1
PANDUAN PENGUKURAN DAN PERHITUNGAN ARUS MINYAK KORPORAT PERTAMINA
Disusun oleh : Drs. H. Achmad Putro, M.Si
1
2 PENDAHULUAN -
Atas dasar kerja sama The American Society for testing Material ( ASTM) dari Amerika dan The Institute of Petroleum ( IP) dari Ingris , diterbitkan buku standard ASTM –IP Petroleum Measurement Tables, yang digunakan sebagai standard untuk perhitungan kuantitas minyak yang berlaku diseluruh dunia.
-
Tabel ini memuat tiga sistem perhitungan kuantitas minyak yaitu : 1. Sistem Metrik. 2. Sistem British 3. Sistem Amerika
-
Oleh karena minyak adalah benda cair yang volumenya akan berubah jika temperaturnya berubah, maka ditetapkanlah standard temperatur . Standard temperatur sistim amerika dan british adalah 60 F , sedangkan untuk sistem metrik adalah pada 15 C
. Besarnya faktor koreksi volume ke temperatur standard dapat
dicari menggunakan stadard ASTM –IP Petreleum Measurement Tables. -
Bersadarkan perasturan yang berlaku di Indonesia : OrdenansiTera 1949 ( Lembaran Negara RI No 175 1949 ) dan Undang-undang Rep Indonesia No.2 Thn 1981 tentang Meterologi legal ( Lembaran Negara No.2 Thn 1981 No 11 ) telah ditetapkan bahwa Indonesia mengggunakan unit ukuran Metrik .
-
Berdasarkan peraturan tersebut maka perhitungan kuantitas minyak di PT.Pertamina menggunakan sistem Metrik
TERMINOLOGI 1. Kuantitas terukur (Measured quantity) adalah total volume cairan di tangki pada saat proses pengukuran minyak (tank gauging). 2. Kuantitas pengukuran kotor (gross observed quantity) adalah measured quantity yang telah dikurangi dengan air bebas dan endapan (free water and sediment/FW&S). 3. Kuantitas kotor pada 150C (gross quantity at 150C) adalah gross observed quantity yang telah dikonversi ke equivalent volume pada suhu 150C. 4. Kuantitas bersih pada 150C (nett quantity at 150C) adalah gross quantity at 150C yang telah dikoreksi dengan melakukan pengurangan volume suspended water and sediment (SW&S).
2
3 5. Air bebas dan endapan (free water and sediment /FW&S) adalah air bebas dan endapan yang telah terpisah/dipisahkan dari minyak kotor. 6. Air suspensi dan endapan (suspended water and sediment /SW&S) adalah butir-butir air dan partikel padat yang tedapat di dalam minyak kotor (gross oil). Dalam perhitungan arus minyak korporat SW&S ditulis dengan kode S&W (sediment and water). 7. Bottom and basic sediment & water (BS&W) adalah FW&S ditambah dengan SW&S.
TATA CARA PERHITUNGAN KUANTITAS MINYAK TANGKI DARAT “FIXED ROOF TANK”
A. DIMULAI DENGAN OBSERVED DENSITY Langkah 1 (persiapan). 1.1 Siapkan : - Data pengukuran (Tank Ticket – Lab. Report). - Tabel Kalibrasi tangki yang masih berlaku. - Tabel ASTM D. 1250 – IP.200 (Tabel lama). 1.2 Periksa: - Kebenaran dan kelengkapan data pengukuran. 1.3 Sesuaikan unit satuan pengukuran dengan unit satuan yang diperlukan (mm, 0 0C, liter, density). Langkah 2 (hitung gross obs’d volume minyak). 2.1 Dari data : Tinggi minyak ditangki dan tabel kalibrasi tangki, Hitung : Liquid Observed volume dalam liter. 2.2 Dari data: Tinggi air bebas ditangki dan tabel kalibrasi tangki, Hitung : Free water observed volume dalam liter. 2.3 Hitung : Gross obs’d volume minyak dalam (butir 2.1 – butir 2.2). Untuk suhu minyak ditangki tidak sama dengan suhu kalibrasi tangki, lakukan: Koreksi mulai kubik dinding tangki (KMT), (Gross obs’d volume minyak KMT). Langkah 3 (hitung Gross std volume minyak). 3.1 Dari data : Obs’d density dan suhu sample hitung density 150C. (pergunakan tabel ASTM – 53).
3
4 3.2 Dari data : Density 150C dan suhu tangki, hitung volume correction factor (VCF) ke 15 0C (pergunakan tabel ASTM – 54). 3.3 Hitung gross standard volume minyak dalam liter 150C (butir 2.3 butir 3.2). Langkah 4 (hitung Net std volume minyak). 4.1 Dari data : % S & W dan gross std volume minyak hitung volume S & W (butir 3,3 W). 4.2 Hitung net std volume minyak (butir 3.3 – butir 4.1).
%S&
Langkah 5 (hitung Net std volume minyak dalam Bls 600F). 5.1 Dari data : Density 150 dan tabel ASTM – 52 hitung faktor konversi volume dari liter 15 0C ke barrel 600F. 5.2 Hitung net std volume minyak dalam bls 600F (butir 4.2 butir 5.1) Langkah 6 (hitung berat minyak). 6.1 Dari data : Density 150C dan tabel ASTM – 56 hitung faktor konversi dari liter 15)C metric ton. 6.2 Hitung berat minyak dalam M/T (butir 4.2 : butir 6,1). 6.3 Dari data : Density 150C dan tabel ASTM – 57 hitung faktor konversi dari liter 150C ke long ton. 6.4 Hitung berat minyak dalam L/T (butir 4.2 butir 6.3). Tahap Perhitungan Kuantitas Minyak di Tangki Darat I. Mencari Gross Obs’d Volume. 1. Ketinggian Cairan = ………………………………….. mm Bila data dari Tank-Ticket hasil pengukuran secara innage dan tangki mempunyai meja ukur, lakukan koreksi meja ukur : Tinggi cairan setelah dikoreksi : 1.1 Bila tinggi cairan > tinggi isi rawa, mencari volumenya, pergunakan lampiran daftar isi tangki. 1.2 Bila tinggi cairan < tinggi isi rawa, mencari volumenya, pergunakan volume isi rawa. Volume cairan (Tabel tangki) = …………………………. Liter. 2. Ketinggian air bebas = …………………………………. Mm Bila data dari tank ticket hasil pengukuran secara innage dan tangki mempunyai meja ukur, lakukan koreksi meja ukur : Tinggi air bebas (setelah dikoreksi) : 2.1 Bila tinggi air bebas > tinggi isi rawa, mencari volumenya, pergunakan lampiran daftar isi tangki. 2.2 Bila tinggi air bebas < tinggi isi rawa, volumenya, pergunakan volume isi rawa. Volume air bebas = ………………………………… Liter. 3. Volume Gross Minyak (tabel tangki) = (I.1 – I.2) Liter.
4
5
II.
III.
IV.
V.
VI.
4. Faktor koreksi muai kubik dinding tangki (KMT) = 1 + (T.Tangki – T.Kalibrasi) = …………………… (7 digit). 5. Volume Gross Minyak setelah KMT = (I.3 I.4) Liter obs’d. 1. Density obs’d = …………………………………… Temp. Obs’d = ………………………………… tabel 53 Density 150C = …………….. (4 digit) 2. Hitung Volume Correction Factor Temp. Minyak Obs’d 0C = ……………………. tabel 54 VCF = ……………………… (6 digit) 3. Volume Gross ditangki pada 150C = ……………………… Liter 150C 1. Hitung volume S & W (Liter) = % S & W Volume Gross tangki di Tangki pada 150C = % S & W II.3 = ……………………….. Liter 150C 2. Hitung volume bersih minyak pada 150C = Volume Gross di Tangki – Volume S & W = (II.3 – III.1) = ………………………….. Liter 150C Hitung Volume dalam Barrel 600F 1. Tabel 52 Faktor T.52 = (3 digit) Barrel 600F/1000 Liter 150C Density 150C 2. Volume dalam Barrel 600F = Faktor Volume Bersih Minyak (IV.1 III.2) = (3 digit) Barrel 600F Hitungan Berat dalam Metrik Ton 1. Tabel 56 Faktor T.56 = (4 digit) Liter/M.Ton Density 150C 2. Berat dalam M/Ton = Volume Bersih Minyak 150C : Faktor T.56 = (III.2 : V.1) = (3 digit) M.Ton Hitung Berat dalam Long Ton = 1. Tabel 57 Faktor T.57 = (4 digit) Long Ton/1000 Liter Density 150C 2. Berat dalam Long Ton = Volume Bersih Minyak 150C Faktor T.57 = (3 digit) Long Ton.
Contoh Perhitungan : a. Dimulai dengan “Density”. Berapa barrel 600F minyak yang terdapat ditangki No.33 – T6, bila data pengukuran sebagai berikut : Data tank-ticket Tinggi minyak & air = 19.598 mm Tinggi air bebas = 400 mm Suhu minyak di tangki = 360C
5
6 Data Laporan Hasil Analisa Minyak Obs’d density = 0.8489 kg/lt Suhu sample = 340C % Volume S & W = 0,5 Perhitungan Tahap I 1. Tinggi minyak + air Dari tabel didapat Ketinggian 19.590 mm Fraksi 8 mm
= 19.598 mm
= 13.150.856.00 lt = 5.384.80 lt ----------------------- + Jumlah = 13.156.240.80 lt 2. Tinggi air bebas dan sedimen = 400 mm Dari tabel didapat
Ketinggian 350 mm Fraksi 50 mm
= 270.800 lt = 33.599.685 lt ----------------------- + = 241.399.685 lt = 13.156.240.800 lt = 241.399.685 lt ----------------------- = 12.914.841.115 lt
Jumlah 3. Gross Obs’d Volume
Koreksi muai tanki 1 + 0,00000348 ( 36-35) Gross Obs’d volume corr’d
= 1.0000348 = 12.915.290.551 lt
Tahap II 4. Obs’d Density = 0,8489 Suhu sample = 34 C Berhubung harga obs’d density tidak terdapat pada table 53 maka perlu Dilakukan interpolasi dari dua harga obs’s density yang terdekat.
Density 15 C
0.8489 - 0,8480 (0,8614 0,8604) 0,8490 - 0.8480
= 0,8604 +
0,0009 0,0010 0,0010
= 0,8604 + = 0,8613
6
7 5. Density 15 C = 0,8613 Suhu minyak di tangki = 36 C Berhubung harga density 15 C tidak terdapat pada tabel 54, maka dilakukakan interpolasi dari dua harga density 15 C yang terdekat Dengan rumus interpolasi didapat : VCF ke 150 C
0,8613 0,8600 (0,9837 0,9835) 0,8650 0,8600
= 0,9835 +
0,0013 0,0002 0,0050
= 0,9835 + Gross std volume
= 0,983552. = 12.915.290.551 lt 0,983552 = 12.702.859,852 150 C.
Tahap III 6.Volume S&W
= 0,5% 12.702.859.852 lt 150 C = 63.514,299 lt 150 C. 7. Net volume minyak = 12.702.859.852 lt 150 C = 63.514.299 lt 150 C -------------------------------- = 12.639.345.553 lt 150 C.
Tahap IV Net volume minyak dalam barrel 600 F dari tabel ASTM-52 dengan density 150 C minyak yang bersangkutan didapat faktor konversi ke Bls 600 F. 6,293 = 1000 lt 150 C Volume dalam barrel 600 F. = 12.639.345.553
6,293 Bls 600 F 1000
= 79.539.401.565 Bls 600 F = 79.539.402 Bls 600 F Tahap V 8. Untuk mendapatkan berat dalam Metric Ton, dari tabel ASTM-56 dengan density 150 C = 0,8613 didapat : - Faktor konversi ke M/T = 1162,9 0,8613 0,8610 (1162 ,9 1161,6) 0 , 8620 0 , 8610 0,0003 1,3 0,0010
= 1162,9 -
= 1162,9 – 0,39 = 1162,51. -
Berat dalam M/T 7
8 M/T
=
12.639.345.553 1162,51
= 10.872.462 9. Untuk mendapatkan berat dalam long Ton, dari tabel ASTM-57 dengan Density 150 C = 0,8613 didapat. - Faktor konversi ke L/T = 0,8463 + 0,8613 0,8610 (0,8473 0,8463) 0,8620 0,8610 0,0003 0,0010 0,0010
= 0,8463 + = 0,8466 -
Berat dalam long Ton L/T
=
12.639.345.553 0,8466 1000
= 10.700.470 H. Dimulai dengan Observed Api Gravity. Langkah 1 (persiapan). 1.1 Siapkan : - Data pengukuran (Tank Ticket & lab report). - Tabel kalibrasi tangki. - Tabel ASTM D.1250 – IP 200 (tabel lama) 1.2 Periksa : Kebenaran dan kelengkapan data pengukuran. 1.3 Sesuaikan unit satuan data pengukuran dengan unit satuan yang akan dipergunakan (suhu sample dalam 0F , suhu minyak dalam 0C). Langkah 2 (hitung Gross Obs’d volume minyak). 2.1 Dari data : Tinggi minyak di tangki dan tabel kalibrasi tangki. Hitung : Liquid Observed volume dalam liter. 2.2 Dari data : Tinggi air bebas di tangki dan tabel kalibrasi tangki. Hitung : Free Water observed volume dalam liter. 2.3 Hitung : Gross obs’d volume minyak dalam liter (butir 2.1 – butir 2.2). Untuk suhu minyak di tangki tidak sama dengan suhu kalibrasi tangki, lakukan: - Koreksi muai kubik dinding tangki (KMT). (Gross obs’d volume minyak KMT). Langkah 3 (hitung Gross sttd volume minyak). 3.1 Dari data : Obs’d API Gravity dan suhu sample, hitung API Gravity 600 F. (Pergunakan tabel ASTM-5) 3.2 Dari data : 8
9 API Gravity 600 F hitung density 150 C, (pergunakan tabel ASTM-3). 3.3 Dari data : Density 150 C dan suhu minyak, hitung volume correction factor (VCF) ke 15 0 C (pergunakan tabel ASTM-54). 3.4 Hitung Gross Standard volume minyak dalam liter 150 C, (butir 2.3 butir 3.3) Langkah 4. Dan seterusnya sama dengan langkah perhitungan yang dimulai dengan data obs’d density. C. Dimulai dengan Observed SP. Gravity. Langkah 1 (persiapan). 1.1 Siapkan : - data pengukuran (Tank Ticket & Lab. Report). - Tabel kalibrasi tangki. - Tabel ASTM D.1250 – IP 200 (tabel lama). 1.2 Periksa : Kebenaran dan kelengkapan data pengukuran. 1.3 Sesuaikan unit satuan data pengukuran dengan unit satuan yang akan dipergunakan (suhu sample dalam 0F, suhu minyak dalam 0C). Langkah 2 (hitung Gross Obs’d volume minyak). 2.1 Dari data : Tinggi minyak di tangki dan tabel kalibrasi tangki. Hitung : Liquid observed volume dalam liter. 2.2 Dari data : Tinggi air bebas di tangki dan tabel kalibrasi tangki Hitung : Free water observed volume dalam liter. 2.3 Hitung : Gross obs’d volume minyak dalam liter obs’d (butir 2.1 – butir 2.2). Untuk suhu minyak di tangki tidak sama dengan suhu kalibrasi tangki, lakukan koreksi muai kubik dinding tangki (KMT), (Gross obs’d volume minyak KMT) Langkah 3 (hitung Gross std volume minyak) 3.1 Dari data : Obs’d API Gravity dan suhu sample, hitung SP Gravity 60 0F (pergunakan tabel ASTM-5). 3.2 Dari data : SP Gravity 600F, hitung Density 150C (pergunakan tabel ASTM-3). 3.3 Dari data : Density 150C dan suhu minyak, hitung volume correction factor (VCF) ke 150C (pergunakan tabel ASTM-54). 3.4 Hitung Gross standard volume minyak dalam liter 150C (butir 2.3 butir 3.3) Langkah 4
9
10 Dan seterusnya sama dengan langkah perhitungan yang dimulai dengan data obs’d density. IV. Tata Cara Perhitungan Kuantitas Minyak Tangki Darat ”Floating Roof Tank”. A. Dimulai dengan Observed Density. Langkah 1 (persiapan) 1.1 Siapkan : - Data pengukuran (tank ticket – Lab. Report) - Tabel kalibrasi tangki. - Tabel ASTM D.1250 – IP 200 (tabel lama). 1.2 Periksa : - kebenaran dan kelengkapan data pengukuran. 1.3 Sesuaikan unit satuan pengukuran dengan unit satuan yang diperlukan (mm, 0C, liter, density). Langkah 2 (hitung Gross Obs’d volume minyak). 2.1 Dari data : Tinggi minyak di tangki dan tabel kalibrasi tangki, dihitung : Liquid Observed volume dalam liter obs’d. 2.2 Dari data : Tinggi air bebas di tangki dan tabel kalibrasi tangki, dihitung : Free water Observed volume dalam liter obs’d. 2.3 Hitung : Gross obs’d volume minyak dalam liter obs’d (butir 2.1 – butir 2.2) 2.4 Bila : - Gravity minyak (density 150C, API Gravity 600F, SP. Grav. 600F/600F) tidak sama dengan gravity cairan pada saat kalibrasi tangki dan tinggi cairan di tangki pada atau di atas ketinggian yang ditetapkan untuk dikoreksi volumenya terhadap koreksi floating roof displacement, dilakukan koreksi floating roof displacement sesuai dengan ketentuan yang tercantum dalam tabel kalibrasi tangki yang bersangkutan. 2.5 Untuk suhu minyak ditangki tidak sama dengan suhu kalibrasi tangki, lakukan : - koreksi muai kubik dinding tangki (KMT). (Gross obs’d volume minyak KMT). Langkah 3 (Hitung Gross Standard Volume Minyak). 3.1 Dari data : Obs’d density dan suhu sample hitung density 15 0C. (Pergunakan tabel ASTM53). 3.2 Dari data : Density 150C suhu minyak, hitung faktor koreksi volume ke 150C. (Pergunakan tabel ASTM-54). 3.3 Hitung Gross standar volume minyak dalam liter 150C. (butir 2.3 butir 3.2).
10
11 Langkah 4 (hitung Net Standard volume minyak). 4.1 Dari data : % S&W dan Gross std Volume minyak, hitung std volume S&W. (butir 3.3 % S&W). 4.2 Hitung net std volume minyak. (butir 3.3 – butir 4.1) Langkah 5 (Hitung Net Standard volume minyak dalam bls 600F). 5.1 Dari data : Density 150C dan tabel ASTM-52, hitung faktor konversi volume dari liter 150C ke barrel 600F. 5.2 Hitung Net Standard Volume minyak dalam Bls 600F. (butir 4.2 butir 5.1). Langkah 6 (hitung berat minyak). 6.1 Dari data : Density 150C dan tabel ASTM-56, hitung faktor konversi dari liter 150C metric ton. 6.2 Hitung berat minyak dalam M/T. (butir 4.2 : butir 6.1). 6.3 Dari data : Density 150C dan tabel ASTM-57, hitung faktor konversi dari liter 150C ke long ton. 6.4 Hitung berat minyak dalam L/T. (butir 4.2 butir 6.3) Contoh Perhitungan a. Dimulai dengan Density. Berapa barrel 600F minyak yang terdapat di tangki No.36-T101 (Floating Roof Tank), bila data pengukuran sebagai berikut : - Data Tank – Ticket Tinggi minyak & air = 14.552 mm. Tinggi air bebas = 400 mm. Suhu minyak di tangki = 360 C. - Data Laporan Hasil Analisa Minyak. Obs’d Density = 0,8489. Suhu sample = 340C % volume S&W = 0,5 Perhitungan Tahap I 1. Tinggi minyak + air = 14.552 mm Dari Tabel Kalibrasi Tangki didapat, - Ketinggian : 14.550 mm Fraksi 2 mm = 0,2 21.105 lt Jumlah 2. Tinggi air bebas & sedimen = 400 mm. Dari tabel kalibrasi tangki didapat :
11
= 30.372.064 lt = 4.221 lt ------------------- + = 30.376.285 lt.
12 - ketinggian 400 mm
=
400 901.291.304 lt 500
= 721.033.043 lt. 3. Gross Obs’d volume
= 30.376.285 lt 721.033.043 lt ------------------------ = 29.655.251.957 lt
Tahap II 4. Obs’d Density = 0,8489. Suhu Sample = 340C. Berhubung harga obs’d density tidak terdapat pada tabel ASTM-53, maka perlu dicari secara interpolasi dari dua harga obs’d density yang terdekat. Dari rumus didapat : Density @ 150C
0,8489 0,8480 (0,8414 0,8404) 0 , 8490 0 , 8480
= 0,8604 +
0,0009 0,0010 0 , 0010
= 0,8604 +
= 0,8613. Density @ 15 C perlu dirubah ke API Gravity 600F untuk dipergunakan mencari Floating Roof Displacement Correction (FRD). Berhubung harga Density @ 150C = 0,8613 tidak terdapat pada harga ASTM-554, maka perlu dicari dengan menginterpolasi di dua harga Density @ 150C yang terdekat. Dari rumus didapat : 0
API Gravity 600F
0,8613 0,8610 (32,76 32,57) 0,8620 0,8610
= 32,76 - = = = =
32,76 - (0,3 – 0,19) 32,76 - 0,057 32,703 atau 32,70 (dibulatkan).
5. Volume Floating Roof Displacement FRD = (57 – 32,70) 1,036 lt = 25.174,80 lt. Koreksi volume (Floating Roof Displacement) = 29.655.251.957 lt + 25.174,80 lt = 29.680.426.757 lt. Koreksi muai tangki = 1 + 0,0000348 (36-38) = 0,9999304. 6. Gross obs’d volume corrected. = (29.680.426.757 0,9999304) lt = 29.678.360,9992 lt
12
13 7. Density @ 150C = 0,8613. Suhu minyak di tangki = 360C. 0 Berhubung harga Density @ 15 C tidak terdapat pada tabel ASTM-54, maka perlu dicari dengan interpolasi dari dua harga Density @ 150C yang terdekat. Dari rumus didapat : VCF ke 150C
0,8613 0,8600 (0,9837 0,9835) 0,8650 0,8600
= 0,9835 +
0,0013 0,0002 0,0050
= 0,9835 + = 0,983552. 8. Gross std volume
= (29.678.360.99992 0,983552) lt 150C. = 29.190.211.3176 lt 150C.
9. Volume S&W
= 0,5% 29.190.211,3176 lt 150C = 145.951,05659 lt 150C.
10. Net volume minyak = 29.044.260.2610 lt 150C 11. Untuk mendapatkan volume dalam barrel 600F, dari tabel 52 didapat : 6,293 - Faktor konversi ke Bls 600F = 1000 lt 150 C Maka Net actual volume minyak = 29.044.260.2610 lt
6.293 Bls 60 0 F 1000
= 182.775,530 Bls 600F. 12. Untuk mendapatkan berat dalam Metric Ton, dari tabel ASTM-56 dengan Density 150C = 0,8613 didapat : - Faktor konversi ke M/T = 1162,9 0,8613 0,8610 (1162,9 1161,6) 0 , 8620 0 , 8610 0,0003 0,0010 0 , 0010
= 1162,9 -
= 1162,9 - 0,39 = 1162,51. - Berat dalam M/T, M/T
=
29.044.260.261 1162 ,51
= 24.984.095 13. Untuk mendapatkan berat dalam long ton, dari Tabel ASTM-57 dengan Density 150C = 0,8613 didapat : - Faktor konversi ke L/T = 0,8463 + 0,8613 0,8610 (0,8473 0,8463) 0,8620 0,8610
13
14 0,0003 0,0010 0,0010
= 0,8463 + = 0,8466. - Berat dalam L/T, L/T
=
29.044.260.261 0,8466 1000
= 24.588.871 L/T. B. Dimulai dengan ”Specific Gravity” Bila data laporan hasil analisa minyak sbb : - Obs’d Specific Gravity = 0,852 - Suhu sample = 870 F - % Vol. S&W = 0,5 Tahap III - Obs’d Specific Gravity = 0,852. - Suhu sample = 870 F. Dengan tabel ASTM-23, didapat harga Sp Gravity 60/600F = 0,8618. Specific Gravity 60/600F perlu dirubah ke : - Density 150C dengan menggunakan tabel ASTM-21 dengan interpolasi : 0,8618 0,8610 (0,8615 0,8605) 0,8605 0,8620 0,8610
Density 150C =
0,0008 0,0010 0,8605 0 , 0010
=
= 0,8613. API Gravity 600F, dengan menggunakan tabel ASTM-21, dengan interpolasi : API Grav. 600F
0,8618 0,8610 32,82 32,56 0 , 8620 0 , 8610
= 32,84 -
0,0008 0,19 0,0010
= 32,84 -
= 32,84 - 0,152 = 32,69. = 32,70 ( dibulatkan ). Tahap IV dan seterusnya sama dengan butir a. C. Dimulai dengan Api Gravity Bila data laporan hasil Analisa minyak sebagai berikut : - Obs’d API Gravity = 35. - Suhu sample = 930 F - % Vol. Sample = 0,5 Maka pengerjaan tahap III : - Obs’d API Gravity = 35 - dan suhu sample = 930 F Dengan menggunakan tabel ASTM-5, didapat API Gravity 600F = 32,7. Kemudian tabel ASTM-3, didapat harga Density 150C = 0,8613.
14
15 Tahap IV dan seterusnya sama dengan “a”. V. Tata Cara Perhitungan Kuantitas Minyak Tangki Kapal. Perhitungan kuantitas minyak di tangki kapal pada dasarnya sama dengan cara perhitungan kuantitas di tangki darat (sistem Metrik). Umumnya tabel tangki di kapal dikalibrasi dengan cara pengukuran ullage (kosongan) pada keadaan kapal rata (Even Keel) dimana sarat kapal (draft) dihaluan sama dengan sarat kapal di butiran dan dalam keadaan tegak/tidak miring (No Heel). Oleh karena itu pada setiap pengukuran dan perhitungan kuantitas minyak di kapal, selalu diperhatikan keadaan kapal pada saat itu, apakah dalam keadaan rata dan tegak atau tidak. Jika kapal rata dan tegak, maka tidak ada koreksi terhadap ullage dan volume, sebaliknya jika kapal tidak dalam keadaan rata dan tegak akan dikenakan koreksi TRIM (Trim correction) dan koreksi kemiringan (Heel correction). Perlu dijelaskan bahwa TRIM dari suatu kapal adalah selisih antara sarat haluan dengan sarat butiran kapal. TRIM disebut : - Bv Stern/positif (+), jika sarat haluan lebih kecil dari sarat pada sarat butiran. - Bv Head/negatif (-), jika sarat haluan lebih besar daripada sarat butiran. Sebelum dilakukan pengukuran Ullage di tangki kapal, terlebih dahulu diadakan pengamatan/pembacaan sarat dihaluan dan butiran untuk menentukan TRIM dan pembacaan sudut kemiringan pada alat penunjuk ”CLINOMETER” untuk menentukan derajat kemiringan apakah kemiringannya ke kiri (PORT) ataukah ke kanan (STARBOARD). Dari hasil pengamatan TRIM dan kemiringan serta pengukuran Ullage di tangki, untuk mendapatkan ullage sebenarnya adalah sebagai berikut : - Kapal rata dan tegak : Corrected Ullage = Measured Ullage. - Kapal dengan TRIM & MIRING : Corrected Ullage = Measured Ullage TRIM & Hotel Correction. Khusus untuk air bebas (Free water), pengukuran dengan dipping untuk kemudian dirubah menjadi ullage. Dalam keadaan tidak rata maupun tegak maka ullage dari air bebas ini seperti juga halnya dengan ullage minyak dikoreksi terhadap Trim dan kemiringan. LANGKAH – LANGKAH DALAM PENGUKURAN MINYAK DI KAPAL A. Dimulai dengan Observed Density. Langkah 1 (Persiapan). 1.1 Siapkan : - Data pengukuran (compartment log sheet). - Tabel kalibrasi tangki. - Tabel ASTM D.1250 – IP. 200 (Tabel lama). 1.2 Periksa : Kebenaran dan kelengkapan data pengukuran.
15
16 1.3 Sesuaikan unit satuan data hasil pengukuran dengan unit satuan yang akan dipergunakan (mm. 0C, liter, density) Langkah 2 (Hitung Net Obs’d volume minyak) a.Untuk Kapal posisi Even Keel. a.1. Dari data : Ullage Cairan dan tabel kalibrasi tangki, hitung : Liquid Obs’d volume dalam KL. a.2. Dari data: Ketinggian air bebas di tangki, hitung : Ullage air bebas. a.3. Dari data : Ullage air bebas dan tabel kalibrasi tangki, hitung : Obs’d volume air bebas dalam KL. a.4. Hitung net Obs’d volume minyak. (butir a.1 – butir a.2). b. Untuk posisi kapal tidak Even Keel. b.1. Dari data : Kemiringan kapal dan tabel kalibrasi tangki, hitung : besarnya Liquid Heel Correction. b.2. Dari data : Trim kapal dan tabel Kalibrasi tangki, hitung : besarnya liquid Trim Correction. b.3. Dari data : Liquid Heel dan Trim correction, hitung besarnya liquid Ullage correction, Liquid Ullage = mm Liquid Heel Correction = mm Liquid Trim Correction = mm --------------------------------------------------------------------- + Liquid Correction Ullage = mm b.4. Dari data : Liquid Correction Ullage dan tabel kalibrasi tangki, hitung : Liquid obs’d volume dalam KL. b.5. Dari data : Kemiringan kapal dan tabel kalibrasi tangki, hitung : besarnya free water heel correction. b.6. Dari data : Trim kapal dan tabel kalibrasi tangki, hitung : besarnya free water Trim correction. b.7. Dari data : Free water & heel correction, hitung besarnya free water ullage correction. Free water ullage = mm Free water Heel Correction = mm Free water Trim Correction = mm ---------------------------------------------------------------------- + Free water Correction Ullage = mm
16
17
b.8. Dari data : Free water correction ullage dan tabel kalibrasi tangki, hitung : Free water Obs’d volume dalam KL. b.9. Hitung Net obs’d volume minyak (butir b.4 – butir b.8) Langkah 3 (Hitung Net std volume). 3.1. Dari data : Obs’d density dan suhu sampel, hitung density 150C. (pergunakan tabel ASTM53). 3.2. Dari density 150C dan suhu minyak, hitung faktor koreksi volume (VCF) ke 150C. (pergunakan tabel ASTM-54). 3.3. Hitung Net standard volume minyak dalam KL. 15 0C. Untuk posisi kapal even keel, (butir a.4 butir 3.2). untuk posisi kapal tidak even keel (butir b.9 butir 3.2). Langkah 4 (hitung Net std volume minyak dalam Bls 600F). 4.1. Dari : Density 150C dan tabel ASTM-52, hitung : faktor konversi volume dari KL. 150C ke Bls 600F. 4.2. Hitung net std volume minyak dalam bls 600F (butir 3.3 butir 4.1.) Langkah 5 (Hitung berat minyak). V.1. Dari : Density 150C dan tabel ASTM-56, hitung faktor konversi ke metric ton. V.2. Hitung berat minyak dalam M/T (butir 3.3 butir 5.1). V.3. Dari : Density 150C dan tabel ASTM-57, hitung faktor konversi volume ke long ton. V.4. Hitung berat minyak dalam L/T (butir 3.3 butir 5.3). Langkah –langkah Perhitungan Muatan di Kapal I. 1. Draft F =
m Trim =
A 2. Hell
= =
m Port/Starboard
II. 1. Ullage cairan = mm Heel Correction = mm Trim Correction = mm ----------------------------------------------------------- + Corrected Ull. Cairan = mm 2. Liquid Gross Obs’d Vol = Kl. obs’d 3. Tinggi tangki Free water Dip
m
=
mm = 17
mm
(a)
18 ----------------------------------------------------------- Free water ullage = mm Heel Correction = mm Trim Correction = mm ----------------------------------------------------------- + Corr’d FW Ullage = mm 4. Free water obs’d Vol. 5. Net obs’d volume III. 1. Suhu sampel Obs’ d Density 2. Density 150C
= = (a) – (b)
Kl. Obs’d Kl. Obs’d
= =
0
C Density 150C =
= = = = = = =
Suhu minyak 3. Density 150C Tabel 52 IV. 1. Volume dalam KL 150C 2. Volume dalam Bls 600F 3. Berat dalam long ton
VCF ke 150C = 0
C Faktor T. 52 =
= Net obs’d vol VCF ke 150C = KL 150C = Net Vol 150C Faktor T. 52 = Bls 600F = Net Vol 150C Faktor T. 57 = L/T
MT Pertamina Draft. F = 7.00 M TRIM = 1.0 M A = 8.00 M Heel 10 (P) No. 3 Center COT. Ullage = 227,5 cm. Free water Dip = 15 cm. Suhu dlm tangki = 86 0F Sampel – Suhu = 84 0F Obs API = 59. Ditanya :
(b)
1. KL @ 150C 2. Barrel 600F 3. Longton (57)
Jawab : 1. Heel 10 (F) H&T Corr.
= 10,3 cm. 18
19 Trim1 M (+) 2.
Ullage = 227,5 cm. H&T Corr = 10,3 cm. ----------------------------------Corr. Ullage = 237, 8 cm Gross Obs’d = 3332, 91 KL....................(1)
3.
Free water Dip. 15 cm
4.
API Obs
= 500API
Ullage 1231-15 = 1216 cm H&T Corr. = 10,3 cm -------------------------------------------- = 1226,3 cm Free water Vol. = 15,765 Kl……... (2) Net Obs Vol = 3317,145 Kl…….. (3) API @ 600F = 56,3 Density 150C = 0,7532
0
Suhu Obs
= 84 F
Den. 150C
= 0,7532
Suhu tangki
= 300C.
6.
KL @ 150C
= 3317,145 0,983992 = 3264,044 KL 150C. ………………………………………(4)
7.
Bls 600F
= 3264,044 6,294 = 20.543,893 Bls 600F…………………………………….. (5)
8.
Long ton
= 3264,044 0,7402 = 2416,045 L/T…………………………………………… (6)
5.
VCF = 0,983992
VI. Tata Cara Perhitungan Kuantitas Minya dengan Positive Displacement Meter. Data : United State Units of Measurement. Langkah 1 (Persiapan) 1.1 Siapkan : - Data pengukuran (meter ticket & lab. Report). - Tabel ASTM D.1250 – IP.200 (tabel lama). - Tabel I, II API standard 2531. - Tabel II API standard 1101. 1.2 Periksa : Kebenaran dan kelengkapan data pengukuran. 1.3 Sesuaikan unit satuan data hasil pengukuran dengan unit satuan yang akan dipergunakan. Langkah 2 : 2.1 Dari data meter ticket, hitung selisih pencatatan awal dan pencatatan akhir. 19
20 2.2 Dari data hasil pengujian meter prover, hitung average volume meter prover. 2.3 Dari suhu pengujian meter prover, hitung faktor koreksi suhu besi prover (Cts). Pergunakan tabel – 1 API STD. 2531. 2.4 Dari suhu minyak (0F) dan API G raf. 600F, hitung faktor koreksi tek. cairan (Cpt). (Pergunakan tabel II API STD.1101). Langkah 3 (hitung Net std volume minyak). 3.1 Hitung Meter Faktor, pergunakan rumus sbb : Meter Faktor
=
Net Prover Volume Average Run
Dimana : Net volume = vol. Dasar Cts Ctl Cps Cpt. 3.2 Hitung gross std volume minyak (butir 2.1 butir 3.1). 3.3 Dari data % S&W dan gross std volume minyak, hitung volume S&W (% S&W butir 3.2) 3.4 Hitung net std volume minyak (butir 3.2 – butir 3.3). Contoh Perhitungan Muatan dengan P.D Meter : Pada pertengahan JCO ke 150 dengan M.T. SHINOBU ANANDA tanggal : 8 April 1978 : HPPO yang dikapalkan mempunyai 0API/600F = 30,30, S&W pengapalan = 0,05% volume. Selama pemuatan menggunakan P.D Meter : 1-2 dan 4 volume dasar prover = 125,12694 BBL/0/Psi/600F. Setelah selesai pengapalan pada delivery ticket didapat angka – angka sebagai berikut : Meter No. 1 2 3
Angka akhir 17.436.998 16.220.214 16.361.102
Angka awal 17.401.382 16.184.624 16.325.228
Selisih 35.616 35.590 35.874
Dari hasil pengujian meter prover didapat angka – angka : Meteran No. Round Trip – 1 Round Trip – 2 Round Trip – 3 Rata – rata
1 120,518 120,519 120,520 120,519
2 120,433 120,440 120,452 120,442
3 -
Tekanan pengujian = 75 Psi. Temperatur pengujian = 1400F. Dari Tabel-I API standard 2531 didapatkan Cts = 1,0015. 20
4 120,491 120,495 120,486 120,491
21 Dari Tabel-6 ASTM-D 1250 didapatkan CTL = 0,9662. Dari Tabel-II API standard 2531 didapatkan Cps = 1,0002. Dari Tabel-II API standard 1101 didapatkan : Cpl
= 1+pF = 1 + 75 0,0000071 = 1,0005325.
Net Prover Volume
Net Prover Volume Average Run 121,16768 Meter Faktor No. 1 = 120,519 1,0053823 121,16768 Meter Faktor No. 2 = 120,442 1,0060251 121,16768 Meter Faktor No. 3 = 120,491 1,005616
Meter Faktor Jadi :
= Volume Dasar Cts Ctl Cps Cpl. = 125,12694 1,0015 0,9662 1,0002 1,0005325 = 121, 16768.
=
Muatan kapal dari : Meter Faktor No. 1 Meter Faktor No. 2 Meter Faktor No. 3
= 35.616 1,0053823 = 35.808 BBL/600F = 35.590 1,0060251 = 35.804 BBL/600F = 35.874 1,005616 = 36.075 BBL/600F ------------------------------------------------------------ + Jumlah muatan kotor (Gross) = 107.687 BBL/600F Bila % S&W pengapalan = 0,05% volume, maka : Muatan bersih (Netto) = 107.667 0,9995 = 107.663 BBL/600F
21
