SHALE GAS LEBIH RAMAH LINGKUNGAN?

SHALE GAS LEBIH RAMAH LINGKUNGAN?

Penemuan dan ekstraksi shale mampu meningkatkan produksi dan cadangan gas Amerika Serikat. Negara ini adalah penghasil shale gas terbesar hingga saat ini. Parlemen dan pemerintah federal melalui Departemen Energi juga mendukung dan memfasilitasi produksi shale di Amerika Serikat. Pemerintah Barack Obama pun pernah mengklaim bahwa shale gas lebih ramah lingkungan. Benarkah?

Shale gas umumnya tidak dapat di ekstraksi dengan menerapkan vertical drilling. Sehingga ketika Departemen Energi mengeluarkan regulasi dan dukungan untuk menerapkan teknologi baru dalam ekstraksi shale, pengembangan metode pengeboran juga berkembang. Hydraulic Fracturing dengan  Horizontal Drilling menjadi booming di awal tahun 2000-an. Meretakkan formasi shale dengan air bertekanan yang diisi pasir bahkan menambahkan beberapa bahan kimia untuk menjaga rengkahan shale tetap terbuka. Bahan kimia? BENAR. Bahan kimia di kedalaman ratusan hingga ribuan kaki ke perut bumi. Aman dan ramah lingkungan kah?

     Tidak ada yang memungkiri bahwa krisis energi sudah di depan mata. Ketergantungan manusia terhadap bahan bakar fosil masih tinggi. Amerika Serikat meningkatkan cadangan gas dalam negerinya dengan eksplorasi dan ekstraksi shale gas secara besar-besaran (baca: SHALE GAS: MANUVER ENERGI AMERIKA SERIKAT?).

 

Marcellus Shale Gas Rig

    Menerapkan teknologi hydraulic fracturing, shale gas secara nyata mampu diangkat hingga ke permukaan bumi. Dengan klaim bahwa shale gas adalah gas alam seperti pada umumnya, maka produksi besar-besaran Amerika Serikat berpotensi menaikkan emisi karbon di bumi. Bukan hanya itu, dampak aktivitas pengeboran dan hydraulic fracturing pun juga berpotensi menyumbang kerusakan lingkungan. Apa saja? Berikut ulasannya.

1. Lingkungan
    Ekstraksi dan penggunaan shale gas dapat mempengaruhi lingkungan dari bocornya bahan kimia selama proses ekstraksi dan dibuang sebagai limbah ke perairan, meningkatnya gas rumah kaca selama ekstraksi dan polusi dari pengolahan gas yang kurang tepat. Namun, pada 2013 parlemen Eropa justru menyatakan bahwa assesment/penilaian mengenai dampak lingkungan kegiatan eksplorasi shale gas tidak mandatory/wajib dan kegiatan ekstraksi diperlakukan sama seperti proyek eksploitasi gas pada umumnya.

2. Iklim
    Staff kepresidenan Barrack Obama merilis pernyataan bahwa shale gas lebih sedikit melepaskan gas rumah kaca dibandingkan dengan bahan bakar fosil lainnya. Namun, pada akhir tahun 2010 U.S Environmental Protection Agency (EPA) menerbitkan laporan yang memberi kesimpulan bahwa shale gas melepaskan emisi berupa metana dalam jumlah yang besar, lebih besar dari gas alam konvensional meskipun masih di bawah batubara. Bukti terbaru menunjukkan bahwa metana memiliki potensi pemanasan global 105 kali lebih besar dari karbondioksida selama periode 20 tahun bila dibandingkan dengan massa yang setara.
  
3. Kualitas Udara dan Air
    Bahan kimia ditambahkan untuk memfasilitasi perengkahan bawah tanah untuk mengekstraksi gas alam. Bahan utama fracturing fluid adalah air dan 0,5% adalah bahan kimia. Untuk masing-masing sumur shale umumnya menggunakan 1,2 hingga 3,5 juta galon air (setara dengan 4.500 hingga 13.200 m³). Angka 0,5% bahan kimia sudah mendekati 22,5 hingga 66 m³ bahan kimia dinjeksikan ke bawah tanah.

   Berikut adalah tabulasi macam zat kimia yang digunakan dalam proses hydraulic fracturing beserta fungsi dan tujuan penggunaannya.

Chemical that used in hydraulic fracturing process

Chemical that used in hydraulic fracturing process

    
    Badan EPA Amerika Serikat pada 23 Juni 2011 mengumumkan bahwa akan menguji laporan adanya pencemaran air karena aktivitas hydraulic fracturing di Texas, North Dakota, Pennsylvania, Colorado, dan Louisiana. Pada 8 Desember 2011, EPA menyatakan temuan pencemaran air tanah di wilayah Pavilion, Wyoming akibat proses fracturing. Namun, 19 hari berikutnya, temuan itu disanggah oleh The Casper Star-Tribune yang mengatakan bahwa pengambilan sampel dan pengujian air tanah oleh EPA tidak sesuai denga protokol EPA sendiri, setidaknya menurut Mike Purcell, direktur Wyoming Water Development Commission.

     Massachusetts Institute of Technology (MIT) melakukan sebuah studi pada tahun 2011 dan menyimpulkan bahwa dampak lingkungan dari aktifitas shale sangat "menantang" tapi masih dapat dikendalikan. Studi tersebut secara spesifik membahas mengenai pencemaran air tanah, dan secara jelas memberi catatan bahwa sudah ada banyak laporan dan perhatian mengenai sumur-sumur shale yang juga menekan zona dangkal air bersih di dalam tanah dan mencemari area tersebut dengan rembesan fracturing fluid tetapi belum ada bukti bahwa ini benar terjadi.

     Studi lain dilakukan oleh Duke University Blacklick Creek, Pennsylvania selama 2 tahun. Dalam studi ini, sampel yang digunakan diambil dari upstream hingga downstream dari Josephine Brine Treatment Facility. Tingkat radium di downstream mencapai 200 kali dari upstream dan masuk kategori di atas tingkat yang dianjurkan dan menimbulkan bahaya pelambatan bio-akumulasi terutama bagi ikan. Studi ini adalah yang pertama menggunakan hidrologi isotop untuk menghubungkan titik-titik antara pembuangan limbah shale gas, lokasi treatment, dan pembuangan ke air lepas.

4. Gempa Bumi

    Hydraulic fracturing seringkali menghasilkan gejala mikroseismik. Mikroseismik ini sering digunakan untuk memetakan luasnya horizontal dan vertikal perengkahan (fracturing). Setidaknya, hingga akhir 2012, telah ada tiga perusahaan yang melakukan fracturing menyebabkan gempa bumi yang cukup untuk dirasakan oleh masyarakat.

     Pada 26 April 2012, koran Jepang, Asahi Shimbun menuliskan bahwa ilmuwan dari US Geological Survey telah melakukan investigasi terkait meningkatnya magnitude 3 dan gempa bumi yang lebih besar dari itu di wilayah daratan tengah Amerika Serikat. Pada awal 2001, jumlah rata-rata gempa bumi magnitude 3 atau lebih besar telah meningkat secara signifikan, hingga 6 kali di tahun 2011. Seorang peneliti di Center for Earthquake Research and Information of University of Memphis berasumsi bahwa injeksi fracturing fluid ke dalam patahan cenderung menyebabkan gempa.

      Lebih dari 109 gempa (M_w 0.4-0.39) telah terdeteksi selama Januari 2011 hingga Februari 2012 di Youngstone, wilayah Ohio dimana belum pernah sekalipun terjadi gempa di waktu-waktu lampau. Getaran-getaran ini dirasakan sangat dekat dengan sumur-sumur yang di-injeksi fracturing fluid. Diantara 109 getaran tersebut, 12 getaran terdeteksi mencapai nilai M_w 1.8 sedangkan 97 lainnya berada dalam rentang nilai 0.4<M_w<1.8. 

    Pada 19 Juni 2012, Dr. Murray Hitzman, menyatakan bahwa, "Ada lebih dari 3500 sumur shale gas di Amerika Serikat yang menggunakan teknik hydraulic fracturing. Dan hanya ada satu kasus yang diduga sebagai gejala seismik akibat pengembangan dan penerapan fracturing, namun belum terkonfirmasi. Secara global hanya ada satu kasus gelaja seismik di Blackpool, Inggris dan telah dikonfirmasi akibat proses fracturing"

    Well, masih banyak perdebatan mengenai dampak lingkungan dari shale gas maupun teknologi ekstraksinya, hydraulic fracturing. Ada yang mengatakan bahwa shale gas meng-emisikan metana lebih banyak dari gas alam biasa. Namun ada juga yang menyanggahnya. Ada yang menyimpulkan telah terjadi banyak gempa akibat injeksi fracturing fluid, namun juga ada yang menyangkal. Namun, melarutkan bahan kimia ke dalam fracturing fluid tidak bisa disangkal, berpotensi besar dalam pencemaran tanah lapisan bawah dan cadangan air tanah. Bagaimanapun, larutan kimia tetap berbahaya dan mencemari lingkungan. :)


 Related Article:

HYDRAULIC FRACTURING: SEJARAH DAN METODE

SHALE GAS: HARAPAN BARU BAHAN BAKAR MASA DEPAN?

SHALE GAS: MANUVER ENERGI AMERIKA SERIKAT?

HYDRAULIC FRACTURING: SEJARAH DAN METODE

HYDRAULIC FRACTURING: SEJARAH DAN METODE

Teknik hydraulic fracturing bukanlah teknik pengeboran, namun teknik ini digunakan untuk menstimulasi sumur-sumur yang sudah di bor agar mampu mengekstraksi lebih banyak hidrokarbon dari lempeng batuan.

Menyebutkan istilah hydrolic pada namanya memberikan persepsi bahwa teknik ini melibatkan fluida bertekanan. Ya! Memang menggunakan fluida bertekanan. Lalu seperti apa proses-prosesnya? Apa dampaknya bagi lingkungan?

       Hydraulic fracturing atau mungkin banyak yang menyebutnya dengan istilah lain seperti hydrofracturing, hydrofracking, fracking atau fraccing adalah teknik stimulasi sumur yang mana lapisan batuan di bawah diretakkan dengan fluida cair bertekanan. Proses ini melibatkan injeksi "larutan peretak"bertekanan tinggi dan umumnya menggunakan air yang mengandung pasir ke dalam sumur untuk membuat patahan/retakan di formasi batuan dalam yang akan membuat minyak atau gas dapat mengalir lebih bebas melalui retakan tersebut.

     

Hydraulic Fracturing Visualisation

1. SEJARAH
    Fracturing metode stimulasi sumur (minyak atau air tanah) yang sudah dikenal sejak tahun 1860-an di Amerika Serikat, sekalipun dengan bahan, metode, dan kegunaan yang berbeda. Dinamit atau peledakan nitroglycerin telah digunakan untuk meningkatkan produksi minya dan gas bumi. Pada 25 April 1865, veteran Perang Sipil, Col. Edward A. L. Roberts menerima hak paten untuk metode yang dikenal sebagai "Exploding Torpedo". Metode ini telah diaplikasikan di Pennsylvania, New York, Kentucky, and West Virgina menggunakan liquid, yang akhirnya juga menggunakan nitroglycerin padat. 

     Stimulasi sumur dengan larutan asam, sebagai pengganti explosive liquid, mulai diperkenalkan pada tahun 1930-an. Dengan paparan asam, celah pada fracture atau retakan tidak akan tersumbat/tertutup seluruhnya yang hasil akhirnya adalah peningkatan produksi gas yang signifikan.

     Hubungan antara performa produktifitas sumur dan aplikasi tekanan pertama kali dikaji Floyd Farris dari Stanolind Oil and Gas Corporation. Kajian yang dilakukan oleh Floyd adalah dasar dari percobaan pertama hydraluic fracturing, yang dilakukan di lapangan gas Hugoton, daerah Grant County, barat daya Kansas, oleh Stanolind. Eksperimen ini berakhir dengan tidak sukses karena kemampuan sumur setelah diberi treatment tetap stagnan.

     Metode yang telah dimutakhirkan dicetuskan oleh J.B. Clark dari Stanolind dalam makalahnya yang diterbitkan pada tahun 1948. Hak paten untuk proses ini diterbitkan pada tahun 1949 dan secara eksklusif dimiliki oleh Halliburton Oil Well Cementing Company. Pada tanggal 17 Maret 1949, Halliburton secara perdana melakukan dua hydraulic fracturing treatment di Stephens County, Oklahoma dan Archer County, Texas. Sejak saat itu, hydraulic fracturing telah digunakan untuk menstimulasi hampir 1 juta sumur minyak dan gas bumi di berbagai kondisi geologi.
 

Aktifitas hydraulic fracturing oleh Halliburton di Bakken Formation, North Dakota, USA

     Di Uni Soviet, hydraulic fracturing pertama kali dilakukan pada 1952. Negara-negara lain di Eropa dan Afrika Utara yang kemudian menerapkan teknik ini antara lain Norwegia, Polandia, Republik Ceko, Yugoslavia, Hungaria, Austria, Perancis, Italia, Bulgaria, Rumania, Turki, Tunisia, dan Aljazair.  

     Metode hydraulic fracturing diterapkan dalam ekstraksi shale gas sejak tahun 1965 yang saat itu dikerjakan di lapangan gas Big Sandy, Kentucky dan di barat daya Virginia (baca: SHALE GAS: HARAPAN BARU BAHAN BAKAR MASA DEPAN?). Pada tahun 1976, pemerintah Amerika Serikat memulai proyek Eastern Gas Shale yang melibatkan banyak proyek demonstrasi hydraulic fracturing oleh pihak pemerintah dan industri migas.

    Pada tahun 1997, dengan menerapkan teknik slickwater fracturing di sebelah timur Texas oleh Union Pacific Resources (sekarang menjadi bagian dari Anadarko Petroleum Corporation) dan Mitchell Energy (sekarang menjadi bagian Devon Energy) mengaplikasikan teknik di di Barnett Shale, Texas Utara. Dan, pada akhirnya teknik ini sangat ekonomis ketika diterapkan di Barnett Shale yang kemudian diterapkan pada banyak sumur shale yang lain. 

    George P. Mitchell telah menyandang julukan sebagai "father of fracking" karena perannya dalam ekstraksi sumur Barnett. Sumur horizontal pertama yang digali di Barnett sebenarnya sudah ada sejak tahun 1991, namun sebelum hydraulic fracturing diterapkan di sumur ini, produksinya sangat tidak ekonomis. Tahun 2013, hydraulic fracturing secara massal diterapkan dalam skala yang ekonomis di Amerika, Canada, dan China.

2. METODE
     Secara umum, hydraulic fracturing diterapkan pada sumur-sumur horizontal yang sudah digali. Artinya, teknik ini bukan teknik pengeboran. Tetapi, lebih ke teknik bagaimana meretakkan dinding-dinding batuan di dalam sumur yang sudah digali, dan mengekstraksi gas bumi yang terperangkap dalam lapisan batuan tersebut.
    
     Kita mulai setelah sumur selesai digali secara horizontal. Setelah proses pengeboran sampai di lempeng-lempeng yang diduga mengandung gas, mata bor akan ditarik keluar dari lubang sumur.

Lapisan Batuan yang Ditembus Mata Bor

      Proses berikutnya adalah memasukkan pipa yang sering disebut casing pipe ke dalam lubang sumur tersebut dan dilakukan cementing. Cementing dilakukan untuk melindungi lubang sumur. Gambar di bawah adalah penampakan lubang sumur setelah pipa casing dan semen dimasukkan.

Lubang sumur yang telah di-cementing

       Langkah berikutnya adalah memasukkan perforating tool ke dalam lubang sumur. Apa itu perforating tool? Perforating tool adalah alat untuk membuat lubang yang menembus (dari kata dasar perforate) lapisan casing dan semen. Alat tersebut dilengkapi dengan nozzle jet dan bahan eksplosif untuk membuat retakan. 

Proses Perforation

Hasil proses Perforating

    
       Setelah proses ini selesai dan perforating tool ditarik keluar dari lubang sumur, air bertekanan dan berisikan pasir atau bahan kimia lain diinjeksikan ke dalam lubang sumur dan meresap ke bagian retakan. 

Air dan bahan pengisi lainnya meresap ke dalam retakan

       Air akan ditarik keluar dari fraktur, tetapi pasir atau bahan pengisi yang lain akan tetap tinggal di dalam fraktur. Pasir dan bahan pengisi ini menjaga celah fraktur tetap terbuka sehingga gas akan bergerak keluar dari fraktur menuju lubang sumur dan keluar ke permukaan.

Air bertekanan dan pasir di dalam fraktur

Air ditarik keluar dan pasir menahan celah agar tetap terbuka

      Bila satu retakan sudah berhasil menarik gas keluar menuju lubang sumur, maka sebuah plug akan dimasukkan ke dalam sumur untuk menahan keluarnya gas dan proses perforating dan injection akan diulangi untuk membuat retakan-retakan yang lain.

Breech Plug di dalam untuk menahan aliran gas

Retakan berikutnya dibuat dengan proses yang sama

        Secara garis besar itulah proses dari hydraulic fracturing yang digunakan untuk mengekstraksi shale gas. Teknik ekstraksi baru yang terbukti sangat ekonomis untuk mendorong produksi gas alam. Sekian sharing kali ini. Semoga bermanfaat... :)

Baca juga:
MAU TAHU MACAM PENGEBORAN MINYAK DAN GAS BUMI, INI DIA RANGKUMANNYA!

SHALE GAS: MANUVER ENERGI AMERIKA SERIKAT?

SHALE GAS: HARAPAN BARU BAHAN BAKAR MASA DEPAN?

MAU TAHU MACAM - MACAM PENGEBORAN MINYAK DAN GAS BUMI, INI DIA RANGKUMANNYA!

MAU TAHU MACAM-MACAM PENGEBORAN MINYAK DAN GAS BUMI, INI DIA RANGKUMANNYA!

Siapa yang tidak terpukau melihat anjungan pengeboran lepas pantai? Berdiri kokoh di tengah laut lepas dengan flaring yang terus menyala. Namun, pernahkah penasaran seperti apa aktivitas pengeboran di lepas pantai? Bagaimana dengan pengeboran di daratan? Berikut ulasan ringkasnya.

Mengebor sumur minyak atau gas bumi bukan layaknya mengebor sumur air. Banyak tahap persiapan yang mesti dilakukan, teknik pengeborannya, macam dan tujuan pengeborannya dan aspek keselamatannya. Berikut ini akan diulas mengenai macam-macam pengeboran minyak dan gas bumi.

     Baiklah, sebelum kita mulai ulasan mengenai bagaimana sebenarnya proses pengeboran sumur minyak dan gas bumi, kita akan membatasi ulasan ini hanya pada proses intinya secara singkat. Karena akan sangat panjang bila kita membahas mulai dari tahap persiapan hingga akhir. Proses persiapan, pelaksanaan, dan penjelasan peralatan akan dibahas pada ulasan berikutnya dan dapat dibaca disini.

     Pengeboran berdasarkan tujuannya dibagi menjadi 3, yaitu pengeboran eksplorasi, pengeboran deliniasi, dan pengeboran eksploitasi. Apa perbedaanya? Simak yang di bawah ini.

1. Pengeboran Eksplorasi

    Tujuan dari pengeboran eksplorasi adalah untuk membuktikan ada tidaknya minyak atau gas bumi di dalam cekungan. Pengeboran eksplorasi ini belum memiliki data-data akurat mengenaai sifat batuan yang akan ditembus. Jadi, proses pengeboran eksplorasi memiliki tingkat masalah yang tinggi. Karena itu, sumur eksplorasi sering juga mendapat julukan Wild Cat. Artinya, selama operasi pengeboran akan didapati banyak masalah yang berdampak pada lamanya waktu dan tingginya biaya pengeboran.

    Pada umumnya, titik lokasi pengeboran ini berada di atas puncak reservoir yang berbentuk Anticlinal Trap seperti gambar di bawah ini.

Anticline Trap

Lapisan Reservoir

     Pada gambar lapisan reservoir di atas, tampak ada tiga lapisan fluida yang tersusun dari atas ke bawah sesuai dengan densitasnya. Lapisan pertama atau paling atas adalah gas yang memiliki densitas paling ringan kemudian disusul minyak dan air. Umumnya, di bawah lapisan minyak terdapat air sebagai batas bawah suatu reservoir minyak. 

     Pada ketiga fluida tersebut terdapat lapisan-lapisan yang menyekat misalnya garis batas antara fluida gas dengan fluida minyak disebut dengan Gas Oil Contact (GOC) dan batas antara fluida minyak dengan air disebut Water Oil Contact (WOC). Bila pengeboran pada puncak trap tidak menemukan hidrokarbon maka reservoir tersebut dinilai kosong atau dry hole.
  

2. Pengeboran Deliniasi

    Jenis pengeboran ini bertujuan untuk mengetahui penyebaran reservoir, mencari batas-batas, serta ketebalan reservoir. Pada pengeboran ini sudah ada data sumur dari hasil pengeboran eksplorasi. Untuk menentukan batas-batas reservoir maka dilakukan pengeboran dengan jarak-jarak tertentu dari sumur yang pertama. Misalkan akan ada tiga sumur yang akan di bor untuk menentukan batas-batas reservoir, dengan sumur pertama adalah sumur minyak dengan ketebalan deposit yang tinggi.

    Pengeboran sumur yang kedua diharapkan menembus zona minyak dengan ketebalan yang sangat tipis dan zona air yang tebal. Hal ini dapat dikatakan sebagai batas reservoir minyak. Namun, bila pengeboran masih menembus zona minyak yang tebal dengan ketebalan air yang tebal juga maka hal ini tidak dapat dikatakan sebagai batas reservoir. Maka, perlu dilakukan pengeboran sumur yang ketiga. Bila sumur ketiga tidak menemukan minyak dan hanya menemukan air yang sangat tebal, maka batas reservoir adalah antara sumur kedua dan sumur ketiga.

   Untuk menentukan batas-batas reservoir minyak adalah berdasarkan ketebalan minyak dari setiap sumur yang di bor. Selanjutnya, berdasarkan data-data ketebalan minyak tersebut dapat dibuat peta isopach yang digunakan untuk menghitung volume batuan yang mengandung minyak. 
 

3. Pengeboran Eksploitasi 

    Pengeboran ini bertujuan untuk mengambil cadangan minyak yang tersimpan dalam reservoir. Pengeboran eksploitasi ini biasanya memerlukan biaya yang lebih terjangkau karena sudah memiliki data seperti ketebalan reservoir, jenis dan sifat batuan, dan lainnya. Sumur eksplorasi dapat dialihkan menjadi sumur eksploitasi asalkan sumur eksplorasi tersebut ekonomis untuk diproduksi. 

Onshore Rig milik PetroVietNam

   Pengelompokkan berikutnya adalah berdasarkan lokasinya. Berdasarkan letak dari titik lokasi, pengeboran dibedakan menjadi:

1. Pengeboran Darat (onshore)
    Pengeboran darat adalah semua aktivitas pengeboran yang titik lokasinya berada di daratan. Biasanya disebut onshore drilling.
 

Onshore Rig di Texas

 2. Pengeboran Lepas Pantai (offshore)
    Pengeboran lepas pantai adalah kegiatan pengeboran yang titik lokasinya berada di laut lepas pantai sampai perairan dalam. Tetapi, bila titik lokasi pengeborannya pada lingkungan berair seperti di sungai, rawa, ataupun danau dengan kedalaman tertentu juga dapat dikategorikan sebagai offshore drilling. 

Onshore dan offshore drilling

     Pengelompokkan yang ketiga dari aktivitas pengeboran adalah berdasarkan bentuk lubang yang dibuat selama proses pengeboran. Pada kelompok ini, pengeboran dibagi menjadi dua yaitu pengeboran tegak (straight hole drilling/vertical drilling) dan pengeboran berarah (directional and horizontal drilling).


1. Pengeboran Tegak (straight hole drilling/vertical drilling)
    Pengeboran lurus disebut juga dengan pengeboran vertikal atau straight hole drilling yang artinya pengeboran yang dilakukan dari titik awal di permukaan dipertahankan kelurusannya hingga mencapai target. Pengeboran memenuhi kriteria pengeboran vertikal bila:

    a. Pengeboran masih dalam suatu kerucut dengan sudut 5^o untuk ketinggian kerucut 10000 kaki. Kerucut ini dibentuk dari titik awal pengeboran di permukaan sampai kedalaman 10000 kaki dengan kemiringan kerucut sebesar 5^o. Selama lubang yang dibentuk pada operasi pengeboran masih dalam lingkup kerucut, maka pengeboran tersebut dikategorikan sebagai pengeboran vertikal.

    b. Sebenarnya, meskipun lubang masih di dalam kerucut 5^o, akan tetapi sangat sulit untuk mempertahankan kelurusan lubang. Kenapa? Salah satu faktor adalah formasi batuan di dalam yang mungkin akan sangat berbeda dari satu lapisan ke lapisan berikutnya. Tentu saja ini akan mempengaruhi proses pengeboran. Lubang boleh saja belok atau tidak lurus asal tidak lebih dari 3^o setiap 100 kaki dan masih berada di dalam kerucut. Pembelokan lubang ini sering disebut dog leg karena bentuknya yang mirip dengan kaki anjing.

Diagram Pengeboran Vertikal

 
2. Pengeboran Berarah (directional and horizontal drilling)
 
   Pengeboran berarah dalam hal ini adalah proses pengeboran yang lubang sumurnya diarahkan dengan sudut tertentu untuk mencapai target. Biasanya, rig atau platform tidak berada secara vertikal dengan reservoir. 
   Melakukan proses pengeboran suatu formasi memang idealnya mempertahankan konsep vertikal drilling. Karena dengan mempertahankan kelurursan lubang sumur selain dalam operasinya jauh lebih mudah, biayanya juga lebih murah. Namun, ada beberapa alasan dan faktor yang memaksa untuk dilakukannya pengeboran berarah. Berikut alasan-alasannya:

a. Inaccessible Location Drilling
    Beberapa reservoir berada di bawah permukaan yang tidak mungkin dilakukan pengeboran secara vertikal akan tetapi sangat cocok bila dijangkau dengan teknik pengeboran horizontal. Teknik ini sangat umum digunakan untuk melakukan pengeboran di reservoir yang sulit dijangkau seperti reservoir di bawah kota, lahan pertanian/perkebunan, dll.

Horizontal Drilling

Horizontal Drilling di Tepi New York

b. Multiple Well Drilling
    Selain karena faktor posisi reservoir yang sulit dijangkau, pengeboran berarah juga dilakukan karena ada banyak reservoir namun adanya keterbatasan area di permukaan sehingga tidak memungkinkan untuk membangun rig atau platform dalam jarak berdekatan. Maka, dilakukanlah pengeboran multiple well yang hanya menggunakan plaform tunggal dengan metode pengeboran berarah untuk menjangkau semua reservoir. Biasanya teknik ini dilakukan pada pengeboran lepas pantai/offshore.

Multiple Well Drilling

c. Salt Dome Drilling
    Pada daerah yang didapati kubah garam (salt dome) yang letaknya berada di atas reservoir, melakukan pengeboran secara vertikal sangatlah beresiko karena potensi untuk terjadi blow out lebih besar. Karena itu, mengambil sisi samping dari salt dome menuju reservoir bisa menjadi pilihan bijak.

Salt Dome Drilling Process

d. Side Tracking atau Straightening
   Kadang dalam melakukan operasi pengeboran lurus terjadi deviasi atau pembelokan yang parah pada lubang sumur sehingga arah pengeboran menjauhi target, sehingga perlu untuk kembali meluruskan lubang sumur tersebut. Maka dari itu perlu dilakukan side tracking untuk mengembalikan arah lubang sumur ke target semula. 

 

Sidetracking Process

e. Relief Well Drilling 
    Relief well sebenarnya adalah proses mitigasi bencana dalam proses pengeboran. Sumur-sumur minyak yang mengalami blow out akan ditangani dengan metode ini. Relief well merupakan sumur yang dibuat di dekat sumur yang mengalami blow out dengan tujuan untuk mengurangi fluida di dalam sehingga menekan efek blow out. Membuat relief well ini biasanya menggunakan metode pengeboran berarah.  

Relief Well

Relief Well

     Itulah pembagian atau klasifikasi pengeboran minyak dan gas bumi berdasarkan tujuan, lokasi, dan bentuk lubangnya. Sekian dari kami, semoga bermanfaat, sampai jumpa lagi pada sesi selanjutnya. :)

Related Article:

Kilang-Kilang Minyak Milik Pertamina

WOW, SEPULUH KILANG MINYAK TERBESAR DI DUNIA!

SHALE GAS: HARAPAN BARU BAHAN BAKAR MASA DEPAN?

KILANG BONTANG, REALISASI ATAU WACANA?

  

KILANG BONTANG, REALISASI ATAU WACANA?

KILANG BONTANG, REALISASI ATAU WACANA?

     Bontang, Kalimantan Timur, nama kota ini sudah kondang di telinga banyak orang. Betapa tidak, kota ini dianugerahi kekayaan alam luar biasa melimpah. Tiga perusahaan besar memberi peran menggerakkan perekonomian kota ini. Badak LNG, Petrokimia bersama grup perusahaannya, dan Indominco Mandiri menjadi penyetor pendapatan daerah kota ini.

   Program kemandirian energi oleh pemerintah memunculkan banyak gagasan untuk meningkatkan pengolahan minyak mentah dalam negeri. Salah satunya adalah pembangunan kilang-kilang baru untuk menekan angka impor BBM Indonesia. Dan Bontang, menjadi salah satu alternatif dimana kilang akan dibangun. Realisasi atau wacana? Kepastian atau masih simpang siur? Mari kita ikuti perjalanannya.

     Jum'at, 14 November 2014, Menteri ESDM Sudirman Said seperti dikutip oleh sindonews.com mengatakan bahwa pihaknya akan berkordinasi dengan Menteri BUMN dan PT. Pertamina mengenai rencana pembangunan kilang BBM. Beliau juga menyebutkan bahwa dukungan dari Kementrian Keuangan sudah didapat.

    "Saya diskusi dengan Menteri Keuangan dan seluruh eselon 1 membahas soal kilang. Membahas baik hilir maupun hulu, kita ingin membuka kembali konsep yang pernah disusun.
"Saya diskusi dengan Menteri Keuangan dan seluruh eselon 1 membahas soal kilang. Membahas baik hilir maupun hulu, kita ingin membuka kembali konsep yang dulu pernah disusun," terangnya.

Dia mengatakan, terdapat dua pekerjaan dalam membangun kapasitas kilang, diantaranya melakukan modernisasi kilang BBM, peningkatan eksisiting kilang, dan meningkatkan pengolahan crude supaya banyak nilai tambah.

"Paralel dengan itu, maka proyek membangun kilang baru bisa direalisasikan," kata dia

source: http://ekbis.sindonews.com/read/924233/34/pemerintah-akan-koordinasi-bangun-kilang-bbm-1415949395" terangnya.

  

    "Paralel dengan itu, maka proyek membangun kilang baru bisa direalisasikan" lanjut beliau.

     Tak lama sejak Menteri ESDM mengeluarkan pernyataan, ganti Direktur Marketing dan Trading Pertamina, Ahmad Bambang mengatakan bahwa Pertamina siap untuk membangun dua kilang baru. Disebutkannya bahwa kapasitas total produksi kilang dalam negeri hanya 800.000 barel per hari sementara konsumsi mencapai 1,6 juta barel per hari. 

    "Lokasinya ada di Bontang, bersampingan dengan fasilitas kilang LNG Badak. Yang kedua, lokasinya di Tuban, memanfaatkan fasilitas kilang TPPI" ujar beliau di The Ritz Carlton, Jakarta, Rabu (3 Desember 2014).

     Dua bulan berselang, tepatnya tanggal 25 Februari 2015, Pemerintah kembali membuat penegasan akan mempercepat pembangunan dua kilang yang dimaksud, salah satunya di Bontang. (baca: Pemerintah percepat pembangunan kilang BBM). Melalui Plt Direktur Jendral Minyak dan Gas Bumi, Kementerian ESDM, I Gusti Nyoman Wiratmadja mengatakan bahwa pembangunan kilang akan dilakukan dengan skema pemerintah-swasta.

    "September 2016 sudah ground breaking" lanjutnya.

    Mei 2015, Presiden Joko Widodo memberikan penegasan untuk mempercepat proyek-proyek infrastruktur Indoensia. Pemerintah menargetkan 10 pilot project harus segera tuntas, salah satunya adalah kilang minyak di Bontang, Kaltim menurut Menko bidang Perekonomian Sofyan Djalil.

    "Kilang Bontang, bagaimana kita mulai rapat selesaikan sampai detil. Lalu pembangkit listrik di Jawa Tengah yang kini masih belum bebas lahannya beberapa hektar" jelas Sofyan di kantor Presiden, Jakarta, Rabu 26 Mei 2015.

Kilang Pencairan Gas Alam milik PT. Badak NGL

    Harapan dan titik terang mulai nampak saat pernyataan Direktur Pengolahan PT. Pertamina (Persero) Rahmad Hardadi yang mengatakan optimisme mengenai pembangunan kilang BBM di Bontang. PT. Pertamina menyatakan bahwa lokasi pembangunan kilang di wilayah tengah Indonesia, yakni di Bontang, Kalimantan Timur dari segi kesiapan pembangunan dinilai sudah cukup memadai.

    "Kemarin kami dari Bontang, salah satunya disetujui kilang baru dan terletak di Bontang. Infrastrukturnya sudah siap semua, lokasinya sangat bagus dan ready to use. Benar-benar hanya tinggal bangun kilang." ungkap Rahmad Hardadi saat konferensi pers di Kantor Pengolahan Unit V, Balikpapan, Kamis (2 Juli 2015)

      Dengan infrastruktur di Bontang yang sudah cukup bagus dan memadai, ditambahkan Rahmad, maka diperkirakan pada pertengahan 2017 mendatang akan dilakukan groundbreaking. Sehingga perseroan memiliki waktu 2,5 tahun untuk membangun kilang pengolahan minyak tersebut. Direncanakan, akhir 2019 kilang Bontang akan beroperasi.

     Rahmad mengungkapkan bahwa pembanguna kilang Bontang akan menelan dana sebesar $8 miliar hingga $10 miliar. Dana itu telah dipangkas dari anggaran awal yang mencapai $12 miliar. Ketersediaan perlengkapan pendukung dari Badak NGL membuat biaya pembangunan menjadi lebih rendah.

      Rencana pembangunan kilang minyak Bontang sebelumnya telah mendapat restu dari pemerintah. Awal Juli 2015, Pertamina bersama dengan Badak NGL dan didampingi staf ahli kepresidenan Luhut Binsar Panjaitan telah meneken komitmen untuk mempercepat proses pembangunan kilang minyak Bontang.

       Namun rencana bukan tanpa halangan. 23 Juli 2015, Direktur Pengolahan PT. Pertamina Rahmad Hardadi mengungkapkan bahwa pembangunan kilang Bontang terancam tertunda tahun ini. Proses tender yang awalnya ditargetkan selesai pada Agustus atau September tahun ini, baru akan dilakukan awal tahun depan. 

Refinery Unit V, Balikpapan

       Beliau mengatakan bahwa proses tender saat ini masih dalam tahap finalisasi. Untuk finalisasi itu diperlukan waktu setahun. Pertamina tetap mengupayakan tender kilang ini bisa dimulai awal tahun 2016. Saudi Aramco dikabarkan berminat untuk bersama pemerintah Indonesia menggarap kilang Bontang. Namun, semuanya belum bisa dipastikan. 

      Dukungan untuk pembangunan kilang Bontang juga datang dari Walikota Bontang, Adi Darma. Menurutnya, urusan RTRW kilang dan izin pembangunannya juga dikebut (baca: Izin Pembangunan Kilang di Bontang Dikebut, Walikota: RTRW Sudah Beres). Proyek ini memang diharapkan mampu menyerap lebih banyak tenaga kerja. Menurut Adi Darma, 10 ribu pekerja bisa diserap selama proyek ini berlangsung (baca juga: 10 Ribu Tenaga Kerja Bisa Diserap di Proyek Kilang Bontang).

     Tentu saja, banyak pihak berharap proyek dan operasional kilang ini segera dilaksanakan. Semoga lekas terwujud.. :)

  

Baca juga:

Kilang-Kilang Minyak Milik Pertamina

REFINERY: MENELUSURI INTELIGENSI PENGOLAH HIDROKARBON (PART I)

REFINERY: MENELUSURI INTELIGENSI PENGOLAH HIDROKARBON (PART II)

API ITU SEPERTI TAK PERNAH PADAM

FLOWMETER: JENIS DAN TEKNOLOGINYA (PART II : ORIFICE)

FLOW METER: JENIS DAN TEKNOLOGINYA (PART II : ORIFICE)

Masih menyambung pembahasan yang lalu mengenai flow meter (baca: FLOW METER: JENIS DAN TEKNOLOGINYA (PART I: CORIOLIS)), kali ini akan dibahas mengenai tipe flow meter yang lain yaitu, ORIFICE.

Berbeda tipe pasti berbeda metode. Bila coriolis memanfaatkan perhitungan massa fluida, orifice menggunakan prinsip Venturi Nozzle dengan Hukum Bernoulli yang menyatakan bahwa terdapat hubungan antara tekanan fluida dengan kecepatan alirannya. Ketika kecepatan aliran meningkat, maka tekanan akan turun dan sebaliknya.

1. SEJARAH

     Orang yang pertama kali tercatat dalam sejarah yang menggunakan orifice untuk melakukan pengukuran pada fluida adalah Giovanni B. Venturi, seorang fisikawan Italia, yang pada tahun 1797 melakukan eksperimen sebagai dasar pengembangan Venturi meter modern oleh Clemons Herschel di tahun 1886. Tercatat bahwa pada tahun 1890, bahwa profesor Robinson dari Ohio State University menggunakan orifice meter untuk mengukur gas dekat Colombus, Ohio.

Orifice meter

     T.B. Weymouth melakukan serangkaian tes di Pennsylvania tahun 1903 dan mempublikasikan nilai koefisien orifice meter yang menggunakan flange. Pada saat yang sama, E.O. Hickstein melakukan tes di Joplin, Missouri, dan berhasil mengembangkan data dari percobaanya menggunakan orifice dengan pipe tap.

     Percobaan dan penelitian besar-besaran yang digagas oleh American Gas Association dan American Society of Mechanical Engineer antara tahun 1924 dan 1935 untuk mengembangkan hipotesis mengenai koefisien dan standar konstruksi dari orifice meter. Pada tahun 1935 hasil laporan dari dua lembaga tersebut telah dipublikasikan dengan judul, "History of Orifice Meters and The Calibration, Construction, and Operation of Orifices For Metering" yang menjadi standard dari pengukuran dan instalasi orifice meter. Tidak hanya sampai di situ. Tahun 1991, A.P.I menerbitkan pembaruan versi dengan data-data yang paling mutakhir. Laporan tersebut dipublikasikan dengan judul, "Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 14, Section 3, Parts 1-4".

2. DESKRIPSI TENTANG ORIFICE

      Orifice secara umum dapat dideskripsikan sebagai plat tipis dengan lubang di dalamnya, yang biasanya peralatan ini dipasangkan dalam pipa. Orifice dapat juga disebut saluran (conduit) dan hambatan (restriction) untuk membuat suatu keadaan sehingga tekanan fluida dapat turun. Pasti pernah lihat jam pasir kan? Jam pasir dengan bagian sempit di tengahnya juga termasuk orifice.

Jam Pasir juga termasuk kategori orifice

      Nozzle, venturi, atau sebuah ujung lancip di dalam orifice dapat digunakan sebagai penghambat aliran. Hal tersebut akan menyebabkan fenomena yang disebut sebagai vena contracta. Apa itu vena contracta? Vena contracta adalah titik pada aliran fluida di mana diameter aliran menjadi paling kecil, dan kecepatan aliran fluida berada pada level maksimum. 

3. BAGAIMANA CARA KERJANYA?

     Saat fluida, baik gas maupun liquid, mengalir melalui orifice, tekanan terbentuk di sisi upstream dari orifice tetapi fluida "dipaksa" menjadi konvergen untuk melewati lubang pada orifice. Pada saat "pemaksaan" ini kecepatan aliran fluida menjadi naik dan tekanannya turun. Pada sisi pangkal downstream dari orifice, aliran fluida mencapai titik maksimum konvergensinya, vena contracta, kondisi di mana kecepatan aliran mencapai maksimum dan tekanan mencapai nilai minimum. Di luar daerah upstream dan downstream dari orifice, aliran fluida terekspansi yang artinya kecepatannya akan menurun dan tekanannya akan naik.

 

Orifice Plate dengan Manometer

     

Visualisasi vena contracta pada Orifice Plate

     Dengan mengukur perbedaan tekanan fluida pada upstream dan downstream dari plat orifice, laju aliran didapatkan dengan persamaan Bernoulli. 

Orifice plate dengan menggunakan flange

     Orifice umumnya digunakan untuk mengukur laju aliran fluida dalam pipa, saat fluida memenuhi kondisi seperti dalam keadaan homogen seperti keadaan single-phase (bukan merupakan campuran gas dengan liquid atau liquid dengan padatan), keadaan fluida well-mixed (tercampur sempurna), aliran fluida kontinyu (tidak fluktuatif), dan fluida merata di dalam pipa (tidak ada gas/udara yang terjebak). Bila dalam keadaan yang demikian dan orifice dibuat dan dipasang sesuai dengan standar yang ditetapkan, maka laju aliran fluida akan mudah ditentukan dengan mengaplikasikan formula-formula baku yang sudah ditetapkan.

4. MACAM ORIFICE PLATE

     Kaliber/lubang pada orifice dapat disesuaikan dengan banyak konfigurasi untuk mengukur berbagai keadaa pengukuran aliran. Sebelum menentukan jenis atau tipe kaliber seperti apa yang akan digunakan untuk pengukuran, keadaan aliran seharusnya ditentukan terlebih dahulu. Berikut adalah berbagai macam kaliber pada orifice secara umum.


 4.1 SQUARED EDGE, CONCENTRIC ORIFICE PLATE

       Pada desain dan penggunaan orifice plate, beberapa faktor dasar harus diikuti untuk medapatkan hasil pengukuran yang tepat dan akurat.

      Orifice plate yang paling umum dan sering digunakan adalah squared-edge concentric bored seperti gambar di bawah ini. Tipe ini dibuat dengan sangat presisi untuk membuat lubang yang lurus tepat di tengah lingkaran. Orifice plate tipe ini sering digunakan karena sudah terbukti dan terpercaya di banyak aplikasi industrial dan penelitian yang memanfaatkan tipe ini.

Squared edge, concentric orifice plate

       Mari kita perhatikan gambar di atas. Gambar yang di tengah (memperlihatkan sisi orifice) menunjukkan bahwa plat tersebut memiliki sisi yang tajam atau membentuk sudut 90^o terhadap lubang. Mengapa dibuat demikian? Karena sisi tersebut akan membantu meminimalkan kontak dengan aliran fluida yang bergerak cepat melalui lubang.

        Tipe ini memang dapat digunakan untuk mengukur aliran fluida dengan bi-directional atau dua arah. Maksudnya, tipe ini tidak mensyaratkan pemasangannya terbalik antara sisi upstream atau downstream.

         Sekarang kita perhatikan gambar di atas yang paling kanan (dilihat dari sisi pembaca). Pada sisi downstream akan terlihat sisi yang miring. Sisi ini dibuat miring hanya bila ketebalan plat dari orifice cukup tebal (sekitar 3/8" atau 1" dan selebihnya). Tipe ini secara jelas mengatakan bahwa hanya dipergunakan untuk satu arah aliran, karenanya label pada paddle atau handle harus menghadap ke sisi upstream aliran dan sisi sebaliknya menghadap ke downstream.

 4.2 SQUARED EDGE, ECCENTRIC ORIFICE PLATE

       Tipe ini justru menempatkan kaliber tidak persis di tengah-tengah kaliber. Kaliber ini tetap diletakkan di tengah plat namun dengan posisi agak ke bawah (lihat gambar di bawah). Tujuannya adalah untuk memungkinkan bagian yang todak diinginkan dalam fluida dapat dilewatkan.

Squared edged, Eccentric Orifice Plate

       Tipe ini biasanya digunakan bila fluida mengandung material asing yang dapat menyumbat orifice. Eccentric orifice digunakan untuk mengukur aliran fluida yang membawa material solid dan/atau mengukur aliran gas yang membawa liquid. Bila kita putar dan memposisikan kaliber di posisi atas, maka kita dapat mengukur liquid yang membawa gas. Hal yang perlu diingat adalah bahwa eccentric memiliki derajat ketidakpastian yang lebih besar daripada concentric.


 4.3 SQUARE EDGED, SEGMENTAL ORIFICE PLATE

       Segmental orifice memiliki lubang yang tidak sirkular atau bulat sempurna tetapi lebih ke setengah lingkaran.

Squared Edged, Segmental Orifice Plate

       Segmental Orifice Plate digunakan untuk mengukur aliran dari fluida dengan konsentasi material solid yang tinggi. Desain dari tipe ini dimaksudkan untuk menghilangkan kemungkinan material asing membendung di sisi upstream dan membentuk alur aliran yang lebih baik dari tipe eccentric. Segemental  dari segi harga lebih mahal bila dibandingkan dengan eccentric dan memiliki ukuran ketidakpastian yang sedikit lebih besar.


 4.4 QUADRANT EDGE PLATE

       Quadrant edge memiliki desain khusus pada kalibernya seperti gambar di bawah:

Quadrant radius Orifice Plate

       Sisi upstream pada kaliber dibentuk seperti nozzle sementara sisi downstream berfungsi sebagai sharp edge. Tipe ini sangat direkomendasikan untuk pengukuran fluida kental dengan angka Reynold di bawah 10.000. Kenaikan viskositas dalam fluida mengalir melalui sharp edge orifice akan menaikkan diameter dari vena contracta, yang hasilnya adalah penurunan perbedaan tekanan. Dan, kenaikan viskositas dari fluida mengalir yang melalui flow nozzle akan meningkatkan penurunan gesekan pada aliran saat melalui nozzle, yang hasilnya adalah naiknya perbedaan tekanan. Quadrant radius Orifice Plate mengkombinasikan kedua efek ini untuk menghasilkan koefisien konstan.  

5. PRESSURE TAPPING

     Terdapat tiga (3) posisi standar untuk pressure tapping (atau biasa disebut taps), yang secara umum sebagai berikut:
    5.1 Corner Taps dipasang dekat di area upstream dan downstream dari orifice plate. Pressure tapping ini digunakan secara luas di Eropa dan biasanya digunakan untuk pipa dengan diameter di bawah 2".

Corner Taps

       5.2 Flange Taps, secara dominan banyak diterapkan pada instalasi di Amerika Serikat. Tapping ini diletakkan dengan mengambil jarak 1" (25.4 mm) dari permukaan orifice. Dan juga, tapping ini tidak direkomendasikan untuk digunakan pada pipa dengan diameter kurang dari 2", karena rasionya akan menjadi tinggi. Kenapa rasionya bisa tinggi? Karena posisi downstream tapping akan berada di daerah yang ketidakstabilan tekanannya paling tinggi.

Flange Taps

     5.3 Radius Taps, atau dapat juga disebut D and D/2 Taps. Pada metode tapping ini, pengukur tekanan di sisi upstream diletakkan sejauh 1 x diameter pipa dan di sisi downstream sejauh 1/2 x diameter pipa. Penempatan seperti ini adalah yang paling cocok menurut sudut pandang praktis, karena pressure tap di sisi downstream berada di posisi rata-rata di mana vena contracta terbentuk. Sedangkan pada sisi upstream, pressure tap berada cukup jauh dari distorsi aliran yang mungkin bisa terjadi saat fluida mulai masuk ke kaliber orifice. Pada praktiknya, pressure taps pada sisi upstream jaraknya bisa 2x diameter pipa tanpa mempengaruhi hasil pengukuran.
 

Radius or D and D/2 Tapping

Masih ada dua tipe tapping lagi yang dicakup dalam ISO 5167 yaitu,

     5.4 Vena contracta tapping, menempatkan posisi upstream pressure tap dengan jarak 1/2 hingga 2 kali diameter pipa dari permukaan orifice. Sedangkan sisi downstream pressure tap dipasang pada posisi 0,3 hingga 0,9 kali diameter atau hampir tepat di mana vena contracta terbentuk. Seharusnya, ini adalah tapping yang paling baik, namun kendalanya adalah ketika laju aliran berubah/tidak stabil, posisi vena contracta akan berubah dan pressure taps tidak lagi tepat di vena contracta. Umumnya, vena contracta taps digunakan pada pipa berukuran di atas 6".

Vena contracta Taps

      5.5 2,5D and 8D Taps, atau biasa disebut juga Recovery Taps dan beberapa juga menyebutnya dengan Pipe Taps. Tapping ini menempatkan pressure tap untuk upstream di 2,5 kali diameter dan 8 kali diameter untuk posisi downstream. Kedua pressure taps tersebut berada di posisi yang tepat untuk mengukur besarnya tekanan yang hilang dalam jalur pipa.

2,5D and 8D or Recovery Taps or Pipe Taps

6. PERHITUNGAN LAJU ALIRAN

    Pengukuran perbedaan tekanan berbeda untuk setiap kombinasi taps dan coefficient of discharged yang digunakan bergantung pada masing-masing posisi tapping. 

    Pemasangan tapping yang paling mudah adalah dengan menggunakan tapping tunggal pada sisi upstream dan downstream namun dalam beberapa keadaan hal tersebut tidak dapat dijadikan patokan. Karena ada kemungkinan aliran terbendung oleh material solid atau gelembung gas atau karena aliran fluida yang tidak merata menyebabkan tekanan pada daerah tapping menjadi lebih tinggi atau kebih rendah dari tekanan rata-rata dalam pipa. Untuk menjawab keadaan seperti tadi, kombinasi dari beberapa metode tapping dapat digunakan secara bersama-sama.

     Laju aliran yang melalui kaliber orifice dapat dihitung tanpa mengkalibrasi flowmeter selama instalasi dan konstruksi peralatannya memenuhi ketentuan standar yang relevan. Kalkulasi aliran mempertimbangkan faktor dari jenis fluida, karakteristik fluida, ukuran pipa, ukuran orifice, dan perbedaan tekanan yang sudah diukur. Faktor lainnya adalah coefficient of discharge dari orifice yang bergantung pada jenis orifice yang digunakan dan posisi dari pressure tapping.

     Andaikan pressure tapping yang digunakan adalah corner, flange, dan D+D/2, sharp-edged orifice memiliki koefisien antara 0,6 hingga 0,63 sementara keofisien dari conical antara 0,73 hingga 0,734 dan untuk quarter circle plate sebesar 0,77 hingga 0,85. Koefisien sharp-edged lebih fluktuatif bila dibandingkan dengan conical dan quarter circle terutama dengan fluida dengan viskositas tinggi dan aliran rendah.  

    Untuk aliran fluida yang dimampatkan, seperti aliran gas atau uap, faktor ekspansi juga turut diperhitungkan. Faktor ekspansi ini adalah perbandingan antara differential pressure yang telah terukur dengan tekanan fluida. Faktor ini bisa menjadi pembeda terutama bila differential pressure bernilai tinggi dan tekanan statis fluidanya rendah.

     Persamaan yang digunakan dalam standar nasional dan industri di Eropa dan Amerika dan berbagai macam koefisien yang digunakan sekarang telah mengkerucut mengikuti persamaan Reader-Harris/Gallagher (1998) untuk coefficient of discharged dari sharp-edged orifice plate. Dan persamaan-persamaan yang disajikan di bawah ini telah tercakup dalam standar ISO 5167 dan menggunakan satuan SI.

      Jadi, seperti itu yang bisa saya bagikan. Semoga bermanfaat.. :)


Realated Articles:

FLOWMETER: JENIS DAN TEKNOLOGINYA (PART I : CORIOLIS)

Kilang-Kilang Minyak Milik Pertamina

WOW, SEPULUH KILANG MINYAK TERBESAR DI DUNIA!