Kajian Penyelesaian Permasalahan Flow Assurance – Slugging dan Pipeline Depressurization dalam Fasilitas Produksi Gas Bumi

Abstract

Abstrak. Di dalam fasilitas produksi sering ditemukan masalah flow assurance. Permasalahan tersebut dapat diselesaikan dengan bantuan perangkat lunak, namun kinerja perangkat lunak antara satu dengan yang lain memiliki tingkat akurasi yang berbeda. Oleh karena itu, kajian ini dikerjakan dengan menggunakan Aspen Hysys dan OLGA dengan tujuan memeriksa tingkat akurasi dalam mengidentifikasi masalah flow assurance. Dalam studi ini, dilakukan pengamatan fenomena slugging pada pipa inlet unit Produced Water Stripper berukuran 82,80 mm dan simulasi depressurizing dalam pipeline sales gas sepanjang 2889,3 m. Validasi hasil studi dilakukan dengan membandingkan profil laju alir inlet pada Produced Water Stripper dan profil penurunan temperatur dalam simulasi depressurizing untuk sistem hidrokarbon dan non-hidrokarbon. Dari kajian ini ditemukan baik Aspen Hysys maupun OLGA mampu mendeteksi fenomena slugging pada Produced Water Stripper pada keadaan transien, sedangkan pada kondisi steady state rezim aliran yang terdeteksi oleh OLGA adalah stratified pada aliran horisontal. Pada studi depressurizing sistem non-hidrokarbon, proses depressuriziation dilakukan selama 65 detik dengan menurunkan tekanan gas non-hidrokarbon dari 150 bar ke 1,013 bar. Berdasarkan data lapangan, nilai deviasi temperatur minimum yang dihasilkan oleh Aspen Hysys dan OLGA masing-masing sebesar 1,37% dan 9,44%. Sementara itu, simulasi sistem hidrokarbon dilakukan selama 1200 detik dengan menurunkan tekanan gas hidrokarbon dari 120 bar hingga 1,013 bar. Dari perbandingan terhadap data lapangan, diperoleh hasil simulasi menggunakan Aspen Hysys dan OLGA memiliki deviasi temperatur minimum terhadap data lapangan sebesar 2,92% dan 1,33%. Mitigasi fenomena slugging dilakukan dengan injeksi fuel gas ke dalam pipa inlet Produced Water Stripper dengan laju sebesar 1,25 MMSCFD. Selain itu, ukuran orifice dan durasi unit depressurizing disarankan sebesar 32,18 mm dan 2 jam.

Kata kunci: Aspen Hysys, OLGA, simulasi depressurizing, slugging analysis, steady state.

Abstract. The Study of Flow Assurance in Gas Production Fasilities. In production facilities, flow assurance problems are often encountered. These issues can be solved by software, but the performance of the software with each other varies. Hence, this study was conducted using Aspen Hysys and OLGA to assess the level of accuracy in identifying flow assurance problems. The slugging phenomenon in the inlet pipe of the 82.80 mm Produced Water Stripper unit and simulated depressurizing in the 2889.3 m gas sales pipeline were observed in this study. The inlet flow rate profile on the Produced Water Stripper and the temperature drop profile in depressurizing simulation for hydrocarbon and non-hydrocarbon systems were compared to validate the study results. In this study. it was discovered that both Aspen Hysys and OLGA could detect the slugging phenomenon in the Produced Water Stripper in a transient state, whereas the OLGA detected stratified in horizontal flow in the steady state regime. The non-hydrocarbon system was depressurized for 65 seconds by lowering the pressure of the non-hydrocarbon gas from 150 bar to 1.013 bar. Based on field data, Aspen Hysys and OLGA produced minimum temperature deviation values of 1.37% and 9.44%, respectively. Meanwhile, the hydrocarbon system simulation was run for 1200 seconds while the hydrocarbon gas pressure was reduced from 120 bar to 1.013. According to the results and field data, the Aspen Hysys and OLGA simulation results have a minimum temperature deviation of 2.92% and 1.33%, respectively. The slugging phenomenon is mitigated by injecting fuel gas at a rate of 1.25 MMSCFD into the Produced Water Stripper inlet pipe. Furthermore, the orifice size and duration of the depressurizing unit are recommended to be 32.18 mm and 2 hours, respectively.

Keywords: Aspen Hysys, OLGA, depressurizing simulation, slugging analysis, steady state.