LAPORAN KERJA PRAKTIK DI FUNGSI SUR FACE FACIL I TI ES PT. PERTAMINA EP 9 Januari – 9 Februari 2017
PERHITUNGAN KAPASITAS PRODUC T L I QUI D TRANS F ER PUM P STASIUN PENGUMPUL BERINGIN A FIELD PRABUMULIH
Disusun oleh: KATYA DARA OZZILENDA SOEGIHARTO NIM: 14/363266/TK/41430
PROGRAM STUDI TEKNIK MESIN DEPARTEMEN TEKNIK MESIN DAN INDUSTRI FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS GADJAH MADA YOGYAKARTA 2017
i
ii
iii
LEMBAR PENGESAHAN PERUSAHAAN
LAPORAN KERJA PRAKTIK DI FUNGSI SURFACE FACILITIES PT. PERTAMINA EP 9 Januari – 9 Februari 2017
Disusun oleh: Katya Dara Ozzilenda Soegiharto NIM. 14/363266/TK/41430
Jakarta, 9 Februari 2017
Menyetujui,
Pembimbing, Surface Facilities PT. Pertamina EP
Firmansyahrullah, S.T. Mechanical Engineer
iv
v
KATA PENGANTAR
Segala puji bagi Tuhan Yang Maha Esa yang telah memberikan rahmat dan karunianya, sehingga penulis dapat menyelesaikan kerja praktik beserta laporan ini. Kerja praktik merupakan salah satu mata kuliah yang wajib untuk ditempuh mahasiswa di Program Studi Teknik Mesin, Departemen Teknik Mesin dan Industri, Fakultas Teknik, Universitas Gadjah Mada, dan menjadi syarat kelulusan mahasiswa untuk meraih gelar sarjana teknik. Laporan ini disusun sebagai pelengkap kerja praktik yang telah dilaksanakan selama 1 bulan di Kantor Pusat PT. Pertamina EP, khususnya di fungsi Surface Facilities. Dari awal sampai terselesaikannya laporan ini tidak terlepas dari bantuan dan dukungan dari berbagai pihak. Oleh karena itu, penulis ingin mengucapkan terima kasih kepada: 1. Ibu, Ayah dan kakak penulis yang selalu memberikan motivasi, arahan dan doa restu. 2. Bapak Firmansyahrullah selaku pembimbing di fungsi Surface Facilities PT. Pertamina EP yang telah memberi bimbingan, penjelasan dan nasehat selama kerja praktik. 3. Pak Kusmono selaku Kepala Program Studi Teknik Mesin, Universitas Gadjah Mada yang telah menyetujui penulis untuk melaksanakan kerja praktik. 4. Bapak Fauzi dari fungsi HR PT. Pertamina EP yang telah memberikan kesempatan penulis untuk melaksanakan kerja praktik selama 1 bulan. 5. Seluruh staff PT. Pertamina EP khususnya lantai 30, fungsi Surface Facilities yang telah memberikan bantuan, informasi dan dukungan. 6. Dicky, Adnan, Insan, Nuel, Metra – teman-teman kerja praktik dari Teknik Perminyakan, Institut Teknologi Bandung di fungsi Enhanced Oil Recovery PT. Pertamina EP atas pemberian bahan tambahan referensi dan pertemanan.
vi
7. Teman-teman kerja praktik dari Teknik Mesin, Universitas Lampung di fungsi Surface Facilities atas kerja sama dan diskusinya. 8. Seluruh pihak lain yang tidak dapat disebutkan satu-satu oleh penulis atas segala bantuan yang diberikan kepada penulis selama kegiatan kerja praktik dari awal sampai akhir. Penulis menyadari bahwa masih banyak kekurangan dalam menjalani kerja praktik dan penyusunan laporan ini, baik secara materi, inisiatif maupun teknik penyajiannya. Untuk itu, dengan segala kerendahan hati penulis mengharapkan kritik serta saran konstruktif yang berguna bagi masa yang akan datang. Penulis berharap laporan ini bisa bermanfaat bagi berbagai pihak, baik untuk perusahaan, pembaca maupun teman-teman mahasiswa.
Jakarta, 9 Februari 2017
Penulis
vii
DAFTAR ISI
Halaman Judul ................. .................. ................. ................. ................. ................i Halaman Surat Permohonan Kerja Praktik ........................................................... ii Halaman Balasan Surat Permohonan Kerja Praktik ............................................. iii Lembar Pengesahan dari Perusahaan ................................................................... iv Lembar Penilaian dari Perusahaan ........................................................................ v Kata Pengantar............................ .................. ................. ................. .................. .. vi Daftar Isi............... ................. ................. .................. ................ .................. ...... viii BAB I PENDAHULUAN .................................................................................... 1 1.1 Latar Belakang ................ ................. ................. .................. ................ .... 1 1.2 Tujuan Kerja Praktik ............................................................................... 2 1.3 Batasan Kerja Praktik .............................................................................. 2 1.4 Waktu dan Lokasi Kerja Praktik .............................................................. 2 1.5 Metode Penulisan Laporan Kerja Praktik ................................................. 2 1.6 Sistematika Penulisan Laporan Kerja Praktik........................................... 3 1.7 Manfaat Kerja Praktik ............................................................................. 3 BAB II PROFIL PERUSAHAAN ........................................................................ 5 2.1 Sejarah PT. Pertamina EP ........................................................................ 5 2.2 Struktur Organisasi ................................................................................. 9 2.3 Visi dan Misi PT. Pertamina EP ........................................................... 11 2.4 Tata Nilai ................. .................. ................ ................. ................. ........ 11 BAB III MINYAK, GAS BUMI DAN PRODUKSINYA .................................. 13 3.1 Minyak dan Gas Bumi ........................................................................... 13 3.1.1 Proses Terbentuknya Minyak dan Gas Bumi ................................. 13 3.1.2 Produk Minyak dan Gas Bumi ...................................................... 15 3.1.3 Proses Ekstraksi Minyak dan Gas Bumi ........................................ 16 3.2 Surface Production Facilities ................. ................. ................. ............. 20
viii
3.2.1 Kepala Sumur ............................................................................... 23 3.2.2.Manifold ................. ................. ................. .................. ................ .. 26 3.2.3. Separator ..................................................................................... 27 3.2.4. Oil/Condensate Stream ................. ................. ................. ............. 28 3.2.5. Gas Stream ............... ................ .................. ................. ................ 30 3.2.6. Pengukuran, Penyimpanan dan Ekspor ........................................ 32 BAB IV TUGAS KHUSUS ............................................................................... 33 4.1 Latar Belakang Masalah ....................................................................... 36 4.2 Rumusan Masalah ................................................................................ 36 4.3 Tujuan Penilitian .................................................................................. 36 4.4 Batasan Masalah..................... ................. ................. .................. .......... 36 4.5 Landasan Teori ..................................................................................... 37 4.6 Hasil dan Pembahasan .......................................................................... 46 BAB V KESIMPULAN DAN SARAN ............................................................. 53 5.1 Kesimpulan ................. ................. ................. .................. ................. .... 53 5.2 Saran ............... .................. ................. ................. ................. ................ 53 DAFTAR PUSTAKA ........................................................................................ 55
ix
BAB I PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Menghadapi dunia penuh saingan antar kompetensi adalah tantangan yang berat untuk setiap orang, tak terkecuali para mahasiswa.
Agar bisa bersaing,
mahasiswa harus menyiapkan diri agar menjadi sumber daya manusia yang mampu memberikan kinerja terbaiknya. Namun disadari atau tidak, pemahaman keilmuan di bangku kuliah yang hanya didasarkan pada tataran teoritis sering kali tidak dapat memberikan pengertian secara utuh kepada mahasiswa. Proses yang hanya mengandalkan teori semata tanpa adanya praktik untuk mengimplementasi teori tersebut hanya akan berujung pada hasil yang kurang optimal. Padahal di dalam realita, tuntutan yang harus dipenuhi selain kecapakan dalam bidang akademik – teoritis dan praktik – mencakup profesionalisme, kompetensi, kerja keras dan etos kerja yang baik. Untuk melatih kebutuhan-kebutuhan itu, metode yang paling efektif adalah dengan terjun langsung ke lingkungan kerja, baik untuk mempraktikkan teori yang selama ini dipelajari dalam bangku kuliah maupun untuk melatih soft skills . Untuk mewujudkan aspirasi ini, Program Studi Teknik Mesin, Universitas Gadjah Mada mewajibkan mata kuliah Kerja Praktik (KP) untuk seluruh mahasiswanya.
Dengan
program
tersebut,
diharapkan
mahasiswa
dapat
meningkatkan pengetahuan, pengalaman, dan mendapat bekal untuk memenuhi tuntutan di dunia kerja ketika sudah lulus. Selain bermanfaat bagi mahasiswa, kegiatan kerja praktik dapat berperan sebagai jembatan informasi dan perkembangan ilmu antara universitas dan perusahaan, dalam konteks ini antara Universitas Gadjah Mada dengan PT. Pertamina EP.
1
1.2 Tujuan Kerja Praktik
Tujuan kerja praktik di lingkungan kantor pusat PT. Pertamina EP adalah: 1. Mengenali dan mengetahui kegiatan yang dilakukan di fungsi Surface Facilities, PT. Pertamina EP. 2. Untuk mengimplentasikan materi-materi yang telah diberikan di bangku kuliah ke dunia nyata dan permasalahan riil. 3. Menambah pengalaman dan pengetahuan mengenai bidang yang telah didalami di universitas. 4. Memberikan rekomendasi terhadap pelaksanaan ataupun perhitungan dalam proyek yang ditangani oleh fungsi Surface Facilities, PT. Pertamina EP apabila ada yang bisa diperbaiki.
1.3 Batasan Kerja Praktik
Batasan kerja praktik yang diambil adalah tentang surface facilities dan perhitungan untuk komponen yang dibutuhkan di dalamnya, khususnya pompa untuk stasiun pengumpul. Perhitungan dilakukan berdasarkan data yang telah disediakan oleh pembimbing dan didukung dengan literatur dari berbagai referensi. 1.4 Waktu dan Lokasi Kerja Praktik
Kerja praktik dilakukan selama kurang lebih 1 bulan: Tanggal : 9 Januari – 9 Februari 2017 Tempat : Kantor Pusat PT. Pertamina EP, Gedung Standard Chartered Lantai 21- 30, Jalan Dr. Satrio No.164, Jakarta Selatan 1295 1.5 Metode Penulisan Laporan Kerja Praktik
Penyusunan laporan kerja praktik ini dilakukan dengan menggunakan metode sebagai berikut:
2
a. Penjelasan dan Pengamatan Sistem Diberikan penjelasan oleh pembimbing dan karyawan fungsi Surface Facilities. b. Perumusan Masalah Merumuskan persoalan yang bisa dilakukan selama kerja praktik di PT. Pertamina EP. c. Pengumpulan Data Mengumpulkan data yang diperlukan, termasuk data yang diberikan oleh pembimbing yang mencakup P&ID alur produksi minyak dan gas, datadata untuk perhitungan pompa, data spesifikasi pompa serta studi literatur. d. Analisis Data Menganalisa data dengan mengaplikasikan teori yang berkaitan dengan perumusan masalah di atas sehingga mencapai suatu kesimpulan.
1.6 Sistematika Penulisan
Sistematika penulisan laporan kerja praktik adalah sebagai berikut: BAB I PENDAHULUAN
Memuat latar belakang kerja praktik, tujuan kerja praktik, batasan kerja praktik, waktu dan lokasi pelaksanaan kerja praktik, metode penulisan laporan kerja praktik dan manfaat kerja praktik. BAB II PROFIL PERUSAHAAN
Berisi pengenalan PT. Pertamina EP secara keseluruhan, khususnya sejarah singkat, visi dan misi, tata nilai, lokasi dan unit kerja. BAB III MINYAK, GAS BUMI DAN PRODUKSINYA
Memberikan penjelasan singkat mengenai proses terbentuknya minyak dan gas bumi, kegunaannya serta alur produksi migas. Selanjutnya, produksi migas dijelaskan lebih lanjut, terutama bagian surface facilities yang ada di PT. Pertamina EP dan fasilitas-fasilitas yang membentuk sistemnya. 3
BAB IV TUGAS KHUSUS
Memuat tugas khusus yang diberikan selama kerja praktik di PT. Pertamina EP. Tema tugas khusus diarahkan ke bidang energi dan desain, khususnya perhitungan kapasitas untuk salah satu pompa di sebuah stasiun pengumpul baru di PT. Pertamina EP. BAB V K ESIMPULAN DAN SARAN
Bab ini berisi kesimpulan dan saran yang dibuat oleh penulis. Kesimpulan memuat rangkuman pelaksanaan kerja praktik dan tugas khususnya. Saran berisi beberapa masukan yang dapat diberikan untuk perkembangan PT. Pertamina EP ke depannya. 1.7 Manfaat Kerja Praktik
Manfaat yang didapatkan selama kerja praktik di kantor pusat PT. Pertamina EP adalah: 1. Memperoleh pengalaman bekerja dalam suasana yang nyata melalui kegiatan-kegiatan yang dilakukan selama kerja praktik di PT. Pertamina EP. 2. Menggunakan
teori
yang
didapat
ketika
kuliah
dan
mengimplementasikannya secara langsung ke kasus yang riil, yaitu mata kuliah mekanika fluida. 3. Mendapat ilmu baru mengenai proses produksi migas dan fasilitas-fasilitas yang terdapat dalam surface facilities PT. Pertamina EP. 4. Menambah wawasan tentang tempat kerja praktik dan dunia kerja.
4
BAB II PROFIL PERUSAHAAN
2.1 Sejarah PT. Pertamina EP
Indonesia adalah negara yang terkenal karena keanekaragaman sumber daya alam yang dimilikinya. Dua sumber daya yang memiliki potensi besar adalah minyak dan gas bumi yang telah dikelola sejak masa penjajahan Belanda. Minyak bumi sendiri merupakan salah satu sumber penghasilkan energi dan pembangkit tenaga listrik. Bagi negara kita, sudah tidak diragukan lagi apabila sumber daya ini sangat penting, baik untuk konsumsi dalam negeri maupun untuk peningkatan devisa negara dengan cara diekspor ke luar negeri. Walaupun sudah dieksploitasi selama hampir dua abad, masih terdapat jumlah yang tidak sedikit yang masih tersimpan di tanah Indonesia. PERTAMINA merupakan perusahaan minyak dan gas bumi yang berdiri sejak 10 Desember 1957, dan merupakan perusahaan di bawah kepemilikan Pemerintah Indonesia (National Oil Company). Meskipun pertama berdiri dengan nama PN Permina, pada tahun 1968 namanya berubah menjadi PN Pertamina setelah merger dengan PN Pertamin. Dengan bergulirnya Undang-Undang no. 8 Tahun 1971, sebutan perusahaan menjadi Pertamina. Sebutan ini tetap dipakai setelah Pertamina berubah status hukumnya menjadi PT Pertamina (Persero) pada tanggal 17 September 2003 yang berdasar pada Undang-Undang Republik Indonesia no. 22 tahun 2001 pada tanggal 23 November 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi. Seiring dengan dinamika yang terjadi di dunia industri migas dalam negeri, Pemerintah Indonesia menerbitkan Undang-Undang no. 22 Tahun 2001 tentang
5
Minyak dan Gas Bumi. Sebagai konsekuensi pelaksanaan Undang-Undang tersebut, maka Pertamina melepas peran gandanya sebagai peran regulator dan peran operator, serta berubah bentuk menjadi PT. Pertamina (Persero). Peran pertama, yaitu sebagai regulartor diserahan kepada lembaga pemerintahan sedangkan PT. Pertamina hanya memegang peran sebagai operator murni.Di sektor hulu, peran sebagai regulator dijalankan oleh BPMIGAS yang dibentuk pada tahun 2002, sedangkan BPH MIGAS – yang dibentuk dua tahun kemudian, 2004 – memegang peran yang sama untuk sektor hilir. Pertamina kemudian mendirikan anak-anak perusahaan sebagai wujud bisnis yang bertujuan untuk menunjukkan eksistensinya dalam pengelolaan kegiatan bisnis di sektor hulu. Sektor hulu yang dimaksud meliputi eksplorasi dan eksploitasi minyak, gas dan panas bumi, pengelolaah transportasi migas, jasa pemboran dan pengelolaan portofolio di sektor hulu. Atas dasar itulah PT. Pertamina EP terbentuk pada tanggal 13 September 2005. Sejalan dengan terbentuknya PT Pertamian EP maka pada tanggal 17 September 2005, PT. Pertamina (Persero) melaksanakan penandatanganan Kontrak Kerja Sama (KKS) dengna BPMIGAS yang kini bernama SKKMIGAS, atas seluruh Wilayah Kuasa Pertambangan Migas yang diberikan melalui perundangan yang berlaku. Mayoritas wilayah PT. Pertamina (Persero) dipisahkan menjadi wilayah kerja (WK) PT. Pertamina EP. PT. Pertamina EP, sebagai penyelenggaran kegiatan usaha di sektor hulu bidang minyak dan gas bumi, melakukan aktivitas seperti eksplorasi dan eksploitasi. Selain itu, Pertamina EP juga melaksanakan kegiatan usaha penunjang lainnya yang secara langsung maupun tidak langsung mendukung bidang kegiatan usaha utama. Saat ini tingkat produksi Pertamina EP adalah sekitar 85.000 barrel oil per day (BOPD) untuk minyak dan sekitar 1016 million standard cubic feet per day (MMSCFD) untuk gas. Wilayah Kerja (WK) PT. Pertamina EP seluas 113613.9 km
2
adalah
limpahan dari sebagian besar Wilayah Kuasa Pertambangan Migas PT. Pertamina
6
(Persero). Pola pengelolaan dioperasikan
sendiri
usaha WK seluas itu dilakukan dengan cara
maupun
kerja
sama.
Apabila
dilihat
dari
rentang
geografisnya, Pertamina EP beroperasi hampir di seluruh wilayah Indonesia, mulai dari Sabang hingga ke Merauke. Wilayah Kerja Pertamina EP terbagi ke dalam 5 asset. Dari kelima asset tersebut, terdapat 21 Field, yaitu : Asset 1 No.
Area Operasi
Geografis
1
Field Rantau
Aceh
2
Field Pangkalan Susu
Sumatera Utara
3
Field Lirik
Riau
4
Field Jambi
Jambi
5
Field Ramba
Sumatera Selatan
Asset 2 No.
Area Operasi
Geografis
1
Field Prabumulih
Sumatera Selatan
2
Field Pendopo
Sumatera Selatan
3
Field Limau
Sumatera Selatan
4
Field Area (Abab, Dewa, Raja)
Sumatera Selatan
Asset 3 No.
Field
Geografis
1
Field Subang
Jawa Barat
2
Field Jatibarang
Jawa Barat
3
Field Tambun
Jawa Barat
Asset 4 No.
Field
Geografis
1
Field Cepu
Jawa Tengah - Jawa Timur
2
Field Poleng
Jawa Timur
3
Field Matindok
Sulawesi Tengah
Asset 5
7
No.
Field
Geografis
1
Field Sangatta
Kalimantan Timur
2
Field Bunyu
Kalimantan Timur
3
Field Tanjung
Kalimantan Selatan
4
Field Sangasanga
Kalimantan Timur
5 6
Field Tarakan Field Papua
Kalimantan Timur Papua Barat
Tabel 1. Daftar asset PT. Pertamina EP Selain pengelolaan 21 Field, Pertamina EP juga melakukan pengembangan lapangan-lapangan baru dengan pola project base. Apaun project yang sedangn berlangsung adalah: 1. Cikarang-Tegal Pacing Development Project di Jawa Barat 2. Paku Gajah Development Project di Sumatera Selatan 3. Matindok Gas Development Project di Sulawesi Tengah
8
2.2 Struktur Organisasi PT. Pertamina EP
Technical Support Exploration & New Discovery Project Director
Exploration New Discovery Project (s) Exploitation
Development Director
Surface Facility
EOR
Asset (s) Production & Operation Director
Drilling
Partnership
President
Treasury
Director
Controller Finance & Business Support Director ICT Legal & Relation Strategic Plannin g & Risk Management OC & OE
Internal Audit
HSSE
SCM & General Service
Human Resources
9
Oil & Gas Monetization
Mechanical Engineering Specialist
Senior Security
Surface Facilities Advisor
Mechanical Engineer
Senior SF Specialtist
Senior Corrosion Engineer Senior SF Specialist
Process Engineering Specialist Senior SF Specialist
Process Engineer Senior SF Specialist
Vice President Surface Facilities
Engineering Manager
Senior Lost Prevention Engineeri
RAM Manager
Electrical Engineer Specialist
OGT & Sharing Faclities Manager
Engineering Manager
Construction Manager
Electrical Engineer
Senior Electrical Engineer
QA/QC Manager
Instrument & Control Engineering Specialist
SF Planning & Evaluation Manager
Instrument & Control Engineer
Asset 1 SF Manager
Civil & Geodetic Specialist
Asset 2 SF Manager
Civil & Geodetic Engineer
Asset 3 SF Manager
Asset 4 SF Manager
Civil & Geodetic Engineer
Asset 5 SF Manager
Process Engineer
10
2.3 Visi dan Misi PT. Pertamina EP Visi 2014 – 2025: Menjadi perusahaan eksplorasi dan produksi minyak dan gas
bumi kelas dunia
–
Misi 2014 2025: Melaksanakan pengusahaan sektor hulu minyak dan gas dengan penekanan pada aspek komersial dan operasi yang baik, serta tumbuh dan
berkembang bersama lingkungan hidup. Budaya Perusahaan: Pertamina EP membangun budaya Perusahaan (corporate
culture) melalui Tata Nilai 6C. Tata Nilai 6C merupakan nilai-nilai penting yang harus dimiliki oleh insan Pertamina EP yang akan membentuk perilaku aygn menjadi budaya, sebagai ciri khas PErtamina EP di antara perusahaan-perusahaan lainnya. 2.4 Tata Nilai PT. Pertamina EP
Tata Nilai : 6C 1. Clean (Bersih): Dikelola secara profesional, menghindari benturan kepentingan, tidak menoleransi suap, menjunjung tinggi kepercayaan dan integritas. Berpedoman pada asas-asas tata kelola korporasi yang baik. 2. Competitive (Kompetitif): Mampu berkompetisi dalam skala regional maupun
internasional,
mendorong
pertumbuhan
melakui investasi,
membangun budaya sadar biaya dan menghargai kinerja. 3. Confident
(Percaya Diri): Berperan dalam pembangunan ekonomi
nasional, menjadi pelopor dalam reformasi BUMN dan membangun kebanggaan bangsa. 4. Customer
Focused
(Fokus
pada
Pelanggan) :
Berorientasi
pada
kepentingan pelanggan dan berkomitmen untuk memberikan pelayanan terbaik kepada pelanggan. 5. Commercial (Komersial): Menciptakan nilai tambah dengan orientasi komersial, mengambil keputusan berdasarkan prinsip-prinsip bisnis yang sehat
11
6. Capable (Berkemampuan): Dikelola oleh pemimpin dan pekerja yang profesional dan
memiliki talenta
dan
penguasaan
teknik
tinggi,
berkomitmen dalam membangun kemampuan riset dan pengembangan.
12
BAB III MINYAK, GAS BUMI DAN PRODUKSINYA
3.1 Minyak dan Gas Bumi 3.1.1 Proses Terbentuknya Minyak dan Gas Bumi
Minyak dan gas bumi adalah bahan bakar fosil, yaitu sebuah kelompok sumber energi yang terbentuk dari tumbuhan dan organisme pada zaman Carboniferous, yang berlangsung sekitar 362 hingga 286 juta tahun yang lalu, bahkan sebelum dinosaurus menjelajahi bumi ini. Pada zaman tersebut, bumi tertutupi oleh rawa, danau, sungai, dan laut yang penuh dengan organisme dan tumbuhan. Pada saat hidup, mereka mengabsorbsi energi dari matahari lalu menyimpannya di dalam tubuh dalam bentuk senyawa organik yang terdiri atas karbon, hidrogen, nitrogen dan oksigen. Ketika mati, organisme-organisme ini tenggelam ke permukaan dasar air dan mulai berdekomposisi di bawah lapisan pasir, tanah liat (clay), dan mineral lainnya seiring berjalannya jutaan tahun. Jenis bahan bakar fosil yang terbentuk ditentukan oleh beberapa faktor, yaitu kombinasi senyawa organik, tinggi rendahnya suhu, waktu, dan kondisi tekanan saat berdekomposisi. Reaksi kimia yang terjadi selama proses dekomposisi mengeliminasi nitrogen dan sisa oksigen yang terkandung dalam sisa organik, sehingga menyisakan hidrogen dan karbon yang apabila digabungkan menjadi senyawa hidrokarbon. Hidrokarbon memiliki dua fasa yaitu gas dan liquid yang kemudian dinamakan gas dan minyak bumi. Minyak bumi terbentuk dari organisme-organisme yang kecil seperti zooplankton dan algae dimana tekanan yang tinggi menyebabkan senyawa organik yang kompleks ini untuk terurai. Sedangkan gas alam terbentuk dengan cara yang sama dengan minyak namun
13
terpapar pada suhu dan tekanan yang jauh lebih tinggi sehingga memaksakannya untuk terurai lebih lanjut dan berubah menjadi bentuk gas. Senyawa-senyawa hidrokarbon tersimpan di dalam bebatuan yang bernama source rock, tetapi karena lebih ringan dibandingkan dengan air, maka ada kecenderungan untuk mencari jalan naik dan bermigrasi ke permukaan bumi. Namun apabila hidrokarbon menemukan lapisan impermeable – bernama seal atau cap rock – saat bermigrasi naik, hidrokarbon ini terperangkap di bawahnya dan tersimpan di dalam celah/pori-pori batu yang bernama batu reservoir. Lokasi cadangan ini yang merupakan tempat di mana kita dapat menemukan minyak dan gas bumi sekarang. Gas menempati posisi paling atas karena merupakan senyawa yang paling ringan, lalu di bawahnya terdapat minyak karena lebih ringan dari air namun lebih berat daripada gas, dan air terdorong ke posisi paling bawah karena memiliki massa jenis paling berat.
Gambar 1. Lapisan formasi minyak, gas dan air di dalam tanah
14
3.1.2 Produk Minyak dan Gas Bumi
Setelah proses produksi minyak dan gas selesai, hasilnya dikirim ke refinery untuk diolah. Berdasarkan komposisi dan permintaan, industri-indrusi pengolah minyak bumi dapat memproduksi berbagai jenis produk minyak bumi. Mayoritas produk digunakan sebagai energi, seperti bensin dan diesel. Pengolahan juga bisa menghasilkan produk lain yang beragam macamnya. Produk-produk olahan minyak dan gas bumi berupa: 1. Bahan bakar (bensin, diesel, bahan bakar jet, propana) 2. Plastik (mobil, material-material untuk membangun bangunan, komputer, peralatan rumah, mainan, perabotan, dsb.) 3. Bahan sintetis (ban, cat, kain, deterjen, vitamin, obat-obatan, make-up, sampo, pasta gigi, parfum, pakaian, sepatu, tinta, bahan kimia, dsb.) 4. Konstruksi jalan (aspal, tar) 5. Parafin 6. Pelumas 7. Gas (helium, sulfur, dsb.)
Gambar 2. Jenis-jenis hasil olahan minyak dan gas bumi
15
3.1.3 Proses Ekstraksi Minyak dan Gas Bumi
Dalam proses pengambilan dan produksi minyak dan gas bumi, beberapa langkah harus dilalui. Langkah-langkah tersebut mencakup:
Explorasi dan Development
Abandonment
Produksi
Tabel 2. Urutan proses ekstraksi minyak dan gas bumi 1. Explorasi dan Development a. Pre-exploration
Beberapa langkah awal diambil oleh industri-industri minyak dan gas bumi sebelum proses produksi berlangsung untuk menentukan potensi dari sebuah reservoir. Langkah yang dilakukan meliputi: a. Mempelajari geologi dari tanah sekitar b. Membeli hak-hak mineral c. Mendapatkan lisensi dan izin dari pemerintahan d. Mendapatkan persetujuan dengan pemilik tanah dan pemilik saham lainnya e. Merangkai
prosedur
keamanan
dan
keadaan
darurat
serta
mengidentifikasi kebutuhan lingkungan f. Menyiapkan lokasi untuk pemboran
b. Membangun Jalan Akses dan PenyiapanWellpad
Untuk eksplorasi dan development, butuh dilakukan pemboran dan segala aktivitas yang menyangkutnya. Sebelumnya, industri-industri migas melakukan pemboran vertikal pada beberapa titik di tanah dengan maksud untuk mencapai beberapa titik kontak dengan reservoir, namun sekarang sumur mampu dibor dari satu titik saja – yaitu dari sebuah wellpad. Dengan pemboran horizontal yang dilakukan di wellpad, dampak yang terjadi pada lingkungan (terutama tanah) dapat diminimalisir.
16
Pekerjaan wellpad mencakup penyiapan lokasi untuk pemboran sumur yang meliputi pembuatan jalan, jembatan, dan bangunan yang bersifat permanen ataupun sementara serta infrastruktur lainnya yang diperlukan untuk menunjang kegiatan pemboran.
Gambar 3. Pemboran vertikal tanpa menggunakan wellpad dan pemboran horizontal dengan wellpad
c. Membangun sumur dan cementing
Waktu yang dibutuhkan untuk melakukan pemboran yang meliputi menginstalasi casing baja, proses cementing serta memindahkan semua peralatan dari lokasi sumur sebelum proses fracturing dimulai adalah 4 sampai 5 minggu. Pemboran sumur vertikal maupun horizontal dimulai dengan langkah yang sama yaitu pembuatan lubang awal ( wellbore) yang dibor lurus ke bawah. Untuk sumur horizontal, pemboran perlahan-lahan diarahkan menyamping untuk mencapai titik reservoir.
17
Gambar 4. Sumur migas dancasing Lapisan-lapisan casing dan semen memiliki fungsi untuk: a.
Melindungi air tanah
b.
Menahan peralatan bernama BOP (Blowout Preventer) di bagian atas sumur untuk memastikan bahwa tekanan sumur tertahan, dan menjaga
18
keselamatan dari sumur, para pekerja dan peralatan yang digunakan selama proses pemboran. c.
Menjaga stabilitas wellbore
d.
Menlindungi bebatuan sekitar dari tekanan tinggi yang digunakan saat proses stimulasi dan produksi.
d. Fracturing dan Stimulasi
Untuk melepas hidrokarbon dari reservoir-reservoir yang lebih sempit, terkadang teknik khusus dibutuhkan untuk menstimulasi sumur agar minyak dan gas dapat mengalir lancar. Minyak dan gas dapat mengalir lebih mudah dari batuan formasi ke wellbore ketika distimulasi oleh
hydraulic fracturing dan pengasaman (acidizing). Produsen akan menyewa jasa kepada sebuah service company untuk mendesain sebuah program yang menggaris besar solusi teknik yang dibutuhkan untuk menyelesaikan pekerjaan dan perkiraan dananya. Hydraulic fracturing hanya membutuhkan beberapa hari selama proses pemboran dan produksi. Setelah menstimulasi zona-zona yang memiliki potensial, sumur siap untuk dipasangkan peralatan untuk produksi. Pengasaman atau acidizing adalah metode yang menggunakan asam untuk menstimulasi aliran produksi dengan menghancurkan bebatuan yang sudah rusak.
2. Produksi
Produksi dilakukan setelah melakukan pemboran pada sejumlah sumur lalu menyambungkannya ke suatu sistem perpipaan. Alur yang dilewati setiap sumur atau kumpulan sumur adalah sama, yaitu setelah sumur distimulasi maka siap untuk diproduksi. Pada tahap ini segala peralatan dan persiapan lain yang dibutuhkan untuk memproduksi dan mengangkut migas dihubungkan. Ketika sebuah sumur berada pada tahap produksi, umumnya bisa berproduksi selama 10 sampai 30 tahun, terkadang lebih.
19
Setidaknya 40% dari lokasi wellpad sumur bisa direstorasi ke kondisi semula ketika sumur sudah mulai berproduksi. Air dan limbah sisa dipindahkan ke fasilitas treatment yang berlisensi untuk diolah kembali agar bisa dibuang dalam kondisi yang tidak merusak lingkungan ataupun diinjeksi kembali ke dalam sumur. 3. Abandonment
Sumur yang sudah tidak dapat memproduksi migas dalam jumlah yang menguntungkan secara komersial, ataupun sumur yang tidak sukses, harus ditutup secara benar. Selanjutnya, tanah harus direstorasi oleh pemilik/perusahaan yang memiliki sumur tersebut. Proses restorasi pada lokasi
sumur
kontaminasi
mencakup
yang
membersihkan
terdeteksi,
atau
memindahkan
meremedasi
material-material
ulang yang
seharusnya tidak berada di lokasi, merestorasi tanah dan menanam tumbuhan sesuai dengan peraturan. Tanah harus dikembalikan sesuai dengan kebutuhan lingkungan atau permintaan pemerintahan.
3.2 Sur face P roduction F acil iti es
Dalam proses pengembangan suatu lapangan minyak dan gas bumi, berbagai fasilitas penunjang dibutuhkan untuk mengeksekusi rencana manajemen reservoir. Setelah suatu cadangan hidrokarbon yang ditemukan dinilai memiliki potensi untuk menghasilkan jumlah produk yang memenuhi kebutuhan, maka tahap selanjutnya adalah memproduksi cadangan tersebut. Agar proses produksi berjalan dengan optimal dan ekonomis tanpa menyingkirkan faktor keamanan, maka dibutukan perencanaan fasilitas produksi minyak dan gas yang melayani proses treatment serta penyaluran migas mulai dari wellhead sampai ke titik serah
(sales point). Surface facilities, seperti namanya, merupakan fasilitas-fasilitas di permukaan yang berfungsi untuk menyalurkan fluida yang diproduksi dari kepala sumur
20
menuju fasilitas pemisah sampai fasilitas penampungan dan penjualan (sales point). Selain fasilitas-fasilitas yang terkait secara langung dengan proses produksi, surface facilities menangani fasilitas pendukung dan utilities seperti sistem
pembangkit
listrik,
sistem
pengelolaan
air,
sistem
pengukuran,
instrumentasi dan control. Meskipun terdapat berbagai macam ukuran dan layout, pada umumnya suatu
production facility memiliki sistem pemrosesan yang sama seperti yang ditunjukkan di gambar berikut ini:
21
Gambar 5. Skema umum produksi minyak dan gas bumi
22
Seperti yang ditunjukkan pada gambar, ketika fluida keluar dari sumur maka akan mencapai kepala sumur ( wellhead) lalu memasuki manifold produksi dan penguji. Rangkaian fasilitas yang terdapat pada alur produksi dimulai dari manifold disebut dengan stasiun pengumpul. Setelah melewati manifold, fluida memasuki separator untuk dipisahkan antara gas dan minyaknya. Aliran dari sumur biasanya mengandung komponen-komponen yang tidak dibutuhkan seperti air, karbon dioksida, garam, sulfur, dan pasir. Fungsi dari separatornya adalah sebagai tahap awal proses pemisahan.
Utility systems terdiri atas rangkaian sistem yang tidak terlibat dalam proses aliran fluida hidrokarbon secara langusng namun memberi pelayanan pada keamanan proses utama. Komponen/peralatan utama surface facilities yang terkait langsung dengan proses produksi migas pada umumnya adalah sebagai berikut: 1.
Kepala Sumur atau Wellhead
2.
Manifold
3.
Separator
4.
Oil/kondensat stream, yang terdiri atas tanki dan sistem pemompaan
5.
Gas stream, yang terdiri atas scrubber, sistem kompresi, sistem treatment lanjut (dehydration unit, CO 2 removal, dan lain lain)
6.
Pengukuran, Penyimpanan dan Ekspor
Setiap fasilitas akan dijelaskan lebih lanjut dan mendetail sebagai berikut: 3.2.1 Kepala Sumur (Wellhead)
Kepala sumur atau wellhead merupakan peralatan kontrol sumur di permukaan yang terbuat dari baja yang membentuk suatu sistem seal/penyekat untuk menahan semburan atau kebocoran fluida sumur ke permukaan. Kepala sumur terletak di atas sumur minyak yang menyambung turun ke dalam reservoir. Selain itu, wellhead juga bisa terletak pada sumur injeksi yang berfungsi untuk
23
menginjeksi air dan gas balik ke reservoir untuk menjaga tekanan dan level agar produksi bisa berlangsung secara maksimal.
Gambar 6. Kepala sumur
Gambar 7. Gambar teknik kepala sumur Stasiun Pengumpul
Stasiun pengumpul adalah area/fasilitas yang dibangun khusus yang berfungsi sebagai tempat dikumpulkannya fluida produksi dari beberapa sumur
24
dari suatu struktur reservoir yang biasanya terdiri atas peralatan-peralatan yang berfungsi untuk pemisahan awal fluida, penampungan awal, penyimpanan sementara liquid, sistem pemompaan dan atau sistem kompresi sebelum disalurkan untuk diproses lebih lanjut. Meskipun fasilitas pada setiap stasiun pengumpul bervariasi sesuai dengan kondisi masing-masing kebutuhan, yang dijelaskan berikut ini merupakan fasilitas yang terdapat pada stasiun pengumpul di Field Beringin, yang merupakan batasan dari laporan kerja praktik penulis. Stasiun pengumpul di Field Beringin mencakup fasilitas : 1.
Manifold a. Manifold Produksi b. Manifold Pengujian
2.
Separator a. Separator Produksi b. Separator Pengujian
3.
Oil/condensate stream Manifold dan separator digunakan untuk fluida hidrokarbon ketika masih bercampur menjadi satu senyawa. Apabila fluida telah melewati separator maka gas telah berpisah dari air dan minyak. Fasilitas lebih lanjut yang dilewati oleh campuran minyak dan air adalah :
1. Degassing Boot 2. Tanki Produksi
3. Liquid Transfer Pump 4. Liquid Pig Launcher 5. Pipelines
4.
Gas stream Sedangkan fasilitas yang dilewati gas setelah melewati separator adalah : 1. Sistem Kompresi Gas, yang terdiri dari : a. Inlet scrubber b. Suction scrubber
25
c. Kompresor
d. Aftercooler e. Discharge scrubber f. Scrubber Gas Tekanan Tinggi (High Pressure Gas Scrubber) 2. Unit Dehidrasi, yang terdiri dari : a. Teg Contactor
b. Lean Teg/Dry Gas Exchanger c. Teg Regeneration Package d. Teg Sump Pump e. Teg Sump Drum f. Sump Pump g. Pig Launcher h. Pig Receiver
3.2.2. Manifold
Manifold merupakan rangkaian perpipaan dan katup-katup yang berfungsi untuk mengontrol, mendistribusi atau menggabungkan, dan memonitor aliran fluida. Akan ada setidaknya satu untuk tiap sistem proses (process train) ditambah dengan manifold untuk pengujian dan penyeimbangan. Manifold dibagi menjadi dua jenis, yaitu: a. Manifold Produksi
Manifold Produksi (Production Manifold) digunakan untuk proses produksi yaitu dengan mengalirkan atau menggabungkan aliran fluida dari sumur-sumur menuju separator produksi. b. Manifold Pengujian
Manifold Pengujian (Test Manifold) berfungsi untuk mengarahkan fluida dari satu sumur atau lebih ke separator pengujian.
26
Gambar 8. Manifold
3.2.3. Separator
Separator adalah vessel berbentuk silindris maupun bulat yang digunakan untuk memisahkah aliran fluida yang diproduksi dari sebuah sumur. Separator bisa diklasifikasikan menjadi dua, yaitu separator dua fasa dan tiga fasa. Separator di Stasiun Pengumpul Beringin A Field Prabumulih terdiri atas dua jenis, yaitu: a. Separator Produksi (Production Separator)
Separator ini digunakan untuk produksi secara umum.
b. Separator Pengujian (Test Separator)
Separator pengujian (test separator) digunakan untuk mengukur atau mengetahui volume aktual aliran fluida hidrokarbon dari satu sumur atau lebih. Pengujian dilakukan ketika pertama kali produksi kemudian dengan interval tertentu secara teratur. Fluida yang dipisahkan akan dianalisa di lab untuk mengetahui komposisisi kandungan hidrokarbonnya – gas, minyak dan kondensat, serta kandungan impuritiesnya.
27
Gambar 9. Separator horizontal
Gambar 10. Separator di SP Tambun 3.2.4. Oi l /Con densate Stream
Fasilitas oil/condensate stream adalah rangkaian fasilitas yang dilalui oleh liquid sumur yang telah dipisahkan dari kandungan gasnya sehingga hanya tersisa minyak dan air. Fasilitas yang dimaksud meliputi : a. Degassing Boot
28
Degassing boot merupakan tempat di mana tekanan fluida diturunkan menjadi tekanan rendah. Fluida yang bertekanan rendah akan menyebabkan gas yang terkandung di dalam liquid untuk terlepas dan keluar melalui saluran yang ada. b. Tanki Produksi
Tanki produksi adalah tanki yang digunakan untuk menampung liquid hasil produksi sebelum ditransfer melalui pipa penyalur.
Gambar 11. Tanki Produksi di SP Tambun c. L iquid Tr ansfer Pump
Liquid transfer pump atau pompa transfer liquid adalah peralatan yang digunakan untuk memindahkan fluida dari satu tempat ke tempat lainnya, dalam hal ini digunakan untuk memindahkan fluida dari tanki produksi di SP Beringin A ke SP Beringin D. Pompa-pompa ini memiliki tingkat kerumitan yang berbeda-beda namun memiliki fungsi yang sama dalam dunia industri migas. Pompa transfer mampu memindahkan air, bahan kimia, minyak dan beragam fluida lainnya. d. L iquid Pig Laun cher
Pig launcher merupakan alat berbentuk corong Y pada bagian pipa yang digunakan untuk meluncurkan pig ke dalamnya. Pig merupakan peralatan yang dijalankan di dalam pipa mengikuti aliran fluida untuk membersihkan
29
bagian internal pipa tanpa menggangu/ menghentikan operasi/aliran. Pengembangan
teknologi
pigging
saat
ini
dapat
digunakan
untuk
mengobservasi serta mengukur anomali yang terjadi pada pipa penyalur, seperti ketebalan pipa, kebulatan, tanda-tanda korosi, mendeteksi kebocoran kecil, dan kecacatan lain sepanjang bagian interior pipa yang dapat menyebabkan gangguan pada aliran minyak dan gas atau memberi potensi untuk membahayakan keselamatan dari pengoperasian pipa.
Gambar 12. Gambar teknik pig launcher e. Pipeline
Pipeline adalah pipa untuk transfer minyak dan gas bumi yang memiliki diameter antara 6 sampai 48 in. Untuk memastikan bahwa operasi perpipaan berjalan dengan efisien dan aman, para operator memeriksa pipa untuk korosi dan cacat secara rutin dengan menggunakan pigs. 3.2.5. Gas Str eam
1.
Sistem Kompresi Gas
Sistem kompresi gas adalah fasilitas yang membantu dalam proses pengangkutan gas dari satu lokasi ke lokasi lainnya. Ketika gas dialirkan melalui pipa, gas harus selalu memiliki tekanan yang cukup supaya bisa berpindah. Gas dari kepala sumur gas terkadang memiliki tekanan yang cukup untuk masuk ke sistem transportasi pipa dengan sendirinya, namun gas dari sumber yang memiliki tekanan rendah atau sudah mengalami penurunan tekanan memerlukan sistem
30
kompresi untuk dapat mengalir sampai ke titik tujuan. Sistem kompresi gas mencakup peralatan seperti: a. Scrubber
Gas yang telah melewati separator dan dipisahkan dari wujud liquidnya masih memilki kemungkinan mengandung uap air dan droplet. Droplet air dan hidrokarbon juga bisa terbentuk ketika gas mendingin di heat exchanger, tetapi harus dihilangkan sebelum mencapai kompresor. Apabila titik-titik liquid memasuki kompresor, maka akan merusak komponen-komponen utama dari unit kompresor. Oleh karena itu dibutuhkan peralatan untuk menghilangkan droplet ini, yaitu scrubber. Selain memiliki fungsi untuk menghilangkan liquid, scrubber juga berfungsi menghilangkan kotordan dan material asing yang terkandung dalam gas yang tidak diperlukan.
Gambar 13. Gas Scrubber b. Kompresor
Fungsi utama kompresor yaitu untuk menaikkan tekanan fluida gas dengan cara dimampatkan. Dalam pembangunan SP Beringin A Field Prabumulih kompresor yang digunakan adalah tipe reciprocating.
31
c. Aftercooler
Aftercooler adalah heat exchanger yang menghilangkan panas dari gas yang telah melalui proses kompresi, sebelum memasuki kompresor tahap selanjunya. Suhu yang semakin rendah akan membuat energi yang digunakan untuk mengkompresi gas menjadi semakin rendah pula. Aftercooler yang paling umum menggunakan udara sekitar yang lebih dingin atau air dingin untuk menghilangkan panas, yang juga efektif untuk menyerap kelembaban dari gas terkompresi. 2. Unit Dehidrasi
Tujuan dari unit dehidrasi adalah untuk menghilangkan air dari gas. Ketika diproduksi dari sebuah reservoir, gas alam biasanya mengandung air dalam jumlah yang tinggi yang bersifat jenuh. Air ini bisa menyebabkan beberapa masalah untuk proses hilir (downstream) dan peralatan-peralatannya. Proses dehidrasi penting dilakukan untuk mencegah terbentuknya hidrat pada suhu rendah ataupun masalah korosi karena adanya karbon dioksida (CO 2) atau hidrogen sulfida (H2S) yang biasa ditemukan dalah gas alam. Tergantung pada komposisinya, hidrat bisa terbentuk pada suhu yang relatif tinggi. Oleh karena itu, mayoritas produsen gas menggunakan Triethylene glycol (TEG) untuk menghilangkan air dari aliran gas agar sesuai dengan standar yang dibutuhkan pipa. Unit dehidrasi glikol (glycol dehydration units) mampu menekan titik formasi hidrat dari gas melalui penghilangan air, caranya adalah dengan menurunkan titik kondensasi air pada inlet ke suhu titik kondensasi pada outlet.
32
BAB IV TUGAS KHUSUS
4.1. Latar Belakang Masalah
PT. PERTAMINA EP bertujuan untuk mengeksploitasi 8 sumur gas sebagai sumur produksi dalam Stasiun Pengumpul Beringin A. Stasiun Pengumpul Beringin A terletak 45 km dari Prabumulih, Sumatera Selatan. Perkembangan dan eksploitasi dari kedelapan sumur gas tersebut diharapkan bisa menghasilkan 15 MMSCFD gas, 382 BPD kondensat dan 434 BPD air. Delapan sumur gas ini terdiri dari 4 sumur produksi yang sudah dibuat yang dijalurkan ulang dari SP Beringin D ke SP Beringin A dan 4 sumur produksi baru. Sumur-sumur produksi diproses di fasilitas SP Beringin A yang terdiri dari Sistem Pemisah Gas ( Gas Separation System), Sistem Kompresi Gas ( Gas
Compression System), Sistem Dehidrasi Gas ( Gas Dehydration System), Penyimpan Liquid dan Sistem Ekspor ( Liquid Storage and Export System ) dan Fasilitas Auxiliary (Auxiliary Facilities). Gas yang diproduksi akan dikirim ke SP Beringin D melalui garis transmisi gas dan kondensat akan dikirim ke SP Beringin D melalui perpipaan liquid yang sudah ada di SP Beringin C untuk proses lebih lanjut.
33
Gambar 14. Skema stasiun pengumpul di Ber ingin Field
34
Seperti proses produksi yang telah dijelaskan pada bab 3 laporan ini, fluida hidrokarbon yang telah diambil dari dalam sumur akan mengalir ke kepala sumur dan memasukin pipa-pipa yang mengarah ke manifold. Setelah fluida melewati manifold produksi dan sebagian ke manifold pengujian, fluida akan dikirim untuk proses pemisahan di separator. Di separator inilah fluida dipisah menjadi gas, kondensat dan air. ada proses produksi dalam rangkaian fasilitas, fluida terbagi menjadi gas dan kondensat. Gas yang telah dipisahkan dari fasa liquidnya akan memasukin inlet scrubber, lalu melanjutkan treatment di sistem kompresi gas yang terdiri dari 1 st
suction srubber, 1 stage compressor, aftercooler, 2
nd
st
stage
stage suction scrubber, 2
nd
stage compressor, aftercooler, dan discharge scrubber. Setelah melewati treatment di sistem ini, gas akan ditransfer ke scrubber gas bertekanan tinggi (high pressure gas scrubber). Apabila masih ada liquid yang terkandung didalamnya, maka akan dikirim kembali ke sistem separator, apabila sudah murni gas maka akan melanjutkan perjalanannya ke unit dehidrasi untuk menghilangkan kandungan kelembabannya terakhir kali. Di dalam unit dehidrasi terdapat teg contactor yang mana akan memisahkan gas untuk terakhir kalinya. Gas yang sudah benar-benar murni dari kandungan liquid akan diteruskan ke heat exchanger untuk didinginkan dan dialirkan melalui pipa gas (gas pipeline) dari stasiun pengumpul Beringin A ke stasiun pengumpul Beringin D. Sesampainya di SP Beringin D, gas dialirkan masuk ke dalam gas scrubber untuk selanjutnya dialirkan menuju pipa transmisi. Minyak dan kondensat yang telah lolos melewati separator akan dialirkan melalui pipa ke degassing boot untuk dihilangkan kadar gasnya yang tersisa. Selanjutnya menuju production tank A dan B dimana kondensat dan minyak ditampung untuk sementara. Kemudian dengan interval waktu tertentu minyak dan kondensat ini akan dipompa dari stasiun pengumpul Beringin A menuju stasiun pengumpul Beringin C dengan bantuan Product Liquid Transfer Pump (BRA-P-1001A/B). Kondensat yang telah sampai di stasiun pengumpul Beringin C akan disimpan di Liquid Storage SP Beringin D.
35
Agar dapat memompa kondensat, pompa yang digunakan untuk mengirim fluida kondensat dari Production Tank (BRA-P-1001A/B) ke Liquid Storage yang terletak di Stasiun Pengumpul (SP) Beringin D, yaitu Product Liquid Transfer
Pump (BRA-P-1001A/B), butuh dihitung kapasitasnya agar proses pemompaan berjalan dengan lancar dan efisien. Oleh karena itu, tugas khusus yang dilaksanakan oleh penulis dalam kerja praktik di PT. Pertamina EP adalah menghitung kapasitas yang dibutuh oleh pompa Product Liquid Transfer Pump (BRA-P-1001A/B). 4.2. Rumusan Masalah
Rumusan masalah pada penelitian yang dilakukan adalah: 1. Berapa differential head yang dimiliki oleh Product Liquid Transfer Pump BRA-P-1001A/B pada stasiun pengumpul Beringan A? 2. Berapa net positive suction head (NPSH) yang dimiliki oleh Product
Liquid Transfer Pump BRA-P-1001A/B? 3. Berapa daya (power) yang dibutuhkan oleh Product Liquid Transfer Pump BRA-P-1001A/B?
4.3. Tujuan Penelitian
Tujuan dari penelitian yang dilakukan adalah: 1. Menghitung differential head yang dibutuhkan oleh Product Liquid
Transfer Pump BRA-P-1001A/B di stastiun pengumpul Beringan A. 2. Mengkalkukasi tingginya net positive suction head (NPSH) yang dimiliki oleh Product Liquid Transfer Pump BRA-P-1001A/B di stasiun pengumpul Beringin A. 3. Menghitung kebutuhan daya (power) dari Product Liquid Transfer Pump BRA-P-1001A/B.
4.4. Batasan Masalah
36
Batasan masalah dalam penelitian ini adalah bahwa data yang digunakan untuk perhitungan adalah data yang disediakan oleh pembimbing kerja praktik di PT. Pertamina EP dan khusus untuk stasiun pengumpul Beringin A, dengan mengambil beberapa asumsi untuk parameter yang tidak diketahui.
4.5. Landasan Teori
4.5.1. Pompa
Pompa digunakan untuk memindahkan liquid dari zona bertekanan rendah ke zona bertekanan tinggi. Tanpa sebuah pompa, maka liquid akan bergerak ke arah sebaliknya karena perbedaan tekanan. Pompa juga memiliki fungsi untuk memindahkan
liquid
dari
posisi
rendah
ke
posisi
yang
lebih
tinggi,
memindahkannya dari satu tempat ke tempat lainnya, serta menambah kecepatan liquid melalui pipa-pipa. Pompa secara umum dibagi menjadi dua kelompok besar, yaitu pompa dinamik dan pompa positive displacement. Kedua kelompok ini terbagi menjadi beberapa macam lagi. 1. Pompa Dinamik Pompa dinamik terbagi menjadi pompa sentrifugal, pompa aksial, dan pompa efek special. Jenis pompa yang masuk ke dalam kategorinya ini beroperasi
dengan
menghasilkan
kecepatan
fluida
tinggi
dan
mengkonversi kecepatan tersebut menjadi tekanan melalui perubahan penampang aliran fluida. Pompa-pompa dinamik juga secara umum memiliki efisiensi yang lebih rendah dibandingkan dengan pompa jenis
positive displacement, namun memiliki biaya yang lebih rendah untuk perawatannya. Pompa dinamik bisa beroperasi pada kecepatan yang tinggi dengan debit aliran yang tinggi pula. 2. Pompa Positive Displacement
37
Pompa jenis positive displacement mencakup pompa reciprocating dan rotary. Pompa jenis ini bekerja dengan cara memberikan sejumlah gaya tertentu pada volume fluida dari sisi inlet menuju sisi outlet pompa. Kelebihan dari pompa jenis positive displacement adalah gaya per satuan beratnya yang dapat dihasilkan lebih besar, serta memberikan perpindahan fluida yang tetap di setiap putarannya.
4.5.2. Pompa Sentrifugal
Pompa sentrifugal adalah salah satu jenis pompa dinamik yang memiliki keuntungan seperti aliran yang halus, biaya yang relative rendah, serta dapat bekerja
pada
kecepatan
yang
tinggi
sehingga
pada
aplikasinya
dapat
disambungkan langsung dengan turbin uap dan motor listrik. Penggunaan pompa sentrifugal mencapai 80% karena cocok untuk mengatasi jumlah fluida yang lebih besar dibandingkan pompa positive displacement. 4.5.3. Cara Kerja Pompa Sentrifugal
Pompa sentrifugal terdiri dari impeler yang berotasi di dalam volute casing yang stasioner (diam di tempat). Fluida memasuki pompa melalui suction inlet menuju mata impeler. Kecepatan dari impeler yang berotasi akan mendorong fluida keluar melalui discharge nozzle.
Gambar 15. Bagian-bagian pompa sentrifugal
38
Fluida memasuki inlet pompa di bawah tekanan atmosfer, lalu mengalir ke mata impeler. Gaya sentrifugal yang bekerja pada fluida oleh impeler yang berotasi ini akan
mendorong fluida menjauhi mata impeller dan mengalir
mengikuti impeller vanes dan akhirnya sampai di ujung, dimana fluida menabrak dinding bagian dalam dari volute casing dan keluar melalui bagian discharge pompa. Karena penurunan tekanan terjadi di inlet pompa dan mata impeler, fluida tersedot ke dalam pompa dengan aliran yang kontinu (tidak berhenti). Bentuk dari
volute casing adalah lebih lebar di bagian discharge dibandingkan dengan bagian di mana fluida pertama kali menabrak dinding. Ketika fluida dari impller menabrak bagian samping volute, kecepatannya bertambah, ini disebut dengan energi kintetik. Bentuk dari volute menyebabkan fluida untuk mengembang, yang akan menurunkan kecepatan fluida. Ketika kecepatan fluida turun, energi kinetik berubah menjadi tekanan. Tekanan inilah yang mendorong fluida untuk keluar melalui discharge nozzle dan menuju pipa outlet.
4.5.4. Perhitungan Pompa Sentrifugal
Dalam tugas khusus ini, kapasitas dari Product Liquid Transfer Pump BRA-P1001A/B dicari. Kapasitas pompa yang dimaksud meliputi differential head, net positive suction head, serta daya (power) dari pompa yang dibutuhkan untuk melaksanakan transfer fluida kondensat. a. Differential Head Perhitungan differential head diperoleh dari perhitungan tekanan diferensial yang kemudian dikonversi dari satuan tekanan (psi) menjadi satuan panjang (feet of liquid).
= ℎ − 39
ℎ = + + = + − b. Friction Loss Agar perhitungan di atas memungkinkan, maka perlu perhitungan untuk loss akibat gesekan atau lebih sering disebut dengan friction loss. Friction loss adalah tekanan atau head di dalam pipa yang hilang akibat viskositas fluida yang timbul di daerah permukaan pipa, yang diekspresikan oleh persamaan Darcy-Weisbach.
∆ℎ = ( +∑) 2 ∆ℎ = friction loss (ft atau m) L = panjang pipa (ft atau m) D = diameter pipa (ft atau m) V = kecepatan aliran rata-rata (ft/s atau m/s) 2
2
g = percepatan gravitasi (32,185 ft/s atau 9,81 m/s ) k = koefisien gesekan fitting-fitting pipa f = Darcy friction factor (tanpa satuan)
=
1.325 5.74.9] 3.7 +
Rumus ini digunakan apabila aliran fluida adalah turbulen, yaitu aliran yang memiliki nilai Reynold’s number di atas 4000.
40
e = kekasaran permukaan material pipa. Pipa yang digunakan dalam Stasiun Pengumpul Beringin A adalah baja karbon – non corroded, yang memiliki nilai e -5
sebesar 0,000164042 ft atau 5 x 10 m. Re = Reynold’s number
=
= densitas fluida (lb/ft
3
3
atau kg/m ) 2
2
V = kecepatan rata-rata fluida (lb/s atau kg/s ) Di dalam perhitungan friction loss, nilai gesekan yang diberikan oleh fittingfitting dalam pipa juga berpengaruh pada besar kecilnya friction loss yang terjadi di dalam pipa. Fitting-fitting yang digunakan dalam pipa yang berhubungan dengan Product Liquid Transfer Pump BRA-P-1001A/B adalah: 1. Elbow 90 Elbow 90 adalah salah satu jenis fitting yang berbentuk 90 derajat seperti namanya, gunanya adalah untuk membelok arah aliran fluida. Nilai resistance factor k adalah sebesar 0,51.
Gambar 16. Elbow 90 2. Ball Valve Valve katup adalah sebuah perangkat yang terpasang pada sistem perpipaan, yang berfungsi untuk mengatur, mengontrol dan mengarahkan laju aliran fluida dengan cara membuka, menutup atau menutup sebagian aliran fluida. Katup dapat dioperasikan secara manual maupun otomatis. Ball valve merupakan tipe quick opening valve yang hanya memerlukan
41
1/4 putaran dari posisi tertutup penuh ke terbuka penuh. Nilai k ball valve adalah 0,08 untuk ukuran ¾” dan 0,05 untuk ukuran 4”.
Gambar 17. Gambar perpotongan ball valve 3. Y-Strainer Strainer adalah alat sejenis penyaring yang fungsinya adalah supaya pada saat pompa menghisap air, kotoran atau material asing tidak ikut terhisap ke dalam pompa sehingga tidak mengakibatkan kerusakan impeler pompa. Y-Strainer merupakan salah satu jenis strainer yang berbentuk seperti huruf Y dan memiliki nilai k sebesar 3,94.
Gambar 18. Y-Strainer 4. Standard Tee Tee adalah fitting yang memiliki cabang dan bertugas untuk membagi aliran. Pada umumnya, cabang dari tee memiliki ukuran yang sama dengan ukuran pipa utamanya. Jenis ini disebut dengan straight tee atau standard tee, sedangkan apabila ukurannya berbeda maka disebut reducing tee. Standard tee memiliki nilai k 1,02.
42
Gambar 19. Standard tee fitting 5. Gate Valve Jenis katup ini didesain untuk membuka dan menutup aliran dengan cara menutup rapat dan membuka penuh. Karena sistem kerjanya hanya membuka dan menutup, maka katup ini kurang cocok untuk mengatur debit aliran karena kurang akurat dalam hal mengontrol volume aliran di dalam pipa. Gate valve memiliki faktor gesekan sebesar 0,14 untuk diameter 4” serta 0,12 untuk diameter 6”.
Gambar 20. Gate valve
6. Check Valve Check valve merupakan salah satu jenis katup yang dirancang untuk mencegah terjadinya aliran balik di dalam pipa. Nilai k dari check valve adalah 10,2.
7. Reducer dan Expander Sesuai dengan namanya, fitting jenis ini bertugas untuk mengurangi aliran fluida. Mengurangi disini bukan seperti valve, tapi ukuran pipanya saja yang berkurang. Jadi, reducer bertugas untuk mengabungkan pipa dari diameter yang lebih besar ke yang kecil dan apabila dari kecil ke besar
43
maka dinamakan dengan expander. Karena untuk setiap diameter nilai faktor gesekannya berbeda, maka dituangkan dalam rumus:
c. Net Positive Suction Head (NPSH) Untuk mencegah terjadinya kavitasi di dalam pompa sentrifugal, tekanan fluida pada setiap titik di pompa harus lebih tinggi dibandingkan dengan tekanan jenuhnya. Parameter yang dipakai untuk menentukan apabila tekanan fluida yang dipompa cukup untuk mencegah kavitasi disebut sebagai Net Positive Suction Head atau NPSH. NPSH dibagi menjadi dua, yaitu NPSH available (NPSHa) dan NPSH required (NPSHr). Net Positive Suction Head available (NPSHa) adalah perbedaan antara tekanan di bagian suction pompa dengan tekanan jenuh (saturation pressure) fluida yang
44
dipompa. Sedangkan NPSHr adalah net positive suction head minimum yang dibutuhkan untuk mencegah kavitasi.
≥ () = ℎ () − ()
Ketika pompa sentrifugal melakukan suction dari tanki atau reservoir lain, maka tekanan pada bagian suction pompa adalah penjumlahan dari tekanan absolut pada permukaan fluida dalam tanki, tekanan akibat perbedaan elevasi permukaan fluida dan suction pompa, dikurangi dengan head losses pada perpipaan suction pompa, dan dikurangi dengan tekanan jenuh fluida (saturation pressure).
() = [ () + () − () − () () = 2.31 54,57 / = = 62,4 / =0,8745
d. Daya (Power) yang Dibutuhkan Pompa Sebuah motor membangkitkan horsepower (HP) sedangkan pompa mengonsumsi brake horsepower (BHP). Power yang dibutuhkan oleh pompa (daya hidrolik) bisa dikalkulasi dengan rumus berikut ini:
∆ = 1,714 Q = rate aliran fluida (US gpm)
∆ = differential pressure (psi) Sedangkan brake horsepower dapat dihitung sebagai:
45
= 4.6. Hasil dan Pembahasan
4.6.1. Hasil
Untuk mencari kapasitas dari Product Liquid Transfer Pump (BRA-P-
1001A/B), khususnya differential head, net positive suction head (NPSH) dan daya yang dibutuhkan, maka parameter yang telah diketahui akan diolah untuk mendapatkan hasil. Parameter-parameter tersebut meliputi : a.
Properti Fluida
Parameter
Symbol
Value
Imperial
Fluid Pumped
Value
SI
Condensate
Temperature
T
Vapour Pressure Vapour Pressure (in feet) Molecular Weight
Pv MW
Mass Density
ρ
Dynamic Viscosity
μ
Destination Pressure Suction Liquid Surface Pressure Specific Gravity
93
F
33,89
C
13,43
psia
0,93
bar(a)
35,47
ft
m
27,4 54,6
27,4 lb/ft3
874,61
kg/m3
3,07
cP
3,07
cP
0,00206
lb/fts
0,00307
kg/ms
Pdes
23,8
psia
1,64
bar(a)
Psur
14,7
psia
1,01
bar(a)
sg
0,87
0,87
Tabel 3. Properti fluida kondensat b.
Flowrate rancangan Production Liqud Transfer Pump dalam konteks di sini dirancang untuk
memompa tanki produksi selama 6 jam dalam satu hari. Data berikut digunakan untuk mengestimasi rate operasi pompa:
46
Production Tank Capacity Design Flowrate
154 Q
m /day
113
gpm
25,7
m /h
0,25
ft /s
0,0071
m /s
Tabel 4. Desain laju alir fluida (flowrate) c.
Sistem konfigurasi pompa yang disederhanakan
Gambar 21. Konfigurasi sederhana pompa d.
Konfigurasi Perpipaan Pompa Untuk bagian suction dari pompa, telah diketahui panjang pipa bagian suction
pompa, head statis, tekanan statis, suction liquid surface pressure serta suction liquid surface head. Untuk melengkapi data, maka kalkulasi dilakukan untuk menghitung design suction pressure. Suction
Length
Ls
32,81
Ft
10
m
Static Head (Diff. Elevation)
Hs
3,11
Ft
0,95
m
Static Pressure
Ps
1,18
psi
0,081
bar
Suction Liquid Surface Pressure
Psur
14,7
psia
1,014
bar(a)
Suction Liquid Surface Head
Hsur
38,82
Ft
11,83
m
Ps Design
15,21
psia
1,05
bar(a)
Design Suction Pressure
Tabel 5. Properti pompa dan pipa bagian suction Adapun fitting-fitting yang digunakan dalam pipa bagian suction adalah sebagai berikut beserta nilai k yang merupakan resistance factor yang nantinya akan digunakan untuk menghitung gaya gesek yang terjadi di dalam pipa:
47
Type
Fittings untuk pipa suction
Amount
k value
Total
Elbow 90
2
0,51
1,02
Standard Tee
2
1,02
2,04
Y-Strainer
2
3,94
7,88
Reducer (6" X 4") Flanged gate valve (4")
1 1
0,11 0,14
0,11 0,14
Flanged gate valve (6")
1
0,12
0,12
Ball valve (3/4")
3
0,08
0,24
Ball valve (4")
1
0,05
0,05
Total
11,59
Tabel 6. Fitting pipa suction Sedangkan pada bagian discharge, parameter yang telah disediakan oleh data adalah hampir sama dengan data yang disediakan untuk bagian suction, yaitu panjang pipa discharge, head statis, tekanan statis dan tekanan destinasi yaitu tekanan dalam Liquid Storage di SP Beringin D. Sama halnya dengan bagian suction, dilakukan perhitungan untuk design discharge pressure Discharge
Length
Ld
55774
ft
16999,92
m
Static Head (Diff. Elevation)
Hd
32,81
ft
10,00
m
Static Pressure
Pd
12,42
psi
0,86
bar
Pdes
23,8
psia
1,64
bar(a)
Pd Design
244,07
psi
16,83
bar
Destination Pressure Design Discharge Pressure
Tabel 7. Properti pompa dan pipa bagian discharge Fitting-fitting pada pipa discharge adalah sebagai berikut: Type
Amount
k
Total
Fitting untuk pipa
Elbow 90
4
0,51
2,04
discharge
Ball valve
5
0,08
0,4
Y-strainer
1
3,94
3,94
48
Expander
1
0,31
0,31
Tee
2
1,02
2,04
Check valve
4
10,2
40,8
Total
49,53
Tabel 9. Fitting pipa discharge e.
Perbedaan Statis Head (Static Head Difference) Telah diketahui head statis bagian suction dan head statis bagian discharge,
sehingga perbedaan statis head dapat dihitung serta konversinya ke dalam satuan tekanan. Static Head Difference
Suction Static Head
SSH
3,11
ft
0,95
m
Discharge Static Head
DSH
32,81
ft
10,00
m
Static Head Difference
SHD
29,7
ft
9,05
m
SPD
11,24
psi
0,78
bar
Static Pressure Difference
Tabel 9. Static head difference f. Loss Akibat Gesekan (Frictional Loss) Agar dapat mengetahui total differential head, maka perlu diketahui loss yang terjadi akibat gesekan di dalam pipa. Parameter yang digunakan untuk menghitung frictional loss meliputi parameter yang tercantum di dalam tabel
frictional head loss properties. Untuk kekasaran permukaan e, material yang digunakan adalah baja karbon, non corroded. Frictional Head Loss Properties
Mean Velocity of flow
V
2,85
ft/s
0,88
m/s
Gravity Acceleration
g
32,17
ft/s2
9,81
m/s2
D=4 in.
0,34
ft
0,10
m
Cross-section Area
A
0,087
ft2
0,0081
m2
Kinematic Viscosity
v
3,78E-05
ft2/s
3,51E-06
m2/s
Surface Roughness
e
0,000164042
ft
5E-05
m
Pipe Diameter
49
Reynold's Number
Re
25135,14
25418,82
f
0,025
0,025
Moody Friction Factor
Tabel 10. Frictional head loss properties Setelah didapatkan properties untuk loss akbiat gesekan, friction loss dapat dihitung menggunakan rumus Darcy-Weisbach. Perhitungan dilakukan untuk mengetahui loss pada suction dan discharge, lalu ditambahkan untuk mendapat total frictional head loss serta total frictional pressure loss. Frictional Loss
Suction Frictional Head Loss
FHL suc
1,78
ft
0,56
m
Suction Frictional Pressure Loss
FPL suc
0,67
psi
0,046
bar
Discharge Frictional Head Loss
FHL dis
548,96
ft
170,67
m
Discharge Frictional Pressure Loss
FPL dis
207,85
psi
14,33
bar
FHL total
550,74
ft
171,26
m
psi
14,38
bar
Total Frictional Head Loss
Total Frictional Pressure Loss FPL total 208,52 Tabel 11. Frictional Loss
g. Differential Head Differential head yang dimiliki oleh pompa setelah perhitungan adalah: Differential Head
Design Suction Pressure
Psuc design
15,21
psia
1,05
bar(a)
Design Discharge Pressure
Pdes design
244,07
psia
16,83
bar(a)
Differential Pressure
228,87
psia
15,78
bar(a)
Differential Head
604,48
ft
184,24
m
Tabel 12. Differential head h. Net Positive Suction Head Available (NPSHa) Dengan menggunakan rumus-rumus yang telah diuraikan pada subbab landasan teori bagian NPSH, maka hasil perhitungan untuk Net Positive Suction
Head Available (NPSHa) adalah sebagai berikut ini:
50
Net Positive Suction Head Available
Head at Liquid Surface
38,82
ft
11,84
m
Suction Static Head
3,11
ft
0,95
m
Suction Friction Head
1,78
ft
0,54
m
35,47 4,68
ft ft
10,81 1,43
m m
Vapour Pressure (in feet) Net Positive Suction Head Available
NPSHa
Tabel 13. NPSHa i. Kebutuhan Power Dalam perhitungan daya atau power pompa yang dibutuhkan oleh Liquid Transfer Pump BRA-P-1001A/B, diperlukan angka persentase efisiensi yang dapat diberikan oleh pompa. Berdasarkan katalog vendor, maka efisiensi pompa adalah sebesar 60 %, sehingga: Power Requirement
Pump Efficiency
0,6Η
Hydraulic Power Brake Horsepower
0,6
HP
15,08
hp
11,25
kW
BHP
25,15
hp
18,75
kW
26
hp
19
kW
Proposed Installed Power
Tabel 14. Kebutuhan daya pompa
4.6.2. Pembahasan
Berdasarkan data hasil perhitungan kapasitas pompa Product Liquid Transfer
Pump BRA-P-1001A/B yang mencakup perhitungan untuk differential head, net positive suction head yang tersedia (NPSHa) serta besarnya daya yang dibutuhkan untuk menjalankan pompa dengan flowrate yang telah ditentukan oleh PT. Pertamina EP, maka didapat hasil sebagai berikut: 1.
Differential pressure adalah perbedaan antara nilai design discharge pressure yang bernilai 244,07 psia dan design suction pressure yang terhitung memiliki nilai sebesar 15,21 psia. Perbedaan antara kedua nilai tersebut
51
adalah 228,87 psia. Nilai tersebut merepresentasikan perbedaan tekanan yang terjadi antara inlet dan outlet dari pompa, sehingga untuk mengubahnya menjadi besaran differential head, dilakukan konversi dari satuan tekanan ke satuan panjang/tinggi. Hasil yang diperoleh setelah dikonversi menyatakan bahwa differential head adalah setinggi 604,48 ft dalam satuan imperial atau 184,24 m dalam satuan Standard International. 2.
Net Positive Suction Head yang tersedia (NPSHa) adalah hasil penjumlahan antara head pada permukaan liquid, yaitu setinggi 38,83 ft ditambah dengan
head statis pada titik suction (suction static head) sebesar 3,11 ft, lalu dikurangi dengan head yang equivalen dengan gesekan/friksi pada titik
suction sebesar 1,78 ft serta dikurangi dengan tekanan vapor kondensat yang memiliki nilai 35,47 ft. Hasil yang didapatkan adalah sebesar 4,68 ft atau 1,43 m. Nilai ini memenuhi kriteria yang tertera pada dokumen BRGA-10-R1-SP001 mengenai Centrifugal Pump Specification halaman 9 yang menyatakan bahwa net positive suction head required (NPSHr) diwajibkan berada setidaknya 3 ft di bawah NPSHa. Apabila ketentuan ini tidak terpenuhi, maka pompa tidak akan diterima. 3.
Besarnya daya yang dibutuhkan oleh motor yang disambungkan pada pompa adalah equivalen dengan perhitungan hydraulic power yang merupakan perkalian antara flowrate dalam satuan gpm (galons per minute) dengan perbedaan tekanan (differential pressure) lalu dibagi dengan faktor pembagi 1,714. Hasil perhitungan memberikan hasil 15,09 hp atau 11,25 kW. Sedangkan besarnya daya yang dikonsumsi oleh pompa sentrifugal Product
Liquid Transfer Pump BRA-P-1001A/B adalah hydraulic power dibagi dengan efisiensi pompa. Persentase efisiensi pompa menurut katalog vendor adalah sebesar 60%, sehingga nilai brake horsepower (BHP) yang dihasilkan adalah 25,15 hp atau 18,75 kW.
52
BAB V KESIMPULAN DAN SARAN
5.1. Kesimpulan
Berdasarkan pengumpulan data, studi literatur, perhitungan serta pembahasan yang telah dilakukan, maka dapat ditarik kesimpulan sebagai berikut: 1.
Kapasitas Product Liquid Transfer Pump BRA-P-1001A/B
mencakup
differential head, net positive head suction yang tersedia (NPSHa), serta daya yang dibutuhkan oleh pompa. 2.
Differential head
dari Product Liquid Transfer Pump BRA-P-1001A/B
setelah dilakukan perhitungan adalah set inggi 604,48 ft atau 184,24 m. 3.
Net Positi ve Sucti on H ead Available (NPSHa) yang didapatkan sebesar 4,68
ft atau 1,43 m. Hasil ini dinilai aman untuk memenuhi persyaratan pompa
yang menyatakan bahwa selisih nilai NPSHa dan NPSHr harus minimal 3 ft untuk mencegah kavitasi. 4.
Daya yang dibutuhkan pompa – brake horsepower (BHP) – berdasarkan perhitungan yang dilakukan pada subbab perhitungan power yang dibutuhkan adalah sebesar 25,15 hp atau 18,75 kW, sehingga daya yang sebaiknya dimiliki Product Liquid Transfer Pump BRA-P-1001A/B adalah sebesar 26 hp atau 19 kW.
5.2. Saran
Agar pompa dapat dengan maksimal, maka terdapat beberapa saran yang dapat disampaikan, yaitu:
53
1. Memperbesar net positive suction head agar kemungkinan untuk terjadinya kavitasi berkurang. Kavitasi adalah fenomena dimana gelembung-gelembung gas muncul dan meletus di dalam pompa karena tekanan absolut di dalam pompa yang jatuh di bawah tekanan jenuh liquid. Beberapa cara untuk meningkatkan NPSH adalah dengan: a. Memperbesar ukuran diameter pipa suction untuk mengurangi loss yang terjadi akibat gesekan dalam pipa. Sebagai permisalan, apabila diameter pipa diubah dari 4” menjadi 6” maka NPSH menjadi: Net Positive Suction Head Available
Head at Liquid Surface
38,83
ft
11,84
m
Suction Static Head
3,11
ft
0,98
m
Suction Friction Head
0,34
ft
0,11
m
Vapour Pressure (in feet)
35,47
ft
10,81
m
6,13
ft
1,87
m
Net Positive Suction Head Available
NPSHa
Seperti yang terlihat di tabel, maka NPSHa menjadi sekitar 30% lebih besar dibandingkan apabila pipa suction berdiameter 4”. b.
Mengubah sistem konfigurasi pipa agar fitting yang dipakai lebih sedikit, sehingga mengurangi friction loss yang tejadi di dalam pipa.
c.
Menaikkan suction static head dengan cara: -
Menaikkan level liquid di dalam production tank di SP Beringin A.
-
Menurunkan elevasi pompa dengan membuat dudukan pompa yang lebih rendah dari permukaan tanah.
2. Supaya pompa dapat bekerja dengan optimal, sebaiknya dilakukan perawatan rutin pada pompa sesuai dengan panduannya.
54
DAFTAR PUSTAKA
Nugraha, S., 2014, Analisa Pengendalian Resiko Pekerjaan Pembersihan Heat
Exchanger dan Kondensor dengan Menggunakan Metode Risk Assessment , Balikpapan, Laporan magang Universitas Indonesia Arnold, K., Stewart, M., 2008, Surface Production Operations: Design of Oil
Handling Systems and Facilites, Third Edition, Oxford, Elsevier Ltd. Bachus, L., Custodio, A., 2003, K now and Understand Centrifugal Pumps, Oxford, Elsevier Ltd. Devold, H., 2006, Oil and Gas Production Handbook: An introduction to oil and
gas production, Oslo, ABB ATPA Oil and Gas Crane, 1999, Flow of Fluids Through Valves, Fittings, and Pipe , North America, Crane Valves North America PT. Pertamina EP, 2016, BRGA-10-R1-SP-001 SP Beringin A Enginerring
Support for LLI Tender: Centrifugal Pump Specification, Jakarta, PT. Pertamina EP. PT. Pertamina EP, 2016, BRGA-10-P1-PFD-001 PFD Separation & Handling
System (Sheets 1 &2)_Rev B PT. Pertamina EP, 2016, BRGA-10-P1-PFD-002 PFD Compression System
_Rev B PT. Pertamina EP, 2016, BRGA-10-P1-PFD-003 PFD Dehydration & Sales Gas
Delivery (Sheets 1 &2)_Rev B Pertamina.
2013.
Visi
dan
Misi.
(online)
http://www.pertamina.com/vision_and_mission.aspx (1 Februari 2017)
55
:
Canadian Society for Unconventional Resources, Understanding Oil & Gas: Just
the basics Chemical & Process Technology: How to Increase NPSHa to a Pump webwormcpt.blogspot.co.id (6 Februari 2017)
56
