MINUM kopi saat ini sudah menjadi bagian dari gaya hidup sebagian orang. Kedai-kedai kopi kini banyak dijumpai di sederet jalan dan mal-mal hampir setiap hari kedai itu dipenuhi para penggemar minuman hitam pekat ini.
Banyak orang mengira, minum kopi rentan dengan beragam penyakit tapi ternyata anggapan itu tidak sepenuhnya benar. Tanaman Coffea L ini mampu menangkan sejumlah penyakit berat sekaligus.
Tak hanya sebagai obat untuk mengatasi ngantu, seperti dikutip indofamilyhealth.com, kopi juga mampu mengurangi sakit ringan hingga sakit berat seperti diabetes, kanker kolon, sirosis atau kerusakan hati, batu empedu.
Diabetes
Menurut Para peneliti di Harvard, mengkonsumsi enam cangkir kopi atau lebih setiap harinya dapat mengurangi resiko diabetes. 54 persen bagi pria, dan 30 persen bagi wanita.
Penelitian lainnya yang dimuat dalam American Journal of Epidemiology menunjukkan konsumsi empat cangkir atau lebih per harinya pada lansia memiliki resiko DIabetes tipe 2 lebih rendah dibandingkan dengan yang jarang mengkonsumsi kopi.
Karena selain mengandung kafein, kopi juga mengandung antioksidan, dan mineral yang meningkatkan sensitifitas insulin dan metabolisme glukosa.
Kanker Kolon, kanker hati dan Sirosis Hati
Dua cangkir kopi sehari dapat menurunkan resiko kanker kolon sebanyak 25 persen, dan sirosis hati sebesar 80 persen.
Antoksidan yang terkandung di dalam kopi dapat membantu melindungi sel dari radikal bebas yang seringkali dikaitkan dengan kanker dan kelainan otak degeneratif.
Dr Francesca Bravi dari Italia menemukan bahwa peminum kopi menikmati 41 persen pengurangan resiko HCC (Hepatocellular Carcinoma) atau kanker hati, dibanding dengan mereka yang tidak pernah mengkonsumsi kopi.
Batu empedu
Kopi meningkatkan aliran empedu dan mencegah kristalisasi empedu. Dua cangkir satu hari dapat mengurangi resiko batu empedu sebesar 50 persen.
Jantung
Kopi juga dapat melindungi peminumnya dari serangan jantung. Penelitian yang dilakukan di Harvard menunjukkan wanita yang mengkonsumsi 5 cangkir atau lebih setiap minggunya mampu mengalami penurunan resiko serangan jantung sebesar 32 persen dibandingkan dengan wanita yang mengkonsumsi kurang dari 4 cangkir setiap minggunya.
Sakit kepala
Satu dosis obat penawar sakit megandung 120 miligram kafein, sama seperti jumlah yang ditemukan dalam secangkir kopi. Kafein ditambahkan pada obat penawar sakit karena bisa meningkatkan penyerapan dalam peningkatan efek penghilang sakit. Kafein juga membatasi pembesaran pembuluh darah ke kepala, yang dapat menyebabkan migran.
Gigi rusak
Komponen yang memberi kopi aroma dan rasa pahit, yaitu Trigonelline, diakui para peneliti Italia memiliki zat anti bakeri dan anti lekat yang menceah gigi berlubang.
Stamina tubuh
Kafein memberi signal pada otak dan sistem syaraf untuk melakukan hal-hal secara berbeda. Penelitian menunjukkan dua cangkir kopi sanggup membangun stamina tubuh.
Konstipasi
Kopi cenderung mempercepat proses pengosongan perut sehingga masalah sembelit dapat teratasi.
Walaupun kopi memiliki banyak manfaat, kopi dikenal dapat meningkatkan kegelisahan. Dosis konsumsi yang terlalu banyak tidak bisa diterima semua orang. Selain itu, tingkat keasaman kopi yang tinggi dapat merangsang pengeluaran asam lambung berlebih. kopi ternyata tak hanya menjadi kesenangan atau menjadi minuman favorit sebagian orang untuk menjalani hari. (cr1)
Khasiat kopi:
* Diabetes
* Kanker hati
* Kanker kolon atau usus
* Sirosis hati
* Sakit kepala
* Konstipasi
* Batu empedu
* Jantung
http://scriptintermedia.com/view.php?id=2514
Kamis, 21 Januari 2010
8 Khasiat Kopi
Saluran Pengendali
Drilling spool, choke dan kill line diperlukan pada pemasangan unit pencegah semburan liar (blowout preventer stack) berfungsi untuk saluran pengendali saat proses menutup sumur dan sirkulasi mematikan kick.
Drill spool, choke dan kill line serta sistem penyambungnya harus mempunyai tekanan kerja sama atau lebih besar dari blowout preventer stack yang terpasang.
Selama operasi pemboran dan selama operasi menangani kick sambungan-sambungan pipa choke dan kill line akan mengalami tekanan dan getaran-getaran oleh karena itu harus diberi pendukung, dijangkarkan dan diikat kuat.
Drilling Spool
Pada mulanya drilling spool merupakan satu-satunya cara untuk menghubungkan choke dan kill line ke pencegahan semburan liar (blowout preventer). Tetapi sekarang choke dan kill line dapat langsung dipasang pada side out-let pada body BOP.
Tujuan pembuatan choke dan kill line pada body BOP adalah untuk meniadakan pemakaian drilling spool sehingga dapat menghemat ruangan dan memperpendek tinggi BOP stack dan juga mengurangi jumlah sambungan pada BOP stack. Salah satu kelemahan dari pemakaian kill dan choke line pada body BOP adalah bahaya terkikisnya choke line outlet oleh pasir yang keluar bersama semburan kick. Apabila luka akibat pengikisan terlalu besar, dapat menyebabkan BOP tidak dapat dipakai lagi. Sedangkan kalau yang terkikis adalah lubang choke line pada drilling spool maka mengganti drilling spool akan lebih murah dibanding dengan mengganti atau memperbaiki BOP.
Minimum persyaratan drilling spool adalah :
•Harus memiliki side outlet 2 buah dengan diameter minimum 2” dan 3”
•Diameter dalam (bore) drilling spool minimal harus sama dengan diameter dalam puncak casing head
•Tekanan kerja minimal harus sama dengan tekanan kerja dari puncak casing head yang dipasang dengan BOP
Kill Line
Kill line berfungsi untuk saluran injeksi ke sumur apabila diperlukan untuk mematikan sumur. Kill line minimum harus ada sebuah dan yang terbaik dua buah dengan letak yang dapat bervariasi tergantung susunan BOP stack.
Pada kill line harus dipasang satu atau dua valve pada drilling spool atau outlet BOP dan satu check valve untuk perlindungan apabila terjadinya kebocoran atau pecah pada saluran/pipa kill line. Dengan dipakainya check valve memungkinkan kill line valve tetap dibuka selama kick dan dapat memompakan ke sumur setiap saat tanpa membuka valve terlebih dahulu.
Kill line valve yng utama (primer) adalah yang terletak paling luar dapat berupa remote hydraulic operator sedang yang manual diletakkan dekat BOP disebut master valve. Master valve dalam operasi selalu dibuka. Semua sambungan, pipa memipa, valve-valve di kill line harus dilindungi dari terjadinya sumbatan dengan cara di flushing dan mengisi dengan cairan lumpur yang bersih.
Choke Flow Line
Choke flow line atau choke line berfungsi untuk mengalirkan fluida bertekanan dari sumur ke choke manifold. Ukuran choke line minimum 3” dan lebih besar dari kill line karena aliran di choke line lebih besar akibat adanya gas yang mengembang di annulus.
Ukuran choke line yang kecil menyebabkan timbulnya pressure drop yang besar dan pembacaan tekanan di choke manifold akan salah karena tidak sama dengan tekanan yang sebenarnya di kepala sumur.
Sebuah manual operated valve harus dipasang sedekat mungkin dengan BOP di choke line sebgai master valve dan sebuah hidraulic power operated valve dipakai sebagai valve primer (utama) dipasang di bagian luar dari master valve. Valve ini yang akan senantiasa dioperasikan untuk dibuka dan ditutup untuk keperluan pengendalian kick dari tempat agak jauh dengan melalui remote kontrol. Choke line disambung sampai ke choke manifold diusahakan dipasang selurus mungkin.
Pengelasan yang dilakukan pada choke dan kill line harus berkualitas baik dan untuk itu harus diperiksa dengan X-ray atau magnaflux sebelum dipasang dan setelah pemasangan harus ditest tekanan.
Untuk setiap PSL stack harus minimal memiliki satu choke line dan satu kill line. Tetapi ada kalanya boleh dipasang masing-masing 2 buah untuk tujuan :
•Fleksibilitas pemakaian dalam operasi untuk kemungkinan keadaan operasi stripping tekanan tinggi.
•Masing-masing satu saluran akan dapat berfungsi sebagai saluran cadangan untuk keamanan.
Choke Manifold dan Back Pressure Manifold
Choke line dari PSL stack dihubungkan ke manifold khusus yang berfungsi untuk mengatur pemberian tekanan balik (back pressure) di annulus dan mengatur serta mengendalikan aliran lumpur dari annulus sewaktu penutupan sumur karena kick ataupun sewaktu untuk mematikan kick.
Choke line pada manifold ini merupakan bagian yang akan mengalami keausan atau tersumbat oleh partikel besar yang keluar dari sumur. Oleh karena itu disediakan lebih dari satu choke di manifold meskipun manifold tersebut untuk bekerja ditekanan rendah. Pada manifold ini disusun sedemikian rupa agar dapat dengan mudah, cepat dan aman mengatur perubahan aliran pemakaian choke dan arah dari penampungan fluida yang keluar.Manifold header mengatur aliran dari sumur yang tekanannya tinggi menuju choke yang dikehendaki. Valve-valve umumnya dihubungkan dengan sistem flange pada header dan choke. Saluran setelah choke dihubungkan ke pipa berukuran lebih besar dan selanjutnya diatur ke arah flare, mud gas separator atau ke mud pit. Sebuah manometer harus dipasang pada choke line manifold, untuk mengetahui tekanan casing tekanan kerja manifold harus sama atau lebih besar dari tekanan kerja PSL stack.
Discharge line dari choke mempunyai diameter dalam lebih besar dari body choke. Full opening valve dipasang di depannya dan selanjutnya dihubungkan ke expansion chamber. Pada expansion chamber aliran fluida yang berkecepatan tinggi dengan membawa pasir dan cutting kecepatannya akan turun sebelum fluida dari formasi masuk ke mud gas separator. Pipa dan valve setelah choke dipasang pipa-pipa dan valve bertekanan kerja lebih rendah adalah salah dan berbahaya, karena problem erosi, dan bila gas yang keluar dan mengembang akan dingin dan dapat terjadi pembekuan atau penyumbatan.
Berikut ini bentuk susunan choke manifold yang disarankan dalam buletin API RP53 oleh IADC untuk operasi drilling rig di darat.
Choke Dan Control Panel
Terdapat tiga type choke yang mungkin dipakai pada choke manifold :
1.Positive choke
2.Manual adjustable choke
3.Hydraulic adjustable choke
Positive Choke
Positive choke atau bean mempunyai diameter lubang pembukaan yng tetap choke ini dipakai untuk mengatur tekanan konstan di sumur.
Manual Adjustable Choke
Pada choke ini besar pembukaannya dapat diatur sehingga dengan mudah dapat untuk mengatur besarnya tekanan di drill pipe (stand pipe) dan di casing selama sirkulasi.
Bentuk dasarnya mirip dengan prinsip Widle valve, tetapi berukuran besar, stem dari choke ini dan seatnya normal dibuat dari tungsten carbide atau material lain yang kurang tahan abrasi.
Hydraulic Adjustable Choke
Hydraulic Adjustable Choke yang biasa dipakai dalam operasi pemboran adalah :
1. Swaco Super Choke
Choke ini merupakan salah satu jenis hydraulic adjustable choke yang dapat menutup penuh sehingga dapat dipakai untuk menutup sumur. Tekanan kerja dari choke ini 10.000 psi dan telah dicoba tahan selama operasi pada tekanan tinggi.
Choke memiliki mekanisme dua plate bulat dengan lingkaran lubang hampir setengah lingkaran dan equivalent dengan 1 ½” lingkaran. Satu dari plate ini digerakkan berputar dengan tenaga hydraulic untuk menutup atau membuka choke.
Sangat kecil kemungkinan choke tersumbat atau aus setelah dipakai dalam waktu yang lama, tetapi apabila tersumbat dapat dengan mudah dibersihkan dengan membuka choke.
Pembangkit tenaga hidrolik dapat menggunakan udara atau pompa tangan hidrolik sebagai cadangan kalau saluran hidrolik dari consule rusak sampai choke, maka choke dioperasikan langsung dengan manual yaitu diputar memakai tongkat besi.
Prosedur Pengoperasian
1.Dorong valve air supply ke posisi ”On”.
2.Buka valve hydraulic regulator beberapa putaran.
3.Untuk menutup choke, dorong control lever ke posisi ”close”. Perhatikan indicator penunjuk gerakan dari posisi choke. Apabila tekanan casing atau tekanan Dp yang dikehendaki telah dicapai lepaskan ”contror lever” ke posisi ”hold” maka penutupan choke akan berhenti. Bila perlu hydraulic regulator diset kembli kalau pembukaan choke terlalu cepat atau terlalu lambat saat control lever dioperasikan.
4.Dengan mendorong kontrol lever sebentar lalu segera kembalikan ke posisi ”hold” maka dapat mengatur perubahan pembukaan sedikit-sedikit.
5.Apabila terjadi choke tersumbat, segera dorong kontrol lever pada posisi open dan buka regulator banyak-banyak untuk mempercepat pembukaan. Apabila telah bebas sumbatannya dorong kontrol lever ke posisi ”close” dan tunggu sampai choke kembali ke posisi semula.
6.Apabila telah kembali ke posisi semula atur kembali regulator ke posisi putaran semula.
7.Apabila pekerjaan choke telah selesai buka choke dan putar valve supply udara (air supply) ke posisi ”off” untuk membuang semua tekanan dari hydraulic system.
8.Jangan lupa untuk supaya pump stroke counter jalan, power harus on dan sensor harus telah dipasang di pompa.
Operasi Pada Kondisi Darurat :
1.Rusak tidak ada supply udara atau rusak air pump :
•Pasang handle pada hand pump yang terletak pada dasar control skid dan periksa bleed off valve harus berposisi close.
•Untuk merubah pembukaan choke tahan posisi kontrol lever pada posisi yang dikehendaki sambil hand pump dijalankan.
2.Hydraulic line pecah atau sambungan rusak :
•Apabila rusak open line, putus/lepaskan close line demikian pula jika sebaliknya.
•Masukkan batang besi (”rod” 5/8”) ke dalam lubang di indicator head assembly choke.
Cameron Remote Manual Drilling Choke
Drilling choke dari cameron ini tersedia untuk tekanan kerja 5000, 10000, 15000 dan 20000 psi. Standard choke ini cocok untuk hydrogen sulfide dan temperature sampai 380º F. Pada keadaan saluran udara rusak/tidak ada, manual hand pump atau gas nitogen dan hydrulic accumulator melalui auxilary choke lever pada control.
consule dapat untuk mem-bypass semua kontrol untuk langsung mengoperasikan manual hydraulic choke.
Prosedure Operasi
1.Choke dari cameron tidak positive seal oleh karena itu untuk mendapatkan pembacaan tekanan tutup yang tepat tutuplah valve dekatnya (sebelum choke).
2.Dengan handle 2 (handle pemilih choke) dapat untuk memilih choke yang akan dipergunakan untuk dioperasikan, choke kiri atau yang kanan. Apabila hanya memakai satu choke maka dengan melihat selang hidrolik ½” 2 buah yang terpasang dapat diketahui, yang tersambung choke kiri apa kanan.
3.Drill pipe dan choke manifold (casing) manometer mendapat output signal dari transducer. Standpipe dan choke manifold transducer harus mendapat sebuah supply tekanan udara sebelum tekanan lumpur bekerja, bila tidak akan merusak transmitter.
4.Maximum Allowable Annulus Pressure diatur dengan memutar-mutar knob 1 pada panel. Setting yang diberikan terlihat pada manometer.
5.Tingkat posisi choke yang terbaca di indicator menunjukkan besaran relatif dari rapat sampai terbuka penuh. Angka tersebut tidak bisa dikonversikan langsung dengan ukuran choke yang biasa.
6.Manual selector, handle 3 dipakai untuk mengoperasikan choke. Ia mempunyai tiga posisi fungsi : buka (open), tutup (close) dan menahan (hold), setiap fungsi tersebut tertulis di panel.
7.Panel pump stroke counter dan pump speed memerlukan tenaga listrik dan disitu akan menerima electric kumultif dan rate stroke power menit dari pompa.
8.Putar tombol untuk mematikan hubungan listrik bila pompa tidak sedang dipergunakan.
http://drilltech.blogspot.com/2009/02/saluran-pengendali.html
Elevator
Hal-hal yang harus diperhatikan dalam menentukan elevator :
1.Jenis pipa bor yang akan dioperasikan.
2.Ukuran pipa.
3.Berat yang akan ditahan oleh Elevator.
Jenis-jenis Elevator. Dari cara membukanya :
1.Center Latch Elevator pintu untuk membuka & menutup ditengah.
- Bottleneck Center Elevator (BNC) Kap. beban 100–350 ton, utk DP 2.3/8”–5”.
- Square Shoulder Center Elevator (SSC) kap. beban 100 ton, untuk Csg 5.1/2”-8.5/8”
DC 4.1/8”-9” & Tubing 2.3/8”-4.1/2”
- Single Joint Center Lacth Casing Elevator (SJC) kap. 150 – 350 ton, untuk Casing
6.5/8”-20.1/2”
2.Side Door Elevator pintu untuk membuka & menutup berada disamping body.
Square Shoulder Side Door Elevator (SSD) kap. beban 150 ton,
untuk DC 6.3/4”-11.1/4”, Casing 6.5/8”-20.1/2”
Dilihat dari penggunaannya :
1.Casing Elevator
2.Drill Pipe Elevator
3.Drill Collar Elevator
4.Tubing Elevator
Cara Penggunaan Elevator :
1.Memasang pada Link :
- Telingga Elevator dipasang pada mata Link.
- Tutup pengaman dan pasang baut & mur pada pengaman, diikat kuat agar tidak lepas.
2.Memasang pada Pipa Bor.
- Buka pintu Elevator pada pipa yang dioperasikan.
- Tutup kembali pintu Elevator sampai kunci pengaman berfungsi dengan sempurna.
Cara Perawatan Elevator :
1.Lakukan pelumasan pada engsel & kunci pengaman Elevator agar bekerja dengan baik,
tidak cepat aus dan mudah dioperasikan.
2.Bila kena cairan khususnya penyebab karat segera bersihkan dengan air.
3.Lakukan pengecatan setelah selesai digunakan agar tidak berkarat.
http://drilltech.blogspot.com/2009/03/elevator.html
Tipe Penyelesaian Sumur Berdasarkan Jumlah Zona Produksi
Komplesi Zona Tunggal (Single Completion)
1. Komplesi tanpa tubing (tubingles completion).
2. Komplesi tubing tergantung (open ended tubing completion).
1.Komplesi dengan produksi zona bergilir
2.Komplesi dengan string tunggal – packer tunggal (single string – single packer)
3.Komplesi dengan string tunggal – packer ganda (single string – dual packer)
4.Paralel string – Multiple Packer
Komplesi Zona Bergilir
Single String - Single Packer
Single String - Dual PackerSebenarnya komplesi yang paling ideal, adalah komplesi yang sederhana, gampang dipasang atau dikerjakan, mudah dirawat dan mudah dikerjaulang. Akan tetapi hal ini akan sulit dicapai karena kecenderungan sumur – sumur sekarang dan yang akan datang akan lebih rumit dan sarat teknologi, terutama kecenderungan ini terlihat pada sumur – sumur di lepas pantai dimana biaya operasi akan dapat ditekan dengan memproduksikan beberapa reservoar sekaligus,artinya kecenderungan untuk pemakaian multiple completion akan bertambah.
Paralel String - Multiple Packer
http://drilltech.blogspot.com/2009/02/tipe-penyelesaian-sumur-berdasarkan.html
Fungsi casing
Fungsi CasingMencegah Terkontaminasinya Air Tanah Oleh Lumpur Pemboran
Menutup Zona Bertekanan Abnormal dan Zona Loss
Membuat Diameter Sumur Tetap
Mencegah Hubungan Langsung Antar Formasi
Tempat Kedudukan BOP dan Peralatan Produksi
BOP (Blow Out Preventer) merupakan peralatan untuk menahan tekanan sumur yang berada dalam kondisi kick. BOP ini diletakkan pada surface casing. Peralatan produksi yang dipasang pada casing misalnya X-mas Tree dll.
http://drilltech.blogspot.com/2009/08/dasar-teori-casing.html
Indonesia Bukan Negara Kaya Minyak
Bangsa Indonesia terlena dengan ucapan para pemimpin negara yang mengatakan bahwa negara ini kaya akan minyak, padahal sebetulnya tidak demikian.
Hal itu dikatakan 0peneliti dan profesor senior Institut Teknologi Bandung (ITB) Prof Dr Widjajono Partowidagdo dalam diskusi dan peluncuran bukunya berjudul Migas dan Energi di Indonesia: Permasalahan dan Analisis Kebijakan.
"Indonesia negara kaya minyak adalah anggapan keliru, tidak sesuai dengan kenyataan," kata Prof Widjajono.
Guru besar ilmu ekonomi dan pengelolaan lapangan migas pada fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan ITB itu menjelaskan, cadangan minyak Indonesia saat ini tinggal 3,7 miliar barel, jumlah yang sangat sedikit dibandingkan dengan negara-negara kaya minyak lainnya.
Ia membandingkan, negara-negara yang layak disebut kaya minyak adalah, misalnya Arab Saudi yang memiliki cadangan minyak 264 miliar barel, Iran 138 milyar barel, Irak 115 miliar barel, dan Venezuela 87 miliar barel.
Menurut dia, Indonesia lebih banyak memiliki energi lain daripada minyak, seperti batubara, gas, CBM (coal bed methane), panas bumi, air dan BBN (bahan bakan nabati).
Dalam tahun 2007, katanya, Indonesia memproduksi minyak sebesar 348 juta barel, mengekspor minyak mentah sebanyak 135 juta barel, tapi pada saat yang sama mengimpor minyak mentah 118 juta barel BBM sebesar 140 juta barel.
Ia menyoroti kebijakan pemerintah menaikkan BBM, yang tidak tepat karena Indonesia bukan kaya minyak.
"Sebagai negara net importer minyak dan tidak memiliki cadangan minyak melimpah, kita tidak bijaksana apabila mengikuti harga BBM murah seperti di negara-negara yang produksi minyaknya melimpah," katanya.
Menyangkut peningkatan kemampuan nasional dalam sektor migas dan energi, Widjajono menyerukan pemerintah, baik eksekutif maupun parlemen selaku pemangku kebijakan nasional, perlu memberikan dukungan pada perusahaan nasional untuk lebih berkembang.
"Keberpihakan pemerintah itu misalnya dalam bentuk pengutamaan perusahaan nasional seperti Pertamina dalam pengelolaan kontrak-kontrak yang sudah habis," katanya.
Pertimbangan keberpihakan tersebut tentunya paralel dengan pertimbangan lain seperti program kerja, kemampuan teknis dan keuangan yang telah dimiliki perusahaan nasional. [*/hid]
http://www.inilah.com/news/ekonomi/2009/07/04/123856/indonesia-bukan-negara-kaya-minyak/
Sejarah Progressive Cavity Pump
http://m-darajat.blogspot.com/2009/05/progressive-cavity-pump-pc-pump.html
Proses Pengolahan pemisahan gas
Proses Pemisahan Gas
Secara umum daam waktu yang relatif pendek, sumur gas banyak menghasilkan gas alam murni. Selebihnya sewaktu aliran gas hidrokarbon dipenuhi oleh campuran dari beberapa H-C, dalam jumlah yang terbatas, termasuk juga dalam bentuk uap atau cairan dan lainnya. Terkadang partikel padatan dan lainnya campuran juga terdapat dalam lapangan gas. Produksi aliran gas menjadi tidak stabil (tersendat-sendat) dengan komponen atau senyawa dengan kecepatan tinggi yang dapat berubah bentuk dalam kondisi tekanan dan suhu tnggi menuju ke permukaan tanah. Oleh karena itu pengambilan senyawa atau partikel ikutan menjadi sangat penting dengan proses pemisahan (separation) atau metoda lainnya.
Operasi pemisahan cairan dalam gas atau gas dalam cairan melibatkan separator dan stabilizer sehingga menjadi produk yang laku jual. Pada umumnya Gas Intermediate dalam bentuk cairan mempunyai harga yang tinggi, segingga dapat ditetapkan bahwa perlu pemanfaatan secara maksimal cairan gas alam tersebut.
Proses Pengolahan pemisahan gas pada umumnya disertai :
1. Operasi pemisahan gas dan cairan untuk mengambil cairan : Crude Oil, HC condensate , air dan partikel padatan yang terikut.
2. Pemanfaatan dan pengambilan uap H-C yang dapat dikondensasikan. Langkah pemisahan awal pada suhu yang rendah banyak dipergunakan.
3. Pencucian gas dan minyak setelah proses pemisahan.
4. Proses gas dehydration dipergunakan untuk mengambil gas yang terkondensasi bersama dengan uap air yang mungkin terdapat dan membentuk hydrate dalam kondisi operasi.
5. Proses pengambilan komponen lain yang tidak diinginkan, seperti H2S, senyawa sulfur lain serta CO2.
http://www.migas.web.id/migas/proses-pemisahan-gas/
Jenis dan Model Separator
Berdasarkan bentuk konstruksinya, separator dapat dikelompokan dalam 3 bentuk bangun separator:
1. Vertical Separator : adalah vessel dalam bentuk silinder yang berdasarkan panjang silinder didirikan secara tegak.
2. Horizontal Separator : adalah vessel dalam bentuk silinder yang berdasarkan panjang silinder didirikan secara horizontal.
3. 3. Spherical Separator
http://www.migas.web.id/peralatan-migas/jenis-dan-model-separator/
Artificial Lift
Artificial lift adalah metode untuk mengangkat hidrokarbon, umumnya minyak bumi, dari dalam sumur ke atas permukaan. Ini biasanya dikarenakan tekanan reservoirnya tidak cukup tinggi untuk mendorong minyak sampai ke atas ataupun tidak ekonomis jika mengalir secara alamiah.
Artificial lift umumnya terdiri dari lima macam yang digolongkan menurut jenis peralatannya.
Pertama adalah yang disebut subsurface electrical pumping, menggunakan pompa sentrifugal bertingkat yang digerakan oleh motor listrik dan dipasang jauh di dalam sumur.
Yang kedua adalah sistem gas lifting, menginjeksikan gas (umumnya gas alam) ke dalam kolom minyak di dalam sumur sehingga berat minyak menjadi lebih ringan dan lebih mampu mengalir sampai ke permukaan.
Teknik ketiga dengan menggunakan pompa elektrikal-mekanikal yang dipasang di permukaan yang umum disebut sucker rod pumping atau juga beam pump. Menggunakan prinsip katup searah (check valve), pompa ini akan mengangkat fluida formasi ke permukaan. Karena pergerakannya naik turun seperti mengangguk, pompa ini terkenal juga dengan julukan pompa angguk.
Metode keempat disebut sistem jet pump. Fluida dipompakan ke dalam sumur bertekanan tinggi lalu disemprotkan lewat nosel ke dalam kolom minyak. Melewati lubang nosel, fluida ini akan bertambah kecepatan dan energi kinetiknya sehingga mampu mendorong minyak sampai ke permukaan.
Terakhir, sistem yang memakai progressive cavity pump (sejenis dengan mud motor). Pompa dipasang di dalam sumur tetapi motor dipasang di permukaan. Keduanya dihubungkan dengan batang baja yang disebut sucker rod.
Eksplorasi minyak bumi pada era hindia Belanda
Suatu hari pada tahun 1880 Aeliko Jans Zijklert, administrator perkebunan tembakau di Sumatera Timur sedang berteduh dari hujan ketika ia sedang melakukan inspeksi kebun tembakau. Karena hari mulai malam, seorang mandor bumi putera membawakannya sebuah obor. Terangnya nyala obor yang lebih dari biasanya mengundang tanda tanya baginya. Kemudian sang mandor pribumi menjelaskan bahwa kain obor tersebut telah dicelupkan pada suatu cairan hitam dari suatu kubangan. Setelah diselidiki, Zijklert menduga jika cairan tersebut adalah kerosene, minyak tanah yang waktu itu sudah diimpor ke Hindia Belanda.
Cairan hitam tersebut dikirim Zijklert ke Batavia untuk dianalisis dan hasilnya adalah benar bahwa cairan tersebut adalah minyak bumi dengan kualitas tinggi.
Tak lama kemudian Zijklert mengumpulkan modal dari teman-temannya di Negeri Belanda dan ia berhasil mendapatkan konsesi dari Sultan Langkat untuk melakukan penggalian minyak Bumi di tempat tersebut, yaitu sebidang tanah di Telaga Said, beberapa kilometer dari Pangkalan Brandan pada tahun 1883.
Dengan beberapa tukang bor dari Deli, pada tahun 1884 ia mengebor beberapa sumur dengan menggunakan alat bor tipe “Mud Flush Rinse”. Sementara itu ia membuat kemah-kemah di kaki Bukit Sintang di dekat muara Sungai Lepan. Dari sini ia mulai mengebor sumur Telaga Tiga.
Pada bulan pertama ia berhasil mencapai kedalaman 51 meter dan bulan kedua ia mencapai kedalaman 96 meter dan didapat 200 liter minyak, yang merupakan tetes minyak pertama yang keluar. Karena hasil yang diperoleh tidak berarti, kegiatan dipindahkan ke arah Timur yaitu ke Telaga Tunggal. Di Telaga Tunggal ini pada kedalaman 31 meter didapatkan 86.402 liter. Sumur tersebut kemudian disebut sumur “Telaga Tunggal I”, yang kemudian dinyatakan sebagai sumur minyak pertama di Hindia Belanda yang memiliki taraf produksi komersial.
Dengan keberhasilan Zijklert melakukan eksplorasi minyak di Hindia Belanda, maka hingga awal abad ke 20 ada sekitar 18 perusahaan minyak yang beroperasi di nusantara.
Tanggal 16 Juli 1890, setelah kembali mengumpulkan modal dari teman-temannya pemilik perkebunan Deli, ia mendirikan suatu perusahaan yang diberi nama “De Koninklijke” yang berarti “The Royal Dutch” dan kemudian untuk memperkuat kedudukan usahanya, “The Royal Dutch” melakukan merger dengan “Shell” suatu perusahaan Inggris yang memiliki kapal-kapal tangki dan memiliki keahlian dalam memasarkan minyak pada tanggal 24 Februari 1907 dengan menggunakan nama “The Royal Dutch-Shell”. Dalam pelaksanaan produksinya di Hindia Belanda kedua perusahaan tersebut mendirikan “Bataafsche Petroleum Maatschappij” (BPM)
The Royal Dutch-Shell memiliki beberapa lapangan eksplorasi dan kilang minyak bumi di beberapa tempat di Hindia Belanda, diantaranya :
(1) Lapangan Sanga-sanga, Kalimantan Timur, mulai beroperasi tahun 1897
(2) Telaga Said dan Perlak, Sumatera bagian Utara.
(3) Kilang Minyak Pangkalan Brandan, mulai beroperasi tahun 1891
(4) Kilang Minyak Plaju, Sumatera Selatan, mulai beroperasi tahun 1904.
(5) Lapangan Jambi dan Sumatera Selatan, tahun 1921.
Tahun 1935, BPM berhasil menyelesaikan pemasangan saluran pipa sepanjang 264 km dari lapangan Jambi ke kilang minyak Plaju. Dan di tahun yang sama BPM mendirikan “De Nederlandsch Nieuw Guinea Petroleum Maatschappij” (NNGPM) untuk eksplorasi di daerah Papua seperti Sorong, Klamono dan Wasian.
Minyak bumi nusantara rupanya juga menarik perhatian “Standard Oil of New Jersey” suatu perusahaan minyak bumi Amerika Serikat. Dan untuk memudahkan perizinan, Standard Oil membuat anak perusahaan di Belanda yang diberi nama “Nederlanche Koloniale Petroleum Maatschaappij” (NKPM).
Pada tahun 1919, NKPM memperoleh konsensi di Talang Akar-Pendopo (Sumatera Selatan), yang rupanya merupakan lapangan minyak terbesar yang ada di Hindia Belanda sebelum Perang Dunia II. Untuk memperlancar pemasaran minyak dari Pendopo, maka dibangunlah pipa minyak yang menghubungkan Pendopo dengan kilang minyak Sungai Gerong pada bulan Mei 1926. Pengiriman minyak dari Pendopo ke Sungai Gerong tercatat sebesar 500 barrel per hari (perolehan Shell pada waktu itu kurang lebih 50.000 barrel per hari).
Sama seperti Standard Oil, perusahaan Amerika Serikat lainnya “Standard of California” juga melakukan hal yang sama untuk mengeksplorasi minyak di nusantara. Pada tahun 1930, Standard of California bekerjasama dengan “Texas Company” (Texaco) membentuk cabang di Hindia Belanda dengan nama “Nederlandsche Pacific Petroleum Maatschappij” (NPPM). Di tahun 1936 mereka mendapatkan konsensi minyak di daerah Riau seperti Rokan dan Sebanga.
Royal Dutch-Shell/BFM kemudian dikenal sebagai “Shell”.
Standard Oil of New Jersey/NKPM kemudian dikenal sebagai “Exxon” dan “Mobil Oil”.
Standard of California dan Texas Company/NPPM kemudian dikenal sebagai “Caltex”.
Pengenalan analisis tegangan pipa
Agar dapat dengan tepat mendisain sistem pemipaan, seorang engineer harus memahami baik karakteristik dari sebuah sistem pada beban-beban potensial dan juga regulatory requirements yang ditetapkan oleh codes.
Sebuah karakteristik sistem dapat dihitung melalui nilai-nilai agregat dari banyak parameter-parameter fisik, seperti percepatan, kecepatan, perpindahan, gaya-gaya internal dan momen, tegangan, dan reaksi-reaksi eksternal yang muncul pada beban-beban teraplikasi. Nilai-nilai yang diperbolehkan untuk setiap parameter tersebut diset setelah peninjauan kriteria kegagalan yang sesuai dengan sistem. Kriteria kegagalan dan respons sistem bergantung kepada tipe pembebanan, yang dapat diklasifikasikan dengan berbagai macam pembedaan, seperti primer vs sekunder, kontinyu vs tidak kontinyu, atau dinamis vs statis.
Standarisasi pemipaan ASME/ANSI B31 merupakan hasil dari kurang lebih delapan dekade kerja dari American Society of Mechanical Engineering dan American National Standards Institute (Dulunya American Standards Association) untuk kodifikasi dari disain dan standar engineering untuk sistem pemipaan. Peraturan pemipaan tegangan B31 (dan penggantinya, seperti ASME Boiler dan peraturan pemipaan nuklir Pressure Vessel Section III) menentukan persyaratan disain, material, pembuatan, perakitan, pembangunan, tes dan inspeksi minimum untuk sistem pemipaan untuk sistem tenaga, pengilangan/petrokimia, bahan bakar gas, transmisi gas dan aplikasi-aplikasi nuklir.
Dengan banyaknya perhitungan-perhitungan yang diperlukan ketika analisis sistem pemipaan, bidang engineering ini menyediakan aplikasi dasar untuk perhitungan yang terkomputerisasi, khususnya selama dua sampai tiga dekade terakhir. Perkembangan dari software tegangan pipa yang mudah digunakan mempunyai dua efek : pertama, software tersebut telah mengambil alih peran spesialis yang mahal untuk analisis tegangan pipa dan membuatnya dapat dipakai oleh para engineer biasa dan juga software tersebut telah membuat setiap orang, bahkan mereka yang memiliki latar belakang pemipaan yang tidak cukup, mampu menghasilkan output yang baik.
http://www.migas.web.id/perpipaan/pengenalan-analisis-tegangan-pipa/
Cadangan Gas alam tersisa 60 tahun lagi
Kilang Gas Balongan
Berdasarkan data dari Natural Gas Fundamentals, Institut Francais Du Petrole pada tahun 2002, cadangan gas alam dunia terbukti ada sekitar 157703,109 m3. Jumlah cadangan energi ini, dengan tingkat konsumsi gas alam sekarang ini, akan dapat bertahan selama 60 tahun. Apabila kita bandingkan dengan cadangan minyak dunia, berdasarkan tingkat konsumsi sekarang ini, minyak bumi hanya akan dapat bertahan sampai 40 tahun ke depan saja. Namun demikian, biasanya penemuan baru cadangan gas alam dan minyak bumi lebih cepat daripada tingkat konsumsinya. Sangat dibutuhkan usaha kerja keras untuk menjaga keseimbangan cadangan dan jumlah pemakaian energi.
Gas alam seperti juga minyak bumi merupakan senyawa hidrokarbon (CnH2n+2) yang terdiri dari campuran beberapa macam gas hidrokarbon yang mudah terbakar dan non-hidrokarbon seperti N2, CO2, H2S dan gas mulia seperti He dan Ar, terdapat pula uap air dan pasir. Umumnya gas yang terbentuk sebagian besar dari metan CH4, dan dapat juga termasuk etan C2H6 dan propan C3H8. Gas alam yang didapat dari dalam sumur di bawah bumi, biasanya bergabung dengan minyak bumi. Gas ini disebut sebagai gas associated. Ada juga sumur yang khusus menghasilkan gas, sehingga gas yang dihasilkan disebut gas non-associated.
Asal Mula Gas Alam
natural_gas_rigGas alam lebih mudah ditemukan dibanding minyak bumi. Pembentukan gas alam dapat dibagi menjadi dua jenis yakni proses biologis dan proses thermal.
Proses Biologis
Pada proses awal, gas alam terbentuk dari hasil dekomposisi zat organik oleh mikroba anaerobik. Mikroba yang mampu hidup tanpa oksigen dan dapat bertahan pada lingkungan dengan kandungan sulfur yang tinggi. Pembentukan gas alam secara biologis ini biasanya terjadi pada rawa, teluk, dasar danau dan lingkungan air dengan sedikit oksigen. Proses ini mmembentuk gas alam pada kedalaman 760 sampai 4880 meter akan tetapi pada kedalaman dibawah 2900 meter, akan terbentuk wet gas (gas yang mengandung cairan hydrocarbon). Proses jenis ini menempati 20 persen keseluruhan cadangan gas dunia.
Proses Thermal
Pada kedalaman 4880 meter, minyak bumi menjadi tidak stabil sehingga produk utama hydrocarbon menjadi gas metan. Gas ini terbentuk dari hasil cracking cairan hydrocarbon yang ada disekitarnya. Proses pembentukan minyak bumi juga terjadi pada kedalaman ini, akan tetapi proses pemecahannya menjadi metan lebih cepat terjadi.
Sebenarnya, pembentukan gas alam dari bahan inorganik juga dapat terjadi. Walaupun ditemukan pada jumlah yang tidak banyak, gas metan terbentuk dari batuan awal lapisan pembentuk bumi dan jenis meteorit yang mengandung bayak kabon (carbonaceous chondrite type).
Gas mulia (He dan Ar) yang ditemukan bersama gas alam adalah produk hasil dari disintegrasi radioaktif alam. Helium berasal dari thorium dan keluarga uranium sedangkan argon berasal dari potassium. Gas-gas ini kemungkinan besar sama-sama terjebak oleh lingkungan pada gas alam.
Seperti minyak bumi, gas alam bergerak dan terakumulasi pada beberapa titik.
Titik inilah yang menjadi target penambangan gas alam. Ladang gas alam terbesar Eropa terdapat di Gronigen-Belanda (2270 x 10^9 m3), US terdapat di Kansas (1986 x 10^9 m3), Afrika terdapat Algeria (2520 x 10^9 m3) dan di benua Asia terdapat di Arun-Indonesia (383 x 10^9 m3).
Pengukuran Gas Alam
Gas alam dapat diukur dalam sejumlah cara. Sebagai gas, ia dapat diukur melalui volume satuan m3 pada temperatur 15 C dan tekanan 750 mmHg, atau dalam cubic feet (CF) dengan temperatur 60 F dan tekanan 14,73 lb/in2. Satuan volume yang umumnya dipakai adalah dalam ribuan cubic feet (MCF), jutaan cubic feet (MMCF), atau triliun cubic feet (TCF). Gas alam juga sering diukur dan dinyatakan dalam British thermal unit (BTU). Satu BTU adalah sejumlah gas alam yang akan menghasilkan energi yang cukup untuk memanaskan satu pound air dengan satu derajat pada tekanan normal. Satu cubic feet gas alam mengandung sekitar 1,027 BTU. Gas alam yang dikirim melalui pipa di USA, diukur dalam satuan ‘therms’ untuk penggunaan pembayaran. Satu ’therm’ adalah ekivalen dengan 100.000 BTU, atau sekitar 97 SCF gas alam.
Pengolahan Gas Alam
Pada proses pengolahan modern, dilakukan pemisahan untuk menghilangkan impurities. Beberapa gas hidrokarbon seperti propan (C3H8) dan butan (C4H10) dipisahkan dan dijual secara terpisah. Setelah diproses, gas alam yang bersih ditransmisikan ke titik-titik penggunaan melalui jaringan pipa. Gas alam yang dikirim melalui pipa tersebut merupakan gas alam dalam bentuk metan (CH4).
Gas alam yang dikirim tersebut merupakan ‘dry gas’ atau ‘gas kering’. Metan adalah molekul yang dibentuk oleh satu atom karbon dan empat atom hidrogen sebagai CH4. Gas metan mudah terbakar apabila terjadi reaksi antara metan dan oksigen yang hasilnya berupa karbon dioksida (CO2), air (H2O) ditambah sejumlah besar energi, sebagaimana persamaan berikut.
Dongkrak produksi minyak lewat EOR Project
Jakarta, Tuesday, January 13 2009 (09:34)
Pengelolaan Wilayah Kerja (WK) Pertamina sektor hulu di dalam negeri diserahkan kepada salah satu anak perusahaannya, yaitu Pertamina EP (PEP). Eks WK Pertamina ini cukup luas, 140.000 km2 yang terdiri atas 214 lapangan di mana 80 persennya merupakan lapangan tua (mature field atau brown field). Tingkat penurunan produksi alamiah atau decline-nya rata-rata 5-15 persen per tahun. PEP saat ini sedang mempersiapkan program Enhanced Oil Recovery (EOR). Seberapa jauh kebutuhan program EOR bagi pengelolaan lapangan tua?
Ketika Pertamina secara korporat manargetkan tingkat produksi minyak pada tahun 2014 sebesar 225 ribu barel per hari (sekarang 150 ribu barel per hari), upaya menaikkan produksi dilakukan PEP, Pertamina Hulu Energi (PHE), PEP Randugunting, dan PEP Cepu. Selain anak perusahaan operasional sektor hulu juga ada binis panasbumi, yaitu Pertamina Geothermal Energy dan anak perusahaan bisnis gas, Pertamina Gas (lihat Boks: Skuadron Anak Perusahaan Hulu).
ARTI PENTING "EOR"
Salah satu metode dari EOR itu adalah menginjeksikan air (water flooding) ke dalam pori-pori reservoir di bawah permukaan agar produksi naik atau persentase decline-nya tidak terlalu cepat. Itulah langkah PEP melalui EOR Project.
Memahami EOR dan arti pentingnya, akan sulit kalau tidak memahami terlebih dulu periode-periode produksi. Coba, deh, kita buka penjelasan dari Ketua Umum Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) Kuswo Wahyono dalam Buku Pintar Migas Indonesia. Menurutnya metode optimal untuk produksi minyak dan gas adalah melalui:
1. Secara alamiah (natural), dengan tenaga dari reservoir itu sendiri;
2. Secara buatan (artificial lift), misalnya dengan pompa ataupun gas lift;
3. Dengan penambahan energi dari luar, yaitu injeksi air atau gas, dengan menggunakan metode penyerapan tahap lanjut (Enhanced Oil Recovery). Misalnya injeksi panas, kimiawi, CO2, dan sebagainya.
EOR juga ada yang mengartikan sebagai produksi tahap lanjut. Sedangkan menurut Kuswo Wahyono EOR dilakukan untuk tertiary. Dan tahap secondary recovery adalah untuk menjaga kestabilan dan atau menambah tenaga reservoir secara langsung, yaitu dengan menginjeksikan air atau gas pada suatu sumur, untuk kemudian memproduksikannya dari sumur lainnya.
Kondisi lapangan yang dikelola PEP, seperti diungkapkan para pembicara pada Workshop EOR 2008 Pertamina EP, 19 November 2008 lalu di Hotel The Ritz Carlton, Jakarta, sudah berada pada akhir primary recovery. "Sebagian besar reservoir pada lapangan minyak PEP sudah berada pada akhir periode primary recovery. Sulitnya menaikkan produksi dari lapangan-lapangan tua ini sangat berhubungan erat dengan siklus produksi yang sudah seharusnya masuk ke dalam periode secondary recovery," beber Manajer EOR Tanjung John Hisar Simamora, salah seorang pembicara pada workshop tersebut.
EOR SEBAGAI JAWABAN
Langkah melakukan EOR adalah hal lumrah pada tahapan produksi secondary recovery dan tertiary recovery. Sedangkan pada tahapan awal, yaitu primary recovery cukup dilakukan melalui conventional oil recovery. Belum mesti dengan EOR. Saat ini kondisi lahan-lahan minyak Pertamina, sebagian besar reservoirnya, sudah berada pada tahap akhir primary recovery. Sementara sisa cadangan masih cukup signifikan sehingga perlu aplikasi teknologi EOR.
GM EOR M. Bunyamin menjelaskan dengan kondisi lapangan Pertamina sekarang, tidak mungkin hanya mengandalkan eksplorasi saja. Bunyamin memberikan contoh lapangan Tambun yang memproduksi 20 ribu BOPD.
"Dengan kondisi ini Tambun merupakan andalan, kita selalu ngebor dan ngebor untuk meningkatkan produksi, begitu kita ngebor tetap hasilnya 20 ribu BOPD. Padahal kalau kita lihat dari kondisi decline-nya tanpa mempertimbangkan blok baru, hanya eksisting, trend-nya naik atau turun? Turunnya normal atau tidak?" tuturnya.
Decline lapangan Tambun sekarang (2004 - 2008) sekitar 20 persen. "Sekarang produksi terus menurun hingga 20 persen. Tetapi kalau sejak awal sudah ada pressure maintenance atau water flooding, decline nya itu sekitar 12 persen. Kesadaran melakukan EOR ini terlambat," tegas Bunyamin.
Pertamina EP pada 1 September 2008 telah membentuk Project Management Team EOR (PMT EOR), yang bertujuan meningkatkan produksi melalui proses secondary recovery dengan injeksi air dan proses tertiary recovery dengan injeksi kimia. Peningkatan produksi ini diharapkan dapat menunjang ambisi Pertamina menjadi produser nomor satu dan menurunkan angka impor minyak untuk kebutuhan dalam negeri.
STRATEGI PERTAMINA EP
Sesuai dengan tujuan didirikannya PEP, anak perusahaan sektor hulu ini memang bertugas menggarap eks WK Pertamina. Sehingga kalaupun ada WK lain dalam negeri di luar WK-WK itu akan menjadi domain anak perusahaan sektor hulu yang lain, Pertamina Hulu Energi (PHE).
Seperti diketahui PHE selain menggarap lahan-lahan eksplorasi dan produksi di luar negeri juga memegang ladang-ladang kerjasama dengan perusahaan lain atau Joint Operating Body Production Sharing Contract (JOB PSC). Juga dalam bentuk Pertamina Participating Interest (PPI).
Untuk mencapai target korporat, PEP berusaha melakukan strategi peningkatan produksi. Dalam rangka peningkatan produksi ini Presiden Direktur PEP Tri Siwindono menyebutkan PEP mempersiapkan empat langkah, yaitu eksplorasi dengan mengembangkan konsep-konsep baru; mengaktifkan sumur-sumur yang suspended yang dulu diabaikan karena dinilai tidak ekonomis; program EOR; dan memasikmalkan produksi.
Apa yang disiapkan PEP dengan tiga langkah itu adalah sematamata mencakup pemaksimalan lapangan-lapangan tua, juga mencari kemungkinan ditemukannya cadangan baru.
Tri Siwindono menjelaskan untuk eksplorasi pun PEP selektif. Walaupun ada sejumlah WK yang belum tergarap maksimal, tetapi PEP tidak akan mencari di cekungan yang remote. Ada tiga syarat dalam rangka eksplorasi PEP saat ini.
Syarat pertama, menurut Tri Siwindono, adalah quick yield, yaitu jenis eksplorasi yang dilakukan dekat dengan lapangan eksisting sehingga begitu dapat langsung dapat duit. Yang kedua adalah market driven mengeksplorasi di mana market terbuka di situ. Dan ketiga, PEP harus mencari big fish, yaitu eksplorasi mencari di mana cadangan besar, meskipun remote. "Inilah tiga cara di mana eksplorasi akan terkonsentrasi di situ," katanya.
Adapun mengenai lapangan yang suspended, yang ditangguhkan penggarapannya pada masa lalu, menurut Presiden Direktur PEP pihaknya mau tidak mau harus mengaktifkannya lagi. Jenis lapangan migas suspended adalah lapangan-lapangan migas yang saat itu tidak memungkinkan untuk diproduksikan karena tidak ekonomis.
"Potensinya banyak. Di Cepu banyak sekali lapanganlapangan tua yang ditinggalkan. Yang dilakukan oleh KUD-KUD (Koperasi Unit Desa) itu hanya mengangkat minyaknya saja, tidak menggunakan teknologi," ujar Tri Siwindono.
Langkah PEP di lahan-lahan tua yang suspended?
"Kita akan kembali ke sana menggunakan teknologi yang baru untuk mempercepat dan memperbesar produksi di sana. Tidak hanya di Cepu saja. Juga di Sumatera Selatan, dan di seluruh lapangan yang ada di wilayah kerja kita," ujarnya.
Langkah ketiga, sebagai strategi untuk menaikkan produksi minyak, PEP melakukan EOR Project. "EOR sangat dibutuhkan. Untuk"primary recovery sudah mencapai 90 persen. Padahal cadangan yang bisa terambil itu cukup banyak, lebih dari 5 milliar barel. Potensi ini bisa diambiil di secondary atau tertiary recovery. Jadi EOR mau tidak mau harus dimulai dari sekarang," jelasnya mengenai alasan PEP mengapa harus ada proyek EOR di sejumlah lapangan.•NS
Written by DIVISI KOMUNIKASI
http://www.pertamina.com/index.php?option=com_content&task=view&id=4315&Itemid=507
Mengenal Penyebab Kick dan Blowout Sumur Eksplorasi Migas
Mengenal Penyebab Kick dan Blowout Sumur Eksplorasi Migas
Pada saat pemboran berlangsung normal, pada umumnya menggunakan metoda Overbalance Drilling, artinya di dalam lubang sumur diisi dengan lumpur yang memiliki densitas tertentu sehingga memiliki tekanan hidrostatis yang melebihi tekanan formasi (tekanan fluida pada pori batuan bawah tanah) yang ditembus, namun pada kasus yang lain terdapat pula metoda Underbalance Drilling yang biasa dipakai untuk menembus tekanan formasi yang sangat rendah, bahkan lebih rendah dari kolom air tawar sekalipun yang dikenal dengan zona subnormal.- Hal ini dikatakan Ketua Majelis Ahli Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI), Dr-Ing Ir Rudi Rubiandini ketika dikonfirmasi perihal penyebab kecelakaan pengeboran di sumur eksplorasi migas di Indonesia, Rabu (9/8).Kick adalah proses merembesnya fluida formasi (minyak, gas, atau air) dari dalam tanah masuk ke lubang yang sedang dibor tanpa disengaja. Hal ini dapat terjadi ketika tekanan di dalam lubang lebih kecil dari tekanan formasi yang ditembus, yang seharusnya justru tekanan hidrostatis lumpur lebih besar dari formasi yang sedang ditembus pahat pemboran.Blowout adalah aliran fluida formasi (bawah tanah) yang tidak terkendali yang merupakan kelanjutan dari kick yang tidak terkendalikan. “Saat ini, kita kenal Surface Blowout (SBO) yang merupakan aliran tak terkendali yang sampai di atas permukaan tanah melalui lubang sumur, sedangkan Underground Blowout (UGBO) terjadi di bawah permukaan tanah dan merembes ke permukaan atau ke lapisan lain di luar lubang sumur,” kata pengamat independen bencana luapan lumpur Porong dari ITB ini.Rudi mengatakan, secara statistik sekitar 65% dari blowout yang terjadi merupakan UGBO. Dimana biaya yang diperlukan untuk pengendalian UGBO bisa dari ratusan ribu dollar sampai puluhan juta dolar. Sejarah di Indonesia pernah menghabiskan biaya sebesar 30 juta dolar di salah satu perusahaan di Kalimantan timur, dan ada pula yang sampai 60 juta dolar juga di Kalimantan timur karena terjadinya di lapangan migas di laut.
Penyebab KickPenyebab kick yang paling sering terjadi adalah dimulai dengan kejadian Lost-Circulation, yaitu masuknya sebagian lumpur pemboran kedalam formasi yang mengakibatkan kolom fluida di dalam sumur turun dan akhirnya tekanan di dalam sumur menjadi lebih kecil dari tekanan formasi, walaupun secara densitas equivalen lumpur yang dipakai sudah cukup berat.Penyebab kedua adalah menembus zona abnormal, dimana tekanan yang dimiliki formasi jauh lebih besar dari lapisan sebelumnya dan melampaui tekanan hidrostatik yang dimiliki lumpur pemboran di dalam lubang. Kasus ini akan menjadi tambah sulit ketika zona abnormal tersebut mengandung gas.Penyebab ketiga adalah terjadinya efek swabbing (sedotan) pada saat pipa pemboran ditarik ke permukaan, seperti halnya sebuah suntikan yang sedang ditarik akan menghasilkan efek menyedot, sehingga seolah-oleh tekanan hidrostatis lumpur berkurang jauh, dan pada saat sudah lebih rendah dari tekanan formasi maka akan merangsang fluida dari formasi keluar menuju lubang sumur.
Penyebab BlowoutPenyebab terjadinya blowout yaitu ketika kick tidak dapat tertanggulangi, baik karena kick datangnya terlalu cepat, atau karena operator yang terlalu lambat mengetahui, atau karena memang secara alamiah alamnya sangat ganas, misalnya zona gas yang bertekanan sangat tinggi.“Ketika blowout akhirnya terjadi, maka kecenderungan pertama akan mengakibatkan SBO, kemudian petugas biasanya akan dengan segera menutupkan Blow Out Preventer (alat yang berfungsi sebagai penyekat di permukaan), kemudian dilakukan proses Pressure Control untuk segera mengeluarkan fluida kick dengan cara memompakan lumpur yang sesuai dan membuka valve sesuai prosedur,” ujar Dosen yang sebentar lagi menjadi Guru Besar bidang pemboran ITB ini.Namun, adakalanya ketika proses pressure control dilakukan ternyata kekuatan tekanan dari bawah jauh melebihi kekuatan batuan ataupun casing di bagian atas, maka bisa terjadi UGBO.Penyebab sampai terjadinya UGBO secara teknis, pertama, akibat tekanan di dalam lubang sumur melampaui kekuatan formasi, pada saat mengeluarkan kick. Baik kick yang disebabkan oleh formasi abnormal ataupun akibat kecelakaan loss and kick.“Cara penanggulangannya ialah hentikan operasi, injeksikan lumpur berat yang sesuai, semen sebagian, dan pasang casing string tambahan,” tuturnya.Penyebab UGBO, kedua, adanya gas yang mengalir di annulus di belakang casing setelah penyemenan. Kerusakan yang terjadi biasanya sangat cepat dan ekstrim. Pilihan pengendalian blowout sangat terbatas. Kehilangan sumur ataupun platform sudah umum terjadi pada kasus ini.Menurut dia, lumpur dengan berat tertentu dibutuhkan untuk menangani skenario kecilnya perbedaan mud-weight dan formation integrity. Pengeboran selanjutnya pasti membutuhkan penambahan berat lumpur yang mungkin saja dapat melebihi formation integrity. Mud losses dapat saja langsung terjadi pada lapisan atas. Solusinya Casing atau liner harus dipasang dan disemen agar dapat mengisolasi zona-zona pada interval yang lebih dalam dan bertekanan tinggi.Ketiga, terjadi UGBO saat melakukan Sidetracking pada sumur yang sebelumnya kick, pipa seringkali tersangkut (stuck) di sebagian besar bagian openhole, terutama di bagian atas dekat dudukan casing. Sidetracking dimulai dengan menaruh dasar yang yang kokoh, seperti whipstock, untuk memulai pembelokan arah. Cara yang paling tua dan umum dilakukan adalah menggunakan cement plug pada bagian openhole di atas drillstring fish. Bagian atas cement plug kemudian dibor hingga mengenai bagian semen yang kokoh. Proses ini pada akhirnya hanya dapat menyisakan sebagian kecil semen di atas fish. Hal ini dapat mengakibatkan UGBO kembali terjadi. Skenario ini sangat berbahaya serta sulit dikendalikan,Keempat, akibat kegagalan sekat semen di annulus, problematika produksi seperti ini dapat juga mengakibatkan terjadinya UGBO selama masa produksi normal, yaitu: turunnya tekanan produksi, sementara tekanan di zona lain, baik di bawah maupun di atas zona produksi, tetap sama seperti semula. Seiring dengan meningkatnya perbedaan tekanan antara formasi tersbut, akan mengakibatkan potensi pecahnya semen yang menjadi penyekat selama ini. Kegagalan fungsi sekat semen mengakibatakan fluida dapat mengalir secara vertikal ke atas ataupun ke bawah. Solusi yang efektif adalah Perforasi dan squeeze cementing di antara interval aliran.Kelima, kegagalan casing dapat mengakibatkan terjadinya UGBO juga. Tingkat kerusakannya merupakan fungsi dari kedalaman sumber kebocoran dan tekanan sumber aliran. Semakin dalam letak kebocoran, semakin kecil kemungkinan aliran akan menuju ke permukaan.Dia mengatakan, dari contoh-contoh tersebut menguraikan sebagian besar penyebab umum terjadinya kick dan blowout, baik SBO maupun UGBO.“Hal tersebut harus dipahami dengan seksama dan selalu dikaji secara periodik untuk meyakinkan bahwa tim pengeboran memahaminya dan memasukannya dalam perencanaan kemungkinan yang akan terjadi. Yang lebih penting lagi, gejala-gejalanya pun harus selalu diperhatikan saat pengeboran sumur berlangsung oleh setiap pelaksana pemboran untuk meningkatkan kewaspadaan akan terjadinya kick maupun blowout,” imbaunya.(tok)
Mengenal Penyebab Kick dan Blowout Sumur Eksplorasi Migas
Pada saat pemboran berlangsung normal, pada umumnya menggunakan metoda Overbalance Drilling, artinya di dalam lubang sumur diisi dengan lumpur yang memiliki densitas tertentu sehingga memiliki tekanan hidrostatis yang melebihi tekanan formasi (tekanan fluida pada pori batuan bawah tanah) yang ditembus, namun pada kasus yang lain terdapat pula metoda Underbalance Drilling yang biasa dipakai untuk menembus tekanan formasi yang sangat rendah, bahkan lebih rendah dari kolom air tawar sekalipun yang dikenal dengan zona subnormal.- Hal ini dikatakan Ketua Majelis Ahli Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI), Dr-Ing Ir Rudi Rubiandini ketika dikonfirmasi perihal penyebab kecelakaan pengeboran di sumur eksplorasi migas di Indonesia, Rabu (9/8).Kick adalah proses merembesnya fluida formasi (minyak, gas, atau air) dari dalam tanah masuk ke lubang yang sedang dibor tanpa disengaja. Hal ini dapat terjadi ketika tekanan di dalam lubang lebih kecil dari tekanan formasi yang ditembus, yang seharusnya justru tekanan hidrostatis lumpur lebih besar dari formasi yang sedang ditembus pahat pemboran.Blowout adalah aliran fluida formasi (bawah tanah) yang tidak terkendali yang merupakan kelanjutan dari kick yang tidak terkendalikan. “Saat ini, kita kenal Surface Blowout (SBO) yang merupakan aliran tak terkendali yang sampai di atas permukaan tanah melalui lubang sumur, sedangkan Underground Blowout (UGBO) terjadi di bawah permukaan tanah dan merembes ke permukaan atau ke lapisan lain di luar lubang sumur,” kata pengamat independen bencana luapan lumpur Porong dari ITB ini.Rudi mengatakan, secara statistik sekitar 65% dari blowout yang terjadi merupakan UGBO. Dimana biaya yang diperlukan untuk pengendalian UGBO bisa dari ratusan ribu dollar sampai puluhan juta dolar. Sejarah di Indonesia pernah menghabiskan biaya sebesar 30 juta dolar di salah satu perusahaan di Kalimantan timur, dan ada pula yang sampai 60 juta dolar juga di Kalimantan timur karena terjadinya di lapangan migas di laut.
Penyebab KickPenyebab kick yang paling sering terjadi adalah dimulai dengan kejadian Lost-Circulation, yaitu masuknya sebagian lumpur pemboran kedalam formasi yang mengakibatkan kolom fluida di dalam sumur turun dan akhirnya tekanan di dalam sumur menjadi lebih kecil dari tekanan formasi, walaupun secara densitas equivalen lumpur yang dipakai sudah cukup berat.Penyebab kedua adalah menembus zona abnormal, dimana tekanan yang dimiliki formasi jauh lebih besar dari lapisan sebelumnya dan melampaui tekanan hidrostatik yang dimiliki lumpur pemboran di dalam lubang. Kasus ini akan menjadi tambah sulit ketika zona abnormal tersebut mengandung gas.Penyebab ketiga adalah terjadinya efek swabbing (sedotan) pada saat pipa pemboran ditarik ke permukaan, seperti halnya sebuah suntikan yang sedang ditarik akan menghasilkan efek menyedot, sehingga seolah-oleh tekanan hidrostatis lumpur berkurang jauh, dan pada saat sudah lebih rendah dari tekanan formasi maka akan merangsang fluida dari formasi keluar menuju lubang sumur.
Penyebab BlowoutPenyebab terjadinya blowout yaitu ketika kick tidak dapat tertanggulangi, baik karena kick datangnya terlalu cepat, atau karena operator yang terlalu lambat mengetahui, atau karena memang secara alamiah alamnya sangat ganas, misalnya zona gas yang bertekanan sangat tinggi.“Ketika blowout akhirnya terjadi, maka kecenderungan pertama akan mengakibatkan SBO, kemudian petugas biasanya akan dengan segera menutupkan Blow Out Preventer (alat yang berfungsi sebagai penyekat di permukaan), kemudian dilakukan proses Pressure Control untuk segera mengeluarkan fluida kick dengan cara memompakan lumpur yang sesuai dan membuka valve sesuai prosedur,” ujar Dosen yang sebentar lagi menjadi Guru Besar bidang pemboran ITB ini.Namun, adakalanya ketika proses pressure control dilakukan ternyata kekuatan tekanan dari bawah jauh melebihi kekuatan batuan ataupun casing di bagian atas, maka bisa terjadi UGBO.Penyebab sampai terjadinya UGBO secara teknis, pertama, akibat tekanan di dalam lubang sumur melampaui kekuatan formasi, pada saat mengeluarkan kick. Baik kick yang disebabkan oleh formasi abnormal ataupun akibat kecelakaan loss and kick.“Cara penanggulangannya ialah hentikan operasi, injeksikan lumpur berat yang sesuai, semen sebagian, dan pasang casing string tambahan,” tuturnya.Penyebab UGBO, kedua, adanya gas yang mengalir di annulus di belakang casing setelah penyemenan. Kerusakan yang terjadi biasanya sangat cepat dan ekstrim. Pilihan pengendalian blowout sangat terbatas. Kehilangan sumur ataupun platform sudah umum terjadi pada kasus ini.Menurut dia, lumpur dengan berat tertentu dibutuhkan untuk menangani skenario kecilnya perbedaan mud-weight dan formation integrity. Pengeboran selanjutnya pasti membutuhkan penambahan berat lumpur yang mungkin saja dapat melebihi formation integrity. Mud losses dapat saja langsung terjadi pada lapisan atas. Solusinya Casing atau liner harus dipasang dan disemen agar dapat mengisolasi zona-zona pada interval yang lebih dalam dan bertekanan tinggi.Ketiga, terjadi UGBO saat melakukan Sidetracking pada sumur yang sebelumnya kick, pipa seringkali tersangkut (stuck) di sebagian besar bagian openhole, terutama di bagian atas dekat dudukan casing. Sidetracking dimulai dengan menaruh dasar yang yang kokoh, seperti whipstock, untuk memulai pembelokan arah. Cara yang paling tua dan umum dilakukan adalah menggunakan cement plug pada bagian openhole di atas drillstring fish. Bagian atas cement plug kemudian dibor hingga mengenai bagian semen yang kokoh. Proses ini pada akhirnya hanya dapat menyisakan sebagian kecil semen di atas fish. Hal ini dapat mengakibatkan UGBO kembali terjadi. Skenario ini sangat berbahaya serta sulit dikendalikan,Keempat, akibat kegagalan sekat semen di annulus, problematika produksi seperti ini dapat juga mengakibatkan terjadinya UGBO selama masa produksi normal, yaitu: turunnya tekanan produksi, sementara tekanan di zona lain, baik di bawah maupun di atas zona produksi, tetap sama seperti semula. Seiring dengan meningkatnya perbedaan tekanan antara formasi tersbut, akan mengakibatkan potensi pecahnya semen yang menjadi penyekat selama ini. Kegagalan fungsi sekat semen mengakibatakan fluida dapat mengalir secara vertikal ke atas ataupun ke bawah. Solusi yang efektif adalah Perforasi dan squeeze cementing di antara interval aliran.Kelima, kegagalan casing dapat mengakibatkan terjadinya UGBO juga. Tingkat kerusakannya merupakan fungsi dari kedalaman sumber kebocoran dan tekanan sumber aliran. Semakin dalam letak kebocoran, semakin kecil kemungkinan aliran akan menuju ke permukaan.Dia mengatakan, dari contoh-contoh tersebut menguraikan sebagian besar penyebab umum terjadinya kick dan blowout, baik SBO maupun UGBO.“Hal tersebut harus dipahami dengan seksama dan selalu dikaji secara periodik untuk meyakinkan bahwa tim pengeboran memahaminya dan memasukannya dalam perencanaan kemungkinan yang akan terjadi. Yang lebih penting lagi, gejala-gejalanya pun harus selalu diperhatikan saat pengeboran sumur berlangsung oleh setiap pelaksana pemboran untuk meningkatkan kewaspadaan akan terjadinya kick maupun blowout,” imbaunya.(tok)
link:http://hotmudflow.wordpress.com/2006/08/09/mengenal-penyebab-kick-dan-blowout-sumur-eksplorasi-migas/
PENGOLAHAN MINYAK BUMI
Minyak bumi ditemukan bersama-sama dengan gas alam. Minyak bumi yang telah dipisahkan dari gas alam disebut juga minyak mentah (crude oil). Minyak mentah dapat dibedakan menjadi:
1. Minyak mentah ringan (light crude oil) yang mengandung kadar logam dan belerang rendah, berwarna terang dan bersifat encer (viskositas rendah).
2. Minyak mentah berat (heavy crude oil) yang mengandung kadar logam dan belerang tinggi, memiliki viskositas tinggi sehingga harus dipanaskan agar meleleh.
Minyak mentah merupakan campuran yang kompleks dengan komponen utama alkana dan sebagian kecil alkena, alkuna, siklo-alkana, aromatik, dan senyawa anorganik. Meskipun kompleks, untungnya terdapat cara mudah untuk memisahkan komponen-komponennya, yakni berdasarkan perbedaan nilai titik didihnya, proses ini disebut distilasi bertingkat.
Secara umum Proses Pengolahan Minyak Bumi digambarkan sebagai berikut:
1. Destilasi
Destilasi adalah pemisahan fraksi-fraksi minyak bumi berdasarkan perbedaan titik didihnya. Dalam hal ini adalah destilasi fraksinasi. Mula-mula minyak mentah dipanaskan dalam aliran pipa dalam furnace (tanur) sampai dengan suhu ± 370°C. Minyak mentah yang sudah dipanaskan tersebut kemudian masuk kedalam kolom fraksinasi pada bagian flash chamber (biasanya berada pada sepertiga bagian bawah kolom fraksinasi). Untuk menjaga suhu dan tekanan dalam kolom maka dibantu pemanasan dengan steam (uap air panas dan bertekanan tinggi).
2. Cracking
Cracking adalah penguraian molekul-molekul senyawa hidrokarbon yang besar menjadi molekul-molekul senyawa hidrokarbon yang kecil. Contoh cracking ini adalah pengolahan minyak solar atau minyak tanah menjadi bensin.
Proses ini terutama ditujukan untuk memperbaiki kualitas dan perolehan fraksi gasolin (bensin). Kualitas gasolin sangat ditentukan oleh sifat anti knock (ketukan) yang dinyatakan dalam bilangan oktan. Bilangan oktan 100 diberikan pada isooktan (2,2,4-trimetil pentana) yang mempunyai sifat anti knocking yang istimewa, dan bilangan oktan 0 diberikan pada n-heptana yang mempunyai sifat anti knock yang buruk. Gasolin yang diuji akan dibandingkan dengan campuran isooktana dan n-heptana. Bilangan oktan dipengaruhi oleh beberapa struktur molekul hidrokarbon.
3. REFORMING
Reforming adalah perubahan dari bentuk molekul bensin yang bermutu kurang baik (rantai karbon lurus) menjadi bensin yang bermutu lebih baik (rantai karbon bercabang).
4. Alkilasi dan Polimerisasi
Alkilasi merupakan penambahan jumlah atom dalam molekul menjadi molekul yang lebih panjang dan bercabang.
Polimerisasi adalah proses penggabungan molekul-molekul kecil menjadi molekul besar.
5. Treating
Treating adalah pemurnian minyak bumi dengan cara menghilangkan pengotor-pengotornya.
sumber :
http://kimiakoloid.com/blog/?p=358
Bensin
Fraksi terpenting dari penyulingan bertingkat minyak bumi adalah bensin . Bensin merupakan bahan bakar transportasi yang masih memegang peranan penting sampai saat ini. Bensin mengandung lebih dari 500 jenis hidrokarbon yang memiliki rantai C5-C10. Kadarnya bervariasi tergantung komposisi minyak mentah dan kualitas yang diinginkan.
Bensin yang didapat dari hasil penyulingan minyak bumi menimbulkan banyak ketukan (knocking). Ketukan diakibatkan adanya “self ignition”, yaitu pembakaran terjadi terlalu cepat sebelum piston berada pada posisi yang tepat. Makin banyak ketukan, makin berkurang efisiensi penggunaan bahan bakar dan dapat merusak mesin Oleh karena bensin hanya terbakar dalam fase uap, maka bensin harus diuapkan dalam karburator sebelum dibakar dalam silinder mesin kendaraan. Energi yang dihasilkan dari proses pembakaran bensin diubah menjadi gerak melalui tahapan sebagai berikut.
Pembakaran bensin yang diinginkan adalah yang menghasilkan dorongan yang mulus terhadap penurunan piston. Hal ini tergantung dari ketepatan waktu pembakaran agar jumlah energi yang ditransfer ke piston menjadi maksimum. Ketepatan waktu pembakaran tergantung dari jenis rantai hidrokarbon yang selanjutnya akan menentukan kualitas bensin.
Bilanganan Oktan
Di dalam mesin, campuran udara dan bensin (dalam bentuk gas) ditekan oleh piston sampai dengan volume yang sangat kecil dan kemudian dibakar oleh percikan api yang dihasilkan busi. Kerena besarnya tekanan ini, campuran udara bensin juga dapat terbakar secara spontan sebelum percikan api dari busi keluar. Bilangan oktan suatu bensin memberikan informasi kepada kita tentang seberapa besar tekanan yang bias diberikan sebelum bensin tersebut terbakar secara spontan. Jika campuran gas ini terbakar karena tekanan yang tinggi (dan bikan karena percikan api dari busi), maka akan terjadi knocking atau ketukan di dalam mesin. Knocking ini akan menyebabkan mesin cepat rusak, sehingga hal ini harus kita hindari.
Nama oktan berasal dari oktana (C8), karena dari seluruh molekul penyusun bensin, oktana memiliki sifat kompresi paling bagus, oktana dapat dikompres sampai volume kecil tanpa mengalami pembakaran spontan, tidak seperti yang terjadi pada heptana, misalnya yang dapat terbakar spontan meskipun baru ditekan sedikit.
Bensin dengan oktan 87, berarti bensin tersebut terdiri atas 87% oktana dan 13% heptana (atau campuran molekul lainnya). Bensin ini akan terbakar secara spontan pada angka tingkat kompresi tertentu yang diberikan sehingga hanya diperuntukkan mesin kendaraan yang memiliki rasio kompresi yang tidak melebihi angka tersebut.
Zat Aditif Bensin
Bensin yang dipasarkan, disesuaikan dengan spesifikasi pemasaran yang memiliki angka oktan tinggi. Oleh karana itu, diperlukan zat aditif bensin atau pengungkit oktan (octane boaster). Beberapa zat aditif yang biasa digunakan, yaitu:
a. Tetra Ethyl Lead (TEL)
Tetra ethyl lead atau timbal tetraetil ditemukan oleh T.Midgley dan T.A Boyd dari General motor Cooporation sekitar tahun 1922 merupakansuatu cairan berat dengan densitas 1,659 g/cm3, titik didih 200 0C dan larut dalam bensin. Tetra ethyl Lead mempunyai rumus molekul Pb(C2H5)4 dan rumus struktur sebagai berikut:
Ada beberapa pertimbangan mengapa timbal (Pb) digunakan sebagai aditif bensin yaitu:
1. Timbal memiliki sensitivitas tinggi dalam meningkatkan angka oktan, dimana setiap tambahan o,1 gram timbale per liter bensin mampu menaikkan angka oktan sebesar 1,5-2 satuan angka oktan.
2. Timbal merupakan komponen dengan harga relatif murah untuk kebutuhan peningkatan 1 satuan angka oktan dibandingkan menggunakan senyawa lainnya.
3. Pemakaian timbal dapat menekan kebutuhan senyawa aromatik sehingga proses produksi relatif murah dibandingkan produksi bensin tanpa timbal
Namun akibat penggunaan timbal adalah bumi kita yang kita tinggali ini diselimuti oleh lapisan tipis timbal, dan timbal ini berbahaya untuk mahluk hidup, termasuk manusia. sehinggai di negara-negara maju timbal sudah dilarang untuk dipakai sebagai bahan campuran mesin.
b. Tersier Butil Eter (MTBE)
Zat tambahan lainnya yang sering dicampurkan ke dalam bensin adalah MTBE (methyl tertial butyl ether), yang berasal dan dibuat dengan etanol. MTBE ini selain dapat meningkatkan bilangan oktan, juga dapat menambahkan oksigen pada campuran gas dan mesin, sehingga akan mengurangi pembakaran tidak sempurna bensin yang menghasilkan CO. Namun belakangan diketahui MTBE ini juga berbahaya bagi ligkungan kerena mempunyai sifat karsinogenik dan mudah bercampur dengan air, sehingga jika terjadi kebocoran pada tempat-tempat penampungan bensin (misalnya di pom bensin) dan MTBE ini masuk ke air tanah bias mencemari sumur dan sumber-sumber air minum lainnya.
Jenis Bensin
Ada tiga jenis bensin yang di produksi pertamina, yakni premium, pertamax dan pertamax plus.
sumber :
http://kimiakoloid.com/blog/?p=355
Gas Bumi ( II )
Yang dimaksudkan dengan gas bumi ialah gas-gas hidrokarbon yang keluar dari bumi, terdiri dari campuran gas-gas: metana (C2H6), etana (C2H6) , propana (C3H8), butana (C4H10) selain juga gas-gas yang mengandung sulfur (belerang). Gas alam juga merupakan sumber utama untuk sumber gas helium. Ada dua jenis sumber gas bumi, yaitu:
1. Sumber yang hanya menghasilkam gas saja dinamakan gas kering.
2. Sumber yang menghasilkan minyak bumi yang mengandung gas. Gas yang terpisah dari minyak akibat pengurangan tekanan disebut gas basah (casing head gas).
Komponen utama dalam gas alam adalah metana (CH4), yang merupakan molekul hidrokarbon rantai terpendek dan teringan. Metana adalah gas rumah kaca yang dapat menciptakan pemanasan global ketika terlepas ke atmosfer, dan umumnya dianggap sebagai polutan ketimbang sumber energi yang berguna. Meskipun begitu, metana di atmosfer bereaksi dengan ozon, memproduksi karbon dioksida dan air, sehingga efek rumah kaca dari metana yang terlepas ke udara relatif hanya berlangsung sesaat. Sumber metana yang berasal dari makhluk hidup kebanyakan berasal dari rayap, ternak (mamalia) dan pertanian (diperkirakan kadar emisinya sekitar 15, 75 dan 100 juta ton per tahun secara berturut-turut).
Nitrogen, helium, karbon dioksida (CO2), hidrogen sulfida (H2S), dan air dapat juga terkandung di dalam gas alam. Merkuri dapat juga terkandung dalam jumlah kecil. Komposisi gas alam bervariasi sesuai dengan sumber ladang gasnya.
Gas alam dapat berbahaya karena sifatnya yang sangat mudah terbakar dan menimbulkan ledakan. Gas alam lebih ringan dari udara, sehingga cenderung mudah tersebar di atmosfer. Akan tetapi bila ia berada dalam ruang tertutup, seperti dalam rumah, konsentrasi gas dapat mencapai titik campuran yang mudah meledak, yang jika tersulut api, dapat menyebabkan ledakan yang dapat menghancurkan bangunan. Kandungan metana yang berbahaya di udara adalah antara 5% hingga 15%.
Pembentukan Gas Bumi
Menurut teori organik, minyak dan gas bumi sebagai senyawa hidrokarbon terbentuk sebagai hasil proses kimiawi alam (pemanasan, tekanan, dan waktu yang lama) dari organik-organik sisa-sisa kehidupan (material organik) yang berupa algae/ganggang yang semula hidup di kedalaman laut/danau dan selanjutnya terendapkan dalam lapisan kulit bumi berupa batuan yang berukuran halus(shale).
Setelah terendapkan, material organik tersebut berubah secara alamiah di alam menjadi mineral hidrokarbon karena adanya tiga faktor yaitu tekanan, temperatur yang tinggi (suhu minimal 200 farenhait) dan dalam waktu yang lama (6 juta tahun).
Dari material organik yang dikandung shale hanya 30% yang dapat terubah menjadi minyak dan gas bumi. Dan yang perlu diingat adalah, Minyak dan Gas Bumi tidak dapat kita temukan di tempat dimana ia terbentuk.
Adapun syarat-syarat agar minyak dan gas bumi yang terbentuk dapat tersimpan dalam bumi untuk kemudian ditemukan oleh manusia adalah:
1. Terdapatnya batuan induk (source rock), yaitu batuan sediment yang mengandung material organik.
2. Adanya migrasi, yaitu proses berpindahnya minyak dan gas bumi yang terbentuk di source rock menuju lapisan reservoir.
3. Adanya batuan reservoir yang merupakan batuan sedimen berpori sehingga minyak dan gas bumi dapat tersimpan di sana.
4. Adanya perangkap minyak dan gas bumi atau yang biasanya disebut oil trap yaitu bentukan yang menyebabkan minyak dan gas bumi terperangkap didalamnya.
5. Terdapatnya batuan penutup yang merupakan batuan sedimen kedap air yang menyebabkan minyak dan gas bumi tidak bisa keluar lagi sampai saatnya ditemukan oleh manusia.
Pemanfaatan Gas Bumi
Gas kering yang dihasilkan indonesia dicairkan dan diekspor sebagai LNG (Liquefied Natural Gas). Gas bumi dapat digunakan sebagai bahan bakar rumah tangga, tetapi sebagian dasar dalam industri diolah lagi menjadi zat-zat lain seperti karbon hitam, iso-oktana, formaldehida, dan lain-lain. Dari gas basah dipisahkan propana dan butana dan masing-masing dicairkan lalu dikemas dalam botol-botol dari baja yang beratnya kira-kira 15kg.
Propana digunakan untuk keperluan industri, sedangkan butana cair diperdagangkan sebagai LPG (liquefied Petroleum Gas) yang digunakan dalam rumah tangga.
Secara garis besarnya pemanfaatan gas alam dibagi atas 3 kelompok yaitu :
1. Gas alam sebagai bahan bakar, antara lain sebagai bahan bakar Pembangkit Listrik Tenaga Gas/Uap, bahan bakar industri ringan, menengah dan berat, bahan bakar kendaraan bermotor (BBG/NGV), sebagai gas kota untuk kebutuhan rumah tangga hotel, restoran dan sebagainya.
2. Gas alam sebagai bahan baku, antara lain bahan baku pabrik pupuk, petrokimia, metanol, bahan baku plastik (LDPE = low density polyethylene, LLDPE = linear low density polyethylene, HDPE = high density polyethylen, PE= poly ethylene, PVC=poly vinyl chloride, C3 dan C4-nya untuk LPG, CO2-nya untuk soft drink, dry ice pengawet makanan, hujan buatan, industri besi tuang, pengelasan dan bahan pemadam api ringan.
3. Gas alam sebagai komoditas energi untuk ekspor, yakni Liquefied Natural Gas (LNG).
PRINSIP PEMROSESAN GAS BUMI
Penggunaan utama gas alam adalah sebagai bahan bakar (fuel) dan bahan baku industri petrokimia (feedstock) semisal dalam industri pupuk. Ada tiga prinsip dalam pemrosesan gas alam :
a. Purifikasi (pemurnian)
b. Separasi (pemisahan)
c. Liquefaction (pencairan
Zat Pengotor
Sejumlah zat pengotor dalam konsentrasi yang cukup tinggi bisa menurunkan kualitas produk dan menimbulkan permasalahan lingkungan. Komponen –komponen tersebut antara lain :
Ø Hidrogen
Meski jarang sekali ada dalam konsentrasi yang besar, hidrogen tetap harus dihilangkan sehingga konsentrasinya menjadi serendah mungkin
Ø Oksigen
Konsentrasi maksimum oksigen yang diperbolehkan adalah 1.0 % volume pada sales gas. Jika konsentrasi oksigen mencapai level 50 ppmv maka akan menimbulkan beberapa permasalahan sebagai berikut : menyebabkan korosi perpipaan dengan adanya air, bila bereaksi dengan amina pada proses gas treating akan membentuk garam yang stabil, bila bereaksi dengan glikol akan membentuk senyawa asam yang korosif, berekasi dengan hirokarbon selama proses high temperature regeneration akan membentuk air, yang akan mengurangi efektivitas dari proses ini, pada konsentrasi yang rendah, oksigen bisa dihilangkan dengan nonregenerative scavengers. Untuk konsentrasi yang lebih tinggi bisa digunakan metode katalitik.
sumber :
http://kimiakoloid.com/blog/?cat=18
sifat kimia hidrokarbon
Sifat kimia berkaitan dengan reaksi-reaksi kimia yang terjadi
1) Reaksi-reaksi pada Alkana
Alkana adalah zat yang sukar bereaksi sehingga disebut paraffin, artinya memiliki afinitas kecil. Pada alkana reaksi-reaksi penting yang terjadi adalah
a. Pembakaran
Alkana akan mengalami pembakaran menjadi CO2 dan H2O jika terjadi pembakaran sempurna. Jika pembakarannya tidak sempurna dihasilkan CO, partikel karbon dan H2O
Tergolong pembakaran sempurna
Tergolong pembakaran tidak sempurna
b. Substitusi
Substitusi adalah reaksi penggantian atom H dengan atom gugus lain. Salah satu reaksi substitusi yang biasa terjadi adalah halogenasi yakni pergantian atom H oleh atom-atom halogen (F2, Cl2, Br2, dan I2).
Contoh
Klorinasi (penggantian H dengan Klorin) pada metana
c. Perengkahan atau cracking
Reaksi perengkahan adalah pemotongan rantai karbon menjadi potongan-potongan yang lebih kecil
Contoh:
2) Reaksi-reaksi Alkena
Alkena dapat mengalami reaksi-reaksi sebagai berikut
a. Pembakaran
Sama dengan alkana, alkena juga dapat mengalami pembakaran yang menghasilkan CO2 dan H2O (jika merupakan pembakaran sempurna)
b. Adisi
Adisi menghasilkan rekasi penjenuhan ikatan rangkap
c. Polimerisasi
Polimerisasi adalah penggabungan molekul sderhana (monomer) menjadi molekul besar (polimer)
d. Substitusi
Pada alkena reaksi substitusi yang diperkenalkan adalah halogenasi yakni penggantian atom H dengan atom Halogen seperti F, Cl, Br, dan I
3) Reaksi-reaksi Alkuna
Alkuna mengalami reaksi-reaksi seperti halnya alkena. Salah satu yang terpenting adalah adisi.
Contoh:
sumber :
http://kimiakoloid.com/blog/?p=347
