiliki dua sifat yaitu asam dan basa sifat asam mengakibatkan korosi yang dapat menyebabkan produksi minyak terganggu dimana air yang melekatdi pipa yang semakin mengeras dan mengakibatkan karat. Sedangkan yang basa akn membentuk endapan yang berbentuk pasir dan sedimen dimana endapan ini dapat merusak prodiksi minyak yang di hasilkkan.

Komposisi: kandungan utama air formasi kalium, natrium, chor

Yang dijumpai dalam jumlah yang sangat banyak, keberadaan air formasi menimbulkan gangguan pada proses produktifitas

Proses pengkaratan pada pipa terjadi karana air formasi yang mengandung oksigen mampu mengoksidasi pipa,  sehimgga minyak dapat merembes keluar pipa dan poros atau rekahan yang disebabkan oleh karat

Keuntungan dan kekurangan

Keuntungan: bukan hanya kerugian saja yang dii hasilkan oleh air formasi, air formasi ini jiga mempunyai dampak positif yang di gunaka untuk water injeksi, Produced water merupakan salah satu limbah terbesar yg dihasilkan oleh sektor hulu migas. Terlebih untuk lapangan marjinal, water cut produksinya saja bisa mencapai 90% (bahkan bisa lebih). Hal tersebut menjadi concern utama untuk pengelolaannya sering bermasalah karena jumlahnya cenderung meningkat dari tahun ke tahun. Opsi pengelolaan produced water ada 2 macam. Kita bisa treatment untuk di buang ke badan air atau di-re-injeksi. Re-injeksi terbagi menjadi dua, yakni untuk enhance oil recovery /EOR (pressure maintenance, water flooding dll) atau berupa sumur disposal. Semua opsi mewajibkan pre-treatment dulu untuk memenuhi baku mutu, kecuali sumur disposal. Semua opsi perlu perijinan dan pemantauan rutin minimal per bulan dari instansi lingkungan, kecuali untuk re-injeksi sebagai EOR. Ref Permen LH 04 thn 2007 dan Permen LH 13 th 2007.

Saat ini re-injeksi merupakan opsi yg paling banyak dipilih karena praktis, tidak ribet bermaslah secara sosial lingkungan terutama juga mempertimbangkan aspek teknis, ekonomi teknologi. Sebagai contoh, beberapa lapangan akan sangat sulit memenuhi kriteria baku mutu TDS < 4.000 dengan teknologi konvensional.

Selain itu ada keuntungan yang didapatkan dari injeksi air terproduksi kedalam formasi yaitu untuk mendorong kandungan crude oil dari dalam formasi kesumur-sumur produksi dan menjaga tekanan fluida didalamnya, namun ada criteria-kriteria tertentu yang harus dipenuhi terlebih dahulu.

Air untuk injeksi proses EOR memang perlu memenuhi kriteria tertentu. Jika tidak, alih-alih mendorong produksi crude oil malah membuat plug formasi. Fasprod pipa, pompa dan lain-lain juga cepat plugging, korosif & rusak. Parameter yang biasa dijadikan indikator diantaranya pH, DO, TSS, MPFT, SRB (Sulfur Reduction Bacteria), oil content, RPI, Fe dan turbidity.

Untuk kualitas air injeksi ke dalam formasi, ada fenomena swelling atau deflocculating clay mineral dari batuan formasi. Clay merespon terhadap kekurangan kation divalent yang terkandung di dalam air injeksi. Ada beberapa tipe clay yang mempunyai korelasi langsung dengan kation divalent ini, yaitu montmorilonite, illite, koalinite, dan mixed layer mont-illite.

Untuk kegiatan water injection, sebagai salah satu strategi EOR, juga digunakan untuk menjaga tekanan dalam formasi, juga bisa digunakan untuk mensiasati limbah produced water yang dihasilkan dari produksi oil/gas.

Penanggulangan Scale

Istilah scale dipergunakan secara luas untuk deposit keras yang terbentuk pada peralatan yang kontak atau berada dalam air. Dalam operasi produksi minyak bumi sering ditemui mineral scale seperti CaSO4, FeCO3, CaCO3, dan MgSO4. Senyawa-senyawa ini dapat larut dalam air. Scale CaCO3 paling sering ditemui pada operasi produksi minyak bumi. Akibat dari pembentukan scale pada operasi produksi minyak bumi adalah berkurangnya produktivitas sumur akibat tersumbatnya penorasi, pompa, valve, dan fitting serta aliran.

Penyebab terbentuknya deposit scale adalah terdapatnya senyawasenyawa tersebut dalam air dengan jumlah yang melebihi kelarutannya pada keadaan kesetimbangan. Faktor utama yang berpengaruh besar pada kelarutan senyawa-senyawa pembentuk scale ini adalah kondisi fisik (tekanan, temperatur, konsentrasi ion-ion lain dan gas terlarut).

Pencegahan Scale dengan Scale Inhibitor

Scale inllibitor adalah bahan kimia yang menghentikan atau mencegah terbentuknya scale bila ditambahkan pada konsentrasi yang kecil pada air.Penggunaan bahwa kimia ini sangat menarik, karena dengan dosis yang sangat rendah dapat mencukupi untuk mencegah scale dalam periode waktu yang lama.

Mekanisme kerja scale inhibitor ada dua, yaitu:

                                                        

1. Scale inhibitor dapat teradsorpsi pada permukaan kristal scale pada saat mulai terbentuk. Inhibitor merupakan kristal yang besar yang dapat menutupi kristal yang kecil dan menghalangi pertumbuhan selanjutnya.

2. Dalam banyak hal bahan kimia dapat dengan mudah mencegah menempelnya suatu partikel-partikel pada permukaan padatan.

Tipe Scale Inhibitor

Kelompok scale inhibitor antara lain: inorganik poliphospat, Inhibitor organik, Phosponat, ester phospat, dan polimer. Inorganik poliphospat adalah padatan inorganik non-kristalin. Senyawa ini jarang digunakan dalam operasi perminyakan. Kerugiannya adalah merupakan padatan dan bahan kimia ini ymudah terdegradasi dengan cepat pada pH rendah atau pada temperatur-tinggi. Inhibitor organik biasanya dikemas sebagai cairan konsentrat dan tidak dapat dipisahkan sebagai bahan kimia stabil. Ester phospat merupakan scale inhibitor yang sangat efektif tetapi pada temperatur diatas 175°C dapat menyebabkan proses hidrolisa dalam waktu singkat.

Phosponat merupakan scale inhibitor yang baik untuk penggunaan pada temperature diatas 3500F. Sedangkan polimer seperti akrilat dapat digunakan pada temperatur diatas 350°C.

Pemilihan Scale Inhibitor

Beberapa hal yang perlu diperhatikan dalam pemilihan jenis inhibitor untuk mendapatkaIl efektifitas kerja inhibitor yang baik adalah sebagai berikut: Jenis scale, dengan diketahuinya komposisi scale, dapat dilakukan pemilihan scale inhibitor yang tepat. Kekerasan scale. Temperatur, secara umum, inhibitor berkurang keefektifannya apabila Temperature meningkat. Setiap inhibitor mempunyai batas maksimum temperatur operas agar dapat berfungsi dengan baik. pH, kebanyakan scale inhibitor konvensional tidak efektif pada pH rendah. Kesesuaian bahan kimia, scale inhibitor yang digunakan harus sesuai dengan bahan kimia lain yang juga digunakan untuk kepentingan operasi seperti corrosion inhibitor. Beberapa scale inhibitor ada yang bereaksi dengan kalsium, magnesium atau barium membentuk scale pada konsentrasi yang tinggi. Padatan terlarut, semakin banyak padatan terlarut maka semakin tinggi

konsentrasi inhibitor yang digunakan. Kesesuaian dengan kondisi air, kandungan ion ion kalsium, barium, dan magnesium yang ada dalam air akan menyebabkan terjadinya reaksi dengan beberapa jenis inhibitor sehingga menimbulkan masalah baru yaitu terbentuknya endapan. Sehingga jenis inhibitor harus dipilih sesesuai mungkin. lklim, setiap inhibitor mempunyai titik lebur tertentu dan cara menginjeksikan ke dalam sistem, sehingga untuk menghindari terjadinya pembekuan ataupun perubahan komposisi dari inhibitor.

Beberapa Jenis Scale Inhibitor

1. Hidrokarbon

Hidrokarbon diperlukan sebagai pelarut hidrokarbon digunakan untuk menghilangkan minyak, parafin, atau asphaltic materials yang menutupi scale yang terbentuk, karena apabila digunaka asam sebagai penghilang scale makaasam ini tidak akan bereaksi dengan scale yang tertutupi oleh minyak (oil coated scale), oleh sebab itu minyak harus dihilangkan terlebih dahulu dari scale dengan menggunakan hidrokarbon.

2. Asam klorida

Asam klorida adalah bahan yang banya digunakan untuk membersihkan scale yang telah terbentuk. Bahan ini dapat digunakan pada berbagai kondisi. Asam klorida digunakan dengan konsentrasi 5%, 10%, atau 15% Hcl. Reaksi yang terjadi: CaCO3 + 2 HCI H2O + CO2 + CaCl2 Corrotion inhibitor harus ditambahkan dalam Hcl untuk menghindari efek keasaman pada pipa yang dapat menyebabkan korosi.

3. Inorganic Converters

Inorganic converters biasanya merupakan suatu karbonat atau hidroksida yang akan bereaksi dengan kalsium sulfat dan membentuk acid soluble calcium carbonate. Kemudian diikuti dengan penambahan asam klorida untuk melarutkan karbonat atau kalsium hidroksida yang terbentuk.

CaSO4 + (NH4)2CO3 (NH4)2S04 + CaCO3

CaCO3 + 2 Hcl H2O + CO2 + CaCl2

CO2 yang terbentuk dari reaksi dengan asam ini akan membantu mengeluarkan secara mekanis scale yang mungkin tersisa. Inorganic converters sebaiknya tidak digunakan pada scale yang keras.

4. Organic Converters

Organic converters seperti natrium sitrat, potassium asetat sering digunakan. Reaktan ini akan bereaksi dengan scale kalsium sulfat, sehingga scale akan menjadi lebih lunak dan mudah dibersihkan dengan melewatkan air.

5. Natrium Hidroksida

Larutan 10% natrium hidroksida dapat melarutkan hingga 12,5% berat dari scale kalsium karbonat.

 Kondisi Yang Mendukung Terjadinya Scale

§  Perubahan tekanan dan temperatur

§  Larutan lewat jenuh (supersaturated solution)

§  Terjadinya perubahan komposisi air formasi

§  Perubahan derajat keasaman (pH)

§  Bercampurnya air formasi dari lapisan yang berbeda

 Kerugian Akibat Masalah Scale

§  Kerusakan formasi batuan disekitar lubang bor (kehilangan tekanan / potensi formasi)

§  Penurunan produksi

§  Kerusakan alat – alat produksi

§  Meningkatnya biaya produksi

Dasar dari mekanisme scale inhibitor yakni usaha pencegahan sedini mungkin akan terjadinya scale dengan cara menginjeksikan bahan kimia ke dalam sumur untuk mencegah terjadinya reaksi kimia antara ion dan kation yang bisa mengendap. Jenis – jenis Scale Inhibitor yang memiliki kemampuan mencegah terjadinya Scale :

§  Phospate ester

§  Polymers (polyacramides)

§  Phosphonates

 Faktor yang sangat penting dalam pemilihan inhibitor, sbb ;

§  Harga bahan kimianya

§  Kestabilan inhibitor terhadap perubahan tekanan dan temperatur yang besar

§  Keefektifannya

§  Kompabilitas terhadap fluida produksi, fluida workover / routine service dan bahan kimia lain

Penanggulangan Korosi

Dengan dasar pengetahuan tentang elektrokimia proses korosi yang dapat menjelaskan mekanisme dari korosi, dapat dilakukan usaha-usaha untuk pencegahan terbentuknya korosi. Banyak cara sudah ditemukan untuk  pencegahan terjadinya korosi diantaranya adalah dengan cara proteksi katodik, coating, dan pengg chemical inhibitor.Proteksi Katiodik Untuk mencegah terjadinya proses korosi atau setidak-tidaknya untuk memperlambat proses korosi tersebut, maka dipasanglah suatu anoda buatan di luar logam yang akan diproteksi. Daerah anoda adalah suatu bagian logam yang kehilangan elektron. Ion positifnya meninggalkan logam tersebut dan masuk ke dalam larutan yang ada sehingga logaml tersebut berkarat. Terlihat disini karena perbedaan potensial maka arus elektron akan mengalir dari anoda yang dipasang dan akan menahan melawan arus electron dari logam yang didekatnya, sehingga logam tersebut berubah menjadi daerah katoda. Inilah yang disebut Cathodic Protection. Dalam hal diatas elektron disuplai kepada logam yang diproteksi oleh anoda buatan sehingga elektron yang hilang dari daerah anoda tersebut selalu diganti, sehingga akan mengurangi proses korosi dari logam yang diproteksi. Anoda buatan tersebut ditanam dalam suatu elektrolit yang sama (dalam hal ini tanah lembab) dengan logam (dalam hal ini pipa) yang akan diprotekasi dan antara dan pipa dihubungkan dengan kabel yang sesuai agar proses listrik diantara anoda dan pipa tersebut dapat mengalir terus menerus.Coating Cara ini sering dilakukan dengan melapisi logam (coating) dengan suatu bahan agar logam tersebut terhindar dari korosi.

Pemakaian Bahan-Bahan Kimia (Chemical Inhibitor)

Untuk memperlambat reaksi korosi digunakan bahan kimia yang disebut inhibitor corrosion yang bekerja dengan cara membentuk lapisan pelindung pada permukaan metal. Lapisan molekul pertama yang tebentuk mempunyai ikatan yang sangat kuat yang disebut chemis option. Corrosion inhibitor umumnya berbentuk fluid atau cairan yang diinjeksikan pada production line. Karena inhibitor tersebut merupakan masalah yang penting dalam menangani kororsi maka perlu dilakukan pemilihan inhibitor yang sesuai dengan kondisinya. Material corrosion inhibitor terbagi 2, yaitu :

1. Organik Inhibitor

Inhibitor yang diperoleh dari hewan dan tumbuhan yang mengandung unsure karbon dalam senyawanya. Material dasar dari organik inhibitor antara lain:

Turunan asam lemak alifatik, yaitu: monoamine, diamine, amida, asetat, oleat, senyawa-senyawa amfoter. Imdazolines dan derivativnya

2. Inorganik Inhibitor

Inhibitor yang diperoleh dari mineral-mineral yang tidak mengandung unsur karbon dalam senyawanya. Material dasar dari inorganik inhibitor antara lain kromat, nitrit, silikat, dan pospat.

Penentuan Specific Gravity (SG) dan API Gravity

Penentuan  Specific Gravity (SG)  dan API Gravity

Penentuan Specific gravity / berat jenis minyak ( crude oil ) dilakukan dengan alat hydrometer, dimana penunjuk specific gravity dapat dibaca langsung pada alat. Untuk temperatur yang lebih dari 60 ºF, perlu dilakukan koreksi dengan menggunakan chart yang ada. Kualitas dari minyak (minyak berat maupun minyak ringan) ditentukan salah satunya oleh specific gravity. Temperatur minyak mentah juga dapat mempengaruhi viskositas atau kekentalan minyak tersebut. Hal ini yang dijadikan dasar perlunya diadakan koreksi terhadap temperatur standart 60 ºF.

Sedangkan untuk menentukan Spesific Gravity gas, alat yang digunakan adalah effusiometer, dengan memasukkan gas kedalam alat  tersebut dan menghitung waktunya saat menekan air keluar dalam alat tersebut setelah sampai batas yang ditentukan, gas dihentikan sedangkan perhitungan waktunya juga dilakukan untuk kembalinya air didalam alat tersebut.

Kemudian melihat temperatur yang tertera di termometer. Untuk waktu yang tercatat T₁ dan T₂ dimasukkan rumus T₁ / T₂   =  T  ( true ) dan temperatur ºAPI. Kemudian mengkoreksi hingga menemukan  SG-nya. Penentuan SG gas sangat diperlukan mengingat gas yang terkandung dalam minyak berbeda-beda.

Densitas minyak adalah massa persatuan volume pada shuhu terterntu atau dikenal juga dengan perbandingan massa minyak dengan volume pada kondisi tekanan dan tempratur tertentu. Selain densitas, salah satu sifat minyak bumi yang penting dan mempunyai nilai perdagangan adalah specific gravity (SG). Densitas = Berat jenis, Berat jenis adalah salah satu sifat fisika hidrokarbon yang dalam Teknik Perminyakan umumnya dinyatakan dalam Specific Gravity (SG) atau dengan ºAPI.

Specific Gravity (SG) dari minyak bumi adalah perbandingan antara berat yang diberikan oleh minyak bumi tersebut pada volume tertentu dengan berat air suling pada volume tertentu, dengan berat air suling pada volume yang sama dan diukur pada temperatur 60 ⁰F atau perbandingan anatara berat jenis minyak pada tempratur standar dengan berat jenis air  

Di indoneisa biasanya berat jenis dinyatakan dalam fraksi, misalnya 0.5 : 0.1 untuk minyak bumi suhu yang digunakan adalah 15^o C atau 60^o F. Dalam dunia perdagangan terutma yang dikuasai oleh perusahaan Amerika, Gravitasi jenis atau lebih sering disingkat dengan SG ini dinyatakan dalam API gravity dan juga API ( American Petroleum Institute ) yang sangat mirip dengan Baume gravity.

Baume gravity adalah  suatu besaran yang merupakan fungsi dari berat jenis yang dapat dinyatakan dengan persamaan :

API Gravity minyak bumi sering menunjukan kualitas dari minyak bumi tersebut. Makin kecil SG-nya atau makin tinggi API-nya maka minyak bumi tersebut makain berharga karena lebih banyak mengandung bensin Sebalik nya makin rendah API atau makin besar SG-nya, maka mutu minyak itu kurang baik karena lebih banyak mengandung lilin.

Namun dari minyak berat pun dapat dibuat fraksi bensin banyak dengan system cracking dalam penyulingan. Walaupun demikian tentu proses ini memerlukan ongkosatau biaya yang lebih besar lagi. Selain API juga dapat dipakai Baume yaitu :

system baume tidak banyak digunakan dalam industry perminyakan. Perbandingan antara skala yang menggunakan SG dengan API dan Baume dapat dilihat pada table. Perlu dicatat bahwa yang dimaksud dengan SG adalah keseleruhuran minyak mentah teresebut yaitu semua fraksi. Selain itu SG minyak bumi juga tergantung pada temperature pada temperature, sehingga bila tempraturnya tinggi maka makin rendah SG-nya.

ALAT- ALAT YANG BERHUBUNGAN DALAM PENGUKURAN DENSITAS

Dalam setiap pengukuran, kita tidak bisa menggunakan penghitungan tanpa menggunakan alat bantu, berikut adalah beberapa alat yang digunakan dalam pengukuran, khususnya densitas, antara lain :

Piknometer

Massa jenis suatu zat dapat ditentukan dengan berbagai alat, salah satunya adalah dengan menggunakan piknometer. Piknometer adalah suatu alat yang terbuat dari kaca, bentuknya menyerupai botol parfum atau sejenisnya. Jadi dapat diartikan disini, piknometer merupakan alat yang digunakan untuk mengukur nilai massa jenis atau densitas fluida. Terdapat beberapa macam ukuran dari piknometer, tetapi biasanya volume piknometer yang banyak digunakan adalah 10 ml dan 25 ml, dimana nilai volume ini valid pada temperature yang tertera pada piknometer tersebut. Berikut contoh gambar dari piknometer:

Bagian-bagian Piknometer, Adapun jenis atau bentuk piknometer yang kita ketahui itu terdiri dari tiga bagian, yaitu:

1.Tutup piknometer, untuk mempertahankan suhu di dalam piknometer.

2. Lubang

3.Gelas atau tabung ukur, untuk mengukur volume cairan yang dimasukkan dalam piknometer

Prinsip Kerja atau Cara Menggunakan Piknometer

Berikut tata cara menggunakan piknometer untuk menentukam massa jenis suatu zat:

1.Melihat berapa volume dari piknometernya (tertera pada bagiantabung ukur), biasanya ada yang bervolume 25 ml dan 50 ml.

2.Menimbang piknometer dalam keadaan kosong.

3.Memasukkan fluida yang akan diukur massa jenisnya ke dalam piknomeer tersebut.

4.Menutup piknometer apabila volume yang diisikan sudah tepat.

5.Menimbang massa piknometer yang berisi fluida tersebut.

6.Menghitung massa fluida yang dimasukkan dengan cara mengurangkan massa pikno berisi fluida dengan massa pikno kosong.

7.Setelah mendapat data massa dan volume fluidanya, kita dapat menentukan nilai rho/masssa jenis (ρ) fluida dengan persamaan: rho (ρ) = m/V=(massa pikno+isi) – (massa pikno kosong) / volume. Adapun satuan yang biasanya di gunakan yaitu massa dalam satuan gram (gr) dan volume dalam satuan ml = cm3

8.Membersihkan dan mengeringkan piknometer.

ISTILAH – ISTILAH DALAM DENSITAS

Dalam mempelajari densitas biasanya kita akan menjumpai kata kata seperti :

Massa jenis

adalah pengukuran massa setiap satuan volume benda. Semakin tinggi massa jenis suatu benda, maka semakin besar pula massa setiap volumenya. Massa jenis rata-rata setiap benda merupakan total massa dibagi dengan total volumenya. Sebuah benda yang memiliki massa jenis lebih tinggi (misalnya besi) akan memiliki volume yang lebih rendah daripada benda bermassa sama yang memiliki massa jenis lebih rendah (misalnya air). Massa jenis mempunyai lambang ρ (rho)

Massa

(berasal dari bahasa Yunani μάζα) adalah suatu sifat fisika dari suatu benda yang digunakan untuk menjelaskan berbagai perilaku objek yang terpantau. Dalam kegunaan sehari-hari, massa biasanya disinonimkan dengan berat. Namun menurut pemahaman ilmiah modern, berat suatu objek diakibatkan oleh interaksi massa dengan medan gravitasi.

Salinitas

adalah tingkat keasinan atau kadar garam terlarut dalam air. Salinitas juga dapat mengacu pada kandungan garam dalam tanah.

Suhu

juga disebut temperatur yang diukur dengan alat termometer. Empat macam termometer yang paling dikenal adalah Celsius, Reumur, Fahrenheit dan Kelvin.

Tekanan (p)

adalah satuan fisika untuk menyatakan gaya (F) per satuan luas (A).

Satuan tekanan sering digunakan untuk mengukur kekuatan dari suatu cairan atau gas.

Volume

atau bisa juga disebut kapasitas adalah penghitungan seberapa banyak ruang yang bisa ditempati dalam suatu objek. Objek itu bisa berupa benda yang beraturan ataupun benda yang tidak beraturan. Benda yang beraturan misalnya kubus, balok, silinder, limas, kerucut, dan bola. Benda yang tidak beraturan misalnya batu yang ditemukan di jalan. Volume digunakan untuk menentukan massa jenis suatu benda.

Mengapa BS & W Penting Dilakukan

BS&W

Pemantauan sedimen minyak mentah dan kadar air di lokasi produksi lapangan sangat penting dalam operasi transfer tahanan yang akurat minyak mentah.

Hal ini dilakukan dengan metode manual, atau on-line perangkat seperti analisis kapasitansi, kerapatan, atau penyerapan energi.

Untuk tujuan tahanan transfer, sedimen dan air ditentukan oleh tes yang mengikuti salah satu manual API standar pengukuran minyak (MPMS).

Biasanya, tes ini dilakukan di lapangan oleh medan metode centrifuge yang, jika dilakukan dengan benar, memberikan hasil yang sangat akurat. Pemeriksaan laboratorium dapat dilakukan, namun penanganan sampel menjadi lebih kritis.

PEMANTAUAN BS & W

Jumlah sedimen dan air dalam minyak mentah harus ditetapkan secara akurat sebagai bagian dari proses tahanan-transfer. Pembeli hanya membayar untuk minyak mentah yang diterima dan ingin meminimalkan jumlah sedimen dan air yang mereka harus menangani.

Akibatnya, pemantauan sedimen dan air isi dilakukan di lokasi produksi untuk mencegah jumlah yang berlebihan memasuki sistem pipa.

Berapa banyak pipa yang bersedia menerima ke dalam sistem tergantung pada lokasi geografis, daya saing pasar, dan kemampuannya untuk menangani sedimen dan air dalam sistem. Setiap pipa menerbitkan kuantitas akan menerima.

Kebanyakan pipa mengharuskan transfer sewa tahanan otomatis (LACT) Unit dilengkapi dengan sedimen dasar dan air (bs & w) memantau, biasanya dalam kenaikan vertikal pipa. Sebagian besar bs & w monitor digunakan adalah perangkat kapasitansi dan umumnya hanya mendeteksi jumlah air.

Probe kapasitansi bekerja dengan mengukur kapasitansi dari probe cairan dan membandingkan nilai yang diperoleh dengan nilai-nilai yang diperoleh dengan probe diisi dengan baik semua air atau semua minyak. Output kapasitansi dari probe cairan proses akan sebanding dengan kadar air.

Teknik ini mengasumsikan bahwa kekuatan dielektrik minyak dan air akan tetap relatif konstan.

Jenis pemeriksaan ini dapat dipengaruhi oleh jumlah air, karakteristik emulsi, suhu, variasi sifat baik hidrokarbon atau air, kehadiran gas gratis, dan deposisi parafin. Analyzer harus dikalibrasi di pabrik oleh produsen minyak dan air komposisinya sama dengan apa yang perangkat akan menghadapi di lapangan.

Analyzer yang dipasang dalam pipa vertikal untuk memberikan pencampuran terbaik yang, jika kadar air kurang dari 3%, akan memastikan bahwa emulsi kontinyu-minyak akan ada (penting untuk jenis perangkat). Analyzer harus dikalibrasi pada suhu operasi normal karena konstanta dielektrik merupakan fungsi dari temperatur.

Tabel 1 menunjukkan konstanta dielektrik air pada berbagai suhu. Tabel 2 menunjukkan konstanta dielektrik contoh hidrokarbon. Gambar. 2 menunjukkan perubahan konstanta dielektrik sebagai fungsi dari salinitas. Perubahan ini mengharuskan analisis harus memusatkan perhatian dan membentang di lapangan secara berkala untuk membuat kinerja yang optimal.

Gas bebas di sungai biasanya menghasilkan bawah pengukuran memotong air, sehingga perawatan harus dilakukan untuk mengurangi atau menghilangkan gas bebas dalam sistem.

Demikian pula, penumpukan parafin dalam penyelidikan menyebabkan pembacaan yang salah. Penumpukan ini dapat diminimalkan dengan perawatan kimia, tracing panas, atau sering membersihkan dengan pelarut. Perawatan harus diambil untuk menghindari kerusakan lapisan probe selama pembersihan untuk menghindari kesalahan.

Jenis lain dari analisis untuk memantau air dipotong menjadi lebih populer. Satu, kepadatan-jenis, bekerja karena kepadatan minyak dan air umumnya sangat berbeda. Dengan demikian, mengukur densitas emulsi dapat menghasilkan air persentase.

Getaran elemen, tekanan diferensial, nuklir, dan Coriolis meter adalah kepadatan monitor. Perangkat ini dipengaruhi oleh suhu, gas gratis, variasi dalam kepadatan antara minyak dan air, getaran, dan deposisi parafin.

Karena suhu mempengaruhi densitas fluida, unit-unit ini harus baik memiliki kompensasi suhu atau dipasang pada aliran-suhu. Pengaruh gas bebas dan parafin pada perangkat ini mirip dengan efek pada perangkat kapasitansi.Efek getaran harus dikurangi atau dihilangkan, terutama pada perangkat elemen bergetar dan Coriolis meter.

Unit ini tidak bekerja dengan baik pada minyak mentah berat yang kepadatan dari minyak mentah dan air serupa.Tipe lain dari satuan yang digunakan adalah penyerapan energi air monitor-konten. Perangkat ini mengukur tingkat penyerapan energi elektromagnetik. Perbedaan tingkat penyerapan energi antara air dan hidrokarbon digunakan untuk menentukan kadar air.

Perangkat ini tidak terpengaruh oleh variasi dalam kepadatan cairan dan kurang terpengaruh dibandingkan dengan perangkat lain dengan deposisi parafin.Monitor ini harus dipasang dalam pipa vertikal dengan aliran ke bawah sehingga emulsi kontinyu-minyak terjadi.

Gas bebas memiliki dampak yang signifikan terhadap perangkat ini dan dengan demikian harus dihilangkan . Hal ini dilakukan dengan desain pemisah yang tepat atau penggunaan eliminator udara.

Variasi suhu sungai mempengaruhi perangkat ini dan mendikte kalibrasi ulang setiap kali terjadi variasi yang besar.Kalibrasi lapangan harus dilakukan secara berkala untuk mendapatkan kinerja yang optimal. Frekuensi yang ini dibutuhkan adalah fungsi dari kondisi lapangan.

BIDANG PENGUJIAN

Sementara pemantauan sedimen dan air membuat sebuah "go / no go" keputusan apakah pipa akan menangani sejumlah tertentu minyak mentah, sedimen dan air pengujian digunakan untuk penentuan jumlah tahanan transfer yang produsen akan dibayarkan.

Biasanya, pengukuran ini dilakukan di fasilitas produksi, memanfaatkan API Manual Standar Petroleum Measurement (MPMS), Bab 10, Bagian 4, Penentuan Sedimen dan Air di Minyak Mentah dengan Metode Centrifuge (Prosedur Lapangan) -1986.

API-MPMS Ch. 10, Sec. 4 memerlukan tabung centrifuge (Gbr. 3) yang digunakan be 6 atau Bin. kerucut. Standar ini menetapkan dimensi tabung yang diijinkan dan toleransi.

Berikut adalah prosedur lapangan:

1. Isi dua tabung centrifuge dengan 50 ml atau 100 bagian tandai dengan sampel homogen yang akan diuji.Baca atas meniskus.
2. Isi dua tabung dengan 50 ml pelarut yang membawa total isi tabung ke 100 ml atau 200 bagian mark. Pelarut yang dapat diterima adalah Stoddard, kerosine, toluena, dan xilena. Perhatikan bahwa toluena dan xilena harus jenuh air pada suhu pengujian.
3. Membalikkan tabung 10 kali untuk mencampur sampel dan pelarut. Hal ini harus dilakukan di bawah tingkat mata untuk keselamatan, dan kacamata pelindung yang dianjurkan.
4. Tempatkan tabung dalam preheater dan panas hingga 140 F. 5 F.
5. Membalikkan tabung lagi 10 kali untuk campuran.
6. Tempatkan tabung di sisi berlawanan dari centrifuge untuk menyeimbangkan beban dan tutup.
7. Centrifuge selama minimal 5 menit.
8. Ketika centrifuge datang untuk beristirahat, menguji suhu isi tabung tanpa mengganggu antarmuka minyak-air.
9. Jika suhu sampel adalah 125 F. atau lebih besar, membaca dan merekam sedimen dan air isi gabungan di bagian bawah setiap tabung. Jika suhu kurang dari 125 F., tabung harus dipanaskan dan tes diulang tanpa agitasi lanjut sampai dua bacaan yang konsisten berturut-turut diperoleh.
10. Jika emulsi terlihat, tambahkan pelarut yang mengandung demulsifier untuk sampel dan tes ulang. (Hal ini tercakup dalam lampiran dari Standard.)
11. Bandingkan pembacaan dari dua tabung. Jika hasil bervariasi oleh lebih dari satu subdivisi pada tabung centrifuge, sampel tidak homogen. Dengan demikian, pengujian harus diulang dengan dua sampel segar.

Jika prosedur ini diikuti, hasil yang diperoleh akan dapat diandalkan dan akurat. Agar hasil yang benar akan diperoleh, perhatian khusus harus diberikan dalam memperoleh sampel yang representatif.

Sampling tercakup dalam API-MPMS, Bab 8, Bagian 1 dan 2. Gambar. 4 menunjukkan lokasi tangki untuk mengambil sampel.

UKURAN SAMPEL; SEDANG MEMBACA

Jika tabung centrifuge diisi dengan proporsi selain 50:50 sampel / pelarut, hasilnya tidak dapat dibaca langsung dari tabung centrifuge. Persamaan berikut harus digunakan untuk menyesuaikan campuran yang salah:

Sedimen dan air,% (S / V) x 100

di mana:

S = Volume sedimen dan air yang ditemukan, ml

V = Volume minyak diuji, ml

Inilah sebabnya mengapa prosedur merekomendasikan bahwa sampel ditempatkan dalam tabung centrifuge awalnya. Jika hal ini dilakukan, penyesuaian kuantitas dapat dibuat dengan baik menambahkan atau menghapus sampel sampai tanda 50 ml dicapai.

Pembacaan yang tepat adalah di bagian atas meniskus. Jika tabung ditandai dengan 100 ml di atas dimanfaatkan, sedimen yang sebenarnya dan air adalah jumlah pembacaan dari dua tabung.

Jika tabung ditandai dengan 200 bagian yang digunakan, sedimen dan air hasil yang benar adalah rata-rata dari dua bacaan.

PELARUT

Pelarut dapat berbahaya dan akibatnya harus ditangani dengan hati-hati. Hindari menghirup uap. Gunakan hanya di lokasi yang berventilasi baik. Sarung tangan karet harus digunakan untuk menghindari kontak berulang atau berkepanjangan dengan kulit.

Penanganan tindakan pencegahan yang direkomendasikan oleh pabrik harus diikuti. Pelarut ini adalah baik mudah terbakar atau mudah terbakar dan dengan demikian tindakan pencegahan yang diperlukan harus diamati.

Stoddard pelarut yang paling sering digunakan di lapangan karena mereka sudah tersedia dan tidak memerlukan saturasi air. Asphaltenic dan minyak mentah parafin memerlukan penggunaan baik toluena atau xilena untuk mendapatkan hasil yang benar.

Kedua pelarut ini, bagaimanapun, harus air jenuh pada suhu pengujian (140 F) dan dipertahankan pada suhu ini sampai digunakan. Teknik yang tepat untuk saturasi air tercakup dalam Lampiran API-MPMS, Bab 10, Bagian 4.

Salah satu vendor telah mulai kemasan toluena jenuh air dalam botol kaca yang mudah digunakan di lapangan dan meminimalkan paparan toluen. Vendor yang sama memiliki perangkat yang tersedia untuk memanaskan botol kaca untuk 140 F. sebelum digunakan.

LABORATORIUM PENGUJIAN

Kadang-kadang sampel diangkut ke laboratorium untuk penentuan sedimen dan air untuk keperluan tahanan-transfer. Dalam lingkungan laboratorium, tes yang sebenarnya dilakukan dapat lebih akurat; Namun, penanganan sampel yang tepat menjadi penting.

Selama transportasi ke laboratorium, sampel dapat stratifikasi atau terpisah menjadi lapisan. Sebelum analisis dilakukan, sampel harus dibawa kembali ke kondisi semula dengan mencampur. Seberapa sering sampel ditransfer mempengaruhi bagaimana perwakilan adalah cairan lapangan yang sebenarnya. Tanpa sampel yang representatif, tidak mungkin untuk mendapatkan hasil yang benar.

Sampel yang representatif dapat dianalisis kadar air dengan menggunakan API MPMS, Bab 10, Bagian 3, "Penentuan Air & Sedimen di Minyak Mentah dengan Metode Centrifuge" (Prosedur Laboratorium). Metode ini sangat mirip dengan metode centrifuge lapangan, kecuali bahwa hanya 8-in. tabung centrifuge dan toluena jenuh air yang diizinkan.

Kadar air juga dapat ditentukan oleh API MPMS, Bab 10, Bagian 9, "Penentuan Air di Minyak mentah oleh Koulometrik Titrasi Karl Fischer." Metodologi ini memberikan hasil yang akurat dalam air 0,02-5,0% dalam minyak mentah. Merkaptan dan sulfida dalam minyak mentah mengganggu tes ini.

Metodologi dalam API MPMS, Bab 10, Bagian 9, mensyaratkan bahwa alikuot disuntikkan ke dalam bejana titrasi aparat Karl Fischer. Yodium untuk reaksi Karl Fischer adalah coulometrically dihasilkan pada anoda.

Yodium Kelebihan terdeteksi oleh detektor titik akhir electrometric dan proses dihentikan ketika semua air telah dititrasi. Satu mol yodium bereaksi dengan satu mol air. Oleh karena itu, jumlah air sebanding dengan arus total yang terintegrasi sesuai dengan Hukum Faraday.

Pencampuran sangat penting untuk metodologi ini karena aliquot terbesar disuntikkan hanya 1 g. Dalam rentang tinggi air-konten (0,5-5,0%), hanya 0,25 g aliquot dianjurkan. Dengan demikian kemampuan untuk mendapatkan sampel yang representatif sangat penting. Kualitas reagen dan pelarut yang digunakan dalam tes ini juga penting.

LABORATORIUM PROSEDUR

1. Menambahkan pelarut segar untuk anoda dan katoda kompartemen kapal titrasi dan membawa pelarut kondisi untuk mengakhiri-point.
2. Campur sampel sehingga aliquot perwakilan dapat diperoleh.
3. Dimulai dengan bersih, jarum suntik kering (kualitas tinggi kapasitas yang sesuai), menarik setidaknya tiga porsi sampel dan membuang-buang.
4. Withdraw aliquot yang akan diuji ke dalam jarum suntik.
5. Bersihkan jarum dengan kertas tisu.
6. Timbang jarum suntik dan isi dengan ketelitian 0,1 mg.
7. Memasukkan jarum melalui port inlet septum, mulai titrasi dan, dengan ujung jarum tepat di bawah permukaan cairan, menyuntikkan sampel.
8. Menarik jarum suntik.
9. Timbang jarum suntik dengan ketelitian 0,1 mg.
10. Setelah titik akhir tercapai, merekam air dititrasi terdaftar pada layar instrumen.

Perhitungan adalah sebagai berikut:

Air, massa% = W1 / (10.000 X W2)

di mana:

W1 = Massa air dititrasi, mg

W2 = Massa sampel yang digunakan, g

Air, vol% = AR

dan:

A = Air, massa%

R = Berat jenis relatif minyak mentah

Selain itu, usus buntu mencakup metodologi yang memanfaatkan penentuan volumetrik ukuran sampel. Hasil pengujian round-robin menunjukkan bahwa metodologi volumetrik bisa sama seakurat metodologi yang dijelaskan di sini sebelumnya.

Metodologi volumetrik dapat dilakukan di lingkungan laboratorium atau di lapangan. Teknik ini membutuhkan jarum suntik berkualitas tinggi. Sepuluh ml lulus untuk pembacaan 0,01 ml lebih disukai, tetapi resolusi harus minimal 0,01 ml.

Kehadiran gelembung gas di suntik merupakan sumber ketidakpastian. Gelembung gas karenanya harus dihapus sebelum tes dilakukan. Prosedur ini sama seperti yang baru saja dijelaskan, tapi bukannya berat sampel, perhatikan volume sampel.

Perhitungan adalah sebagai berikut:

Air,% volume =

V1 / (10.000 X V2)

dimana:

V1 = Volume air dititrasi, ml

V2 = Volume sampel, ml

"Air oleh Distilasi" tercakup dalam API MPMS, Bab 10, Bagian 2. Hal ini dianggap metodologi yang paling akurat yang tersedia.

Namun, teknik ini sangat memakan waktu dan dengan demikian jarang dilakukan untuk transfer tahanan normal minyak mentah.

Semua metode laboratorium tersebut, kecuali metode centrifuge, tes hanya untuk kadar air. Dengan demikian metode tes kedua harus dilakukan untuk menentukan kandungan sedimen.

Kadang-kadang, metodologi Koulometrik Karl Fischer digunakan untuk mendapatkan kadar air, dan kadar sedimen diperoleh dengan centrifuge. Secara umum, jika tes laboratorium dilakukan untuk mendapatkan kadar air, kadar sedimen diperoleh dengan baik sedimen-by-ekstraksi atau sedimen-by-filtrasi.

Sedimen-by-ekstraksi tercakup dalam API MPMS, Bab 10, Bagian 1. Sedimen-by-filtrasi belum diselesaikan sebagai standar API. Kedua teknik ini secara ketat teknik laboratorium dan tidak dibahas di sini karena mereka relatif memakan waktu.

Jane Williams 
Oryx Energy Co 
Richardson, Tex.