Analisa Gas Dehydration, Glycol Regeneratio, Dan Condesate Process PT. PHE WMO Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore [PDF]

Citation preview

HALAMAN PENGESAHAN LAPORAN KERJA PRAKTEK PROSES GAS DEHYDRATION, GLYCOL REGENERATION DAN CONDESATE PROCESS ONSHRE RECEIVING FACILITY (ORF) UNIT PT. PERTAMINA HULU ENERGI WEST MADURA OFFSHORE GRESIK



Diajukan guna memenuhi persyaratan telah menyelesaikan Kerja Praktek (KP) TA. 2016/2017 PT. Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore, Di Onshore Receiving Facility (ORF) Unit Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknik, Universitas Proklamasi 45 Yogyakartaa Di susun Oleh :



Hendri Anur : 14.420.4100.833 Gresik, 17 Juli 2017 Di Setujui Oleh ; Pembimbing Lapangan



Koordinator Kerja Praktek



PT. PERTAMINA PHE WMO



Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta



(Suyanto)



(Sri Haryono, ST., M.T)



i



KATA PENGANTAR



Segalapuji dan syukur kami panjatkan kehadirat Allah SWT, atas rahmat dan hidayah-Nya sehingga kami dapat menyusun laporankerja praktek dengan judul “Glycol Analysis On Gas Production Process Onshore Receiving Facility (Orf) Unit ” ini tepat pada waktu yang telah di tentukan. Pada kesempatan ini kami ingin sekali mengucapkan banyak terima kasihke pada : 1. Ir.Bambang Irjanto,MBA selaku Rektor UP’45 Yogyakarta. 2. Aisah indah Irmayah, ST.,M.T selaku Dekan Fakultas Teknik UP’45 Yogyakarta. 3. Wira Widyawidura,S.Si.,M.Eng selaku Ketua Jurusan Teknik Perminyakan. 4. Sri Haryono,ST selaku koordinator kerja praktek yang telah memberikan petunjuk dalam membuat laporan. 5. Drs. Edi Purwaka, M.T., selaku Dosen pembimbing aka demik. 6. Guruh Satya R.selaku pembimbing lapangan selama kami melaksanakan kerja praktek di PT. Geo DipaEnergi Unit Dieng. 7. Semua pihak dan jajaran staf PT. Geo Dipa Energi Unit Dieng yang telah banyak membantu pelaksanaan kerja praktek. 8. Rekan-rekan mahasiswa angkatan 2013 yang sudah banyak memberi semangat demi terselesaikannya laporan ini. 9. Semua pihak yang telah ikut terlibat dan membantu dalam penyusunan laporan kerja praktek ini. Penyusun menyadari bahwa laporan kerja praktek ini masih belum sempurna, oleh karena itu penyusun mengharapkan adanya kritik dan saran yang bersifat membangun untuk memperbaiki laporan kerja praktek ini. Akhir kata kami berharap semoga laporan kerja praktek ini dapat berguna bagi kita semua dan membantu dalam proses belajar – mengajar. Gresik, 17 Juli 2017



ii



ABSTRAK Indonesia Merupakan Saalah satu negara penghasil Minyak dan Gas terbesar di dunia. Salah satu perusahaan yang menggelolah Minyak dan Gas bumi di indnodesia adalah PT. Pertamian Hulu Energi West Madura Offshore yang memiliki wilayah kerja di bangian barat pulau madura. PHE WMO Menghasillkan Tiga produk Yaitu Crude Oil, Sales Gas dan Condesate, Crode Oil yang di hasilkan dari Offshore di Proses Secara langsung sedangkan Gas di alirkan ke Onshore Receiving Facilytiy (ORF) untuk di proses lebih lanjut. Di ORF terjadi Proses Gas Dehydration , Glycol regeneration, dan Condesate Proses, Pada Gas Deyhdration proses menggunakan metode Liquid Desiccants yaitu menggunakan Glycol untuk mengikat kandungan uap air dalam gas. Glycol dapat di regenerasi sehingga dapat di gunakan untuk Proses Produksi Kembali. Analisa yang di gunakan untuk menegetahui kwalitas produk Sales Gas, Condensate dan juga untuk Mengetahui efektifitas Glycol pada Proses Produksi yang di lakukan Oleh departemen Laboratorium yang meliputi menganalisa kandungan H2S dan H2O dalam sales gas, Untuk Nallisa Glycol meliputi analisa PH, Water Content,Foam Test,hydrocarbon dan untuk nalisa Condesate meliputi API Gravity, Pour/cloud Point, RVP dan BS&W. Dari masing-masing Analisa di dapat kandungan H2S dan H2O yang sesuai dengan kesepakatan Antara PHE WMO dengan Pelanggan, Glycol Dehydration, Sedangakan Untuk Condesate dari hasil nalisa di Ketahui bahwa Condensate memenuhi Kreteria aman untuk keperluan transportasi, dan kwalitas Yang cukup baik.



iii



DAFTAR ISI HALAMAN PENGESAHAN ................................................................................ i KATA PENGANTAR ........................................................................................... ii ABSTRAK ............................................................................................................ iii DAFTAR ISI ......................................................................................................... iv DAFTAR GAMBAR .......................................................................................... viii DAFTAR TABEL ................................................................................................ ix BAB 1 ..................................................................................................................... 1 PENDAHULUAN .................................................................................................. 1 1.1. Latar Belakang ........................................................................................... 1 1.2 Permasalahan ............................................................................................... 2 1.3 Maksud dan Tujuan .................................................................................... 2 BAB II .................................................................................................................... 4 TINJAUAN PUSTAKA ........................................................................................ 4 2.1 PT. Pertamina Hulu Enrgi Wset Madura Offshore ................................. 4 2.2 Sejarah PT. Pertamina Hulu Energi West madura Offshore ................. 6 2.3 Managament PT. PHE WMO .................................................................... 6 2.3.1 Profile Perusahaan ................................................................................ 6 2.3.2 Visi dan Misi Perusahaan..................................................................... 7 2.3.3 Logo Perusahaan................................................................................... 7 2.4 Steruktur Organisasi ................................................................................... 8 2.5 Tata Letak Lokasi ....................................................................................... 8 2.6 Penghargaan ................................................................................................ 9 2.7 Fasilitas Produksi ...................................................................................... 12 2.7.1 Pig Recceiver ........................................................................................ 12 2.7.2 Slug Catcher ........................................................................................ 13 2.7.4 Glycol Contactor ................................................................................. 15 2.7.5 TEG Regeneration Unit (TGRS) ....................................................... 17 2.8. Condesate Flare Drum ............................................................................. 21 2.8.1 Condesate Heat exchanger (E-206) .................................................. 22 2.8.2 Condensate Heater (E-201) ................................................................ 22 2.8.3 Degesser (V-203) ................................................................................. 23



iv



2.8.4 Condensate transfer pump (P-203 A/B ............................................ 23 2.8.5 Condesate Tank (T-201 A/B) ............................................................ 23 2.9 Metring Gas ............................................................................................... 24 2.10 Flare KO Drum (V-204)......................................................................... 25 2.10.1 HP KO Drum (V-232) ...................................................................... 25 2.10.2 HP KO Pump (P-232) ....................................................................... 25 2.10.3 Flare KO Condesate Pump .............................................................. 26 2.10.4 Flare System Package (U-200) ......................................................... 26 2.10.5 Fire water Pump (P-210 A/B) .......................................................... 26 2.10.6 Well water Pump .............................................................................. 26 2.10.7 Diesel Stroge tank (T-202)................................................................ 26 2.10.8 Diesel Transfer Pump (P-204) ......................................................... 26 2.10.9 Utilly Air Reciever (V-208) .............................................................. 27 2.10.10 Brun Pit (M-203) ............................................................................. 27 2.10.11 Slop Oil Pump ................................................................................. 27 2.10.12 API Skimmer .................................................................................. 27 2.11 Produk PT. PHE WMO .......................................................................... 27 2.11.1 Sales Gas ............................................................................................ 27 2.11.2 Minyak .............................................................................................. 28 2.11.3 Condesate .......................................................................................... 28 2.12 Kesehatan dan keselamatan Kerja ........................................................ 29 BAB III ................................................................................................................. 32 PROSES PROSUKSI .......................................................................................... 32 3.1 Peroses Produksi........................................................................................ 32 3.2 Dehidrasi Gas ............................................................................................. 32 3.3 Condensate Process ................................................................................... 33 3.4 Regenerasi glycol ....................................................................................... 34 3.5 Diagram Alir Prosess ................................................................................ 36 3.6 Pengelolahan Limbah................................................................................ 36 3.6. 1 Fire Water System ............................................................................. 37 3.6.2 Instrument Air System ....................................................................... 38 3.6.3 Power Generation and Distribution System ..................................... 38



v



3.6.4 Closed Drain System........................................................................... 39 BAB IV ................................................................................................................. 40 HASIL ANALISA ............................................................................................... 40 4.1 Hasil Analisa .............................................................................................. 40 4.2 Analisis Reid Vapor Pressure (RVP) ASTM D-323 ............................... 41 4.3 Analisis pH Glycol ASTM D-1293 ........................................................... 41 4.4 Analisis Kandungan H2O Pada Glycol ASTM D-4237 ........................ 42 4.5 Analisis Foam Test ASTM D 1881-97...................................................... 43 4.6 Analisis Kandungan H2S dan H2O ......................................................... 43 4.7 Analisis Kandungan Hidrokarbon dan Glycol ....................................... 44 4.8 Analisi API Gravity ASTM D-287 ............................................................ 45 4.9 Analisis Basic Sediment and Water (BS&W) ......................................... 46 4.10 Analisis Chloride (CI2) pada H2O......................................................... 46 BAB V................................................................................................................... 48 PEMBAHASAN .................................................................................................. 48 5.1 Analisa lean glycol dan rich glycol ........................................................... 48 5.1.1 Analisa pH pada Lean glyclo dan Reach Glycol .............................. 48 5.1.2 Analisa Kandungan Air pada lean glycol dan Rich Glycol ............ 49 5.1.3 Analisa kandungan Hidrocarbon dalam Lean glycol dan Rich Glycol 51 5.1.4 Foaming test pada lean dan rich glycol ............................................ 52 5.2 Uji Kandungan H2S dan H2O dalam Sles Gas ........................................ 53 5.2.2 Analisis Moisture Content dalam Sales Gas .................................... 55 5.3 Uji Pada Condesate ................................................................................... 57 5.3.1 Reid Vapour Pressure (RVP) ASTM D-323 ..................................... 57 5.3.2 Analisa Basic Sediment and Water (BS&W) ASTM D-4007 (D96,D-1796) ..................................................................................................... 58 5.3.3 Analisa API gravity (ASTDM D-287) ............................................... 60 5.3.4 Analisa Automatic Pour Point Compratour (ASTMD-97) ............. 61 BAB VI ................................................................................................................. 63 PENUTUP ............................................................................................................ 63 6.1 Kesimpulan ................................................................................................ 63 6.2 Kesimpulan kerja Praktek ....................................................................... 64 vi



DAFTAR PUSTAKA .......................................................................................... 65



vii



DAFTAR GAMBAR Hal Gambar 2.1 Logo PHE WMO................................................................................. 7 Gambar 2.2 Struktur Organisasi .............................................................................. 8 Gambar 2.3 Layout Field Produksi PT. PHE WMO ............................................... 9 Gambar 2.4 Pig Receiver ...................................................................................... 12 Gambar 2.5 Slug Catcher (V-502) ........................................................................ 13 Gambar 2.6 Gas Scubber (V-202) ......................................................................... 14 Gambar 2.7 Gas Scubber (V-202) ......................................................................... 15 Gambar 2.8 Glycol Contactor (V-211) ................................................................. 16 Gambar 2 9 Glycol Contactor (V-231) ................................................................. 16 Gambar 2.10 TGRS 1 ............................................................................................ 17 Gambar 2.11TGRS 2 ............................................................................................. 18 Gambar 2.12 Flare ................................................................................................. 21 Gambar 2.13 Condesate Flash Drum .................................................................... 21 Gambar 2. 14 Condesate heat exchanger .............................................................. 22 Gambar 2.15 Condesate Heater............................................................................. 22 Gambar 2.16 Degesser .......................................................................................... 23 Gambar 2 17Condesate Transfer Pump ................................................................ 23 Gambar 2.18 Condesate Tank ............................................................................... 24 Gambar 2.19 Gas Matering ................................................................................... 24 Gambar 2.20 Flare KO Drum................................................................................ 25 Gambar 2.21 HP KO Drum (V-232) ..................................................................... 25 Gambar 2.22 HP KO Pump (P-232) ..................................................................... 26 Gambar 2.23 Brun Pit ........................................................................................... 27 Gambar 2.24 Struktur Control Of Work (CoW) ................................................... 31 Gambar 3.1 Process Flow diagaram TGRS-1 ....................................................... 35 Gambar 3.2 Diagaram Alir Proses Produksi ORF PT.PHE WMO ....................... 36 Gambar 4.1 Analisis Reid Vapor Pressure (RVP) ASTM D-323 ......................... 41 Gambar 4.2 pH Meter ........................................................................................... 42 Gambar 4.3 Karl Fisher ......................................................................................... 42 Gambar 4.4 Analisis Foam Test ............................................................................ 43 Gambar 4.5 Gastec ................................................................................................ 44 Gambar 4.6 Rangkaian Alat Distilisi .................................................................... 45 Gambar 4.7 Analisis API Gravity ......................................................................... 45 Gambar 4.8 Analisis Basic Sediment dan Water .................................................. 46 Gambar 4.9 Analisis Chloride (Cl2) pada H2O ..................................................... 47



viii



DAFTAR TABEL Hal Tabel 2.1 Parameter Pig Receiver (M-201) .......................................................... 12 Tabel 2.2 Parameter Pig Receiver (M-221) .......................................................... 12 Tabel 2.3 Spesifikasi gas jual yang di terima oleh PT.PJB dan PT.PGN ............. 28 Tabel 5.1 hasil Analisa pH pada lean glycol dan Reach glycol ............................ 48 Tabel 5.2 hasil Analisi kandungan air pada lean glycol dan rich glycol............... 50 Tabel 5.3 hasil analisis kandungan hidrocarbon pada lean glycol dan rich glycol 51 Tabel 5.4 Hasil Foaming test Pada Lean Glycol dan Rich Glycol........................ 52 Tabel 5.5 hasil Pengukuran kandugan H2S dal msales Gas .................................. 54 Tabel 5.6 Hasil Pengukuran Moisture Content dalam Sales gas .......................... 56 Tabel 5.7 Hasil analisa Moisture Content dalam sales Gas menggunakan Chanscope II Dew Point Tester............................................................................. 57 Tabel 5.8 Hasil Analisa RVP ................................................................................ 58 Tabel 5.9 Hasil analisa BS&W ............................................................................. 60 Tabel 5.10 Hasil Analisa API Gravity .................................................................. 61 Tabel 5.11 Hasil Analisa pour point dan Cloud point Condesate ......................... 62



ix



BAB 1 PENDAHULUAN 1.1. Latar Belakang Indonesia Merupakan salah satu Negara Penghasil Minyak dan Gas bumi terbesar di dunia. Salah satu perusahaan yang menglolah minyak dan gas bumi di indonsia adalh PT. Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore yang memiliki Wilayah Kerja di Bagian barat pulau madura. PT.PHW WMO memiliki dua Platfrom untuk mengelolah minyak bumi yaitu Central Prosecing Platfrom (CPP) dan Poleng Processing Platfrom (PPP). Minyak yang telah di olah dari kedua Platform tersebut akan di Kirim ke Floading Storage Offloading (FSO) kemudian di jual dan di Proses lebih lanjut di Pertamina Refinery Unit. Sedangkan gas alam yang di hasilkan dari CPP maupun PPP di kirimkan ke Onshore Receiving facilty (ORF) melalui Pipa 14’’ dan Pipa 16’’. Proses yang terjadi di ORF adalah Proses dehidrqasi gas yang di Proleh dari Offhore supaya di dapatkan Gas kering (Dry Gas) sesuai dengan Spesifikasi konsumen. Proses dehidrasi gas bertujuan untuk Mengurangi kadar air dalam gas. Air merupakan komponen utama dalam gas yang merugikan proses Produksi. karena dapat membentuk hidrat yang bisa menyumbat maupun memperkecil diameter Pipa. Ada beberapa Metode Yang dapat di gunakan untuk dehidrasi gas dalam Skala industri, yaitu penyerrapan air dalam glycol, Proses Absorsi air oleh solid, dan pendingan langsung. PT. PHE WMO menggunakan Metode Absorbsi dengan glycol, glycol yang di pilih menjadi Absorbsi adalah triethlylene glycol (TEG) TEG yang telah menyerap air dapat di regenerasi kembali sehingga glycol dapat di gunakan kembali pada proses dehidrasi gas. Dan gas yang telah di kontakkan dengan TEG akan menjadi dry gas (gas dengan sedikit kandungan air) dan kemudian di distribusikan ke konsumen. Selain gas Alam, PHE WMO ORF juga dapat menghasilkan condesate, Condesate adalah liquid yang di hasilkan dari proses kondesasi gas alam. Condesate ini terbentuk akibat adanya tekanan tinggi oleh kompresor ketika akan di alirkan ke ORF atau dapat terbentuk akibat adanya kondesasi. Condesate yang 1



di oleh di ORF kemudian di simpan dalam tangki Penampung. Apabila tangkio tersebut telah memenuhi kouta maka akan di aluirkan melaluiu pipa ke pelabuhan kemudian melalui tangker untuk di akngkut ke FSO. Oleh karna itu di lakukan analisa pada glycol untuk mengetahui kwalitas dan efektivitas dari Glycol yang di gunakan dalam proses Produksi. Sales gas (Gas yang di Jual) di lakukan analisa kandungan H2S dan moistrue Sebagai monitoring harian untuk menjaga kwalitas dari gas yang di hasilkan dari PHE WMO . selain analisa Moisture di lakukan jugak analisa Condesate yang di hasilkan dari ORF untuk mengetahui kwalitas condensate serta hal-hal yang menyakut keaman ketika berada dalam Proses tranportasi.



1.2



Permasalahan Permasalah dalm Kerja Praktek ini adalah :



1.



Bagaimana analisa glycol di PT. Pertamina hulu energi west madura offshore..?



2.



Bagaimana analisa H2S dan Moisture Conten yangb terkandung dalam sales Gas di PT. Pertamina hulu energi west madura offshore..?



3.



Bagaimana Anilsa Condensate yang di lakukan di PT. Pertamina hulu energi west madura offshore..?



1.3 Maksud dan Tujuan Maksud



di



laksanakanya



Kerja



Praktek



ini



adalah



untuk



mengimplementasikan ilmu yang di dapat dari banku kuliyah kedalam duniua industri agar tercipta kesesuian antra teori dengan pelaksanaanya di lapangan. Sedangkan Tujuan di laksanakannya kerja Praktek ini adalah : 1.



Untuk memperoleh Pemahaman yang nyata dan Terarah mengenai dunia kerja yang sesungguhnya.



2.



Untuk menumbuhkan dan Menciptaka Polafikir konstruktif dan berwawasan bagi mahasiswa dan dunia kerja.



2



3.



Untuk mewujudkan kepedulian dan Partisipasi industri untuk ikut memberikan kontribusi pada sistenm pendidikan Nasional.



4.



Untuk Mengetahui Analisa-analisa yangdi lakukan PT. Pertamina hulu energi west madura offshore dan mengetahui Produk-Produk yang di hasilkan di PT. Pertamina hulu energi west madura offshore.



3



BAB II TINJAUAN PUSTAKA



2.1



PT. Pertamina Hulu Enrgi Wset Madura Offshore PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Menyelenggarakan usaha hulu di bidang



minyak, gas bumi dan energi lainya. PHE resmi sejak 1 january 2018. Kehadiran perusahaan ini merupakan kosekuensi dari penerapan UU Migas 2001 yang membatasi satu badan usaha hanya boleh menguasai satu wilayah kerja. Selain bertindak sebagai operator melalui badan usaha bersama ( joint Operting Body ) PHE juga memiliki penyertaan usaha dan kepemilikan participating interesbaik didalam maupun di luar negri maupun pola kerja sama dengan pemain migas lainya. Dengan demikian, PHE adalah induk perusahaan yang mengelola participating interest(PI) Pertamina di dalam dan di luar negri. Pada tahun 1967 setelah city service memegang “ Exploration Agrement ’’ di blok west madura offshore, mereka mengebor beberapa sumur exsplorasi. Kemudian pada tahun 1981, oprasi ini selanjutnya di teruskan oleh kontraktor korea, Kodeco Energy. Kodeco Energi resmi menjadi operator block ini dan mengebor tambahan sumur aprpraisal dan delineasi di PSC area. Setelah tahun 1983, tidak ada sumur exsplorasi dibor Pada tahun 1993, pipa jalur gas ke gresik siap digunakan dan di mulai produksi gas dari lapangan KE-5 kemudian pada tahun 1998, kodeco mengaktifkan kembali lapangan poleng. Selanjutnya pada tahun 1999, repsol kemudian YPF bergabung dengan kodeco. Mereka melakukan sismik 3D survey dan procesing. Pada tahun 2000, CNOOC mengambil alih keoemilihan YPF. Terdapat penambahan cadangan yang signifikan yang di konfirmasi menggunakan pengeburan sumur horizontal di poleng. Dilakukan pula upgrade fasilitas produk untuk dapat menampung penambahan produksi. Pada tahun 2002 hinga tahun 2004, di lakukan pengeboran sumur exsplorasi darisana berhasil ditemukanya sumur-sumur baru yaitu KE-6, KE 5-6, KE-23B, KE-30, KE-32KE-40, KE-39, KE-38, KE-54, dan poleng-C. Setelah di temukan sumur sumur baru,terjadi penmbahan cadangan sebesar 176 MMBOE. Pada tahun 4



2003 di lakukan optimasi interpretasi seismik-3D di daerah Madura utara menggunakan metode phase matching analysis, sismic inversion, dan PSDM guna menghilanganadanya efek felocity anomali dan zona dangkal (wonocolo) sehingga di dapatkan peta depth yang akurat. Pada tahun 2005 di lakukan penigkstsn kspsitas FSO ( floating storage offloading) menjadi 600.000 barel minyak. Kapal FSO tersebut dinamakan kapal madura jaya. Kemudian pada tahun 2007, PPP selesay di bangun dan kemudian di dapat di manfaatkan untuk menampung produksi dari lapangan KE-38 yang sangat signifikan dan adanya gas kompresor sangat membantu peningkatan produksi. Gas exspansion project termasuk tambahan pipa jalur gas 16 inch ke ORF ( Onshore Recieving Facilityi) sehingga kapasitas pengiriman gas meningkat dari 100 MMSCFD (Million Matric Standart Cubic Feet per Day ) menjadi 250 MMSCFD. Pada tahun 2009 sehingga 2010, dilakukan pengembangan lapangan KE-38 dan hal ini menjadi sukses yang luar biasa. Rencana di lakukan pengembangan terhadap 5 sumur yang di bor dari platfom monopod, ahirnya terealisasi menjadi 16 sumur, hal ini menjadi pendorong utama terpecahkan rekor produski minyak tertingi pada 5 Agustus 2010 menjadi 31,545 BOPD (Barell Oil Per day), dan juga merupakan rekor produksi gabungan minyak dan gas menjadi 65,351 BOPD padi hari



yang sama. Pada tahun 2010,kompresor di PPP sudah terpasang untuk



meningkatkan volume dan tekanan pengiriman di gaske ORF Gresik. Pada tahun 2011, PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore, (PHE WMO) mengambil alih tugas yang di lakukan dulunya oleh kodeco energi, Ltd padatanggal 7 mei 2011. PHE WMO resmi menjadi operator lapangan minyak dan gas bumi di madura barat dengan perjanjian pengolahan sampai tahun 2031. Dengan beralihnya pengolahan ini, PHE WMO tertantang untuk mempertahankan produksi yang trlah ada secara dan secara terencana terus mengadakan perbaikan di segala ini untuk dapat mencapai produksi yang telah di targetkan oleh Pertamina Hulu Energi. Pada tahun ini juga, di mulai penambahan pengeboran sumur pada platfom yang ada. Kemudian juga di lakukan percepatan proses pengadaan platfom KE-54, KE-39, KE-40, KE-38B yang akan di pergunakan di tahun 2012 selanjutnya di akui oleh pihak Pertamina, penanamaan di ubah menjadi PHE.



5



Pada tahun 2012, di lakukan peresmian FSO Abherka milik pertamina oleh ibu karen Agustiawan selaku Direktur Utama Pertamina (persero) yang di lakukan oleh bapak R. Priyono selaku kepala BP Migas sebagai tanda dimulai penggunaan PSO di PHE WMO



2.2 Sejarah PT. Pertamina Hulu Energi West madura Offshore 1967 : Cities Service Menandatangani “ Exploration Agreemant” di area ini dan kemudian melakukan pengeboran beberapa sumur eksplorasi. 1981



: Kodeco Energi resmi menjadi oprator block ini dan mengebor tambahan sumur appraisal dan deliniasi di PSC area. Setelah 1983 tidak ada pengeboran eksplorasi.



1993



: Pipa jalur gas ke gresik siap di gunakan dan mulai di lakukan produksi gas pada lapangan KE-5, 198 Kodeco Mengaftikan kembali lapngan poleng.



1999



: Repsol yang di susul oleh YPF bermitra dengan kodeco.



2000



: CNOOC mengambil alih kepemilikan YPF, pada priode tersebut terdapat penambahan cadangan yang signifikan yang di konfirmasi menggunakan pengeboran sumur horizontal di poleng. Di lakukan upgrade fasilitas produksi untuk dapat menampung penambahan produksi.



2011



: PHE resmi menjadi oprator di lapangan west madura offshore sampai pada tahun 2031. Mempercepat proses lapangan KE-54, KE-39, KE40, KE-388.



2.3 Managament PT. PHE WMO 2.3.1 Profile Perusahaan Nama Perusahaan : PT. Pertamina Hulu energi West madura Offshore Alamat



: Jl. Amak Khasim, Desa Sidorukun Gresik ( 61121) Jawa Timur, Indonesia.



Nomor Telepon



: +62 31 2963 9100



Nomor Fax



: +62 31 2963 9109



6



Bidang Usaha



: Eksplorasi dan Produksi Mijnyak dan Gas Bumi.



Penanggung jawab



: Kuncoro Kukuh



Jabatan



: Senior Executive VP & General Manager



2.3.2 Visi dan Misi Perusahaan Visi : Menjadi Perusahaan Minyak dan Gas Bumi Kelas Dunia Misi : Melaksanakan Pengelolahan dan Portofolio usaha sektor hulu minyak dan gas bumi secara perofesional dan budaya laba tinggi serta memberikan nilai tambah bagi steakeholder. 2.3.3 Logo Perusahaan



Gambar 2.1 Logo PHE WMO Elemen logo yang berbetuk huruf “P” merupak reperentasi dari bentuk panah yang menggambarkan perusahaan yang bergerak maju dan perogresif, warna yang mencolok menujkan langkah be3sar yang di ambil dari perusahaan dan aspirasi persahaan akan mas depan yang lebih positif, moderen dan dinamis. Warna Biru



: Dapat di andalkan, dipercaya, dan bertanggung jawab



Warna Hijau



: Sumberdaya enrgi yang berwawasan lingkungan



Warna Merah



: Kerja Keras, berani, berni dalm menghadapi berbagai macam tantangan.



7



2.4 Steruktur Organisasi PT.Pertamina Hulu Energi West Mdura Offshore di dampingi oleh jajaran Manajemen yang berpusat di jakarta Kuncoro kukuh Sebagai President Directur.



General Manager Kuncoro kukuh Legal Manager Rizal Rukhaidan



VP Exsploration & Exsploitation



VP Finance & Performance



VP Drlling & Well Service



Vacant



Iswantorio



Erwindo Tanjung



Project Manager



VP Opration



Hartono



Ani Surakhman



VP HR & Relations



VP HSSE



Vacant



TP Pasaribu



Audit Manager



VP SCM



Masni



Afandi Faried



Gambar 2.2 Struktur Organisasi 2.5 Tata Letak Lokasi Lokasi kegiatan operasional migas PT. PHE WMO terletak di sebelah barat daya pulai madura. Tepatnya berada di blok West Madura Offshore di pantai utara madura dengan jarak garis pantai sekitar 40 km ke arah utara dengan kedalam laut sekitar 50 m. Lokasi pengembangan lapangan migas ini hampir terletak antara pulau bawean tetapi lebih dekat dengan pulau madura yang berjarak sekitar 35 km. Saat ini PT. PHE WMO memiliki fasilitas fasilitas operasi yang terdiri dari 22 anjungan, 21 pipeline, dan 1 FSO (floating stroage Offlosding) 1 MOPU (Mobile Onshore Production Unit ) 1 power barge. PT PHE WMO juga memiliki fasilitas Onshore reciving



Facility Fasilitas ini terletak di jalan amak kasim, Desa



Sidorukon, Gresik, Jawa Timur



8



Gambar 2.3 Layout Field Produksi PT. PHE WMO 2.6 Penghargaan PT Pertamina hulu energi west madura offshore telah mendapatkan beberapa penghargaan dan sertifikasi terkait dengan keselamatan kerja, Kesehtan dan pengelolahaan yang telah diraih yaitu : 



Proper (Program Penilaian Peringkat Kinerja Perusahaan Dalam Dalam Pengelolahaan Lingkungan Hidup Tahun 2007-2008).







Proper (Program Penilaian Peringkat Kinerja Perusahaan Dalam Dalam Pengelolahaan Lingkungan Hidup Tahun 2008-2009). Peringkat Hijau







Proper (Program Penilaian Peringkat Kinerja Perusahaan Dalam Dalam Pengelolahaan Lingkungan Hidup Tahun 2009-2010). Peringkat Hijau







Proper (Program Penilaian Peringkat Kinerja Perusahaan Dalam Dalam Pengelolahaan Lingkungan Hidup Tahun 2010-2011). Peringkat Hijau







ISO 1400:2004 tentang sitem manajeman lingkukagan oleh PT. SGS Societe Generale de Survellience SA system & Service, Switzerland Indonesia Periode tahun 2008-2011.



9







ISO 1400:2004 tentang sitem manajeman lingkukagan oleh PT. SGS Societe Generale de Survellience SA system & Service, Switzerland Indonesia Periode tahun 2011-2014.







ISO 1400:2007 tentang sitem manajeman lingkukagan oleh PT. SGS Societe Generale de Survellience SA system & Service, Switzerland Indonesia Periode tahun 2010-2014.







Penghargaan kantor Pemberdayaan masyarakat kabupaten gresik dalam pembangunan dan pemberdayaan usaha industri Mikro, kecil dan menegah (UMKM) pada Mei 2012.







Penghargaan lingkungan tingkat kabupaten di taghun 2012 dan 10 beasar penghargaan kampung bersih se kabupaten Grsik.







Anugrah gelar kerja pemberdayaan masyarakat (GKMP) Award 2012 oleh kementrian kordinator bidang kesejahteraan Rakyat.







Penghargaan Petra Adhikarya bumi mulya dari PT. Pertamina (PERSERO) pada tahun 2013.







Penghargaan Sondo CSR awal untuk aktifitas tanggung jawab sosial perusahaan pada tahun 2013.







Penghargaa Industri Peace Awal 2013 tentang membentuk hubungan harmini industri dan kingkungan perusahaan yang dinamis.







PROPER



(Program penilaian Peringkat kerja perusahaan dalam



pengelolahan lingkungan hidup tahun 2013-2014 peringkat hijau. 



Penghargaan taatbirawa dari pemerintah kabupaten Gresik tahun 2014.







SKK migas Award untuk penghargaan kinerja terbaik dari manajemen keuangan dan kepatuhan 2014.







Kementrian Kordinator Prekonomian Award – Mendukung Tranparansi Industri Ekstraktif oleh mengambil bagian dalam EITI melaporkan 20102011, dan membuaat indonesia negara EITI – Complaint pada2014.







Penghargaan MURI – Gudang Logistik Pertama di bidang Oil



& Gas



Industry yang berhasil Melaksanakan ISO 9001 : 2008 



Tata Birawa Award – Laporan pelaksanaan Dukumen Lingkungan Periode 2013.



10







Penghargaan atas Pelaporan pengelolaan lingkungan hidup dan (Oerovinsi Jawa Timur tahun 2014.







PROPER (Program Penilaian Peringkat Kinerja Perusahaan dalam Mengelola Lingkungan hidup tahun 2014-2015 Peringkat hijau.







PSC – Best Report di indopnesia SCM Summit 2015







ISO 9001: 2008 – Penghadaan barang dan jasa untuk mendukung minyak da gas bumi.







CSS Coustener Award 2015- The Most Challenging Custemer







GMPM choise 2015- Perogram Pendidikan tanam Mangruf.







Penghargaan Patra Nirbaya Karya madya – Pencapaian hingga 5.000.000. jam aman kerja.







Penghargaan SKK migas – Manajemen terbaik dan efiseien bahan bakar di kelautan dan transportasi dan Opersasi.







SKK Migas Award – Kinerja HSE Terbaik di tahun 2014.







Penghargaan adikrya Bumi Madtya – Keberhasilan dalam Mengelola keselamatan, kesehatan, dan perlindungan lingkungan (K3LL).







ISRS7 – Level 4 Prestasi oleh DNV- GL







Penghargaa Muri – Perusahaan Minyak dan Gas buumi Pertama yang satusatunya berhasil Menerapkan ISO 14064 Mengenai Gas Rumah Kaca.







Penghargaan Kementrian Energi dan Smuber daya mineral – The Most Comply PCS’S in Submiting Lifting data in the Calculation of 2015 Oil & Gas Profil Sharing Fund.



11



2.7 Fasilitas Produksi 2.7.1 Pig Recceiver Pig Recceiver berfungsi untuk menerima pengotor dari gas yang akan di proses dengan mengumpulkan kotoran yang terbawa pada saaat proses Pigging. Proses Pigging dari Incoming From CPP Pipa 14’’ masuk ke Pig Recciever (M201) dan Proses Pigging untuk gas yang melalui Incoming from Pipa 16’’ Masuk ke Pig Recceiver (M-221). Tabel 2.1 Parameter Pig Receiver (M-201) Parameter



Rancangan



Operasi



Tekanan



960 Psi



450 psig



Suhu



100˚F



75˚F



Tabel 2. 2 Parameter Pig Receiver (M-221) Parameter



Rancangan



Operasi



Tekanan



960 Psi



450 psig



Suhu



100˚F



75˚F



Gambar 2.4 Pig Receiver Ukuran



18’- 0” (ID) x 0” (T/T)



12



2.7.2 Slug Catcher Slug Catcher (M-205) adalah Separtor horizontal 2 fasa, untuk menangkap ngoncangan aliran Liquid atau gas dari CPP dan/atau PPP untuk mencegah terjadinya Slugging. Slug Catcher (M-205) di rangcang sedikit miring ketempat yang lebih rendah, sementra gas yang memiliki berat jenis yang ringan akan naik keatas. Slug Catcher di rancang memiliki ukuran yang panjang agar aliran gas dari turbulance dapat memiliki waktu yang cukup untuk menjadi lebih stabil. Tekanan design Besar 860 psia pada suhu 100˚F tekan oprasi 400 psia pada suhu 75˚F.PSV set @860 psig. Selain itu Slug cathcer berfungsi untuk Condesnsate atau kotoran yang mungkin masih terdapat dalm gas yang mengalir dalm pipa. Pada saat pengiriman gas melalui pipa bawah laut dari CPP dan PPP menuju ORF bisa terjadi kondsasi pada gas yang di sebabkan Pada Terpratur gas dan lingkungan laut sehingga gas bercampur dengan cairan. Selain itu Slug Catcher uga berfungsi menangkap cairan yang mungkin bercampur di dalm gas supaya tidak menganggu prose selanjutnuya. Gas yang keluar dari bejana ini di alirkan ke Gas Scrubber (V-202) untuk pemerosesan selanjutnya sementra Liquid di alirkan ke Condesate Flsh Drum. Slug Catcher yang adas di ORF hanya menerima dari CPP, sedangakn gas yang dari PPP langsung ke Gas Scrubaber (V-222).



Gambar 2.5 Slug Catcher (V-502)



13



Gas Scuber (V-202) Gas Scruber (V-202) terdapat ORF 1 (satu) fasa yang berbentuk horizontal. Terapat gas dan liquid di dalam gas Scuber. Gas yang keluar dari Scuber di alirkan ke glycol contractor (V-222) atau di kirim langsung ke konsumen setelah di cvampur dengan gas yang keluar dari glycoll Contactor (V-231). Sedangkan Liquid yang di kirm ke Condesate flsh Drum (V-207) Gas Scuber edi rangcang dengan takanan 450 psi. Pada suhuh 100˚F dan tekan operasi 230 psi dengan suhu operasi 66˚F.



Gambar 2.6 Gas Scubber (V-202) Gas Scrubber (V-222) Gas Scrubber (V-222) Terdapat ORF fasa 3 yang berbentuk Vertikal. Fungsing uuntuk memisahkan liquid yang terrbawa oleh gas yang datang dari PPP. Terdapat gas dan Liquid dalam Gas Scrubber. Ga yang keluar dari Scrubber di alirkan ke glycool Contactor (V-231) dan edi kirimkan ke konsumer langsung ssetelah di campur dengan gas yang keluar dari glycool contactor (V-211). Sedangkan Liquid di alirkan ke flash drum (V-207). Gas Scurbeer di rancang dengan tekanan 650 psig pada suhu 200˚F dan tekasna operasi 400 psig dengan suhu operasi85˚F.



14



Gambar 2.7 Gas Scubber (V-202) 2.7.4 Glycol Contactor Glycol Contactor menerima gas dari gas Scrubber (V-202). Glycol Contactor di rancang untuk mencerap kandungan aiar atau uap yang berda di dalam gas alam dengan menyentuhkan TEG (Triethyline glycol) pada gas yang mengandung air atau uap air. Sedangkan dry gas yang keluar dari Glycol contactor di kirimkan ke pelanggan (PJB dan PGN). Pada ORF terdapat dua buah Glycol Contactor yaitu; Glycol Contactor (V-211) dan (TGRS 1) Dari Gas Scrubber (V-203) Gas yang keluar di alirkan ke glycol Contactor (V-211). Gas yang keluar dari Glycol Contactor (V-211) di kirim ke konsumen setelah di campur dengan gas yang kering dari Glycol Contactor (V-203). Glycol Contactor di rancang dengna tekanan 450 psig pada suhu 100˚F dan tekanan operasi 320 psig dengan suhu operasi 66˚F, kapsitas Glycol Contactor (V-211) sebesar 50 MMscfd gas.



15



Gambar 2.8 Glycol Contactor (V-211) Glycol Contactor (V-231) dan (TGRS 2) Dari gas Scrubber (V-203) gas yang keluar di lirkan ke glycol contactor (V231). Gas yang keluar dari glycol Contactor (V-231). Glycol Contactor di rancang dengan tekaan 650 psig dengan suhu operasi 85˚F, kapasitas glycol Contactor (V2310 sebesar 200 MMscfd gas.



Gambar 2 9 Glycol Contactor (V-231)



16



2.7.5 TEG Regeneration Unit (TGRS) TEG Regeneration Unit (TGRS) berfungsi sebagai regenrasi Absorben pada glycol contactor, yaiut TEG. TEG yang telah di contakkan dengna wet gas akan mengandung banyak air dan sedikit hidrocarbon sehungga sehungga di Sebut Rich gvlycol TEG. Agr bisa di gunakan kembali dalam poroses dehidrasi maka TEG harus diregenarasi. Peraltan yangb di gunakan dalam proses regenarasi Glycol terdiri dari : Still Colomn,tube heat exhanger,glycol flsh drum, Cadtridge Filter, the heat Axchanger, reboiler, surge tank, shell heat exchanger, dan glycol pump, totqal kapasitas TGRS adalah 250 MMscfd. Pasda ORF terdapat 2 buah TGRS yaitu ; TGRS -1 TGRS 1 merupaka instyalasi yang lama dimana kapasitasnya hanya 50 MMscfd.



Gambar 2. 6 Gas Scubber (V-202)



Gambar 2.10 TGRS 1 TGRS -2 TGRS 2 merupaka instyalasi baru dimanauntuk menambah kapasitas, TRGS 2 ini mempunyai kapasitas 220 MMscfd.



17



Gambar 2.11TGRS 2



a) Preheater Preheater pada system TGRS berupa satu reflux coil, dua double pipe heat exchanger lean-rich glycol sdan satu double pipe heat exchanger gas/lean glycol. Preheater di gunakan untuk meningkatan dari rich glycol secara bertahan karena suhu untuk regenarasi untuk reboiler sekitar 3967˚F Selain itu reflux coil juga bisa berfungsi sebagai kontrol suhu agar TEG yang sedagn di panaskan di reboiler tidak ikut menguap bersama air sehingga dapat meminimalisir pnggunaan TEG, pada lean –rich glycol heat exchanger yang pertama, rich glycol dipansi oleh lean glycol hingga mencapai suhu sekitar 140-175˚F. Glycol heat exchanger di gunakan untuk mengurangi viskositas rich glycol sehingga dapt mempermudah process separasi pada glycol Flsh Drum. Pada lean gylcol heat exchanger yang kedua, rich glycol di panasi oleh lean glycol hingga suhu 24-275˚F yang di gunakan untuk mengurangi penggunaan enrgy padaboiler. Selain itu alat ini di gunakan mendinginkan lean glycol yang telah di regenarasi untuk mengurangi suhu dari lean glycol maka daya absorsi dari lean glycol akan lebih optimum serta mengurangi kemungkinan adanya TEG yang hilang terbawa dry gas.



18



b) Glycol flash drum Glycol flash drum adalh separator dua fasa degan retention time 5-10 menit untuk mencegah terjadinya kelebihan hidrocarbon yang memeasuki regenrasi dimana larutan glycol akan di Flash off. Fungsi dari glycol flash drum adalah untuk memisahkan gas dan liquid (air,kondesat,dan rich glycol). Perinsip kerja lat ini berdasarkan densitas masing-masing zat dimana gas yang paling ringan akan naik ke atas. Sedangkan rich TEG. Condesate, dan sedikit air yang massa jenisnya lebih tinggi akan turun kebawah. Wire (Semacam Sekat) salah satu peralatan dalam Glycol flash Drum yang berfungsi untuk memisahkan Condesat dan TEG. TEG yang memilki berat jenis lebih besar akan mengendap ke bawah dan condesate kan mengapung keatas. Jika level liquid lebih tinggi dari wire, Condesate akan mengalir melewati Wire,Rich glycol akan mengalir ke Carchool Filter untuk proses regenerasi selanjutnya. Condesate dialairkan ke flash drum (V-207) dan gas mengalir ke KO drum (V-204) Glycol Flash drum di rancang degan tekan 150 psig pada suhu 300˚F dan tekana operasi 50 psig dengan suhu operasi 170˚F. c) Carchoal (F-202) Carchoal filter di gunakan untuk mengabsorb condesate yang masih terkandung dalam rich glycol, setelah tiu condensate yang telah di pisahakan dilairkan keflash drum V-20, sedagnakn rich glycol dilairkan menuju reboiler. d) Fine filter (F-201) A/B Fine Filter berfungsi sebagai penyaring solid-solid yang mungkin ada akibat kotoranya larutan larutan. Aalt ini di rancang untuk dapat menyaring solid yang lebih besar dari lima micron. Kandungan padatan dalam glycol harus dijaga di bawah 0,01% dengan berat 100 ppm untuk mencegah kerusakan pompa, hot exchanger tersumbat, mengotori contactor, foaming /busa dan hot spot pada fire tube. Rich glycol setelah di saring aakn dialirkan menuju reboiler. e) Reboiler Reboiler Perinsip kerja reboiler sama dengan proses destilasi diman zat dengan titik didih lebih rendah akan menguap terlebih dahulu.. titik didh rich glycol dan titik didih besar air 404˚F dan 212˚F. Ricg glycol akan di panaskan pada alat ini



19



hingga mencapai 396˚F dimna air yang terkandung di dalamnya akak menguap terlebih dahulu. Alalt pemanasan tersebut adalah bunner, bunner meemiliki skala pembakar, yaitu main bunner memilki dua skala pembakakr, yaitu main dan skala pilot. Untuk TEG yang sedikit mengandung air (lean glycol) di alirkan ke Surge tank. f) Surge tank Surge tank berfungsi untuk menstabilkan aliran dari lean glycol. Sealin itu, surge tank merupakan tanki untuk mengumpulkan lean glycol sebelem di alirkan lebih lanjut. Setelah dari surge tank, lean glycol di alirkan ke Heat excanger dua kali (E-214B) untuk menindikan lean glycol hingga suhu 160-175˚F dan suhu operasi pada pompa sirkulasi TEG sekitar 179,7˚F, setelah dari lean/rich glycol heat exhcanger, lean glycol dipompa menuju TEG contactor. Sebelum di masukkan ke TEG contactor, lean glycol masuk gas/glcyol heat exhanger untuk di dinginkan kembali. g) Flare Pembuangan gas tidak langsung di buang ke atmosfir karena gas tersebut bisa membentuk gas glycol yang bersifat flambbole dan kersanigonetik apalagi pada saat malam hari, densitas gas lebih berat karena suuh udara yang lebih dingin sehingga gas teersebut akan lebih berkumpul di darat. Apalagi saat terkena petir maupun percikan api maka dapt dengan mudah terbakar. Flare adalh pembakaran gas liar. Elevated flare digunakan untuk kapsitas flowrate yang tinggi, elefated flare berbetuk seperti tower. Berdasarkan, elevated flare terbagi menjadi dua yaitu high pressure dan low pressure ground flare untuk kapasitas flowrate yng rendah, grounf flare biasayna di sebut : Broun pit (open groun flare), Tidak memiliki tower seperti halnya elevates flare, sehingga api membumbung di atas tanah. System burn pit seperti ini sangat berbahaya bagi warga dan warga sekitar karena apabila terjadi pembakaran tidak sempurna akan



20



menghasilkan gas CO2 dan bau, maka dari itu PHE WMO Melakukan penggatian system Burn pit ini dengan sistem yang tertutup seperti grround flare. Insside ground flare, ground flare yangtertutup akan lebih aman.



Gambar 2.12 Flare 2.8. Condesate Flare Drum Flash drum (V-207) adalh sepaarator dua fasa, yng menerima liquid (minyak/air) dari slug catcher (M-205). Gas Srubber (V-202) serta Glycol Contactor (V-211), gas yang keluar dari falsh drum dialirkan ke fluid gas scrubber (V-205), dan liquid nya di alirkan melalui condesate heat exchanger (E-206). Condesate exchangher (E-201), Degasser (V-203) sebelum di pindahkan ke condesate tank (T-201) A dan B. Condensate flash drum di rancang dengan tekanan 170 psi pada suhu 100˚F dan tekanan operasi 100 psig dengan suhu operasi 64˚F, kapasitas gas 0,3 MMscfd, dan liquid 250 BOPD.



Gambar 2.13 Condesate Flash Drum



21



2.8.1 Condesate Heat exchanger (E-206) Sebeum di pompa ke tanki penyimpanan, condesate di paanaskan di dalam exchanger yang memilkik rancangan bagnuan tekan shell dan tube 170 psig pada 200˚F. Tekan operaasi yang masuk ke shell adalah 100 psig pada 640˚F dan yang keluar dari shell adalah 93 psi pada suhu 105 ˚F, untuk masuk ke tube adalah 30 psig pada 1350˚F dan keluaradri tube adalah 25 psig pada 85˚F. Condesate heat exchanger ini memiliki kapsitas 0,5 MMBTU/day.



Gambar 2. 14 Condesate heat exchanger 2.8.2 Condensate Heater (E-201) Condesate heater (E-201) bekerja sebagai pemanas condesate yang masuk. Selain itu fungsinya untuk menstabilkan condesate. Air yang masih terbawa dalam condesate akan di panaskan samapai air menguap, alat ini bekerja pada suhu 174195˚F pada tekanan 23 psi.



Gambar 2.15 Condesate Heater



22



2.8.3 Degesser (V-203) Degesser (V-203) adalah separator horizontal dua fasa, yang di rancang untuk memisahkan gas yang masih terkandung di dalam minyak, Degesser (V-203) di rancang dengan tekanan 50 psi pada suhu 200˚F dan tekana opresi 5 psi dengan suhu operasi 136˚F, kapasitas gas 0,75 MMscfd, dan 2% water 2500 BOPD.



Gambar 2.16 Degesser



2.8.4 Condensate transfer pump (P-203 A/B Pompa (P-203 A/B ) di gunakan untguk memompakan condesate menuju Condesate tank (T-201 A/B)



Gambar 2 17 Condesate Transfer Pump



2.8.5 Condesate Tank (T-201 A/B) Condesate tank (T-201 A/B ) berfungsi untuk menyimpan condesate yang di terima dari poleng dan KE-5 setelah di peroses ORF plant. Kapasitas tanki adalah 1000bbl/1 tank. PSV di set pada 1.73 inch H2O atau 0.86 inch H2O.



23



Gambar 2.18 Condesate Tank 2.9 Metring Gas Dalam proses pengukuran gas ada beberapa parameter antra lain: gas pressure (psi), gas temprature (derajat ˚F), Flowrate (MMscf), dan Energy Flowrate (MMBTU), Scf (Standart Cubic feet), merupakakn suatu volume untuk mrngetahui besar aliran gas yang mengaliri, sedangakn BTU (British Termal Unit) meruapak sdatuan lain dari energi yang di pakaki untuk mernentukan beberapa besar paans (kalor), dari gas tersebut yang di jual ke konsumen. Sedasngkan MM meruapakan angka romawi yang berarti Satujuta , yang mana fungsinya hanya untuk menyederhanakan nilai dari kedua parameter tersebut.



Gambar 2.19 Gas Matering



24



2.10 Flare KO Drum (V-204) Flare KO Drum (V-204) berfungsi untuk memisahkan gas dengan Condesate sebelum masuk ke flare System dan membatasi cairan yang di alirkan ke flare system.



Gambar 2.20 Flare KO Drum



2.10.1 HP KO Drum (V-232) HP KO Drum (V-232) di rancang untuk memisahkan cairan condesate, yang di lepas dan terkumpul dan membatasi jumlah cairan yang di alirkan ke Flare Trip.



Gambar 2.21 HP KO Drum (V-232)



2.10.2 HP KO Pump (P-232) HP KO Pump (P-232) di rancang untuk mentransfer Condesate dari HP KO Pump (P-232 menuju Closed Drain API Skimmer.



25



Gambar 2.22 HP KO Pump (P-232) 2.10.3 Flare KO Condesate Pump Flare KO Condesate Pump di gunakan untuk memompakan Condesate menjuju Sistem Flareing. 2.10.4 Flare System Package (U-200) Flare System Package untuk embakar gas buangan, Flare Sytem Package untuk embakar gas buangan di ketinggian ujntuk memastikan Fluks radiasi panas di permukaan tanah saat operasi masih di dalam batas yang di ijinkan untuk menghindari akibat tidak aman pada operator, peralatan dan lingkungan. 2.10.5 Fire water Pump (P-210 A/B) Flare water Pump (P-210 A/B) Berfungsi untuk memompa air dari kolam penyimpanan fire water menuju hydrat. 2.10.6 Well water Pump Well water pump di rancang untuk Memopa air yagn bersal dari tangki penyimpanan air untuk sanitasi. 2.10.7 Diesel Stroge tank (T-202) Diesel Stroge tank (T-202) di gunaka untuk menyimpan Diesel yang akan di gunakan untuk peralatan yang menggunakan bahan bakar diesel. dan sebagai bahan bakar cadangan apabila terjadi Problem pemadaan listrik. 2.10.8 Diesel Transfer Pump (P-204) Diesel Transfer Pump (P-204) di gunaikan untuk mentranfser diesel dari Storege tank (T-202) ke fasilata Penggunak Diesel.



26



2.10.9 Utilly Air Reciever (V-208) Utilly Air Reciever (V-208) berfungsi untuk menampung udara dari dryer pacbage pada air sytem. 2.10.10 Brun Pit (M-203) Brun Pit di rancang sebagai tempat pembakaran uap air hasil genrasi TEG.



Gambar 2.23 Brun Pit 2.10.11 Slop Oil Pump Slop Oil Pump di gunakan untuk memompa Condesate dari API Skimer ke vassel (V-207) pada proses Condesate Proses Line. 2.10.12 API Skimmer API Skimmer berfungsi sebagai tempat penampung liquid berupa m,inyask dan air yang terkandung pada gas Selama proses pengeringan gas.



2.11 Produk PT. PHE WMO 2.11.1 Sales Gas PT. Pertamina Hulu Energi WMO menghasilkan produk berupa sales gas, minyak dan kondensat. Produk sales gas di jual kepada konsumen. Konsumen tersebut adalah PT . PJB, PT. PGN dan PT. MKS. Berikut ni merupakan kapasitas produkgas dari ORF PT. PHE WMO selama 4 tahun terahir:



27



Tabel 2.3 Spesifikasi gas jual yang di terima oleh PT.PJB dan PT.PGN Parameter



Distribusi Penjual PT. PJB



PT. PGN



Metana



84.4514



85.1759



Etana



6.1401



6.0898



Propana



4.3339



4.2909



1-Butana



1.0538



1.0596



n-Butana



1.2762



1.2207



1-Pentana



0.4402



0.4592



N-Pentana



0.3120



0.3196



C6



0.3616



0.1963



CO2



1.0211



0.4520



Heating Value



1.197.414 BTU/Scf



1.196.941 BTU/Scf



Komposisi (% mole)



2.11.2 Minyak Minyak yang di hasilkan dari pertamina Hulu Energi WMO ini diperoleh dari anjungan minyak bumi di offshore. Minyak yang di hasilkan masih berupa crude oil,



Minyak atau crude oil di tampung di FSO abherka. Saat sudah



memenuhin kouta, minyak ini akan di kirim ke unit pertamina bagian refinery proses ini disebut lifting. 2.11.3 Condesate Condensat yang di hasilkan merupaakan produk samping dari onshore Recifing Facility (ORF) PT. Pertamina Hulu Energi WMO, jumlah condensate yang di hasilkan dari ORF PT. Pertamina Hulu Energi WMO ini sangat sedikit sehingga di tampung terlebih dahulu di condensate tank. Jika sudah penuh, akan di alirkan melalui pipa menuju pelabuhan. Disana sudah ada kapal penerimaan untuk di kirim ke FSO Abherka.



28



2.12 Kesehatan dan keselamatan Kerja PT Pertamina Hulu Energi WMO adalah persahaan minyak dan gas bummi yang dalam mencapai tujuanya berkomitmen untuk melindungi setiap pekerja, aset perusahaan, ligkungan , serta komonitas sekitarnya dan potens bahaya terkait dngan operasi perusahaan. Komitmen tersebut di tuangkan dalam bentuk kebijakan kesehatan, lindungan lingkungan dan pengamanan (K3LLP) karena itu, PT PHE WMO bersungguh-sungguh untuk hal-hal berikut ini. Oleh karena itu PT.PHE WMO Berkometen untuk : Mematuhi peraturan perundang-undang K3LLP berikut standart persyaratan lain yang belaku untuk mencapai kinerja K3LLP yang membanggakan. Menjadikan aspek K3LLP Sebagai salah satu ukuran kinerja perusahaan Mengelola kesetan pekerja dan lingkungan kerja PT PHE WMO secara optimal untuk mencapai derjat kesehatan tertinggi melalui peningkatan promosi dan proteksi kesehatan kerja, pencegahan penyakit akibat kerja dan pemantau kesehatan pekerja secara berkesenimbangan. Emastikan potensi bahaya telah teidenfikasi dan menjamin system pengendalian bahaya yang sesuai telah tersedia ,berfungsi baik, dan memenuhi standart. Mengendalikan semua kegiatan yang di lakkan melalui penerapan control of work dan contractor health safety Evironmental Management system (CHSEMS) Memastikan pekerja yang terlibat telah mempunai kopetensi K3LLP yang sesuai Mendukung keberlanjutan lingkungan (evironmentall sustainibility) melalui progam konservasi air, peengolahan kualitas udara, pengolahan limbah,efiiensi energi, dan keanekaragaman hayati di sekitar lingkungan operasi perusahaan. Memastikan lingkunganh kerja yang aman kepada karyawan,kontraktor, kegiatan operasi dan asetnya di wilayah kerja PT PHE WMO agar terlindung dari resiko keamanan yang di akibatkan oleh tindak kriminal



29



Melaksanakan tanggung jawab sosial dan lingkungan serta menjaga hubungan yang harmonis dan berkelanjutan dengan limgkungan sekitar dan para steak holder. PT.PHE WMO sangant mengutamakan keselamatan kerja dari



setiap



pekerjaannya, oleh karena itu PT.PHE WMO menerapkan Control Off Work (CoW) Untuk segala jenis pekerjaan. Contro of Work di harpkan agar semua pekerjaan yang di lakuan dapat di laksanakan dengan aman dan Terencana bagi pekerja maupun lingkungan. Tjuan dari Control Of Work (CoW) adalah sebagai berikut : 1) Memastikan Bahwa Pekerjaan di lakukan dengan Aman 2) Menceah terjadinya kecelakaan kerja 3) Meningkatkan Efisien dan Produktifitas kerja dengan perencanaan yang terstruktur. 4) Membentuk budaya yang mendukung Continual Improvemant Perinsip kerja Control Of Work (CoW) adalah sebagai berilkut ; 1) Pekrjaan tidak akan di mulai dan di laksanakan sebelum kajian resiko dibuat dan diskusikan oleh tiom pelaksana 2) Pekerjaan hanya boleh di lakukan oleh pelakasana berkompeten dan di latih untuk pekrjaan tersebut secara Spesifik. 3) Alat pelindung diri harus di pakai sesuai dengan resiko pekerjaan atau sesuai dengan ketentuan minimum dari perusahaan. 4) Tanggap darurat harus di buat dan di coba sesuai dengan kajian resiko kecelakaan yang mungkin terjadi. 5) Selalu upayakn sosialisasi untuk berani menghentikan pekerjaan yang tidak aman dan laporkan setiap kecelakaan sekecil apapun. Dalam Melaksanakan Ocntro of Work (CoW), terdapat bagan organisasi yang di terapkan secara bersamaan setiap paginya pada Routine Copntrol of Work meeting.



30



Gambar 2.24 Struktur Control Of Work (CoW)



31



BAB III PROSES PROSUKSI 3.1 Peroses Produksi ORF (Onshore Receiving Unit) merupakan fasilitas Produksi untuk mengolah gas dari offshore yang berasal dari area poleng dan PHE/KE-5 melalui pipa 14’’ dari CPP dan 16’’ dari PPP. yang terletak di desa sidorukun Gresik, yang memilki Sistem pemisahaan fasa Fluida, Compressing gas, serta treatmant awal seperti Injeksi H2S Scevenger untuk mengurangi kandungan H2S pada gas. Kemudian gas yang sudah semi-oleh ini dikirim munuju ORF. ORF sendiri terdiriatas lima inti unit pengolahan yaitu dengan reciving unit, gas dehydration system, Glycol Contactor, dan condensate proscess, Gas kemudian di proses ORF (Onshore Receiving Unit) untuk menghasilkan dray gas yang akan di jual kepelanggan. ORF hanya melakukan pengelolahan produksi dehydration suystem dan proses Condensate. Proses di ORF menghaasilkan gas dan Condensate, gas di produksi dengan mengontakkan TEG (Triethyline Glycol) dengan gas yang bersal dari offhore atau gas yang banyak mengandung banyak uap air, sedangakn untuk Condensate dui tampung sementra di dalam tangki penampungan sebelum dei distribusikan. TEG yangb telah di gunakan untguk mengikat uap air dalam gas kemudian diregenarasi kembali ke dalam TGRS.



3.2 Dehidrasi Gas Proses Dehidrasi gas bertujuan untuk menghilangkan kandungan uap air pada gas, pemisahaan kandungan air selain mencegah korosi juga mencegah pembentukan senyawa hedrate dan memaksimalkan efisiensi aliran dari pipa. Gas alam yang bersal dari Offshore (Area Poleng dan PHE-5) masuk ke ORF melalui Pipa 14” dari CPP dan 16” dari PPP. Gas tersebut kemudian di terima oleh Pig receiver untuk menghilangkan mengotor dari gas yang masuk dan mengumpulkan pengotor dari prosess pigging. Proses piggingh yang melalui Pipa 14’’ masuk ke Pig receiver (M-221) dan proses Plaging masuk pada pipa masuk ke Pig receiver (M-201). Gas yang telah melalui proses Piging kemudian di alirkan Ke



32



Slug chatcer (M-205) untuk menstabilka gas yang telah masuk agar tidak terjadi Slugging, selain itu Slug Catcher juga berfungsi untuyk memisahkan liquid dari gas dan menyimpan condensate sebelum di proses lebih lanjut. Gas dari Slug Catcher kemudian di lairkan ke gas Scrubber (V-222 dan V-202) untuk di hilangkan kotoran-kotoran yang ikut tercampur serta menghilangkan kandungan liquidc dan hidrocarbon. Gas kemudian di alirkan ke glycol Contactor (V-231 dan V-211) untuk di lakukan proses dwehidrasi gas. Dalam Glycol Contactor gas yang masih mengandung uap air (Wet Gas) mengalir dari bawah dan Glycol di semprotkan dari bagian atas kolom contactor sehingga terjadi contact pad saat pada saat itulah, air yang berada pada gas akan di diikat oleh TEG. sehingga, gas yang keluar dari bagian ats gas-glycol heat exchanger. Gas Kering (dray Gas) kemudian menuju gas metering untuk diukur gas Pressure (Psi), Gas Tempratur (˚F) Flow rate (MMscf) dan Energy Flowrate (MMBTU). Richn Glycol (glikol yang kaya air) akan meninggalkan contactor mengalir menuju TGRS (TGRS-1 dan TGRS-2), tgrs (Trietyhline Regeneration Systtem) adalah tempat regenerasi glycol untuk mendapatakan uap air yang terikat pada glycol sehingga didaptakan glycol yang mendekati murni (lean glycol) untuk mendapat digunakan kembali untuk dehidrasi gas. 3.3 Condensate Process Dalam prases di ORF, gas screbber menghasilkan condensat yang dimasukan dalam flash drum (V-207). Kondensat tersebut akan tercampur dengan kondensat yang berasal dari slug catcher (M-205). Didalam flash drum dilakukan pemisahan kondensat, gas, dan air. Gas yang dihasilkan akan menuju flering system sedangkan condensate akan masuk ke condensate heat exchenger. Sebelum masuk ke condensat tank (T-201 A&B) dengan pompa (P-203 A/B), kondensat tersebut perlu diberikan suatu perlakuan untuk menstabilkan propertis dari kondensat itu sendiri terutama tekanannya. Hal tersebut tetap dilakukan agar kondenst tetap stabil dalam wujud liquid yang biasanya disebut pengontrolan RPV (Reid Vapor Pressure). Sehingga supaya tetap stabil, perlu dilewatkan kedalam heat exchanger (E-206), condensate heat, dan degasser. Pengontrolan RVP bisa dilakukan secara manual



33



atau otomatis. Secara manual, bisa dilakukan dengan pengecekan secara berkala oleh pihak laboratorium dari pengambilan sempel yang ada. Sedangkan untuk secara otomatis, dapat dilakukan dengan control room. Selain pengecekan RPV, condensate juga dilakukan pengecekan API degree dan semakin kecil komposisi endapannya, maka harga jual kondensatnya akan semakin tinggi. Setelah cukup memenuhi condensate tank, selanjutnya akan dilakukan pengolahan lebih lanjut oleh unit bagian hilir yaitu refinery unit yang akan mengolah kondensat yang terkumpul. Kondensat tersebut akan diangkut dengan menggunakan kapal tanker. Ketika suati vassel mengalami suatu maintenence, maka perku dilakukan pengosongan vassel dengan mengeluarkan fluida yang ada didalam vassel. 3.4 Regenerasi glycol Rich Glycol akan meninggalkan contactor dan akan menggalir melalui koil menuju akumulator. Akumulator akan dipanaskan terleboh dahulu dengan menggunanak lean glycol yang panas. Supaya lebih efisien, rich glycol juga akan dipanaskan di awal pada bagian regenerator tower/TGRS (TGRS-1 dan TGRS-2) oleh uap air panas. Koil pada bagian atas stripper menyediakan refluks air. Kontrol suhu ini meyakinkan bahwa air yang meninggalkan still tidak membawa keluar kelebihan glycol. Pertukaran panas antara rich glycol yang dingin serta lean glycol yang panas dapat dipanaskan dua atau lebih double pipe heat exchanger secara seri. Kenaikan panas ini dapat mengurangi konsumsi fuel reboiler dan melindungi pompa sirkulasi glycol. Setelah terjadi pertukaran panas antara glycol-glycol, larutan rich glycol dimasukan kedalam flash tank untuk dibersihkan hidrokarbon terlarut. Glycol disaring melalui filter sebelum dipanaskan di regenerator colum. Dan mengotori reboiler fire tube. Larutan kemudian memasuki regeneration columm dan menggalir kebawah melalui packed section kedalam reboiler. Uap ari panas dihasilkan didalam reboiler dari cairan glycol dan naik kedalam packed bed. Uap air dan sarapan gas alam keluar dari bagian atas stripper. Glycol panas yang sudah diregenerasi (lean glycol) mengalir keluar melalui reboiler menuju akumulator dan diinginkan oleh heat exchenger dan dipompa lagi kedalam bagian contactor. Pompa diproteksi dengan



34



disaring lean glycol setelah meninggalkan akumulator. Pada contactor tower yang bertekanan tinggi, TEG menyerap hidrokarbom dan hampir semua dipisahkan didalam flash tank (V-207). Hidrocarbon aromatis memiliki sedikit daya larut yang lebih baik di dalam TEG dan tidak sepenuhnya dapat terpisah didalam flash tank. Glycol Regeneration Dry Gas



RICH GLYCOL



Reflux coil M-221 V-222 Still column V-223/E-215 Surge drum/ reboiler



V – 211 Glycol Contactor



LEAN GLYCOL V-212 Glycol flash drum



Wet Gas F-201A E-243



F-202 F-201B



E-242



LEAN GLYCOL P-211A



P-211 B



Gambar 3.1 Process Flow diagaram TGRS-1



35



3.5 Diagram Alir Prosess Diagaram Alir Proses Produksi di ORF PT.PHE WMO. M-221 Pig Receiver Heat & Smoke



V-232 KO Drum



Closed Drain To API Skimmer



Incoming from PPP V-231 Glycol Contactor V-222 Gas Scrubber



E 2 3 3



Flare Stack



TGRS-2



To Glycol collecting Tank



Closed Drain To API Skimmer



Closed Drain to API Skimmer



Enclosed Ground Flare V-204 KO Drum



Closed Drain To API Skimmer



V-202 Gas Scrubber M-205 Slug Catcher



V-211 Glycol Contactor



E 2 0 3



M-211 Glycol KO POT



V-212 KO Pot



IPAL



TGRS-1



Closed Drain To API Skimmer



Sludge



Heat & Smoke



To Glycol collecting Tank



Effluent to water pond



Closed Drain to API Skimmer



A



B



B



A



Closed Drain to API Skimmer



A



B



A



B



Incoming from CPP



Condensate Metering



P-201A/B Cond. Loading Pump



Water Out to Sea



T-201A Cond. Tank



E-206 Cond. HE



E-201 Cond. Heat



Metering PGN



T-201B Cond. Tank



Heat & Smoke



M-201 Pig Receiver



Gas & Liquid Line Gas Line Oil Line Closed Drain Line Glycol Line Vapor Line



Cond. Loading To Cement Jetty



V-207 Flash Drum



V-206 Flash/Separator



Metering Metering Metering PT GM PKG MKS



Gas Sales Gas Sales Gas Sales To PT. GM To MKS To PKG



Burn Pit



Gas Out To Flare



V-203 Degasser



Gas Sales To PGN



8" Gas Sales To PJB



P-203A/B/C Cond. Pump



API Skimmer



10" Gas Sales To PJB Process Flow Diagram ORF 1 & 2



Glycol Collecting Tank Line Update Drawn by



: 13 July 2015 : ibazh



Gambar 3.2 Diagaram Alir Proses Produksi ORF PT.PHE WMO



3.6



Pengelolahan Limbah PT Pertamina Hulu Energi WMO terbagi menjadi dua sektor, yaitu fasilitas



eksplorasi minyak dan gas di laut (offshore) dan fasilitas pemprosesan gas di darat (Onshore Recieving Facility), limbah yang dihasilkan dari fasilitas eksplorasi minyak dan gas di laut ditanpung sementara di TPS Lamongan, sedangkan limbah produksi dari pemesanan gas di ORF (Onshore Recieving Facility) ditampung di tempat penampungan limbah sementara yang ada di ORF. PT Pertamina Hulu Energi WMO telah memiliki Instalasi pengelolahan Air Limbah (IPAL), sehingga semua limbah B3 yang dihasilkan dari ORF maupun platform processing (offshore), Sekarang di Peroses di IPAL limbah yang di



36



hasilkan langsung di alirkan ke WaterPound untuk menyiram tamanaman dan di Simpan Ke Water Compressor untuk pelatihan Emergency Seperti Kebakaran dll. Sebelum adanya Instalasi Pengelolahan limbah, limbah ditampung ditempat sementara (warehouse) untuk kikirim dan diolah oleh pihak ketiga yang memiliki izin untuk mengolah limbah B3. Batas maksimum penyimpanan limbah B3, yaitu 90 hari. Namun, untuk limbah domistik yang dihasilkan akan diolah oleh dinas kebersihan setempat, yaitu dinas kebersihan Gerik. PT PHE WMO sangat menjaga keamanan disekitar area ORF sehingga limbah disini sangat dijaga penempatannya dan aturanya pun juga ditaati. Hal ini dikarenakan jika para pekerja menaati. Peraturan, maka resiko bekerja akan berkurang yang membuat proses selama bekerja menjadi aman. 3.6. 1 Fire Water System Fire Water System pada ORF berfungsi untuk menyediakan secara memadami sistem pemadam kebakaran dengan menggunakkan air yang disediakan di kolam penampungan air. Fire Water System berfungsi untuk mengendalikan kebakaran dan menyediakan pendingin melalui sistem yang tepat (water deluge skids dan foam duluge skids), dan melalui peralatan (firewater monitirs, hose reels, dan hydrants) yang disediakan untuk intervensi oleh tim pemadam kebakaran. Fire Water System di ORF terdiri dari fire water pond, fire water jockey pumps P-209 A dan P-209 B (2 buah Electric fire water jockey pumps) fire water pumps P-210 A dan P-210 B (2 x 100% Diesel fire water pumps), peralatan pemadam kebakaran terkait (Sprinkler System, Deluge Valve, Water Hydrants, Water Monitors, dan Fire Monitors lengkap dengan foam), serta Fire Water Ring utama. Air pemadam kebakaran menggunakan umpan Potable Water dari Potable Water Treatment Package. Air pemadam kebakaran di simpan di fire water pool dengan dilengkapi dengan fire water pump. Kapasitas fire water Jockey Pump. Kapasitas dari fire water Jockey Pump adalah 15 USGPM. fire water Jockey Pump akan berjalan otomatis jika tekanan di ring utama turun dari100 psig dan akan berhenti jika tekanan mencapai 150 psig.



37



fire water Pump P-210 A akan berjalan otomatis jika tekanan utama diring turun menjadi 1220 psig atau akan berjalan karena detaksi kebakaran dari fire and Gas System. Apabila fire water Pump P-210 A gagal berjalan atau gagal mencapai tekanan 120 psig maka fire water Pump P-210 B akan berjalan otomatis. Kapasitas setiap fire water Pump adalah 1000 USGPM. 3.6.2 Instrument Air System Fungsi dari Instrument Air System adalah untuk menyediakan suplai udara Instrumentasu untuk kebutuhan penggerak instrumentasi dan suplai udara untuk utilitas. Udara ambient dikompresikan oleh Instrument Air Dryer Package (W-203) untuk menurunkan titik embunnya. Udara yang telah di kompresi Instrument Air Receivers (V-209) untuk utilitas suplai udara yang berasal dari Instrument Air Receivers (V-209) masuk kedalam Instrument Air Receivers (V- 209 B) sehingga didapat kapasitas udara yang lebih kering sehingga dan dilengkapi dengan regolator untuk mengatur tekanan udara minimal 100 psig yang akan didistribusikan keInstrument device. Instrument Air Receivers (V-209 A/B) dilengkapi dengan liquid trap yang berfungsi untuk mengeluarkan air yang terkandung dalam kandungan air tekan. Kedua kompresor cadangan sebagai leg, disediakan sehingga setiap kompresor dirancang untuk memenuhi kebutuhan intrumentasi. Pada operasi normal kebutuhan udara disuplai oleh kompresor yang bertugas dan setiap kenaikan udara dipenuhi oleh leg (stand by) compressor. Instrument Air Receivers C-201 merupakan emegenci compressor yang digunakan apabila Instrument Air Compressor C-201 A/B tidak mampu menyuplai udara tekan. Instrument Air Compressor C-201 A/B menggunakan engine, sedangkan Instrument Air Compressor C-201 C menggunakan diesel. 3.6.3 Power Generation and Distribution System Tujuan dari Power Generation and Distribution System adalah untuk mendistribusikan tenaga listrik yang mencukupi pada tegangan yang dibutuhkan keseluruh pengguna ORF (Onshore Receiving Facility). Pasokan listrik disuplai dari PLN. Pada saat kehilangan tenaga listrik, sebuah Emergancy



38



Generator disebutkan untuk memasok kebutuhan tegangan listrik apabila listrik pemadaman listrik oleh PLN. Tegangan listrik di ORF dibangkitkan pada 380 V AC, 3 phases, 50 Hz. Konsumsi listrik sebesar 80 kW karena digunakan untuk street light.plant ORF harus disediakan dengan generator darurat lokal yang digerakan oleh mesin diesel dengan kapasitas 200Kw. Preventive Maintenance untuk emergency generator dilakukan setiap menggu untuk mengecek kondisi emergency generator berfungsi dengan baik. Diesel disediakan sebagai bahan bakar cadangan jikaa terjadi pemadaman listrik oleh PLN. Diesel disimpan pada diesel storage tank (T-202) yang memiliki kapasitas 1500 gallons dilengkapi dengan diesel transfer pump (P-204) dengan kapasitas 10 USGPM untuk mendistribusikan diesel kefasilitas pengguna diesel. 3.6.4 Closed Drain System Tujuang atau fingsi ORF Closed Drain System adalah menyidiakan kumpulan dan pembangunan yang aman bangunan untuk fasilitas pemprosesan ke API skrimmer. Sistem akan mengeluarkan drainase liquid (oily water) dari vessel prosses, pompa, condensete tank, dan peralatan lainya Gas Plant. Closed Drain System juga bertujuan untuk mengumpulkan fluida saat proses maintenance. Pada saat maintenance vessel, perlu mengeluarkan seluruh fluida yang ada didalam vessel dengan kata lain pengosongan vessel. Pengosongan ini dilakukan dengan cera mengeluarkan seluruh fluida melalui closed drein line yang nantinya akan berujunf kepenampungan yang dinamakan API skimmer. Penggunaan API skimmer ini agar tidak ada pencemaran lingkungan akibat pembuangan fluida/limbah tersebut.



39



BAB IV HASIL ANALISA 4.1



Hasil Analisa Komposisi gas alam selalu bervariasi antara lokasi yang satu dengan lokasi



yang lain. Di beberapa lokasi tertentu gas alam memperlukan alat operasi khusus untuk melakukan proses gas alam. Lokasi-lokasi seperti ini biasanya adalah lokasi gas alam yang mempunyai kadar komponen pengotor seperti H2O, H2S, dan CO2 diluar batas spesifikasi yang telah ditentukan. Spesifikasi produk gas alam biasanya dinyatakan dalam komposisi dan kriteria performansinya. Kriteria-kriteria tersebut antara lain: heating value, inert total, kandungan air, oksigen, dan sulfut. Heating value merupakan kreteria dalam pembakaran gas alam, sedangkan kreteria lain terkait dengan perlindungan perpipaan dari korosi dan plugging. Dalam memastikan bahwa kualitas dan kualitas gas yang diterima oleh penyuplai dan dikirim ke konsumen sesui dengan kebutuhan , tiap titik pengiriman dan titik penerima harus dilengkapi dengan sistem meteran. Sistem meteran dilengkapi dengan pemancar tekanan dan pemancar temperatur untuk memastikan volume yang diukur sesuai dengan kondisi standar. Untuk memastikan kualitas gas, sistem meteran dilengkapi dengan Kromatografi Gas, alat analisis H2S, alat analisis H2O, dan alat analisis suhu cair hidrokarbon. Kromatografi Gas menentukan komposisi hidrikarbon, N2, dan CO2 dalam gas. Komposisi ini biasanya digunakan untuk memperhitungkan GHV (Gross Heating Value). Alat analisis H2S menganalisis kandungan H2S. Analisis hidrokarbon digunakan untuk menghitung atau menetukan suhu cair campuran hidrokarbon dalam kandungan gas. Proses analisis gas yang terdapat di ORF PT PHE WMO antara lain: pengukuran RVP, analisis pH rich/lean glycol, analisia kandungan H2O pada rich/lean glycol (Karl-Fisher), analisis foaming teks, analisis kandungan H2S dan H2O, analisis kandungan hidrokarbon pada glycol, analisis API Gravity, analisis Basic Sediment and Water, dan analisis kandungan klorin pada air. Proses analisis komposisi gas intel maupun outlet dilakukan di PT Petrokimia Gresik. 40



4.2 Analisis Reid Vapor Pressure (RVP) ASTM D-323 Fungsi alat ini adalah untuk mengetahui tekanan dari uap dari condensate agar aman waktu transportasi da penyimpana. Alat ini terdiri dari RPV Bomb, RPV Bath, pressure gauge, thermometer. Bahan yang dianalisis adalah campuran kondensat dan dan aquadest.



Gambar 4.1 Analisis Reid Vapor Pressure (RVP) ASTM D-323



Proses analisisnya pertama-tama masaukkan sempel kedalam camber dibagian bawah. Lalu, sambungan chamber bagian atas dan bawah lalu dikocok delapan kali. Masukan chamber kedalam water bath selama lima menit dengan suhu 100of. Baca pressur gauge pada chamber. Ulangi sekali lagi hingga hasil pembacaan sama. 4.3 Analisis pH Glycol ASTM D-1293 Fungsi alat ini adalah untuk mengukur pH pada lean glycol dan rich glycol untuk menindikasikan sifat asam atau basa. Alat yang dibutuhakan adalah lean glycol, rich glycol dan aquades. Prosedur analisisnya pertama-tama ambil sampel Beaker glass dan tambah dengan aquades dengan perbandingan 1:1 lalu, tempatkan tempatakan larutan tesebat pada magnetic stirrer dan aduk selama 15 menit, matikan magnetic stirrer kemudian masukkan pH meter untuk mengetahui pH.



41



Gambar 4.2 pH Meter 4.4 Analisis Kandungan H2O Pada Glycol ASTM D-4237 Fungsi alat ini untuk mengetahui waret condent pada rich glycol dengan prinsip tritati. Alat terdiri dari karl fisher, neraca analitik, dan hydranal. Prosedur analisisnya adalah pertama-tama ambil sempel glycol dengan suntikan. Lalu, timbang glycol yang terambil. Kemudian kalibrasi karl fisher dengan menekan tombal start, tunggu hingga alat menunjukan indikator bila siap dengan buzzer.



Gambar 4.3 Karl Fisher



42



Masukan sempel glycol pada larutan hydranal (solvent dan titra) pada karl fisher, kemudian timbang. Masukkan nilai pada timbangan ke karl fisher parameter. Run alat dan tunggu hingga selesai dan mengeluarkan nilai water condent dalam satuan %. 4.5 Analisis Foam Test ASTM D 1881-97 Fungsi alat ini adalah untuk mengetahui peningkatan volume dan kecenderungan terbentuknya buih pada lean dan rish glycol. Alat tterdiri dari gelas ukur 1000 mL vacuum pump gas dispersion, dan stop watch.



Gambar 4.4 Analisis Foam Test Bahan yang dibutuhkan adalah lean dlycol pada gelas ukur 1000 ml. Lalu masukan gas dispersion dan hidupkan pompa. Ke,udia tunggu selama 5 menit, matikan pompa hitung ketinggian foamdan catat waktu yang di perluka untuk foam yang menghilang 4.6 Analisis Kandungan H2S dan H2O Fungsi alat ini adalah untuk mengukur kandungan h2s dan h2o pada sales gas. Alat terdiri dari GASTEC GV-100, tube analyzer, dan botol sampel. Bahan yang di butuhkan adalah sales gas. Prosedur analisisnya adalahpertama tama menyiapkan GASTEC GV-100 yang akan di gunakan untuk analisis H2S menggunaka dector 4LT dan H2O menggunakan dector 6LP. Lalu pasang botol sampel pada titik



43



sampel, bukavalve. Kemudian masukan GASTEC GV-100 pada botol sampel, lalu tarik perlahan. Tunggu sampai indikator berwarna putih , cabut GASTEC GV100, lalu bac indikator kandungan H2S dan H2O.



Gambar 4.5 Gastec 4.7 Analisis Kandungan Hidrokarbon dan Glycol Fungsi alat ini adalah untuk mengetahui volume hidrokarbon yang terkandung dalam lean glycol dan rich glycol dengan proses distilasi. Alat terdiri dari distilation apparatus, cooler dan mantel heating. Bahan yang di utuhkan adalah boiling chips lean glycol, rich glycol HCI dan aquadest, prosedur analisisnya adalah pertama tama masukan sampel glycol dengan sampel sebanyak 100 ml. Lalu tambahkan aquadest dengan perbandingan 1:1 HCI 5 ml dan boiling cips 5 buah. Kemudian hidupka matel heating pada suhu 80̊ C dan hidupkan coler pada temperatur 20̊F tunggu selama 10 menit dan matikan alat, ukur level hidrokarbon yang berada pada tube yang terbawa bersama H2O.



44



Gambar 4.6 Rangkaian Alat Distilisi 4.8 Analisi API Gravity ASTM D-287 Fungsi alat ini adalah untuk mengukur API Gravity kondensat . Alat terdiri dari hydrometer dan gelas ukur 1000 ml. Bahan yang di butuhkan adalah condensat prosedur analisisnya adalah pertama tama masukan sampel pada gelas ukur sebanyak 1000 ml lalu, masukan hydrometer. Kemudian baca nilai API observasi pada permukaan sempel berserta temperaturnya. Konversi nilai tersebut dengan menggunakan. Mesurement petroleum label pada tabel 5A/5B, pertamina menggunakan 60/60 ex API 50/80 T.



Gambar 4.7 Analisis API Gravity



45



4.9 Analisis Basic Sediment and Water (BS&W) Fungsi alat ini adalah untuk mengetahui pemisahan endapan (sedimen) antara inyak bumidan pengotor lumpur dan air pada kondensate agar diketahui keakuratan dari volume condensate. Bahan yang di butuhkan adalah condensate, toluene dan demulsilfer. Alat terdiri dari centrifuge dan water bath.



Gambar 4.8 Analisis Basic Sediment dan Water Prosedur analisinya adalah pengamilan dari V-201 atau V-203 (apabila ada proses). Lalu , masukam 50 ml condensate kedalan tube, lalu tambahkan 50 ml tolune, kemudian tambahkan 0,2 ml demulsifer. Panaskan campuran tersebut pada water bath, alat



centrifuge dkondisikan pada suhu 140 ̊F. Masukan tube ke



centrifuge. Atur alat pada putaran 1500 rpm, suhu 140 ̊F, dan tunggu selama 5 menit ukur parameter sedimen yang mengendap pada dasar tube dengan perssen ( % volume) 4.10



Analisis Chloride (CI2) pada H2O Fungsi alat ini adalah untuk mengetahui pemisahan endapan ( sedimen ) antara



minyak bumi dengan pengotor lumpur dan air pada kondensate agar di ketahui keakuratan dari volume kondensate. Bahan yang di butuhkan adalah condensate, toulene dan demolsifier. Alat terdiri dari centrifuge dan water bath. Prosedur analisisnya adalah pengambilan dari V-201 atau V-203 (apabila ada proses). Lalu masukan 50 ml condensateke dalam tube, lalu tambahan 50 ml tolune. Kemudian tambahkan 0,2 ml demulsifer.



46



Gambar 4.9 Analisis Chloride (Cl2) pada H2O Panaskan campuran tersebut pada water bath. Alat centrifuge di kondisikan pada suhu 140 °F, dan tungu selama lima menit. Ukur paramer sendimen yang mengendap pada dasar tube dengan persen (% volume).



47



BAB V PEMBAHASAN 5.1 Analisa lean glycol dan rich glycol Analisa Lean Glycol dan Rich Glycol di lakukan setiap hari untuk mengetahui optimasi proses dehidrasi gas yang telah di lakuikan oleh PT.PHE WMO. Sample yang di dapatkan dari TGRS-2, Karena TGRS-12 sedang dalam masa Efficiency Progra. Analisa Glycol meliputi water Contemt, uji PH, kandungan Hiodrocarbon, dan Foaming test, analisis tersebut di lakakan di pipa glyciol seberlum memasuki contactor V-231. Semua analisa di laboratoeium PT.PHE WMO di lakukan dengan metode uji baku ASTM (American Standard testing material).



5.1.1 Analisa pH pada Lean glyclo dan Reach Glycol Pengukuran pH di lakukan untuk mengetahui pH dari lean glycol maupun reach glycol sebagai indikasi asam atau basa. pH dari Glycol harus di kontrol karena apabila pH glycol asam akan menyebabkan korosi dan kerusakan alat produksi.



Tabel 5.1 hasil Analisa pH pada lean glycol dan Reach glycol Opratioin date



Time



pH Lean Glycol



Reach Glycol



03-Juli-2017



09.00



8.1



7.0



05-Juli-2017



09.00



7.8



7.0



07-Juli-2017



09.00



8.0



7.0



09-Juli-2017



09.00



8.0



7.2



11-Juli-2017



09.00



8.1



7.1



13-Juli-2017



09.00



8.1



7.1



15-Juli-2017



09.00



8.0



7.0



17-Juli-2017



09.00



8.0



7.0



Dari rtavbel di atas, di dapatkan nilai pH untuk leab glycol berda dalam rentang 7.8-8.1. sedangakn reach glycol memiliki rentang nilai pH 7.0-7.2 dari data tersebut dapat di ketahui bahwa richb glycol memilki nilai pyh yang lebih rendah 48



dari pada lean glycol sehingga raach glycol lebih asam. Hal ini di karenakan rich glycol lebih babnyak banyak mengandung air dari pada lean glycol. Menurut PT.PHE WMO, Srpesifikasi Glycol yang di gunakan dalam prosess Produksi berada dalam rentang pH 6,5-8,5. Rentang pH tersebut di anggap tidak membahayakan proses produksi, yaitu tidak terlaalu asam sehingga tidak akan menyebabkan korosi pada peraltan produksi, dan tidak juga bi8sa terjadi kecenderungan terbentuknya emulsi.



5.1.2



Analisa Kandungan Air pada lean glycol dan Rich Glycol Uji ini bertujuan untnuk mengetahui kandungan air yang ada dalam rich



glycol dan lean gycol dengan prinsip titrasi. Titrasi di lakukan dengan alat yaitu karl fischer. Glycol meiliki kemampuan menyerap air, oleh karena itu glycol berperan sebagai absorben dalam penmgelolahan gas di ORF. Sebelum dijual kepelanggan, gas alam perlu didehedrasi terlebih dahulu untuk menghilangakan kadar airnya sehingga yang du jual ke pelangga adalah gas alam kering. Analisa water content ini selanjutnya si gunakan sebagai parameter tentang seberapa optimal glycol dalam menyerap kandungan uap air dalam gas tersebut. Kandungan air dalam gas juga dikwatirkan dalam bentuk dalam bentuk hidrat dan dapat menyumbat pipa atau memperkecil diameter pipa. Selain itu kandungan air yang ada bersama gas terdapat membentuk larutan asam, yang dapat menyababkan korosi pada peraltan tersebut. Prinsip dari uji ini adalah titrasi menggunakan metode titrasi karl Fischer. Terdapat dua komponen utama dalam metode titrasi ini, yaitu solvent hidernal dan titra hidernal. Berdasarkan MSDS dari sigma-Aldrich yang yang di gunakan sebagai acuan seagai oleh PT. PHE WMO, Solvent hidranal mengandung ≥ 60% metanol, 10-30% Imodazol, dan 5-15% SO2 terlarut, Solvent Hidranal sangat mudah terbakar dan beracun. Sedangakn titran hidranal, diketahui mengandung ≥60% metanol dan 5-10% iodin. Mekanisme reaksi titrasi karl fischer adalah sebagai berikut: Tahap 1 : Pada Solvent Hidranal ROH (aq) + SO2 (aq) + R’ N



(aq)



[R’NH ]SO3 R (aq) 49



Tahap 2 : Pada saat titrasi berlangsung H2O(1) + I2 (aq) + [R’NH ]SO3 R (aq) + 2R’N (aq)



[R’NH ]SO4 R (aq) +



2[R’NH ](aq) Alkohol yang di gunakan pada titrasi di PT.PHE WMO adalah metanol dan basa yang di gunakan pada reaksi ini adalah imdazol. Metanol dan Imidazol di gunakan untuk melarutkan iodin dan sulfur diosida agar reaksi dengan air menjadi lebih baik. Selain ini imidazol dan methanol akan mengikat asam sulfat yang terbentuk sehingga akhir titrasi dapt lebih jelas dan tepat. Selama masih ada air dalm bahan, iodin akan beraksi tetap begitu air habis, maka iodin akan bebas titraasi dihentikan pada saat timbul warna iodin bebas. Tabel 5.2 hasil Analisi kandungan air pada lean glycol dan rich glycol Operation date



time



% H2O Lean glycol



Rich Glycol



03-Juli-2017



09.00



0.85



2.60



05-Juli-2017



09.00



0.50



1.51



07-Juli-2017



09.00



0.58



1.41



09-Juli-2017



09.00



0.58



1.55



11-Juli-2017



09.00



0.47



1.55



13-Juli-2017



09.00



0.55



1.75



15-Juli-2017



09.00



0.50



1.54



17-Juli-2017



09.00



0.51



1.49



Dari data tersebut diketahui bahwa kandungan air dalam rich glycol lebih bersal dari pada lean gylcol. Hal ini membuktikan bahwa rich glycol menyerap air dalam gas ketika berada di Contactor, sementara nilai lean glycol yang kecil proses dalam TGRS tidak mampu menghilangakn kandungan air yang terkait dengan lean glycol sepenuhnya, namun merut PT.PHE WMO, nilai kandungan air lean glycol pada kisaran di bawah 1 masih di anggap baik di anggap baik dan layak di gunakan kembali untuk proses produksi.



50



5.1.3



Analisa kandungan Hidrocarbon dalam Lean glycol dan Rich Glycol Glycol tidak hanya menyerap air, tetapi jugak memungkinkan menyerap



hidrocarbon yang terkandung dalam gas, terbawahnya hidrocaron dalam glycol terutamam rich glycol di kawatirkan akan membentuk hidrat, karena dalam glycol juga terdapat air yang terkait, sehingga dapat menyumbat pipa atau memperkecil diameter pipa.



Tabel 5.3 hasil analisis kandungan hidrocarbon pada lean glycol dan rich glycol Operation date



time



HC Content Lean glycol



Rich Glycol



03-Juli-2017



09.00



0.1



0.9



05-Juli-2017



09.00



0.1



0.9



07-Juli-2017



09.00



0.1



0.9



09-Juli-2017



09.00



0.1



0.8



11-Juli-2017



09.00



0.1



0.7



13-Juli-2017



09.00



0.1



0.8



15-Juli-2017



09.00



0.1



0.7



17-Juli-2017



09.00



0.1



0.7



dari data tersebut daapt di ketahui bahwa kandungan hidrocarbon pada rich glycol lebih besar dari pada lean gylcol. Lean glycol selalu 0,1 % dengan data yang di daaptkan dapat dikatakan sangat rendah. Sementara rich glycol yang telah di Kontakkan dengan Wet gas mengandung banyak hidrocarbon dengan rentang nilai 0,7-0,9 % hal tersebut membuktikan bahwa glycol juga mengikat hidrocarbon pad wet gas, namun jumlahnya relatif sedikit. Pada saat distilasi, hidrocarbon terletak pada lapisan atas destilat, sedangakn air berada di bagian berada bawah destilat, hal ini karena perbedaaan densitas keduanaya, dimna densitas lebih besar dari pada densitas hidrocarbon.



51



5.1.4



Foaming test pada lean dan rich glycol Uji Foaming Test berfungsi untuk memastikan kemungkinan terjadinya



pembuihan (adanya busa) pada proses produksi. Fouaming diartikan sebagai suatu keadaan terbentukanya emulsi cair. Adanya emulsi di kawatirkan akan menimbulakan level Semu tersebut dapat mengganggu proses produksi, karena valve akan terbuka otomaatis ketika level tercapai,sedangakan yang terjadi pada level semu maka volume glycol yang sesungguhnya belum mencukupi. Berdasarkan faktor penyebab foaming di antaranya adalah ; Konsentrasi Glycol yang terlalu rendah dalam Absorber Beda tempratur yang terlalu besar aantara gas masuk absorber dengan lean glycol yang masuk absorber. Adanya Kondesasi pada Hidrocarbon Adanya Suspended solid yang sangat halus Kontaminasi garam Corrosion Inhibitor Tes di lakuikan dengan cara mengalirkan gas kedalam glycol selama 5 menit. Jika Foaming terjadi maka glycol akan naik. Acceptble range untuk lean glycol analiysis menirit Arlod dan Stewwart, 1942; Kohl dan Nielsn, 1997, pada uji penambahan volume glycol akibat terdapatnya Foaming (busa) 20-30 ml sedangakan stabilitasnya 15-3.5 detik. Tabel 5.4 Hasil Foaming test Pada Lean Glycol dan Rich Glycol Operation date



time



HC Content Lean glycol



Rich Glycol



03-Juli-2017



09.00



Nil



Nil



05-Juli-2017



09.00



Nil



Nil



07-Juli-2017



09.00



Nil



Nil



09-Juli-2017



09.00



Nil



Nil



11-Juli-2017



09.00



Nil



Nil



13-Juli-2017



09.00



Nil



Nil



15-Juli-2017



09.00



Nil



Nil



52



17-Juli-2017



09.00



Nil



Nil



Pada data di atas dapat di ketahui bahwa foaming tidak tidak terjadi rich glycol maupun lean glycol. Sehingga tidak perlu di lakukan tretmant untuk mengurangi foaming pada glycol. 5.2 Uji Kandungan H2S dan H2O dalam Sles Gas 5.2.1 Gas alam yang di peroleh dari Offhsore Masih banyak Mengandung Pengotor Air, H2S, CO2 dan Lain-lain. Kandugan H2S perlu di periksa secara rutin untuk memastikan Seberapa banyak kandungan dalam gas. Gas H2S merupakan gas yang beracun dan berbau, gas ini jugak berbau, gas ini jugaberpengaruh peralatan logam karena bersifat korosif sehingga menyebabkan kerusakan Pda Peralatan Produksi seperti pipa-pipa saluran atau pada tangki logam. Gas yang baru saja di Produksi memiliki kandungan H2S yang cukup tinggi kisaran 100-200 ppm. Maka untuk menurunkan kadar H2Stersebut, di gunakan H2S Scevanger yng di kontrakkan denga gas alam sebelum gaas tersebut di kirim ke ORF. Pengujian H2S



di ORF di lakuikan dengan alat GASTEC GV-1005,



berdasarkan handbook dari GASTEC untuk indikator jenis ALK (2003), reaksi yang terjadi pada anaalisis gas H2S setelah Sebagai Berikut.



H2S(g) + Pb (CH3COOH)3(aq)- Ph(s)-+2CH2COOH(aq) Pada saat Pengujian dengan GASTEC, terdapat perubahan warna pada indikator, dari putih menjadi jingga, hsl tersebut menjelaskan adanya kandungan H2S dalam sales Gas, Pengujian H2S di lakukan pada sales Gas sebagai tindak lanjut kesepakatan anatara PHE WMO dengan pelanggan, kandunga H2S yang di Peroleh ada dalam gas berada pada angka 15 ppm.



53



Tabel 5.5 hasil Pengukuran kandugan H2S dal msales Gas



No.



Date



Incoming Incoming Outgoing 14’’ H2S 16” H2S PGN (ppm) (ppm) H2S



Time



Total Gas Rate



08:00 AM



105.4



10



08:00 AM



105.7



10



08:00 AM



104.3



10



08:00 AM



102.8



14



08:00 AM



103.6



8



08:00 AM



103.4



8



08:00 AM



104.7



10



08:00 AM



113.0



8



08:00 AM



107.2



5



08:00 AM



112.6



6



08:00 AM



114.1



8



08:00 AM



103.7



10



08:00 AM



107.7



10



03-Juli154



2017 04-Juli-



155



2017 05-Juli-



156



2017 06-Juli-



157



2017 07-Juli-



158



2017 08-Juli-



159



2017 09-Juli-



160



2017 10-Juli-



161



2017 11-Juli-



162



2017 12-Juli-



163



2017 13-Juli-



164



2017 14-Juli-



165



2017 15-Juli-



166



2017



54



16-Juli167



2017



08:00 AM



107.7



10



08:00 AM



105.9



10



08:00 AM



108.3



10



17-Juli168



2017 18-Juli-



169



2017



Dari data tersebut teerlihat bahawa kandungan H2s Pada sales Gas PHE WMO berada d bawah angaka 15 ppm. Pada tanggal 4 juni 2016 kandungan H2s pada sales gas cukup tinggi yaitu sebesar 14 ppm. Oleh karena itu di lakukan injeksi H2s Scevender untnuk mengurangi kandungan H2s dalam gas, Pengujian dilakukan kembali pada jam 16.30 dan di dapatakan kandungan H2s sebesar 10 ppm. 5.2.2 Analisis Moisture Content dalam Sales Gas Analisis Moisture Content dalam Sales Gas bertujuan untuk memastikan sales gas yang di distribusikan Sudah Kering (dry gas). Selain irtu jugak di gunakan sebagai Parameter keoptimnalan Proses di ORF. Besarnya Moisture Content dapat di gunakan Sebagai Parameter Keberhaasilan Glycol sebagai Absorben yang mengikat uap air sebagai dehidrasi Gas, oleh karena itu uji Moisture Contenrt merupakan uji rutin uyang di lakukan Setiap hari. Pengujian H2O di ORF di lakukan dengan alat GASTEC GV-1005 berdasarakan Handbook dari GASTEC uuntuk indikator jenis 6LP (2003) reaksui yang terjadi pada analisis gas H2O adalah sebagai Berikut.



H2O (g) + Mg (CIO4)2 H2O(aq) Pada saat pengujian GASTEC, terdapat perubahan warna indikator, dari kunig menjadi ungu kehijauan. Hal Tersebut menandakan Bahawa adanya kandungan H2O dalam Sales Gas (Limit Deteksi 2 lb/MMscf).



55



Tabel 5.6 Hasil Pengukuran Moisture Content dalam Sales gas Sampling



Sample Point



Date



Moisture



Accuration



By



(lb/MMscf)



25%



Chainscpoe II



03-Juli-2017



PGN Master



34.00



8.50



04-Juli-2017



PGN Master



32.00



8.00



05-Juli-2017



PGN Master



34.00



8.50



06-Juli-2017



PGN Master



32.00



8.00



07-Juli-2017



PGN Master



34.00



8.50



08-Juli-2017



PGN Master



32.00



8.00



09-Juli-2017



PGN Master



34.00



8.50



10-Juli-2017



PGN Master



32.00



8.00



11-Juli-2017



PGN Master



34.00



8.50



12-Juli-2017



PGN Master



32.00



8.00



13-Juli-2017



PGN Master



34.00



8.50



14-Juli-2017



PGN Master



32.00



8.00



15-Juli-2017



PGN Master



34.00



8.50



16-Juli-2017



PGN Master



32.00



8.00



17-Juli-2017



PGN Master



34.00



8.50



18-Juli-2017



PGN Master



32.00



8.00



Karena analisa moisture content dengan GASTEC akurasinya masih kurang. Oleh karena itu dilakuan analisa lagi dengan Chainscope II Dew Point Tster. Fungsinya juga sama yaitu mengetahui moisture content Pada Sales Gas, Namun hanya dilakukan Analisa setiap seminggu Sekali. Data yang didapatkan dari analisa dengan Chanscope II Dew Point Tester adalah sebagai berikut:



56



Tabel 5.7 Hasil analisa Moisture Content dalam sales Gas menggunakan Chanscope II Dew Point Tester Juni 6, 2016



PGN Master



Press, Psig



360.0



Water Dew Point°C



-8.0



Moisture



7.88



Dari data trsebut diketahui bahwa moisture yang trkandung dalam sales Gas Sbesar 7.88 lb/MMscf, Hasil analisa dengan GASTEC yaitu sebesar 8.00 lb/MMscf. Dari alat Chanscope II Dew point Tester juga diketahui nilai Waster Dew Point Sebesar -8.0 ˚C. Water Dew point adalah tempratur/suhu dimana uap air mulai mengembun sesuai dengan dengan tkanan yang di berikan. 5.3 Uji Pada Condesate 5.3.1 Reid Vapour Pressure (RVP) ASTM D-323 Reid Vapour Pressure tekanan yanng di Sebabakan Oleh uap dan agar tetap berada dalam Keseimbangan dengan cairan, dengan kata lain tekana yang di butuhkan untuk mencegah penguap cairan. RVP Test berguna untuk mengetahui tekanan uap dari condesasi agar aman pada waktu transportasi dan menyimpanan. Bahan yangn digunakan dalam RVP pada waktu taranporatsi dan penyimpanan. Bahan ang di gunakan dari RVP adalah Condensate (minyak bumi) yang mudah menguap (Volatile). RVP Bomm, terdiri dari dua Chamber yaitu bagain atas adalah chamber udaara dan bagain bawah adalah chmaber crude oil/Condesate. Pressure gaugar, Bourend type spring gauge dengan csele range 0-15 psi atau 0-30 psi Water bath dengan Temprature Condensate 100+/- 0,2 ˚F. Termometr dengan range 94-108 ˚F. Tekanan uap minyak bumi sangat erat hubunganya dengan kemudahan menguap. Hal ini sangat bergantung pada susan hidrocarbon minyak bumi. Dalam Pengujuan siknifikan Terhadap Pengujuan teknana uap adalah salah satu sifat fisik



57



dari cairan yang mudah menguap dan pengujian vapour pressure dari minyak bumi sangat penitng untuk penangan baik transporttasi maupun penyimpanan. Hasil yang didapat saat pengujian adaalah besaranya niai tekana uap sangant berhubungan dengan penguapan. Terhadap hubungan yang sangat erat dengan antara flshing point dengan kemudahan menguap. minyak buni yang mempunyai tekana uap ried yang itnggi mempunyai Flash Point tinggi sehingga uap mudah karena semburan Api. Tabel 5.8 Hasil Analisa RVP No



Tanggal



Reid Vapour Pressure (RVP)/Psi



1



03 Juli 2017



10.5



2



06 Juli 2017



11.2



3



09 Juli 2017



11.0



Dari data tersebut dapat di ketahui bahwa semakin besar RVP suatu sample menunjukkan bahwa sample tersebut semakin mudah menguap pada rentang 10.511.2 psig. 5.3.2 Analisa Basic Sediment and Water (BS&W) ASTM D-4007 (D-96,D-1796) BS&W test berguna untuk mengetahui dari volume dari crude Oil yang kaan di jual dari tangki lain. Basic sediment and Water berfungsi untuk menghetahui endapan (sediment) antara minyak bumi dengan pengotor lumpur dan air pada condensate, kotorn ini akan berpengaruh terhadap mutu. Karena dapat mengakibatkan kegagalan dalam suaatu opeerasi dan merusak mwesin. Makin kecil dengan adanya kotoron di dalam minyak bumi makan makin baik mutu minyak bumi tersebut. Minyak dan air harus di pisah karena : 1. Mencegah Pembentukan Scele, yaitu kerusakan pada pipa akaibat ion-ion yang menempel pada pompa. 2. Skin yaitu indeks yang menunjukan pompa baik atau tidak yang menyebabkan laju Produksi berkurang. 58



3. Mencegah erosi, yaitu pengikisan



Peralatan yang di gunakn pada BS&W adalah Centrifuge machine, Water bath c/w circurator + Thermometer Stik 140 ˚F, dan tube Centrifuge Conesheap/ Pearsheap cap : 100 ml. Berfungsi Centrifuge adalah suatu alat yang di gunakan untuk memisahkan suatu larutan dengan berat molekul yang berbeda berddasarkan gaya Centrifugal. Water bath adalh oven atau bisa disebut penegas air yang berfungsi utamanya untuk menciptakan suhu yang Konstan, merupakan wadah yang berisi air yang bisa mepertahankan suhu air pada kondsi tertentu selama selang waktu yang di tentukan. Pada Uji Basic sediment and water bahan yanh di gunakan toluena p.a dan demulsifer. Saat mengunakan toluene aaj minyak hanya terpisah dengan komponen-komponen pengotornya yang di sebut dengan emulsifying agent. Toulena berfungsi sebagai pemisah antara minyak dan komponen –komponen pengotornya namun Toulena tidak bekerja secara Optimal. Api pada saat proses Condensasi tidak menggunakan Toulena karena sudah tidak mengandung air sehingga tidak usah dipisahkan dengan Toulena. Sedangakan dengan menggunakan tambahan demulsifer sebanyak 3 tetes mampu mimisahkan air dari minyak lebih maksimal dibandingankan dengan Toulena. Selain itu berfungsi untuk memisahkan demulsifer untuk memecahkan dan menurunkan tegangan antara muka (interfacial tension) sehingga untuk emulsifying agent hilang dan hanya bisa meninggalkan air. Bahwa toulne hanya mempunyai kemampuan memisahkan atau membebaskan air saja. Sedangkan demulsifer dapat membunuh atau mencerah emulsifying agent, memecahkan air dan Pasir.



59



Tabel 5.9 Hasil analisa BS&W No



Tanggal



BS&W (%)



1



03 Juli 2017



18.00



2



06 Juli 2017



1.80



3



09 Juli 2017



15.80



Interpretasi hasil pengujian tingginya kandungan water and sediment, yaitu pertamam dapat merusak peralatan prosess pengolahan misalnya pompa feed, stainer, kedua, produk yang di hasilkan menjadi off Specc, dan yang ketiga adalah menurunkan nilai kalori bahan bakar. 5.3.3 Analisa API gravity (ASTDM D-287) Untuk satuan yang di gunakan untuyk menyatakan berat jenis minyak dan digunakan sebagai dasara klasifikaasi minyak bumi yang paling seerhanan mengukur API Gravity Condesate dengan rumus:



API Gravity =



141.5 60 60



SG ˚F



− 131.5



Teprature standart adalah 60˚F dan temprature yang diukur adalh temprature sample point. Density adalh berat cairan per unit volume pada 15 ˚C dan 101.325 kpa dengan satuan standart pengukuran misalnya kg/m3. Alat yabg di gunakan dalah hydromeeter jar/gelas ukur 1000 ml, hyrdrometer. Fungsinya dari hydrometer adaah untuk mengukur berat jenis (atau kepadatan reakatif0 dari cairan yaitu rasio densitas cairan kepadatan air. Sebuah pembobotan dengan merkuri dengan tembakan timah untuk membuatnya mengapung tegak. Cairan yang akan di uji dituangkan ke dalam wadaha tinggi, sering kali sebuah selinder lurus, dan hidrometer yang diturukan ke dalam cairan sampai mengapung bebas.



60



Titik dimna permukaan cairan menyentuh batang hidrometer yang dicatat hidrometer biasnya mengandung skla di dalam batang. Sehingga berat jenis dapat dibaca llangsung. Berbagai skala ada, dan digunakan tergantung pada konteksnya. SG 60/60˚F atau API gravity atau density 15˚C adalah faktor penentu mutu dan harga minyak mentah. Saat pelaksanaa transfer diperlukan untuk konversi volume terukur ke volume atau massa, atau keduanya, pada suhu acuan standar selama pelaksanaan transfer. Tabel 5.10 Hasil Analisa API Gravity No



Tanggal



API Observe



Temp Observe



API @60 ˚C



1



03 Juli 2017



70.0



88.0



66.3



2



06 Juli 2017



71.0



83.0



67.8



3



09 Juli 2017



71.0



83.0



67.8



Dari data di atas tersebut dapat di ketahui bahwa nilai API dari Condensate berkisar di antara 66,3-67.8. Nilai dari API tersebut cukup tinggi . sehingga berat jenis dari condesate rendah dan mutu dari condesate semakin bagus. Hubungan berat jenis dari API adalah salung berkebalikan. Makin kecil berat jenis minyak bumi atau semakin tinggi derajat APInya, makin berharga minyak bumi. Tinggi rendahnya minyak bumi jugak berpengeruh pada viskositasnya. Pada umumnya semakin tinggi derajat API atau makin ringan minyak bumi tersebut, semakin kecil viscositasnya. Tinggi rendahnya derajt API juga berpengaruh pada titik didihnya minyak bumi. Kalai API Gravity minyk bumi rendah, maka itu titik didihnya rendah, dan juga lebih mudah terbakar atau mempunysi titik nyala yang lebih rendah dari pada yang derajat APInya rendah. 5.3.4 Analisa Automatic Pour Point Compratour (ASTMD-97) Pour point (titik tunag) dalh suhu terendah dimana minyak bumi dipengaruhi oleh komposisi hidrocarbon di dalamnya. Titik tuangnya di pengaruhi oleh panjang rantai karbon di dalamnya. Titik tuang ini di pengaruhi oleh komposisi hidrocaarbon di dalamnya. Titik tuang di pengaruhi oleh derajat ketidak jenuhan (angak idiom), semakin tinggi ketidak jenuhan maka titik tuang semakin rendah,



61



selain itu juga di pengaruhi oleh panjang rantai karbon. Semakin itnggi rantai karbon semakain tinggi titik tuang. Titik tuang memiliki standar uji coba yang di gunakan yaitu pour point dengan ASTMD 97/ISO 3016 (int) serta mengisikan T bath (suhu) sesuai keinginan. Semakin kecil T bath semakin cepat analisis yang di lakukan karena pendinginnaya berlangsung lebih cepat. Interpreatasi hasil pengujian minyak bummi yang mempunyai pour poit tinggi berarti mminyak itu mengandung hidrocarbon berat (naeften dan Aromat). Sedangakn minyak bumi yang mempunyai pour point rendah berarati minysk itu banyak mengandung hidrocarbon ringan (parafin). Bila minyak bumi mempunyai pour point tinggi, berarti tidak mudah mengalir dalam suhu dingin sehingga kerja pompa menjaadi berat. Sedangakan Cloud Point atau titik keruh adalah suhu diman minyak muali menjadi jenuh sebagai hasuil dari kristalisai menurut pengaturan pendinginan. Titik keuh berkaitan dengan tak jenuhnya suatu minyak. Secara umu, semakin tinggi ketidak jenuhan maka semakin rendah rendah titik keruh. Titik tuang berfungsi untuk mendeterminasi jumlah relatif kandungan lilin pada Condesate, namun tes ini tidak menyatakan jumlah kandungan lilin secara absolut, begitu kandungan materi solid lainya di dalam minyak. Tabel 5.11 Hasil Analisa pour point dan Cloud point Condesate NO



Tanggal



Cloud Point (˚C)



Pour Point (˚C)



1



9 Juli 2017



-17.00