TK- 4090 KERJA PRAKTEK
JOB PERTAMINA – TALISMAN JAMBI MERANG BAYUNG LENCIR – SUMATERA SELATAN
LAPORAN UMUM
Oleh: Religia Shaliha (13011074)
Pembimbing : Dr. C.B. Rasrendra Agus Salim, S.T., M.T.
SEMESTER I 2014/2015 PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG
ii
KATA PENGANTAR Puji syukur penulis panjatkan kepada Tuhan Yang Maha Esa atas karunia-Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan Kerja Praktek di JOB Pertamina Talisman Jambi Merang dan menyusun laporan kerja praktek ini tepat pada waktunya. Kegiatan kerja praktek ini dimaksudkan untuk memenuhi salah satu syarat kelulusan yang telah ditetapkan oleh Program Sarjana Teknik Kimia Institut Teknologi Bandung. Selama menjalani kerja praktek dan penyusunan laporan umum ini, penulis menerima banyak bantuan dari berbagai pihak. Oleh karena itu penulis ingin menyampaikan ucapan terimakasih kepada: 1. Dr. I.G.B.N Makertiharta selaku koordinator Mata Kuliah TK4090 Kerja Praktek yang memberikan kesempatan penulis untuk melaksanakan Kerja Praktek di JOB Pertamina Talisman Jambi Merang, 2. Dr. C.B. Rasrendra selaku dosen pembimbing yang telah memberi bimbingan, nasihat, saran, dan kritik dalam pelaksanaan kerja praktek, 3. Agus Salim, S.T., M.T., selaku pembimbing lapangan yang telah membantu pemahaman penulis selama melaksanakan Kerja Praktek, 4. JOB Pertamina Talisman Jambi Merang yang telah membuka kesempatan dan menyediakan materi serta sarana kepada penulis untuk melakukan Kerja Praktek, serta 5. pihak-pihak terkait yang tidak dapat disebutkan satu persatu dan telah memberi bantuan keuangan, materi, dan/atau sarana penelitian. Penulis menyadari penulisan laporan Kerja Praktek ini masih jauh dari sempurna baik dari segi materi maupun penulisan. Karena itu, saran dan kritik yang membangun akan penulis terima dengan tangan terbuka. Semoga laporan kerja praktek ini dapat memberikan manfaat bagi kemajuan ilmu pengetahuan.
Jakarta, 18 Juli 2014
Penulis
iii
DAFTAR ISI
Lembar Pengesahan Kata Pengantar Daftar Isi Daftar Tabel Daftar Gambar
Halaman ii iii iv vi vii
I
Pendahuluan 1.1 Latar Belakang 1.2 Tujuan 1.3 Ruang Lingkup
1 1 2 2
II
Tinjauan Pustaka 2.1 Sumber Gas Alam 2.2 Komposisi Gas Alam 2.3 Proses Pengolahan Gas Alam 2.4 Gas Produk 2.4.1 Proses dan Produk Utama
3 3 4 5 8 9
III
Bahan Baku dan Bahan Penunjang 3.1 Gas Mentah 3.2 Metil Dietanol Amin (MDEA) 3.3 Anti-foam Agent 3.4 Dehydration Molecular Sieve
11 11 12 12 13
IV
Deskripsi Proses 4.1 Proses Pengolahan Gas 4.1.1 Penghilangan Liquid 4.1.2 Penghilangan Merkuri 4.1.3 Penghilangan CO2 4.1.4 Proses Dehidrasi 4.1.5 Proses De-etanasi 4.2 Proses Pengolahan Kondensat 4.2.1 Condensate Surge Vessel 4.2.2 Overhead Compressor 4.2.3 Condensate Stabilizer Column 4.2.4 Condensate Mercury Removal Vessel 4.2.5 Condensate Mercury Post Filter 4.2.6 Condensate Storage Sphere 4.2.6 Condensate Shipping Pumps 4.3 Proses Pengolahan Air 4.3.1 Proses Pemisahan Air dan Kondensat 4.3.2 Proses Penghilangan Gas 4.3.3 Proses Penampungan Air 4.3.4 Proses Injeksi
14 16 16 17 17 20 21 21 21 22 22 23 23 24 24 25 25 25 25 25
iv
V
Sistem Pemroses Dan Pengendalian Proses
26
VI
Produk dan Limbah 6.1 Produk 6.1.1 Sales Gas 6.1.2 Kondensat 6.2 Limbah 6.2.1 Produced Water 6.2.2 Limbah Lainnya
40 40 40 40 41 41 41
VII Sistem Utilitas Dan Pengolahan Limbah 7.1 Utilitas 7.1.1 Sistem Hot Oil 7.1.2 Sistem Flare 7.1.3 Sistem Penyediaan Bahan Bakar 7.1.4 Power Generation and Distribution System 7.1.5 Instrument And Plant Air System 7.1.6 Sistem Pengolahan Air 7.1.7 Closed and Open Drain System 7.1.8 Cold Closed Drain System 7.2 Sistem Pengolahan Limbah 7.2.1 Limbah Bahan Berbahaya dan Beracun (B3) 7.2.2 Limbah Non-Bahan Berbahaya dan Beracun (B3) 7.2.3 Limbah Klinis 7.2.4 Limbah Radioaktif 7.2.5 Pengolahan Limbah 7.2.6 Pengolahan Limbah Lumpur Bor
42 42 42 42 42 43 43 43 44 44 44 44 45 45 45 45 46
VIII Lokasi dan Denah Pabrik 8.1 Lokasi JOB Pertamina – Talisman Jambi Merang 8.2 Denah Pabrik
47 47 48
IX
50 50 51 51 52 52
Organisasi dan Manajemen Perusahaan 9.1 Struktur Organisasi Pertamina – Talisman Jambi Merang 9.2 Manajemen Perusahaan 9.2.1 Manajemen Produksi 9.2.2 Manajemen Kerja 9.2.3 Manajemen Keuangan Daftar Pustaka Lampiran A Diagram Fasa Aliran Lampiran B 3-Phase Separator Sizing Lampiran C Multiphase Line Sizing – API RP 14E Lampiran D Sistem CO2 Removal Lampiran E Identitas Tempat Kerja Praktek Lampiran F Prospek/Jenjang Karir Insinyur Kimia Di Perusahaan
53 54 56 63 68 69 71
v
DAFTAR TABEL
Tabel 2.1 Tabel 3.1 Tabel 3.2 Tabel 3.3 Tabel 3.4 Tabel 5.1 Tabel 5.2 Tabel 6.1 Tabel 6.2 Tabel 6.3 Tabel 8.1
Komposisi tipikal gas alam Analisis komposisi aliran gas mentah sumur blok Sungai Kenawang Spesifikasi MDEA pada sistem amine exchanger Spesifikasi anti-foam agent pada sistem amine exchanger Spesifikasi dehydration molecular sieve pada sistem dehydration Daftar peralatan utama proses JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang Daftar beberapa instrumen pengendalian proses pada Sungai Kenawang Gas Plant Spesifikasi kualitas sales gas Spesifikasi produced water Hasil identifikasi limbah yang dihasilkan pada JOB PertaminaTalisman Jambi Merang Kondisi lingkungan
Halaman 4 11 12 13 13 26 39 40 41 41 49
vi
DAFTAR GAMBAR
Halaman Gambar 1.1 Gambar 2.1 Gambar 2.2 Gambar 2.3 Gambar 3.1 Gambar 4.1 Gambar 4.2 Gambar 4.3 Gambar 4.4 Gambar 4.5 Gambar 4.6 Gambar 4.7 Gambar 4.8 Gambar 4.9 Gambar 4.10 Gambar 4.11 Gambar 4.12 Gambar 4.13 Gambar 4.14 Gambar 5.1 Gambar 8.1 Gambar 8.2 Gambar 9.1
Tinjauan umum kebutuhan gas alam di dunia untuk periode 1949-2013 Tinjauan sederhana aliran material pada pemrosesan gas alam Diagram alir tahapan proses pengolahan gas Tinjauan umum produk yang mungkin terbentuk dari proses pengolahan gas Diagram fasa aliran gas umpan Fasilitas Pemrosesan Gas Sungai Kenawang Gambaran umum proses pengolahan gas pada JOB PertaminaTalisman Jambi Merang Production cooler Production separator dengan tipe horizontal Filter coalescing separator Unit proses penghilangan kandungan merkuri Sistem CO2 removal Fasilitas Pemrosesan Gas Sungai Kenawang Amine absorber sebagai unit penghilangan kandungan CO2 Figur condensate surge vessel Overhead compressor Unit penstabilan kondensat Unit penghilangan merkuri yang terkandung dalam kondensat Pengambilan partikulat yang tersisa dalam kondensat Bejana bola tempat penyimpanan kondensat Sistem transportasi awal untuk mengirim kondensat pada pihak ketiga Sistem pengendalian proses secara DCS Peta lokasi blok Jambi Merang Denah pabrik pada area Sungai Kenawang Struktur organisasi JOB Pertamina – Talisman Jambi Merang
1 3 6 10 12 15 14 16 16 17 18 19 21 22 22 23 23 24 24 38 47 48 50
vii
BAB I PENDAHULUAN 1.1. Latar Belakang Kebutuhan energi diperkirakan akan terus bertambah seiring dengan pertumbuhan populasi manusia. Melihat persediaan energi saat ini, bahan bakar fosil seperti gas alam masih memegang peranan yang cukup dominan dalam menjawab kebutuhan masyarakat. Berdasarkan data dari Energy Information Administration (Juni, 2014), hingga tahun 2013 jumlah produksi dan konsumsi gas alam terus mengalami peningkatan. Hal ini direpresentasikan dalam Gambar 1.1 yang menunjukkan tinjauan kebutuhan gas alam di dunia.
Gambar 1.1. Tinjauan umum kebutuhan gas alam di dunia untuk periode 1949-2013. (Energy Information Administration, 2013) Sementara itu pada skala nasional, data statistik Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi menyatakan bahwa potensi gas bumi yang dimiliki Indonesia berdasarkan pada tahun 2012 mencapai 150,7 TSCF dan produksi per tahun mencapai 3,17 TSCF. Dengan komposisi tersebut Indonesia memiliki nilai reserve to production (R/P) mencapai 47 tahun. Konsumsi gas alam di Indonesia sebagai energi final adalah ketiga terbesar setelah BBM dan batubara (ESDM, 2012). Peningkatan jumlah kebutuhan gas alam berkorelasi positif dengan semakin luasnya penggunaan gas alam untuk kebutuhan dan bahan baku industri maupun untuk keperluan rumah tangga. Dalam bidang industri, pemanfaatan gas alam dilakukan pada berbagai sektor, antara lain sebagai sumber pembangkit energi pada PLTG, komponen produksi lifting minyak bumi, bahan baku produksi pada industri pupuk dan petrokimia, dan sebagainya.
1
Adanya potensi pada pengembangan sumber daya gas alam mendorong pemerintah untuk melakukan pembangunan infrastruktur melalui pembangunan fasilitas pemrosesan gas. Selain itu berbagai kebijakan dan regulasi baru mengenai pengelolaan gas alam telah dikeluarkan demi pemanfaatan gas alam untuk pemenuhan kebutuhan dalam negeri yang maksimal. Industri pemrosesan gas berdiri dengan didasari oleh adanya bisnis antara konsumen yang memiliki perminataan gas dengan spesifikasi tertentu dan produsen yang mampu memproduksi gas sesuai dengan spesifikasi yang dibutuhkan konsumen. Proses pengolahan gas terdiri dari beberapa tahap dimulai dari gas mentah dari sumur menuju pipeline yang mengalirkan gas produk (sales gas) di dalamnya. Pada setiap tahap pada pemrosesan gas alam, seorang insinyur Teknik Kimia memiliki peran penting untuk merancang proses pengolahan sehingga mampu mengubah gas alam mentah menjadi gas komersial sesuai dengan spesifikasi yang diinginkan konsumen.
1.2. Tujuan Laporan ini disusun dengan tujuan untuk mempelajari tahapan proses yang ada dalam pengolahan raw gas (gas mentah) menjadi sales gas (gas produk) di JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang.
1.3. Ruang Lingkup Dalam laporan ini, tinjauan proses dilakukan pada Sungai Kenawang Gas Plant JOB PertaminaTalisman Jambi Merang. Tinjauan proses dilakukan dalam bentuk Kerja Praktek terhitung dari tanggal 28 Mei 2014 hingga 18 Juli 2014 berlokasi di Jakarta (head office) dan Lapangan Sungai Kenawang, Blok Jambi Merang, Sumatera Selatan (plant site).
2
BAB II TINJAUAN PUSTAKA 2.1. Sumber Gas Alam Gas alam merupakan gas yang biasanya berasal dari deep reservoir. Gas alam ini dapat berdiri secara independen (non-associated gas) atau tercampur dengan minyak mentah yang biasa disebut sebagai associated gas. Associated gas ini diproduksi bersama minyak untuk kemudian dipisahkan pada casinghead maupun wellhead. Sehingga ada tiga jenis dari hasil pengolahan associated gas ini yaitu casinghead gas, oil well gas, dan dissolved gas. Sementara itu, non-associated gas biasa disebut sebagai gas kering (dry gas) maupun gas-well gas. Biasanya gas yang diproduksi berupa non-associated gas. Untuk jenis reservoir seperti gas condensate reservoir, akibat adanya tekanan dan temperature yang tinggi, fluida yang mengalir merupakan fluida bertekanan tinggi. Dari sumur-sumur yang ada ini, gas tersebut kemudian diolah lebih lanjut menjadi gas yang dapat dijual. Gambar 2.1 menunjukkan diagram alir sederhana dari proses pengolahan gas dari dalam perut bumi hingga menjadi produk tertentu.
Gambar 2.1. Tinjauan sederhana aliran material pada pemrosesan gas alam (Kidnay dan Parrish, 2006)
3
2.2. Komposisi Gas Alam Secara tipikal gas alam yang ada baik yang terasosiasi maupun yang tidak terasosiasi memiliki komposisi kandungannya yang berbeda. Kandungan gas alam ini biasanya bergantung pada lokasi sumur dimana kondisi dan karakteristik lingkungan sekitar. Tabel 2.1 menunjukkan komposisi tipikal dari gas alam. Kandungan yang paling banyak ialah metana dimana berada pada rentang 87 hingga 96%. Metana ini nantinya akan menjadi sales gas yang dapat dimanfaatkan untuk kebutuhan industri. Perbedaan komposisi ini biasanya akan memberikan perbedaan nilai Gross Heating Value (GHV). GHV ini merupakan jumlah panas total yang diperoleh dari pembakaran sempurna satu satuan volume gas di udara pada tekanan konstan. Termasuk juga nilai GHV ini dipengaruhi oleh panas ang dilepaskan akibat adanya kondensasi air pada produk hasil pembakaran (GPSA, 2012). Tabel 2.1. Komposisi tipikal gas alam (North American Energy Standard Board, 2004) Komponen Analisis Tipikal (%mol) Rentang (%mol) Metana 94,9 87 – 96 Etana 2,5 1,8 – 5,1 Propana 0,2 0,1 – 1,5 i-butana 0,03 0,01 – 0,3 n-butana 0,03 0,01 – 0,3 i-pentana 0,01 Trace – 0,14 n-pentana 0,01 Trace – 0,04 Heksana plus 0,01 Trace – 0,06 nitrogen 1,6 1,3 – 5,6 Karbondioksida 0,7 0,1 – 1 oksigen 0,02 0,01 – 0,1 hidrogen trace Trace – 0,02 Spesific Gravity 0,585 3 Gross Heating Value (MJ/m ) dalam 37,8 basis kering
0,57 – 0,62 36 – 40,2
Sementara itu, dalam gas alam sendiri terdapat berbagai macam pengotor. Pengotor-pengotor tersebut biasanya berupa substansi sebagai berikut: Air Biasanya gas yang akan diproduksi memiliki kandungan air yang harus dihilangkan untuk mencegah terjadinya hal-hal yang tidak diinginkan seperti gangguan pada sistem transportasi dan fasilitas proses akibat terbentuknya hidrat maupun korosi. Konsentrasi air pada gas ini bervariasi dari jumlah yang sedikit hingga dalam keadaan jenuh.
Spesi sulfur Spesi sulfur yang ada dapat berupa carbonyl sulfide (COS), carbon disulfide (CS2), dan sulfur itu sendiri. Selain itu spesi sulfur yang dapat terbentuk juga dapat berupa mercaptan. Mercaptan merupakan senyawa organic dengan rumus molekul RSH yang bersifat sangat reaktif dan berbau. Gugus R merepresentasikan gugus alkane. Gas alam biasanya mengandung methyl hingga amyl mercaptan.Senyawa ini terklasifikasikan sebagai zat yang reaktif bersama merkuri. Senyawa ini akan mudah teroksidasi bila dipapakan dengan udara dan logam untuk membentuk disulfide yang memberikan 4
karakteristik tidak berbau. Spesi-spesi sulfur tersebut biasanya terbentuk apabila konsentrasi hidrogen sulfida dalam gas tersebut bernilai lebih dari 2 hingga 3%.
Merkuri Sejumlah kecil merkuri terkadang muncul dalam gas alam. Konsentrasi merkuri dalam gas ini biasa memiliki rentang dari 0,01 hingga 180 μg/Nm3. Kandungan merkuri ini sangat berdampak negatif apabila dibiarkan begitu saja ikut diproses dalam pengolahan gas. Hal ini terjadi akibat kereaktifan merkuri terhadap logam seperti alumunium. Hal ini sangat berbahaya karena mampu melelehkan peralatan seperti alat penukar panas kriogenik yang digunakan dalam sistem proses gas. Maka dari itu, biasanya dibutuhkan unit penghilang merkuri hingga 0,01 μg/Nm3 (Francis dan Taylor, 2006).
NORM NORM merupakan singkatan dari naturally occurring radioactive material atau materialmaterial yang secara alamiah bersifat radioaktif. Material-material ini juga memiliki kemungkinan untuk muncul pada gas alam yang ada. Gas radioaktif seperti radon salah satunya dapat terkandung dalam wellhead gas pada konsentrasi 1 hingga 1,45 pCi/l
Diluents Terkadang gas alam yang diambil dari sumur tidak selamanya memiliki kandungan komponen-komponen tipikal seperti pada Tabel 2.1. Dalam beberapa kasus terdapat pula gas-gas yang mengandung sejumlah senyawa-senyawa yang tidak diinginkan. Sebagai contoh, menurut Hobson dan Tiratso (1985) beberapa sumur yang pernah ditinjau memiliki kandungan zat seperti karbondioksida sebesar 92%, hidrogen sulfida sebesar 88% dan nitrogen sebesar 86%.
Oksigen Untuk daerah-daerah yang dengan sistem pengumpul gas dengan tekanan operasi di bawah tekanan atmosfer, terkadang dapat menyebabkan masuknya oksigen dari udara luar. Hal ini terjadi akibat beberapa kemungkinana seperti kebocoran, kerangan yang terbuka dan kemungkinan-kemungkinan lainnya. Oksigen dalam jumlah besar ini mampu menyebabkan korosi pada sistem perpipaan maupun unit-unit pemrosesan gas.
2.3. Proses Pengolahan Gas Alam Secara umum, proses pengolahan gas alam ini memiliki tahapan pengolahan yang tipikal seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.2. Masing-masing tahapan pemrosesan ini memiliki tujuannya masing-masing bergantung pada sistem unit pemrosesan yang dibutuhkan serta spesifikasi yang diinginkan pada gas produk atau sales gas. Dalam sebuah pabrik pengolahan gas, urutan tahapan proses ini bersifat fleksibel bergantung pada berbagai faktor seperti keefektifan hingga materialmaterial yang digunakan dalam setiap unit proses pengolahan gas. Berikut adalah penjabaran dari berbagai tahapan proses yang umum muncul pada sistem pemrosesan gas alam:
5
Gambar 2.2. Diagram alir tahapan proses pengolahan gas (Kidnay dan Parrish, 2006).
Dehidrasi Setiap sistem pemrosesan gas biasa memanfaatkan sistem dehidrasi untuk menghilangkan kandungan air dalam gas. Sistem dehidrasi ini dilakukan untuk menghindari beberapa hal seperti korosi maupun pengendapan akibat terbentuknya hidrat. Sehingga spesifikasi air ini pun diatur selain untuk memenuhi kandungan produk yang diinginkan, namun juga untuk memenuhi spesifikasi perpipaan yang ada dalam sistem pemrosesan.
Hydrocarbon recovery Tahapan proses ini biasanya muncul untuk pabrik pengolahan gas yang menginginkan terbentuknya produk tertentu seperti LNG maupun NGL. Pada tahapan ini biasanya selalu diikuti dengan proses pemisahan kriogenik untuk mengambil gas etana dan fraksi-fraksi hidrokarbon lainnya yang lebih berat.
Nitrogen rejection Dalam kasus tertentu gas yang diambil dari sumur tersebut memiliki kualitas yang rendah. Kualitas gas ini biasanya memiliki kandungan nitrogen yang tinggi sehingga perlu dihilangkan untuk menyusutkan volume gas. Selain itu, tujuan tahapan ini juga agar proses pengolahan gas yang ada dapat lebih efektif. Secara teknis, proses penghilangan nitrogen ini dapat dilakukan dengan cara pemisahan kriogenik. Namun, saat ini telah berkembang sistem penghilangan nitrogen secara membran dan penggunaan absorben. Helium recovery
6
Tahapan proses ini hanya muncul ketika kandungan helium yang ada dalam gas masukan berada pada konsentrasi di atas 0,5%v/v. Tujuan dari adanya unit proses ini ialah agar didapatkannya helium murni. Helium murni ini kemudian dapat dijual karena harganya yang tinggi.
Penghilangan gas asam Penghilangan gas asam ini biasa dilakukan dalam suatu unit penghilangan menggunakan sistem amine. Hal ini dilakukan untuk menghilangkan senyawa-senyawa seperti CO2 atau H2S. Tahapan proses ini diaplikasikan dalam sistem pemrosesan gas untuk mencegah terjadinya korosi pada fasilitas proses dan transportasi yang ada. Selain itu, hal ini dilakukan untuk memenuhi spesifikasi dari gas produk yang diinginkan.
Liquid processing Dalam suatu pemrosesan gas akan mengalami tahapan pemisahan untuk memisahkan umpan yang ada menjadi tiga fasa yaitu fasa gas, liquid dan aqueous. Liquid yang dihasilkan ini tentu membutuhkan pemrosesan sehingga dapat diolah kembali atau dijual menjadi produk lain yang berharga.
Transportasi dan penyimpanan Proses transportasi dan penyimpanan tentu merupakan tahapan pemrosesan yang pasti ada dalam suatu gas plant. Beberapa produk dari proses pengolahan gas ini memiliki spesifikasi transportasi dan penyimpanan tertentu. Bergantung pula pada lokasi konsumen dari gas yang ada.
Untuk menyokong proses utama dalam pengolahan gas ini tentunya terdapat sistem pendukung seperti sistem utilitas, sistem proses kontrol serta sistem keselamatan: Sistem utilitas Sistem utilitas yang tipikal pada proses pengolahan gas yang ada ialah sistem penyediaan energi, fluida pemanas, cooling water, udara instrument, nitrogen-purge gas, serta sistem bahan bakar. Biasanya pabrik pengolah gas ini membeli tenaga listrik dari pihak ketiga. Namun untuk kondisi tertentu, beberapa gas plant juga mampu menciptakan sumber tenaga listrik sendiri. Sistem kogenerasi ini dianggap lebih menguntungkan karena dapat menekan biaya operasi terutama pada gas turbin untuk menggerakkan kompresor. Lebih lanjut lagi, dibanding dengan pabrik pengolah minyak dan industri kimia, uap dan hot oil tidak terlalu dominan digunakan pada gas plant. Kegunaan utama sistem tersebut ialah untuk proses regenerasi pelarut dan juga untuk reboiler. Sistem utilitas lainnya ialah air pendingin yang utamanya digunakan pada alat penukar panas pada kompresor. Sementara itu, material penting sebagai sistem utilitas yang harus ada pada pabrik pemrosesan gas ialah udara instrumentasi kering (dry instrument air). Hal ini disebabkan oleh penggunaan kerangan pada sistem pemrosesan gas ini secara dominan menggunakan kerangan otomatis. Tekanan udara ini pada umumnya berkisar pada 100 psig (7 barg). Maka dari itu, biasanya pada gas plant terdapat satu atau lebih kompresor cadangan untuk memastikan bahwa udara kering ini selalu tersedia. Selain itu, pada banyak operasi terdapat pula molecular sieve dryer untuk menghindari membekunya udara akibat kandungan moisture dalam sistem perpipaan ini, terutama pada musim dingin atau di daerah dengan udara malam yang ekstrem. Sementara itu, nitrogen digunakan untuk sistem purging. Kemurnian yang dibutuhkan bergantung pada penggunaannya sendiri (biasanya tidak terlalu tinggi). Tidak jarang nitrogen ini diperoleh dengan cara melakukan sistem penyaringan udara menggunakan 7
membran atau pressure swing adorption (PSA). Untuk jumlah yang besar, pemurnian nitrogen ini dilakukan menggunakan fraksionasi kriogenik sehingga dapat menekan biaya pemurnian. Berkaitan dengan sistem bahan bakar, gas plant biasanya menggunakan sebagian dari gas hasil produksi untuk dijadikan sebagai bahan bakar proses, boiler, dan hot-oil furnace. Selain untuk meminimalkan biaya operasi, penggunaan gas hasil produksi ini ditujukan untuk menjaga bahan bakar tanpa partikulat dan memiliki nilai kalor pemanasan yang konstan.
Sistem kontrol proses Sistem kontrol proses ini semakin marak digunakan untuk mengurangi pengeluaran perusahaan terutama dalam sisi biaya pekerja. Kebanyakan gas plant menggunakan sistem pengontrol berjenis DCS atau digital control system untuk setiap unit. Sistem ini diaplikasikan baik untuk kontrol dari proses itu sendiri maupun untuk mencetak arsip operasi dengan mudah. Sistem kontrol lain yang lebih rumit ialah APC atau advanced process control dimana pada sistem ini digunakan algoritma-algoritma bervariabel banyak yang mampu melakukan optimisasi proses operasi. Adapula sistem SCADA atau supervisory control and data acquisition). Kelebihan sistem ini ialah kemampuannya untuk mengontrol sistem-sistem pada lapangan seperti peralatan dehidrasi, kerangan aliran, dan juga sistem kompresor. Sistem kontrol proses yang otomatis ini membutuhkan masukan data yang akurat sehingga proses pengaturannya akan berjalan sesuai dengan yang diinginkan. Untuk memastikan hal tersebut biasanya terdapat teknisi-teknisi yang bertugas untuk secara manual melakukan maintenance dan kalibrasi misalnya pada temperatur, tekanan, sensor aliran, dan berbagai instrumen yang menggunakan data komposisi atau analisis mendalam.
Sistem keselamatan Sistem keselamatan tentu menjadi aspek penting yang wajib ada pada setiap gas plant.Sistem ini mencakup pemadaman darurat untuk gas inlet serta relief valve dan sistem ventilasi yang akan menghubungkan unit dengan flare. Sistem flare ini sendiri merupakan detektor keganjilan yang terjadi pada plant dan dapat membantu operator untuk mengamati keseluruhan proses yang terjadi dalam lapangan. Apabila kebanyakan gas yang dikeluarkan kebanyakan methane, api akan menyala dengan terang tetapi tidak berasap. Asap ini disebabkan oleh kandungan hidrokarbon yang ikut terbakar pada flare.
2.4. Gas produk Gas produk biasanya dikategorikan menjadi dua jenis yaitu high quality gas dan subquality gas. Klasifikasi gas ini didasarkan pula pada kandungan liquidnya. Berdasarkan kandungan liquid tersebut gas produk ini dibagi menjadi rich dan lean gas. Sedangkan dilihat dari kandungan sulfurnya, terdapat sweet dan sour gas. Kandungan liquid dalam gas hasil produksi sangatlah diperhatikan. Semakin banyak cairan yang ada (dalam hal ini ialah fraksi C2+) dalam gas, maka gas tersebut akan semakin mahal. Hal ini dikarenakan oleh nilai jual cairan tersebut lebih tinggi dibanding dengan sales gas. Kuantifikasi dari kandungan cairan dalam campuran gas alam ini dinyatakan dalam GPM atau galon cairan yang dapat diambil dalam 1 MSCF gas. Penentuan nilai GPM ini biasanya berkaitan dengan komposisi gas tersebut. 8
Pada tinjauan kandungan sulfurnya, semakin tinggi konten sulfur dalam gas maka semakin asam gas tersebut. Sweet gas sendiri menyatakan gas dengan jumlah sulfur (biasanya H2S) dalam jumlah sedikit atau bahkan dapat diabaikan. Biasanya konsentrasi H2S dalam sweet gas berada di bawah 4 ppmv. Jika gas keluaran berupa sour gas akan memperbesar kemungkinan timbulnya korosi pada fasilitas selanjutnya seperti dalam sistem perpipaan. Korosi ini terjadi akibat reaksi H2S dengan air membentuk senyawa korosif. Produk korosi ini ialah besi sulfida atau FeSx yang berwujud serbuk hitam.
2.4.1. Proses dan Produk Utama Kegunaan produk dari pemrosesan gas ini ialah selain menjadi bahan bakar, digunakan pula sebagai umpan industri petrokimia. Sehingga proses yang diperlukan untuk menghasilkan gas produk ini melalui tiga tahapan utama yaitu: Pemurnian Pemurnian ini dilakukan untuk menghilangkan material baik berharga maupun tidak. Tujuan utamanya ialah untuk memastikan bahwa gas-gas tersebut dapat digunakan dengan baik dalam pemenuhan kebutuhan industri.
Pemisahan Pemisahan ini dilakukan untuk meningkatkan nilai jual dari produk yang dihasilkan dimana menjadi senyawa hidrokarbon yang berdiri independen dan dapat digunakan langsung oleh industri-industri yang membutuhkan.
Pencairan Pencairan atau likuefaksi ini dilakukan untuk meningkatkan massa jenis dari gas sehingga akan mempermudah penyimpanan dan transportasi.
Dari ketiga proses tersebut akan dihasilkan berbagai jenis produk yang telah terbagi-bagi menjadi senyawa independen sendiri. Gambar 2.3 menunjukkan gambaran mengenai kemungkinan produk yang akan terbentuk dari bahan baku yang ada. Gas mentah ini akan mengandung berbagai fraksi hidrokarbon serta kandungan-kandungan pengotor layaknya air dan gas-gas pengotor lainnya. Sementara itu untuk produk terdapat tiga buah klasifikasi golongan produk hasi pengolahan gas. Klasifikasi gas produk tersebut terdiri dari: Gas pengotor Gas produk (sales gas) Liquid atau fraksi berat
9
Product Slate Water Helium Nitrogen Carbondioxide Hydrogen Sulfide
Raw Gas Water Helium Nitrogen Carbondioxide Hydrogen Sulfide Methane Ethane Propane i-butane n-butane Natural gasoline
GAS PROCESSING
Pipeline Gas
Ethane Propane i-butane n-butane Natural gasoline
Gambar 2.3. Tinjauan umum produk yang mungkin terbentuk dari proses pengolahan gas (Kidnay dan Parrish, 2006).
10
BAB III BAHAN BAKU DAN BAHAN PENUNJANG 3.1. Gas Mentah Bahan baku dalam proses pengolahan gas di fasilitas Sungai Kenawang JOB Pertamina Talisman Jambi Merang ini berupa gas mentah. Tabel 3.1 menunjukkan komposisi dari aliran gas mentah di sumur Sungai Kenawang. Tabel 3.1. Analisis komposisi aliran gas mentah sumur blok Sungai Kenawang (tanggal sampling: 1 Juni 2014, Sumber: Dokumen JOB PTJM) Titik sampling SKN-#3 SKN-#4 SKN-#5 SKN-#6 SKN-#7 1-Jun-14 1-Jun-14 1-Jun-14 1-Jun-14 1-Jun-14 Tanggal sampling 8:10 AM 8:10 AM 8:30 AM 09:00 AM 09:10 AM Waktu sampling 1096,00 1156,00 1110,00 1123,00 1102,00 Tekanan (psi) o 223,00 211,00 227,00 227,00 225,00 Temperatur ( F) 20,45 30,45 27,19 24,37 24,60 Laju alir rata-rata (MMSCFD) 0,5890 0,3290 0,3830 0,4570 0,4090 N2 (%-mol) 77,1040 77,4120 77,2470 78,0410 78,3720 C1 (%-mol) 11,0780 11,0240 11,3430 11,0270 10,9040 CO2 (%-mol) 6,5450 6,6710 6,5850 6,2850 6,2070 C2 (%-mol) 3,0180 3,0160 3,0210 2,7620 2,6870 C3 (%-mol) 0,4460 0,4200 0,4040 0,3720 0,3680 i-C4 (%-mol) 0,6020 0,5690 0,5320 0,5080 0,5110 n-C4 (%-mol) 0,1770 0,1550 0,1330 0,1540 0,1550 i-C5 (%-mol) 0,1170 0,0990 0,0820 0,0990 0,0990 n-C5 (%-mol) 0,1120 0,0920 0,0730 0,0810 0,0840 C6+ (%-mol) 0,1200 0,1120 0,0960 0,0950 0,0940 C7+ (%-mol) 0,0610 0,0650 0,0620 0,0670 0,0620 C8+ (%-mol) 0,0260 0,0300 0,0320 0,0420 0,0390 C9+ (%-mol) 0,0050 0,0060 0,0070 0,0100 0,0090 C10+ (%-mol) 21,8310 21,7460 21,7540 21,5770 21,5000 Massa molekul relatif 0,7538 0,7506 0,7511 0,7450 0,7423 Specific gravity 1033,0500 1033,8420 1025,6950 1022,8690 1022,5930 GHV (BTU/CFT) 934,4930 935,1290 927,6510 924,9280 924,6120 NHV (BTU/CFT) 25 22 20 20 20 H2 S Berdasarkan komposisi penyusun gas mentah tersebut dan kondisi operasinya, dapat diketahui diagram fasa aliran umpan seperti yang ditunjukkan pada Gambar 3.1. Aliran umpan ini memiliki titik krikondenbar pada 1475 psia dan titik krokondenterm pada 99,75 F.
11
1600
Tekanan (psia)
1400 1200 1000 800 600 400 200 0 -300
-200
-100
0
100
200
Temperatur (oF)
Gambar 3.1. Diagram fasa aliran gas umpan Fasilitas Pemrosesan Gas Sungai Kenawang
3.2. Metil Dietanol Amine (MDEA) Metil Dietanol Amine atau MDEA ini merupakan bahan kimia pengambil CO2 yang digunakan pada sistem penghilangan gas CO2. Tabel 3.2 menunjukkan spesifikasi Metil Dietanol Amine yang digunakan pada unit penghilangan gas CO2 ini. Tabel 3.2. Spesifikasi MDEA pada sistem Amine Parameter Spesifikasi Nama produk UCARSOL™ AP SOLVENT 802 Amine mixture 100% Amine strength (%-berat) 45-50 CO2 loading (mol/mol) 0,01-0,02
3.3. Anti-foam Agent Anti-foam agent merupakan senyawa yang digunakan untuk mencegah terjadinya foaming terutama pada sistem amine. Foaming merupakan kasus munculnya busa yang mengakibatkan terganggunya proses penghilangan CO2. Masalah tersebut disebabkan oleh kontak vapor-liquid yang tidak sempurna, distribusi larutan yang tidak sempurna, dan hold up larutan yang mengakibatkan carry over dan gas yang off-spec. Foaming juga disebabkan oleh padatan yang mengendap, hidrokarbon cair, dan garam-garam akibat degradasi produk amine. Untuk mengatasi hal tersebut maka dibutuhkan suatu zat yang mampu mencegah timbulnya foaming seperti antifoam agent. Pada fasilitas Sungai Kenawang ini, spesifikasi anti-foam agent yang digunakan ditunjukkan pada Tabel 3.3.
12
Tabel 3.3. Spesifikasi anti-foam agent pada sistem amine exchanger Parameter Spesifikasi Nama produk UCARSOL™ GT-10 Antifoam Proprietary antifoam 100%
3.4. Dehydration Molecular Sieve Pada pengolahan gas di fasilitas Sungai Kenawang terdapat unit dehidrasi yang digunakan untuk menghilangkan kadar air hingga konsentrasi tertentu. Sistem dehidrasi yang digunakan ialah dehidrasi menggunakan desikan padat dalam hal ini berupa molecular sieve. Spesifikasi molecular sieve yang digunakan ditunjukkan pada Tabel 3.4. Tabel 3.4. Spesifikasi molecular sieve pada sistem dehydration Parameter Spesifikasi Nama produk Molsiv Adsorbents UI-94 1/8 Komposisi 1. Silikon oksida (sintetis) <50 %-berat 2. aluminium oksida (non-serat) <30 %-berat 3. Natrium oksida <30 %-berat 4. Magnesium oksida <5 %-berat
13
BAB IV DESKRIPSI PROSES JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang ini memiliki dua buah fasilitas pengolahan gas yang yaitu Sungai Kenawang dan Pulau Gading. Diagram alir blok proses pengolahan gas yang ada direpresentasikan pada Gambar 4.1. Fasilitas Pulau Gading memiliki 4 buah kluster sumur (well pad) dengan kapasitas pengolahan sebesar 95 MMSCFD. Gas mentah yang diproduksi dari well pad tersebut mengalami proses tahap awal pada surface facilitites yang terdapat di fasilitas produksi Pulau Gading. Fasilitas tersebut meliputi proses pendinginan serta separasi gas mentah berdasarkan fasanya menjadi gas, kondensat, dan air. Proses kemudian dilanjutkan dengan pengolahan masing-masing gas, kondensat, dan air. Gas, kondensat, dan air yang telah dilakukan pemrosesan awal kemudian dialirkan ke stasiun pengolahan gas sentral Sungai Kenawang. Sementara itu, pada fasilitas produksi Sungai Kenawang terdapat 2 buah well pad yang mengalirkan gas mentah dengan laju alir total sekitar 127 MMSCFD menuju stasiun pengolahan gas sentral. Proses pengolahan dari gas mentah menjadi produk berupa sales gas dan kondensat dilakukan melalui beberapa tahap. Tahap paling awal dari rangkaian proses pengolahan gas mentah adalah penurunan suhu dan separasi gas mentah. Aliran gas mentah dari sumur Sungai Kenawang memiliki temperatur berkisar 230 oF. Untuk menjaga unjuk kerja dari peralatan proses di surface facilities serta untuk menjenuhkan fasa aliran gas mentah sebelum dipisahkan di separator, temperatur aliran gas mentah dari sumur perlu diturunkan. Aliran gas mentah dari sumur didinginkan hingga 110 oF pada SK Production Cooler (SK-15-E-01) yang berjenis forced draft air-cooled exchanger. Gambar production cooler ini ditampilkan pada Gambar 4.2.
Gambar 4.2. SK Production Cooler (SK-15-E-01) Aliran gas mentah kemudian dipisahkan berdasarkan fasanya menjadi gas, air, dan kondensat pada unit SK Production Separator (SK-15-V-01) bertipe horizontal seperti yang ditunjukkan pada Gambar 4.3. Proses pemisahan yang dilakukan di separator adalah pemisahan secara gravitasi dengan memanfaatkan prinsip perbedaan massa jenis antara fasa gas, kondensat, dan air. 14
Gas with CO2 = 10% moles (Hg <= 0,01 μg/Nm³ )
Gas with high Hg content
Gas
Liquid removal
Hg removal
Gas
Condensate with RVP < 12 (mercury = 200 ppb)
Gas Sungai Kenawang wellpad system
Raw gas (230 F)
Pendinginan
Raw gas (110 F)
Condensate
Gas-Liquid separation
Separasi 3 fasa
Condensate
Condensate stabilization
Gas with C2 content <= 2% moles
De-etanizing
Dehidration
CO2 removal
Separated-gas compression
Gas with water content < 0,1 ppm
Gas with high water content (CO2 < 5% moles)
Sales gas
Condensate with mercury = 1 ppb
Condensate mercury removal
Condensate storage
Condensate shipping
Water
Water Solid-water separation
Produce water degassing
Produced water storage
Water disposal
Gambar 4.1. Gambaran umum proses pengolahan gas pada JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
15
Fasa gas mengalir di bagian atas kolom. Sementara itu, lapisan tengah pada bagian liquid merupakan kondensat sedangkan lapisan paling bawah adalah air. Gas, kondensat, dan air yang telah dipisahkan kemudian masing-masing diolah untuk menghasilkan sales gas dan kondensat yang memiliki spesifikasi sesuai kontrak serta produced water yang memenuhi baku mutu untuk dibuang ke lingkungan.
Gambar 4.3. SK Production Separator (SK-15-V-01)
4.1. Proses Pengolahan Gas 4.1.1. Penghilangan Liquid Aliran gas keluaran SK Production Separator kemudian memasuki filter coalescing separator (SK-18-F-01) untuk dibersihkan lebih lanjut dari kotoran, kondensat dan air sisa yang masih terkandung di dalamnya. Filter coalescing separator bekerja dengan cara menggabungkan kotoran serta tetesan kondensat dan air menjadi molekul dengan ukuran yang lebih besar kemudian menyaringnya pada suatu screen. Figur filter coalescing separator ini ditunjukkan oleh Gambar 4.4.
Gambar 4.4. Filter coalescing separator 16
4.1.2. Penghilangan Merkuri Sistem berikutnya ialah sistem penghilangan Merkuri yang terdiri atas Gas Mercury Adsorber (SK-18-V-01) seperti pada Gambar 4.5 dan Post Filter (SK-18-F-03).
Gambar 4.5. Unit proses penghilangan kandungan Merkuri. Aluminium merupakan material penyusun dari sebagian besar peralatan di fasilitas proses. Kandungan merkuri yang tinggi pada gas dapat menyebabkan kerusakan pada peralatan proses diakibatkan oleh adanya reaksi amalgam antara merkuri dan aluminium. Oleh karena itu, aliran gas keluaran filter coalescing separator kemudian menuju Sistem Mercury Removal untuk diturunkan kadar merkurinya hingga di bawah 0,01 μg/Nm3. Penghilangan merkuri dilakukan pada kolom gas mercury adsorber menggunakan adsorber berjenis impregnated active sulfur. Merkuri dalam gas terikat dan bereaksi dengan sulfur pada bed sesuai dengan persamaan reaksi sebagai berikut: S + Hg HgS .......... (1) Aliran gas keluaran kolom gas mercury absorber kemudian masuk ke mercury post filter untuk menanggulangi terjadinya carry over adsorben pada aliran gas sehingga adsorben tidak terbawa dan tercampur dengan aliran gas berikutnya.
4.1.3. Penghilangan CO2 Kandungan CO2 dalam gas mengakibatkan gas bersifat asam dan korosif terhadap peralatan proses jika bersenyawa dengan air. Proses penurunan kadar CO2 dalam gas (gas sweetening) dilakukan di dalam Sistem Amine baik secara fisika maupun secara kimia. Proses fisika dalam sistem ini dilakukan dengan memanfaatkan perbedaan kelarutan CO2 dalam gas dan amina, sedangkan proses kimia pada sistem ini dilakukan dengan melibatkan reaksi antara CO2 dan amine absorbent berfasa cair. Diagram alir proses CO2 Removal pada Fasilitas Pemrosesan Gas Sungai Kenawang ditunjukkan pada Gambar 4.6. 17
C-01 Amine Absorber C-02 Flash Column C-03 Amine Regenerator
3
FROM WATER MAKE UP PUMPS
FLASH VAPOUR TO THERMAL OXIDIZER
9 12 10 HOT OIL FROM SUPPLY HEADER
C-03 GAS FROM GAS MERCURY REMOVAL
C-01
E-01 1
C-02 E-03
E-02
HOT OIL TO RETURN HEADER
2
8 7
11
TREATED GAS TO DEHYDRATION SYSTEM
5
4
V-01 RICH SOLVENT TO HP FLASH DRUM
6
Gambar 4.6. Sistem CO2 Removal Fasilitas Pemrosesan Gas Sungai Kenawang
18
Pada Sistem Amine, CO2 dihilangkan dari kisaran 10%-mol hingga di bawah 5%-mol dengan menggunakan proses absorpsi lisensi UOP. Sistem ini terdiri atas Amine Feed-Product Exchanger (SK-25-E-01), amine absorber (SK-25-C-01) seperti pada Gambar 4.7, dan treated gas cooler (SK-25-E-02).
Gambar 4.7. Amine Absorber sebagai unit penghilangan kandungan CO2. Pada sistem ini digunakan absorben berjenis MDEA UCARSOL™ AP SOLVENT 802 dari DOW Chemicals dengan amine strength senilai 45-50 %-berat. Dengan konsentrasi tersebut, MDEA memiliki kemampuan absorpsi 0,01-0,02 mol asam/mol amina. Larutan amina yang terlibat pada amine sustem ini memiliki volume total mencapai 200.000 L. Proses absorpsi terjadi saat aliran gas yang mengalir dari bagian bawah kolom kontak dengan amine absorbent yang dilirkan dari bagian atas kolom sesuai dengan reaksi sebagai berikut: CO2 + H2O + R1R2R3N ↔ R1R2R3NH+ HCO3− ………. (2) Proses absorpsi gas asam oleh amina merupakan reaksi yang reversibel dimana pada tekanan tinggi dan temperatur rendah amina mudah menyerap asam. Sementara itu, proses regenerasi absorben amina memanfaatkan karakteristik amina yang pada tekanan rendah dan temperatur tinggi cenderung tidak mengabsorpsi asam. Salah satu aditif yang digunakan pada amine system adalah anti-foam dengan merk UCARSOL™ GT-10 Antifoam. Anti-foam berperan untuk mengurangi buih yang terbentuk di dalam kolom amine absorber. Buih yang terbentuk di kolom amine absorber dapat menyebabkan pressure drop yang tinggi dan turunnya efisiensi perpindahan massa. Hal tersebut pada akhirnya dapat mengakibatkan turunnya kualitas absorpsi. Selain itu, kolom amine absorber juga dilengkapi dengan water wash pada bagian atas kolom . Water wash berfungsi untuk memisahkan amina yang terbawa aliran gas serta menurunkan temperatur aliran gas yang akan keluar dari kolom amine absorber.
19
Amina keluaran amine absorber merupakan amina yang kaya akan kandungan CO2, H2S, dan air jenuh (rich amine). Rich Amine tersebut melalui proses regenerasi agar dapat digunakan kembali. Proses regenerasi amina diawali dengan flashing tahap pertama pada HP flash drum (SK-25-C02) dan dilanjutkan dengan flashing tahap kedua di LP flash column (SK-25-C-03). Proses flashing pada HP flash drum dilakukan dari 1000 psig menjadi 120 psig sehingga hidrokarbon ringan yang terabsorpsi pada amina lepas sebagai gas. Proses flashing tahap kedua kemudian dilakukan dari 120 psig menjadi 10 psig di LP flashing column. Pada proses ini, air jenuh, CO2 dan H2S lepas dari amina. Gas keluaran LP flashing column kemudian dikondensasi di acid gas condenser (SK-25-E-05) dan direfluks kembali ke LP flashing column. Gas hidrokarbon, CO2, dan H2S yang telah dilucuti dari kolom ini kemudian dialirkan ke dan dioksidasi pada 900 oF di thermal oxidizer (SK-25-PK-03). Sementara itu, amina keluaran LP flashing column kemudian diregenerasi di Amine Regenerator melalui proses pemanasan menggunakan reboiler. Keluaran Amine Regenerator merupakan Lean Amine yang kemudian disirkulasi/dialirkan ke sistem melalui Amine Absorber. Proses absorpsi antara CO2 dan H2S amine absorbent merupakan reaksi eksotermik yang meningkatkan temperatur aliran gas dari 106 oF menjadi 145 oF. Untuk menghindari terjadinya kondensasi gas selama gas ditransportasikan, aliran gas keluaran amine absorber diturunkan temperaturnya di amine feed-product exchanger (SK-25-E-01) berjenis shell and tube hingga temperatur 133 oF. Pendinginan aliran gas dilakukan dengan memanfaatkan aliran gas inlet amine absorber sebagai fluida pendingin. Untuk memasuki proses selanjutnya, yaitu proses penghilangan air, gas ditransportasikan melalui pipa sepanjang 100 m. Selama proses transportasi ini gas dengan temperatur tinggi dapat terdinginkan oleh lingkungan dan rentan membentuk liquid dari kandungan air dan hidrokarbon fraksi berat yang terdapat pada aliran gas. Keberadaan liquid pada aliran gas dapat menyebabkan rejim aliran slugging yang dapat menyebabkan gangguan mekanik dan instabilitas tekanan pada pipa gas. Berdasarkan hal tersebut, aliran gas diturunkan temperaturnya agar mencapai lewat jenuh menggunakan treated gas cooler (SK-25-E-02) kemudian dipisahkan dari liquid di treated gas knock out drum (SK-25-V-01). Liquid yang diperoleh dari proses pemisahan ini berwujud kondensat, air dan larutan amine. Kondensat yang tertampung kemudian dialirkan ke HP Flare KO Drum sedangkan larutan amine yang tertampung dikembalikan ke HP flash drum. Overhead gas pada treated K.O. drum kemudian diolah lebih lanjut di unit penurunan kadar air (dehidrasi).
4.1.4. Proses Dehidrasi Proses dehidrasi gas dilakukan pada dua buah Dehydration Vessel (SK-30-V-01) yang dioperasikan secara bergantian. Penurunan kadar air dilakukan menggunakan molecular sieve bed berbahan silikat hingga di bawah 0,1 ppm. Sementara itu, regenerasi molecular sieve dilakukan dengan mengalirkan gas panas ke dalam unggun sehingga moisture yang terjebak dapat lepas dari unggun. Aliran gas dari dehydration vessel masuk ke dust filter (SK-30-F-01) dimana partikel-partikel molecular sieve bed yang terbawa disaring. Gas kemudian masuk ke gas-gas exchanger (SK-45E-01) untuk diturunkan temperaturnya dan diteruskan ke cold separator (SK-45-V-01) untuk dipisahkan antara gas dan kondensat. Gas dari cold separator memiliki komposisi yang didominasi oleh kandungan C1-C4, sedangkan kondensat yang dihasilkan didominasi oleh kandungan C5+. 20
Liquid keluaran cold separator masuk ke gas-gas exchanger untuk dinaikkan temperaturnya dan dialirkan masuk De-Ethanizer Column (SK-45-C-01). Gas dari cold separator kemudian dialirkan ke JT valve/Turbo Expander. Pada bagian ini, gas diturunkan tekanan dan temperaturnya hingga 250 psig dan -90 oF kemudian dialirkan ke De-Ethanizer Column.
4.1.5. Proses De-Etanasi Fraksi C2 ke bawah pada aliran gas dari Turbo Expander dan kondensat dari gas-gas exchanger dipisahkan di dalam de-ethanizer c olumn (SK-45-C-01). Proses pemisahan dilakukan dengan prinsip distilasi. Produk bawah yang dihasilkan oleh kolom de-etanasi ini memiliki batas kandungan C2 maksimal 2%-mol. Sementara itu, produk atas kolom de-etanasi berupa gas yang didominasi oleh C1-C2 dialirkan melalui reflux exchanger (SK-45-E-02) kemudian ke gas-gas exchanger sebagai fluida pendingin. Gas tersebut dikompresi dan didinginkan sehingga bertekanan 360 psig dan bertemperatur -20 oF. Gas kemudian dialirkan ke sales gas suction scrubber (SK-50-V-01) untuk dilakukan proses pemisahan akhir dari komponen liquid sisa dalam yang masih terkandung di dalam aliran gas. Gas yang telah bersih dari liquid kemudian dikompresi di sales gas compressor (SK-50-K-01) dan didinginkan di sales gas compressor aftercooler (SK-50-E-01) untuk selanjutnya dialirkan sebagai sales gas.
4.2. Proses Pengolahan Kondensat 4.2.1. Condensate Surge Vessel Gambar 4.8 menunjukkan figur dari condensate surge vessel. Pada condensate surge vessel ini, kondensat yang telah dipisahkan dari gas dan air akan dipisahkan kembali antara kondensat, air, dan gas yang masih terkandung dalam kondensat. Dilakukan penurunan tekanan dari 1000 psi menuju 250 psi. Air yang terkandung akan disalurkan menuju unit produced water hydrocyclone package dan gas yang terkandung disalurkan menuju unit overhead compressor dan melaju ke filter coalescing separator. Temperatur gas saat keluar dari unit condensate surge vessel sebesar 147oF.
Gambar 4.8. Figur Condensate Surge Vessel. 21
4.2.2. Overhead Compressor Setelah dilakukan pemisahan kembali dari kompresor, gas yang masih terkandung dalam kondensat akan dikembalikan ke aliran gas. Pada unit overhead compressor ini, gas tersebut akan diberikan tekanan sebesar 1041 psig dan menuju ke unit filter coalescing separator. Kompresor tersebut ditunjukkan pada Gambar 4.9.
Gambar 4.9. Overhead compressor
4.2.3. Condensate Stabilizer Column Kondensat yang dihasilkan dari unit surge vessel akan distabilkan dengan pemanas boiler agar mencapai RVP (Reid Vapor Pressure) < 12. Hal ini dilakukan karena kondensat akan menjadi tidak stabil dan bertekanan tinggi apabila berada pada tekanan di atas 12 psia dengan suhu 100oF. Unit condensate stabilizer column seperti pada Gambar 4.10 ini mendapat suplai panas dari unit boiler, kondensat menuju ke bawah dan diuapkan sampai pada tekanan di bawah 12 psia, setelah stabil, kondensat didinginkan dan ditampung. Pada proses ini, konten C3-C4 akan menjadi gas dan dialirkan menuju ke dalam overhead compressor yang selanjutnya diproses di dalam unit filter coalescing separator.
Gambar 4.10. Unit penstabilan kondensat 22
4.2.4. Condensate Mercury Removal Vessel Kondensat yang telah melalui proses stabilisasi akan dialirkan menuju ke unit condensate mercury removal vessel seperti yang ditampilkan pada Gambar 4.11. Unit ini berfungsi untuk mengurangi merkuri yang terkandung pada kondensat dari 200 ppb menjadi 1 ppb.
Gambar 4.11. Unit penghilangan merkuri yang terkandung dalam kondensat.
4.2.5. Condensate Mercury Post Filter Sebagian partikel-partikel merkuri adsorbent yang berukuran kecil seringkali berhasil lolos dari unit condensate mercury removal vessel. Unit condensate mercury post filter memiliki fungsi untuk memisahkan partikel-partikel merkuri adsorbent terebut yang masih terkandung dalam kondensat. Gambar 4.12 menunjukkan figure dari condensate mercury post filter.
Gambar 4.12. Pengambilan partikulat yang tersisa dalam kondensat.
23
4.2.6. Condensate Storage Sphere Setelah melalui proses pemisahan dan pemurnian, kondensat ini akan disimpan di dalam unit condensate storage sphere. Tempat penampungan ini berbentuk bola berdiameter 9 meter seperti yang ditunjukkan pada Gambar 4.13.
Gambar 4.13. Bejana bola tempat penyimpanan kondensat.
4.2.7. Condensate Shipping Pumps Kondensat akan dikirim menuju Geragai metering melalui unit condensate shipping pumps. Kondensat yang siap dikirim memiliki temperatur sekitar 80oF dan tekanan 10 psi sampai ke tempat tujuan. Figur yang menunjukkan condensate shipping pumps ini merujuk pada Gambar 4.14.
Gambar 4.14. Sistem transportasi awal untuk mengirim kondensat pada pihak ketiga.
24
4.3. Proses Pengolahan Produced Water Air hasil pemisahan dilakukan treatment agar mencapai baku mutu untuk dapat dibuang ke lingkungan dengan cara diinjeksikan ke sumur formasi. Proses pengolahan air yang dihasilkan dilakukan melalui beberapa tahap yang meliputi proses pemisahan air dan kondensat, proses penghilangan gas, proses penyaringan, dan injeksi air ke sumur.
4.3.1. Proses Pemisahan Air dan Kondensat Air yang dihasilkan dari proses pemisahan di separator masih mengandung kondensat dalam jumlah kecil. Untuk menghilangkan kondensat tersebut, digunakan alat Produced Water Hydrocyclone yang memanfaatkan gaya sentrifugal dan gravitasi untuk memisahkan dua cairan saling tidak larut yang memiliki perbedaan massa jenis. Setelah melalui produced water hydrocyclone, diharapkan kandungan kondensat pada produced water tidak melebihi 100 ppm. Kondensat yang dihasilkan dari proses pemisahan pada produced water hydrocyclone kemudian dialirkan ke LP Flare KO Drum..
4.3.2. Proses Penghilangan Gas Air yang telah dipisahkan dari kondensat di produced water hydrocyclone kemudian dimurnikan dari gas-gas yang masih terlarut pada alat produced water degasser. Gas yang terpisahkan kemudian di-flare.
4.3.3. Proses Penampungan Air Setelah melalui proses pemisahan, air ditampung di produced water tank berkapasitas 1897 BBL untuk kemudian diinjeksikan ke sumur formasi. 4.3.4. Proses Injeksi Produced water yang telah ditampung kemudian secara berkala diinjeksikan ke sumur water disposal yang berlokasi di wellpad 1 Sungai Kenawang dengan bantuan produced water pump dan produced water filter.
25
BAB V SISTEM PEMROSES DAN PENGENDALIAN PROSES Pengolahan gas yang terdapat pada JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang ini menggunakan beberapa peralatan proses seperti yang ditunjukkan pada Tabel 5.1. Peralatan proses ini memiliki fungsi dan spesifikasi sesuai dengan tahapan proses yang ada dalam mengolah gas mentah menjadi sales gas. Tabel 5.1. Daftar peralatan utama proses JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang. No. Kode Item 1 SK-15-E-01 A/B
Nama Item Production Cooler
Fungsi Penurunan temperatur raw gas sehingga memenuhi spesifikasi alat proses dan menjenuhkan fasa gas produksi
2
Production Separator
Pemisahan tahap pertama raw gas menjadi 3 fasa, yaitu gas, kondensat, dan air
3
4
SK-15-V-01 A/B
SK-15-V-02
SK-15-V-04
PG Gas K.O. Drum
Condensate Surge Vessel
Pemisahan kembali antara gas dan liquid gas yang berasal dari Pulau Gading
Pemisahan kondensat menjadi kondensat, air, dan gas
Jenis Duty Material Temperatur Tekanan Motor Posisi Dimensi Material shell Material internal Temperatur Tekanan Dimensi Material Tekanan Temperatur Dimensi vessel Dimensi boot Material Temperatur
5
SK-18-F-01 A
Inlet Filter Coalescing Separator
Pemisahan kembali antara gas dan airkondensat yang masih terkandung di dalam gas
Tekanan Kapasitas Dimensi Material Tekanan Temperatur
Spesifikasi Forced Draft ACHE 2 x 30,93 MMBtu/hr Duplex SS / Duplex SS 300/246/-20oF 1250/1056 psig 30 KW Horizontal 2200 mm (ID) x 5050 mm (T/T) Carbon Steel + SS 316L (CLAD) SS 316L 300/170/-20oF 1250/1046/F.V. psig 3135 mm (ID) x 6390 mm (T/T) CS + 6 mm CA + Glass Flake Internal Coating 1200/1037,5/F.V. psig 290/94/-20oF 1800 mm (ID) x 4500 mm (T/T) 476 mm (ID) x 1150 mm (T/T) Glass Flake Internal Coating 250/7T/-20oF 450/300/F.V. psig 160 MMscfd 1092 mm (ID) x 4700 mm (T/F) Carbon Steel + SS 316L CLAD 1250/1031/F.V. psig 200/109,2/-20oF
26
Tabel 5.1. Daftar peralatan utama proses JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang (lanjutan) No. Kode Item 6 SK-18-V-01 A
Nama Item Gas Mercury Adsorber
Fungsi Penyerapan merkuri dengan media liquid impregnated active sulfur
Kapasitas Dimensi Kadar awal Kadar akhir Material
Tekanan Temperatur
7
SK-18-F-02 A
Mercury Dust Filter
Pemisahan partikelpartikel merkuri yang lebih kecil yang masih terkandung dalam gas
Vendor adsorber Kapasitas Dimensi Material Ukuran mikron Tekanan
8
9
SK-18-V-02 A
SK-18-F-03 A
Condensate Mercury Removal Vessel
Penyerapan merkuri yang terkandung dalam kondensat
Condensate Mercury Post Filter
Pemisahan partikelpartikel merkuri yang lebih kecil yang lolos dari unit condensate mercury removal vessel
Temperatur Kapasitas Dimensi Material Kadar awal Kadar akhir Tekanan Temperatur Kapasitas Dimensi Material Ukuran mikron Tekanan Temperatur
Spesifikasi 160 MMscfd 2400 mm (ID) x 3300 mm (T/T) 100 μg/Nm3 0,01 μg/Nm3 Carbon Steel + 3 mm CA + Internal Lining (Glass Flake Lining) 1250/1029,9-1028,5/F.V. psig 200/109/-20oF DOW Chemicals 160 MMscfd 1092 mm (ID) x 3633 mm (T/F) Carbon Steel + SS 316L CLAD 0,3 mikron @99,98% dan 0,001 PPMW liquid carry over 1250/1024,5-1023,5/F.V. psig 200/108,8/-20oF 8500 BPD 1400 mm (ID) x 8600 mm (T/T) Carbon Steel + 3 mm CA 200 ppb-%-berat 1 ppb-%-berat 450/235/F.V. psig 200/110/-20oF 8500 BPD 382 mm (ID) x 1621 mm (T/F) Carbon Steel + 3 mm CA 10 mikron (padat) 450/230,7-232,8/F.V. psig 200/110/-20oF
27
Tabel 5.1. Daftar peralatan utama proses JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang (lanjutan) No. Kode Item 10 SK-25-E-01
11
SK-25-C-01
Nama Item Amine FeedProduct Exchanger
Amine Absorber
Fungsi Peningkatan temperatur fluida yang keluar dari tahap amine absorber agar tidak terbentuk kondensat sehingga panas diserap oleh fluida keluar dari tahap mercury dust filter
Penyerapan CO2 dan H2S dari gas (proses sweetening gas)
Jenis Duty Material shell Material tube P shell P tube T shell T tube Dimensi Material bottom Material upper Kadar awal Kadar akhir Tekanan Temperatur
12
SK-25-H-01
Thermal Oxidizer for CO2 Vent Gas
Pembakaran CO2 dan H2S yang telah dipisahkan dari gas
13
SK-25-E-02
Treated Gas Cooler
Penurunan temperatur fluida dari unit amine absorber
14
SK-25-V-01
Treated Gas K.O. Drum
Pemisahan kembali antara gas dan liquid
Vendor Kapasitas Tekanan Temperatur Duty Material header Material tube Tekanan Temperatur Motor Dimensi Material Tekanan Temperatur
15
SK-25-P-01 A/B
Water Wash Pumps
Pompa yang mengalirkan air untuk melarutkan amine yang mungkin terlarut dalam gas
Kapasitas Daya hidrolik Motor Perbedaan Tekanan
Spesifikasi Shell and tube heat exchanger 2,424 MMBtu/hr Killed Carbo Steel + 3 mm CA SS 304L 1120/1007 psig 1120/1019 psig 250/145/133,8/73oF 250/96/106,7/73oF 1900 mm (ID) x 35199 mm (T/T) Killed Carbon Steel + 6 mm CA Killed Carbon Steel + SS 304 L CLA 10,755 %-mol CO2 dan 31 ppmV 4,765 %-mol CO2 dan 1,55 ppmv H2S 1115/1009,7 psig 250/144(top) 149(bottom)/20oF Honeywell UOP 48324 lb/hr -/2 psig 2100/125oF 5,03 MMBtu/hr Killed Carbon Steel SS 304 L 1115/1002 psig 250/133/68oF 18,5 kW 2400 mm (ID) x 6780 mm (T/T) Killed Carbon Steel + 3 mm SS 304L CLAD 1115/997 psig 250/110/-20oF 2 x 64,5 USgpm 2 x 13 HP 3 kW 35,9 psi
28
Tabel 5.1. Daftar peralatan utama proses JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang (lanjutan) No. Kode Item 16 SK-25-C-03
Nama Item LP Flash Column
Fungsi Penurunan tekanan aliran rich amine untuk memisahkan CO2 dan H2S dari amine
Dimensi Material bottom Material upper Tekanan Temperatur
17
18
19
20
21
22
SK-25-C-02
SK-25-E-05
SK-25-P-02 A/B
SK-25-E-03 A/B
SK-25-V-02
SK-25-P-04 A/B
HP Flash Drum
Acid Gas Condenser
Rich Solvent Pumps
Rich-Lean Solvent Exchangers
Amine Regenerator Reflux Drum
Amine Regenerator Reflux Pumps
Penurunan tekanan aliran rich amine untuk memisahkan hidrokarbon dari amine
Dimensi Material
Tekanan Temperatur Pencairan amine yang Jenis mengandung gas Duty asam (CO2 dan H2S) Material menuju unit amine Tekanan regenerator reflux drum Temperatur Motor Pompa aliran amine Kapasitas yang sudah menyerap Delta P gas asam menuju unit Daya penukar panas hidrolik Motor Penukar panas antara Jenis aliran amine yang Duty telah dan belum Material menyerap gas asam plate A &B P plate A
Penampung aliran amine refluks yang telah diregenerasi
Pompa aliran refluks amine regenerasi menuju amine absorber
Spesifikasi 1700 mm (ID) x 24100 mm (T/T) Killed Carbon Steel + 6 mm CA Killed Carbon Steel + SS 304L CLAD 55/10/F.V. psig 250/134(top) 156 (bottom)/32oF 2800 mm (ID) x 13800 mm (T/T) Killed Carbon Steel + 3 mm SS 304 LL CLAD 140/115 psig 250/148/32oF Fin fan heat exchanger 0,5204 MMBtu/hr SS 304L 55/8,7 psig 250/134/125/73oF 2,2 kW 2 x 997 USgpm 82,8 psi 2 x 48,1 HP 75 kW Plate and frame 2 x 15,9 MMBtu/hr SS 316L 340/210,9/F.V. psig
P plate B T plate A
Vendor 300/251/172/73oF
T plate B Dimensi
300/157/217/73oF 1400 mm (ID) x 2900 mm (T/T) Killed Carbon Steel + 3 mm SS 304L CLAD 55/6/F.V. psig 250/125/32oF 2 x 32 USgpm 78,17 psi
Material Tekanan Temperatur Kapasitas Delta P Daya hidrolik Motor
2 x 0,8 HP 7,5 kW
29
Tabel 5.1. Daftar peralatan utama proses JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang (lanjutan) No. 23
24
25
Kode Item SK-25-E-04
Nama Item Lean Solvent Cooler
Fungsi Penurunan temperatur aliran amine yang belum menyerap gas asam
SK-25-P-03 A/B
Lean Solvent Booster Pump
Pompa aliran amine yang belum menyerap gas asam
SK-25-C-04
Amine Regenerator
Regenerasi amine sehingga dapat digunakan kembali dalam proses
26
SK-25-E-06
Amine Reboiler
Peningkatan temperatur hot oil sebagai suplai panas unit amine regenerator
27
SK-25-F-01
Lean Solvent Pre-Filter
Penyaringan awal aliran amine yang belum menyerap gas asam
28
SK-25-F-02
Carbon Filter
Penyaringan unsur karbon dari aliran amine
Jenis Duty Material header Material tube
Spesifikasi Fin fan 24,64 MMBtu/hr Killed Carbon Steel SS 304L
Tekanan Temperatur
348/172,7/F.V psig 250/172/73oF
Motor Kapasitas
30 kW 2 x 1020 USgpm
Perbedaan 213,8 psi tekanan Daya hidrolik 2 x 127,1 HP Motor 185 kW Jenis Dimensi
1700/3400 mm (ID) x 26700 mm (T/T) Material Killed Carbon Steel + 6 bottom mm CA Material Killed Carbon Steel + SS upper 304L CLAD Tekanan 55/TL9/F.V. psig Temperatur 300/205(top) 250 (bottom)/32oF Vendor Honeywell UOP Duty 39,7 MMBtu/hr P shell 70/15/F.V. psig P tube 350/47/F.V. psig T Shell 500/249/252,9/73oF T tube 500/349,2/296,2/73oF Material shell Killed Carbon Steel + 6 mm CA Material tube SS 304L Kapasitas 87 USgpm Dimensi 248 mm (ID) x 1575 mm (T/S) Material KCS (PWHT) + 3 mm CA Tekanan 340/173,6/F.V. psig Temperatur Ukuran
250/110/73oF 5 mikron
Dimensi
1000 mm (ID) x 5400 mm (T/T) Killed Carbon Steel (PHWT) + 3 mm CA 340/153,8 psig 250/110/73oF
Material Tekanan Temperatur
30
Tabel 5.1. Daftar peralatan utama proses JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang (lanjutan) No. Kode Item 29 SK-25-F-03
30
31
32
33
34
35
36
SK-25-P-05 A/B
SK-25-P-06 A/B/C
SK-25-T-01
SK-25-P-11 A/B
SK-25-P-12 A/B
SK-25-D-05
SK-25-Y-03
Nama Item Lean Solvent Post Filter
Lean Solvent Circulation Pumps
Water MakeUp Pumps
Water Break Tank
LP Antifoam Injection Pumps
HP Antifoam Injection Pumps
Antifoam Tank
Antifoam Mixer
Fungsi Penyaringan akhir aliran amine yang belum menyerap gas asam
Pompa sirkulasi aliran amine yang belum menyerap gas asam
Pompa pengaliran air de-mineralisasi menuju ke unit amine absorber
Penampung air demineralisasi menuju unit amine absorber
Pompa injeksi zat anti-foam dengan tekanan rendah
Pompa injeksi zat anti-foam dengan tekanan tinggi
Penampung zat antifoam
Pencampuran zat anti-foam dan air demineralisasi
Kapasitas Dimensi Tekanan Temperatur Material Ukuran Kapasitas Perbedaan tekanan Daya hidrolik Motor Kapasitas Perbedan Tekanan Daya hidrolik Motor Dimensi Material Tekanan Temperatur Kapasitas Perbedaan tekanan Daya hidrolik Daya motor Kapasitas Perbedaan Tekanan Daya hidrolik Daya motor Dimensi
Spesifikasi 35 USgpm 194 mm (ID) x 1663 mm (T/F) 340/138,6/F.V. psig 250/110/73oF KCS (PWHT) + 3 mm CA 5 mikron 2 x 955 USgpm 982,5 psi 2 x 546,92 HP 600 kW 3 x 100 USgph 1075,41 psi 3 x 1,9 HP 7,5 kW 600 mm (ID) x 1500 mm (L) SS 304 FOW/Ambient psig 150/Ambient/73oF 2 x 0,512 USgph 121,71 psi 2 x 0,0006 HP 0,55 kW 2 x 0,512 USgph 1161,38 psi 2 x 0,0058 HP
Material Tekanan Temperatur
0,55 kW 1000 mm (ID) x 2000 mm (T/F) SS 304L FOW+ATM/ATM 250/90/73oF
Jenis Motor
Blade 1,1 kW
31
Tabel 5.1. Daftar peralatan utama proses JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang (lanjutan) No. Kode Item 37 SK-25-D-06
38
39
40
41
42
SK-25-Y-01
SK-25-P-13
SK-25-S-03
SK-25-P-07 A/B
SK-25-D-07
Nama Item Solvent Recovery Drum
Solvent Drain Drum
Solvent Drain Drum Sump Pump
Solvent Drain Drum Filter
Solvent Drain Drum Pump
Lean Solvent Storage Tank
Fungsi Tempat penampungan pelarut yang telah digunakan untuk digunakan kembali dalam proses amine absorber Tempat penampungan pelarut yang masih mengandung amine
Pompa untuk mengalirkan aliran pelarut yang akan dibuang
Pemisahan antara amine dengan pelarut air de-mineralisasi
Pompa aliran pelarut yang mengandung amine menuju unit solvent drain drum filter Penampungan aliran amine yang belum menyerap gas asam
Dimensi Tekanan
Tekanan
250/90 (top)/32oF Killed Carbon Steel + 6 mm CA 2100 mm (ID) x 6300 mm (T/T) Killed Carbon Steel (PHWT) + 6 mm CA 50/2/F.V. psig
Temperatur Kapasitas
250/110/32oF 2 x 130 USgpm
Perbedaan tekanan Daya hidrolik Motor Kapasitas Dimensi
16,66 psi
Temperatur Material Dimensi Material
Material Tekanan Temperatur Ukuran
250/156/73oF 10 mikron
Kapasitas Perbedaan tekanan Daya hidrolik Motor
2 x 25,9 USgpm 60,4 psi
Kapasitas Dimensi
1418 BBL 6200 mm (ID) x 7500 mm (H) 6 in H2O (g)/3 in H2O
Temperatur Material SK-25-P-09 A/B
Transfer Pump
Pompa aliran sirkulasi pelarut di unit lean solvent storage tank untuk dialirkan menuju filter dan resirkulasi
2 x 1,26 HP 3 kW 25,9 USgpm 189 mm (ID) x 1625 mm (T/F) KCS (PWHT) + 6 mm CA 135/47,7/F.V. psig
Tekanan
43
Spesifikasi 1400 mm (ID) x 4000 mm (T/T) 50/2/F.V. psig
Kapasitas Perbedaan tekanan Daya hidrolik Motor
2 x 0,8 HP 5,5 kW
160/90/73oF Killed Carbon Steel + 3 mm CA 2 x 83,6 USgpm 65,53 psi 2 x 3,2 HP 7,5 kW
32
Tabel 5.1. Daftar peralatan utama proses JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang (lanjutan) No. Kode Item 44 SK-25-S-04
45
SK-30-V-01 A/B
Nama Item Make-Up Filter
Dehydration Vessel
Fungsi Pemisahan kembali pelarut dari amine yang masih terkandung dalam pelarut
Penyerapan air dari gas dengan media molecular sieve
Material Tekanan
Spesifikasi 83,6 USgpm 248 mm (ID) x 1676 mm (T/S) KCS (PWHT) + 3 mm CA 145/72/F.V. psig
Temperatur Ukuran
250/110/73oF 10 mikron
Dimensi Material
2600 mm (ID) x 7620 mm Killed Carbon Steel + 3 mm CA 1115/997 psig
Kapasitas Dimensi
Tekanan Temperatur
46
SK-30-F-01
Dust Filter
Penyaringan partikelpartikel molecular sieve yang terbawa aliran gas
47
SK-30-K-01
Regeneration Gas Compressor
Peningkatan tekanan bagi gas yang masih bercampur dengan kondensat
48
SK-30-V-02
Regeneration Gas K.O. Drum
Pemisahan antara gas dan air setelah mengalami pendinginan di unit regeneration gas cooler sehingga gas dapat dialirkan ke aliran regenerasi Penurunan temperatur gas agar sesuai dengan temperatur unit regeneration gas K.O. drum
49
SK-30-E-01
Regeneration Gas Cooler
Vendor Kapasitas Tekanan Temperatur Ukuran mikron Material Kapasitas Tekanan Temperatur Motor Dimensi Tekanan Temperatur Material
600/110 (normal) – 525 (regeneration)/-20oF Honeywell UOP 162,5 MMscfd 1115/986,3 psig 250/110/63oF 10 mikron Killed Carbon Steel + 3 mm CA 11 MMscfd 1245/910,4/991,9 psig 250/110/123oF 75 kW 900 mm (ID) x 4600 mm (T/T) 1115/911,1 psig 250/110/32oF Killed Carbon Steel + 3 mm CA
Duty Tekanan Temperatur heating T cooling
6,925 MMBtu/hr 1115/916,7 psig 550/500(in)-110(out)/62oF
T standby Motor
550/106(in)-106(out)/62oF 11 kW
550/106(in)-106(out)/62oF
33
Tabel 5.1. Daftar peralatan utama proses JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang (lanjutan) No. Kode Item 50 SK-35-C-01
Nama Item Condensate Stabilizer Column
Fungsi Stabilisasi kondensat agar memenuhi spesifikasi (RVP ≤ 12 psia)
Dimensi Tekanan Temperatur Material
51
52
53
54
55
56
SK-35-E-01
SK-35-V-01 A/B
SK-35-K-01 A/B
Stabilizer NGL Product Cooler
Stabilizer Overhead Suction K.O. Drum Stabilizer Overhead Compressor
Penurunan temperatur kondensat (C3 dan C4) agar tetap berada dalam kondisi stabil
Penampungan aliran gas-kondensat setelah melalui unit Condensate Stabilizer Column Peningkatan tekanan aliran gas-kondensat
SK-35-E-02 A/B
Stabilizer Overhead Compressor Aftercoolers
Pendinginan aliran gas-kondensat setelah mengalami kompresi
SK-35-E-03
Stabilizer Reboiler
Pemanasan hot oil sebagai pemasok panas pada unit condensate stabilizer column untuk melucuti kandungan hidrokarbon ringan pada kondensat Pemisahan akhir antara gas dan kondensat
SK-35-V-02
Stabilizer Overhead Compressor Discharge K.O. Drum
Jenis
Spesifikasi 1680 mm (ID) x 18600 mm (T/T) 450/240(top) 255(bottom)/F.V. psig 550/146,7(top) 408,4(bottom)/-20oF Carbon Steel + SS 316L CLAD Fin fan heat exchanger
Duty Material header Material tube Tekanan
16,33 MMBtu/hr Carbon steel
Temperatur Motor Dimensi Material Tekanan
500/408,4/-20oF 30 kW 738 mm (ID) x 2500 mm (T/T) SS 316L 450/240/F.V. psig
Temperatur Kapasitas
160/110/-20oF 2 x 49,5 MMscfd
Temperatur Tekanan
350/110/300oF 1250/240/1041 psig
Motor Kapasitas
430 kW 11 MMscfd
Tekanan Temperatur Motor Dimensi
Tekanan
1245/910,4/991,9 psig 250/110/123oF 75 kW 1680 mm (ID) x 18600 mm (T/T) 450/240(top) 255(bottom)/F.V. psig 550/146,7(top) 408,4(bottom)/-20oF Carbon Steel + SS 316L CLAD 900 mm (ID) x 2500 mm (T/T) Carbon Steel SS 316L (CLAD) 1250/1031/F.V. psig
Temperatur
350/139,8/-20oF
Tekanan Temperatur Material Dimensi Material
Carbon steel 450/255 psig
34
Tabel 5.1. Daftar peralatan utama proses JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang (lanjutan) No. Kode Item 57 SK-40-PK01 A/B
Nama Item Produced Water Hydrocyclone Package
Fungsi Pemisahan air dan kondensat yang masih terkandung dalam air
58
Produced Water Degasser
Pemisahan kembali antara air dan gas yang terlarut
59
SK-40-V-01
SK-40-T-01
Produced Water Tank
Penampung air yang dihasilkan dari proses pengolahan gas
Tekanan
Spesifikasi 2 x 1409 BPD Duplex SS/Duplex SS 1250/1046/F.V. psig 300/110/-20oF 1000 mm (ID) x 3300 mm (T/T) Carbon Steel + 3 mm CA + Internal Epoxy Coating 125/15/F.V. psig
Temperatur Kapasitas
160/113/-20oF 1897 BBL
Dimensi
8000 mm (ID) x 6000 mm (H) 16/3/VACUUM-0,8 in H2O 160/113/32oF CS + 3 mm CA + Internal Epoxy Coating 2 X 50 USgpm 1051,82 psi
Kapasitas Material Tekanan Temperatur Dimensi Material
Tekanan Temperatur Material 60
61
62
SK-40-P-01 A/B
SK-40-F-01
SK-45-E-01
Produced Water Pump
Produced Water Filter
Gas-gas Exchanger
Pompa pengaliran air yang dihasilkan dari proses pengolahan gas
Pemisahan partikelpartikel kecil yang masih terkandung dalam air hasil proses pengolahan gas
Penurunan temperatur fluida keluar dari unit dust filter untuk mencairkan gas secara parsial
Kapasitas Perbedaan tekanan Daya hidrolik Motor Kapasitas Dimensi Tekanan Temperatur Ukuran mikron Material Jenis Duty Material Tekanan A Tekanan B Tekanan C Temp. A Temp. B Temp. C
30,65 HP 37 kW 50 USgpm 194 mm (ID) x 1663 mm (T/F) 1250/1051 psig 160/115/-20oF 10 mikron CS + 3 mm CA + Internal Epoxy Coating Plate and frame27,8 MMBtu/hr Brazed Aluminium 1100/974 psig 1100/265,6 psig 450/247,6 psig 150/109,1/6,5/-320oF 150/-37,4/99,1/-320oF 150/-40,2/104/-320oF
35
Tabel 5.1. Daftar peralatan utama proses JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang (lanjutan) No. Kode Item 63 SK-45-V-01
64
SK-45-C-01
Nama Item Cold Separator
De-ethanizer Column
Fungsi Pemisahan antara gas dan kondensat sebelum masuk ke dalam unit expander
Pemisahan kandungan C berat (C3+) dari sales gas
Dimensi Material Tekanan Temperatur masuk Dimensi
Material Tekanan Temperatur
65
SK-45-E-04 A/B
De-ethanizer Reboilers
66
SK-45-E-03
De-ethanizer NGL Product Cooler
67
SK-45-E-02
Reflux Exchanger
68
SK-45-K-01
Turbo Expander
Vendor Pemanasan hot oil Duty sebagai suplai panas P shell unit de-ethanizer P tube column T shell T tube Material Penurunan Jenis temperatur aliran Duty kondensat (C3+) Tekanan Temperatur Material Motor Pertukaran panas Jenis antara aliran sales Duty gas dengan kondensat Tekanan A (C3+) Tekanan B Tekanan C Temp. A Temp. B Temp. C Material Penurunan tekanan Kapasitas aliran gas dari unit Tekanan dehidrasi yang akan Temperatur menuju unit deDaya ethanizer column
Spesifikasi 1830 mm (ID) x 5600 mm (T/T) SS 316L 1100/964 psig 130/6,2/-50oF 1980 mm (top ID) / 1370 mm (bottom ID) x 36970 mm (T/T) SS 304 450/257,6 (top) 260,6 (bottom) 300 (top) 390 (bottom)/102,5 (top) 165 (bottom)/150oF Ortloff 2 x 9,103 MMBtu/hr 450/262,1 psig 350/113,1 psig 390/151,1/164,8/-150oF 600/548,3/294,2/-150oF SS 304 Fin fan 2,78 MMBtu/hr 450/261 psig 300/161/-20oF Carbon Steel 11 kW Plate and frame 12,8 MMBtu/hr 450/258,6 psig 450/264,3 psig 450/257,6 psig 150/-23,5/-98,5/-320oF 150/-89,6/-26,6/-320oF 150/-102,5/-34,1/-320oF Brazed Aluminium 119,9 MMscfd 1100/964/260,6 psig 200/6,2/-83,9/-319oF 3153 HP
36
Tabel 5.1. Daftar peralatan utama proses JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang (lanjutan) No. Kode Item 69 SK-45-P-01 A/B
70
71
72
73
SK-45-V-02
SK-45-K-02
SK-45-E-05
SK-50-V-01 A/B
Nama Item De-ethanizer Reflux Pumps
Reflux Accumulator
Expander Compression
Expander Compression Aftercooler
Fungsi Pompa pengaliran refluks kembali ke unit de-ethanizer column
Penampung aliran refluks pada unit deethanizer
Peningkatan tekanan aliran sales gas agar dapat menuju unit sales gas compression suction scrubber Penurunan temperatur aliran sales gas setelah mengalami kompresi
Sales Gas Compressor Suction Scrubber
Pemisahan, pengumpulan, dan pembuangan liquid yang masih terkandung dalam gas
74
SK-50-K-01 A/B
Sales Gas Compressor A/B
Peningkatan tekanan sales gas
75
SK-50-E-01 A/B
Sales Gas Compressor Aftercooler A/B
Penurunan temperatur sales gas untuk memisahkan air dalam sales gas
Kapasitas Perbedaan tekanan Daya hidrolik Motor Dimensi
Spesifikasi 2 x 271 USgpm 48,5 psi 2 x 7,7 HP
Tekanan
11 kWh 1219 mm (ID) x 6706 mm (T/T) 450/254 psig
Temperatur Material
150/-98,5/-150oF SS 316L
Kapasitas Daya
117,2 mmSCFD 3090 HP
Tekanan Temperatur
450/237,6/362,3 psig 250/103,7/172,5/-0,4oF
Jenis Duty Motor Tekanan
Fin fan 8 MMBtu/hr 30 kW 450/362,3 psig
Temperatur Material Dimensi Material Tekanan Temperatur Duty Tekanan Temperatur
250/172,5/-20oF Carbon Steel 1100 mm (ID) x 3000 mm (T/T) Carbon Steel + 3 mm CA 1000/352,3/F.V. psig 370/110/-20oF 2 x 5459 HP 1350/352,3/1140 psig 370/110/311/-20oF
Duty Material
2 x 17,69 MMBtu/hr Carbon Steel
Temperatur Tekanan
370/311/-20oF 1350/1140 psig
Motor
30 kW
37
Tabel 5.1. Daftar peralatan utama proses JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang (lanjutan) No. Kode Item 76 SK-55-V-01
77
SK-55-P-01 A/B
Nama Item NGL Surge Sphere
NGL Shipping Pumps
Fungsi Penyimpanan kondensat sebelum dikirimkan ke tempat tujuan
Pompa pengaliran kondensat menuju tempat tujuan
Kapasitas Material
Spesifikasi 2400 BBL Carbon Steel + 3 mm CA
Dimensi Tekanan
9000 mm (ID) 150/91/F.V. psig
Temperatur Kapasitas
150/111/-20oF 2 x 548 USgpm
Delta P Daya hidrolik Motor
718,3 psi 2 x 229,4 HP 355 kW
Sementara itu, sistem pengendalian proses yang ada pada Sungai Kenawang Gas Plant ini mencakup sistem kontrol proses secara DCS (Distributed Control System). Sistem DCS ini merupakan suatu jaringan komputer yang digunakan untuk mengawasi dan mengontrol suatu variable kontrol. Sistem ini terdiri atas teknologi microcomputer, software dan network. Dengan metode pengendalian ini, sistem hardware dan software mampu menerima sinyal input berupa sinyal analog, digital maupun pulsa dari peralatan yang ada lapangan. Kemudian melalui fungsi feedback control sesuai dengan algoritma pengontrolan seperti PID maupun sequence program yang telah ditentukan, sistem akan mengeluarkan sinyal output analog maupun digital. Sinyal output ini kemudian digunakan untuk pengendalian final control element (control valve) maupun untuk tujuan monitoring, reporting, dan alarm. Skema sistem ini ditunjukkan oleh Gambar 5.1.
Gambar 5.1. Sistem pengendalian process secara DCS (BPST, 2007). Bersama dengan DCS, sistem pengendalian proses yang digunakan ialah PLC (Programmable Logic Control). Sistem PLC ini bekerja dengan cara mengolah input sinyal biner menjadi output yang dapat digunakan untuk pemrosesan secara sekuensial. Dalam gas plant ini sistem PLC mampu memonitor status sistem dan mengambil tindakan yang diperlukan sehubungan dengan proses yang dikontrol, serta menampilkan pesan tersebut pada operator sistem. 38
Sistem pengendalian proses pada Sungai Kenawang Gas Plant ini tentunya terdiri dari komponen utama yaitu : Sensor/transducer yang berfungsi menghasilkan informasi tentang besaran yang diukur Transmitter yang memproses informasi atau sinyal yang dihasilkan oleh sensor/transducer agar sinyal tersebut dapat ditransmisikan Controller yang berfungsi membandingkan sinyal pengukuran dengan nilai besaran yang diinginkan (set point) dan menghasilkan sinyal komando berdasarkan strategi control tertentu Actuator yang berfungsi mengubah masukan proses sesuai dengan sinyal komando dari pengontrol Tabel 5.2 menunjukkan beberapa komponen pengendalian proses yang terdapat dalam lapangan Sungai Kenawang. Tabel 5.2. Daftar beberapa instrumen pengendalian proses pada Sungai Kenawang Gas Plant Analyzer indicator Hand control valve Analyzer transmitter Interface level indicator Combustible gas detector Interface level indicating controller Blowdown valve Interface level indicating transmitter Burner flame detector Level alarm Density transmitter Level controller Fire damper actuator Level indicator Flow alarm Level indicating controller Flow control valve Level indicating transmitter Flow ratio controller Level transmitter Flow indicator Level control valve Flow switch Pressure alarm Flow safety valve Pressure controller Flow transmitter Pressure control valve Flow control valve Presseru differential alarm Pressure differential indicating controller Temperature control valve Pressure differential indicator Unit alarm Pressure differential recorder Unit control panel Pressure differential transmitter Unit indicator Pressure differential control valve Wellhead control panel Pressure safety alarm Vibration indicator Pressure switch Vibration transmitter Pressure sensor Actuated on/off valve Pressure transmitter Temperatur alarm Temperature indicating controller Temperature indicator Temperature recorder Temperature sensor Temperature transmitter
39
BAB VI PRODUK DAN LIMBAH 6.1. Produk 6.1.1. Sales Gas Produk utama dari hasil pengolahan gas oleh JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang ini ialah Sales Gas dan kondensat. Spesifikasi kualitas dari sales gas ini ditunjukkan pada Tabel 6.1. Tabel 6.1. Spesifikasi kualitas sales gas. Parameter Satuan Nilai Ekspor sales gas ke PGN bbtud 85 SSWJ/Grissik Tekanan pada tie-in PGN psig 1060 SSWJ/Grissik Ekspor sales gas ke TGI bbtud 35 Tekanan pada tie-in TGI psig 860 o Titik embun hidrokarbon f 55 GHV (Gross Heating Value) btu/scf 950-1250 Indeks Wobbe btu/scf 1320 (+7% & -8%) Kandungan air lb/mmscf 15 (max) CH4 %-mol 80 (min) CO2 %-mol 5 (max) N2 %-mol 5 (max) Inert total %-mol 10 (max) H2S ppmw 8 (max) Sulfur total ppmw 30 (max) Oksigen %-mol 0,1 (max) Natrium dan kalium %-mol 0,5 (max) Magnesium ppmw 2 (max) Timbal ppmw 1 (max) Partikulat ppmw 3 (max) dari 10 mikron 6.1.2. Kondensat Hasil pemisahan gas mentah sebagai umpan salah satunya berbentuk kondensat. Kondensat ini tidak dapat diolah sendiri sehingga kondensat ini akan diolah dengan pihak ketiga. Namun, sebelum dikirim kepada konsumen (pihak ketiga) tersebut, maka kondensat ini diproses terlebih dahulu untuk memenuhi kualitas yang diinginkan. Spesifikasi untuk kondensat dari produk bawah dari condensate stabilizer column adalah RVP ≤ 12 psia, Air jenuh ≤ 0.5%, Mercury ≤ 1 PPB.
40
6.2. Limbah 6.2.1. Produced Water Selain gas dan kondensat, produk dari hasil pengolahan gas ini ialah produced water. Produced water ini tidak dikategorikan sebagai limbah karena air hasil olahan ini digunakan untuk proses injeksi kembali sumur yang ada. Spesifikasi dari produced water ini ditunjukkan pada Tabel 6.2. Tabel 6.2. Spesifikasi produced water. Parameter Satuan Tekanan injeksi wellhead (pada wellhead flange) psig Kandungan minyak ppmv Kandungan klorida ppmv
Nilai 1000 100 20000
6.2.2. Limbah Lainnya Secara keseluruhan limbah yang dihasilkan pada JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang ini dikategorikan menjadi 4 macam limbah yaitu limbah Bahan Berbahaya dan Beracun (B3), limbah non-B3, limbah klinis, dan limbah radioaktif. Dalam hal ini yang menjadi tinjauan dominan ialah limbah B3. Tabel 6.3 menunjukkan data limbah B3 yang dihasilkan untuk periode Juli 2013 hingga April 2014. Tabel 6.3. Hasil identifikasi limbah yang dihasilkan pada JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang. Jenis Limbah Jumlah (kg) Used Oil / Oli Bekas 19,222 Catridge Filter / Filter Bekas 5,011 Majun,Gloves,Catridge 0,738 Contaminated Packaging / Kemasan Terkontaminasi 0,997 Various Stationary Waste / Limbah Kantor 0,019 Laboratory Waste / Limbah Labor 0,181 Carbon Filter 8,004 Degraded Amine Solution / Limbah Amine 19,403 Degraded Glycol Solution / Limbah Glycol 17,902 Spent Katalis 11,745 Oily Soil / Sludge Minyak 3,73 Tanah Terkontaminasi / Chemical Contaminated Soil 0,564 Used Acid Battery / Batrai Basah Bekas 1,597 Infectious Waste / Limbah Medik 0,005 Solvent Waste 0 Cutting & Used Mud Drilling 1005,197 Absorbent Sock / Media 0,625 Tube Lamp Waste / Limbah Bola Lampu 0,049 Condensate / Kondensat 0,048 Total 1095,037
41
BAB VII SISTEM UTILITAS DAN PENGOLAHAN LIMBAH 7.1. Utilitas Pada proses produksi sales gas JOB Pertamina Talisman Jambi Merang, utilitas yang digunakan terdiri dari beberapa sistem. Sistem-sistem tersebut meliputi : 1. Sistem hot oil 2. Sistem flare 3. Sistem penyediaan bahan bakar 4. Instrument and plant air system 5. Sistem pengolahan air 6. Closed drain system 7. Cold closed drain system
7.1.1. Sistem Hot Oil Sistem hot oil merupakan sistem yang digunakan untuk menyediakan panas pada reboiler. Panas ini digunakan sebagai pendukung proses pada regenerasi amine, de-ethanasi, dan stabilisasi kondensat. Dalam pembuatan hot oil ini mula-mula hot oil dipompa melalui hot oil circulation pump dengan mengambil kerja yang dihasilkan hot oil expansion vessel. Hot oil ini kemudian dipanaskan dalam waste heat recovery unit dari suhu 298oF hingga 441oF. Untuk menyokong kinerja dari waste heat boiler, maka digunakan hot oil heaters yang dikontrol temperature keluarannya dengan memvariasikan laju alir gas yang menuju heater. Hot oil yang meninggalkan hot oil heaters kemudian disalurkan pada de-ethanizer reboiler dan stabilizer reboiler. Sebagian dari hot oil juga disuplai menuju waste hear reboiler unit yang akan di bypass kan dengan mengontrol temperature pada masukan amine reboiler. Panas dari reboiler pada sistem amine ini mampu meningkatkan temperature amine dari suhu 249oF. 7.1.2. Sistem Flare Terdapat dua macam sistem flare yang digunakan dalam plant yaitu sistem high pressure dan sistem low pressure. Selama operasi normal, sistem high pressure flare digunakan untuk purging. High pressure flare ini dioperasikan pada tekanan maksimal 25 psi. Sementara itu, low pressure flare dioperasikan pada 2 psig.
7.1.3. Sistem Penyediaan Bahan Bakar Sistem fuel gas digunakan untuk pembentukan energi seperti pada gas turbin untuk Sales Gas Compressor, Regeneration Gas Heater, Hot Oil Heater, dan Thermal Oxidizer untuk CO2, blanketing dan juga purging. Dalam kondisi normal, fuel gas ini dialirkan melalui Expander Compressor pada tekanan 237,6 psig. Selain itu, terdapat pula sistem diesel yang digunakan untuk Gas Turbine Generator dan Emergency Diesel Generator. Bahan bakar diesel ini disimpan dalam tangki penyimpanan yang secara periodik diisi oleh truk berisi bahan bakar diesel.
42
7.1.4. Power Generation and Distribution System Kebutuhan daya pada Sungai Kenawang Plant ialah sebesar 6600V AC, 3-fasa, 50Hz. Generator utamanya terletak dekat dengan fasilitas proses yang ada. Generator utama ini digunakan untuk untuk menyokong kebutuhan listrik untuk semua fasilitas proses yang ada pada Sungai Kenawang Gas Plant. Sistem penyediaan kebutuhan listrik pada Sungai Kenawang Gas Plant ini terdiri dari beberapa komponen utama : Generator utama yang digerakkan oleh turbin gas, dengan konfigurasi 2x50%. MV Switchboard utama yang memiliki motor penggerak Dual redundant distribution transformer yang digunakan untuk Sungai Kenawang Process LV Switchboard dan SK Utilities LV Switchboard. Selain itu terdapat pula single distributing transformer yang digunakan untuk SK accommodation camp LV switchboard Backup generator Main AC UPS System pada SK gas plant untuk kondisi tertentu
7.1.5. Instrument And Plant Air System Tujuan air instrument system ini ialah sebagai media dalam melakukan sistem instrumentasi dan kontrol. Udara yang ada berasal dari udara ambient dikompresi menggunakan SK Instrument Air Compressor Package dan dikeringkan menggunakan SK Instrument Air Dryer Package untuk mrnurunkan dew pointnya menjadi -20oF pada tekanan 110 psig. Proses ini didesain untuk menghasilkan udara yang sesuai dengan spesifikasi instrument air yang kemudian dimasukkan dalam Instrument Air Receiver. Spesifikasi udara sebagai instrument air ialah sebagai berikut : Dew point berada pada suhu -20oF dengan tekanan operasi 110 psig Kandungan coolant/liquid kurang dari 0,01 ppmw Kandungan partikel debu yang ada kurang dari 2μm Instrument air ini dikontrol oleh UCP dimana DCS akan menerima alarm via sinyal yang tersalurkan oleh perangkat keras yang ada.
7.1.6. Sistem Pengolahan Air Sistem pengolahan air yang ada dilakukan untuk memberikan perlakuan pada air tanah menjadi potable water sehingga dapat digunakan. Sebagian dari potable water yang ada digunakan untuk suplai demineralized water pada CO2 removal system.Air yang ada dipompa dari Potable Water Treatment Package menuju tangki flokulasi. Dari tangki flokulasi ini kemudian air disaring menggunakan lamella clarifier dan dialirkan menuju clarified water tank. Sementara itu, sistem pengolahan air juga dilakukan untuk menyediakan air pemadam kebakaran yang sewaktu-waktu digunakan apabila terjadi kebakaran. Sistem ini disebut sebagai fire water system yang terdiri atas : Fire water tank Fire water jockey pump Fire water pumps Associated water equipment Water hydrants Water monitor dan Fire monitors
43
7.1.7. Closed and Open Drain System Tujuan dari Sungai Kenawang Open Drain System ialah untuk mengumpulkan air yang berasal dari area proses (oily water) dan juga dari area non-proses yang digunakan untuk mengontrol kualitas air yang ada apakah mengandung kondensat/minyak atau material lain. Sedangkan closed drain system merupakan sistem drainase yang yang digunakan sebagai media pembuangan air yang berasal dari fasilitas proses menuju LP Flare KO Drum. Lebih lanjut, pada open drain system, umpan yang bersifat tidak berbahaya terklasifikasikan sebagai oily-water dari berbagai buangan aliran bertekanan rendah pada Sungai Kenawang Gas Plant. Oily-water yang diperoleh ini secara manual ditransfer dan dikumpulkan pada Central Pond. Pada central pond ini, oily-water yang ada dipisahkan menggunakan pemisahan gravitasi sehingga dapat diperoleh air yang jernih dari minyak. Minyak yang ada ini kemudian diambil menggunakan Skimmed Oil Collector untuk dimasukkan dalam Closed Drain System menuju Skimmed Oil Pump.
7.1.8. Cold Closed Drain System Cold closed drain system ini menyediakan pengumpulan dan pembuangan dari drainase yang berasal dari fasilitas proses terkait pendinginan pada Sungai Kenawang Plant. Sistem ini secara khusus menangani cairan berbahaya yang berasal dari process vessel, pompa maupun peralatan lainnya. Proses drainase ini dilakukan dalam selang waktu kurang lebih satu jam. Setelah melalui tahapan proses ini, cold drain fluid kemudian dipanaskan berdasarkan sistem pertukaran panas dengan lingkungan. Kemudian fluida ini dipompa menuju closed drain header oleh cold closed drain pump pada temperatur minimum sebesar 32oF.
7.2.Sistem Pengolahan Limbah Limbah yang dihasilkan pada Sungai Kenawang Plant ini secara umum dapat dikategorikan dalam beberapa jenis seperti limbah B3, limbah non-B3, limbah klinis, dan limbah radioaktif.
7.2.1. Limbah Bahan Berbahaya dan Beracun (B3) Limbah B3 merupakan sisa suatu usaha dan / atau kegiatan yang mengandung bahan berbahaya dan/atau beracun yang karena sifat dan/atau konsentrasinya dan/atau jumlahnya, baik secara langsung maupun tidak langsung dapat mencemarkan dan/atau merusak lingkungan hidup, dan/atau dapat membahayakan lingkungan hidup, kesehatan, kelangsungan hidup manusia serta makhluk hidup lainnya. Limbah yang dapat dikategorikan menjadi limbah B3 ini seperti cat, pelarut/thinner, baterai, minyak yang digunakan dan sampel bahan bakar, aerosol, toner, asam, bahan kimia, filter yang terkontaminasi, kain dan sepatu yang tercemari, karung / drum kimia terkontaminasi, sarung tangan terkontaminasi, limbah listrik termasuk tabung neon, lampu, dan peralatan komputer.
44
7.2.2. Limbah Non-Bahan Berbahaya dan Beracun (B3) Limbah Non-B3 merupakan limbah yang tidak memberikan efek merugikan. Limbah non B3 adalah limbah umum (tidak ditentukan), kayu, kaca, pembersih dapur non B3. Limbah non B3 dapat dibagi menjadi beberapa jenis, yaitu: Limbah Metal, adalah limbah yang berbahan logam, seperti paku, sekrup, dll. Limbah Organik, adalah limbah yang dapat terurai di dalam tanah, yaitu seperti sisa bahan makanan atau tumbuhan. Limbah Anorganik, adalah limbah yang tidak bisa terurai di dalam tanah, yaitu seperti plastik, kaca, pembersih dapur non B3.
7.2.3. Limbah Klinis Limbah ini merupakan limbah medis yang berasal dari jaringan tubuh manusia atau hewan, darah, cairan tubuh, produk farmasi, proses penyemprotan, proses pembersihan, jarum atau sumber lainnya yang dapat menyebabkan infeksi terhadap orang jika terjadi kontak. Limbah yang diklasifikasikan sebagai limbah bahan klinis seperti bahan klinis / bahan medis, benda tajam bekas medical treatment.
7.2.4. Limbah Radioaktif Limbah radioaktif merupakan limbah yang mengandung bahan radioaktif. Limbah ini dapat berasal dari pengukuran piroforik, pengukuran LSA/NORM, bahan yang terkontaminasi radioaktif.
7.2.5. Pengolahan Limbah Pengolahan limbah yang dilakukan pada Sungai Kenawang Plant dapat dilakukan dengan dua cara yaitu pengolahan langsung maupun dengan ditampung terlebih dahulu pada tempat penampungan sementara. Limbah yang hanya diolah di lapangan adalah makanan dan limbah kantor, keduanya dibuang dengan menggunakan metode sanitasi tanah. Sementara itu, adapula limbah yang perlu ditampung terlebih dahulu. Berbagai jenis wadah yang digunakan antara lain : Wadah Terbuka Wadah terbuka yang digunakan adalah suatu konstruksi besi yang dicat permanen dengan akses mudah untuk pembuangan limbah, memiliki berat dan kapasitas yang berbeda. Wadah setengah terbuka disediakan untuk sisa besi, bekas kayu dan limbah umum nonberbahaya termasuk kantong dan plastik. Sisa kayu dipisah dan diangkut untuk didaur ulang berdasarkan jumlah.
Kontainer Salah satu kontainer yang digunakan adalah jenis kargo tertutup dengan pintu yang dapat diamankan dan dikunci. Benda ini juga dapat memiliki kapasitas bobot yang berbeda.
45
PVC Wheelie Bins Wheelie bins disediakan di lokasi yang tepat untuk mendorong personil di lokasi untuk membuang limbah dengan benar. Keranjang diberi label dengan jelas dan diwarnai untuk menunjukkan produk limbah yang dapat disimpan di dalamnya.
Drums Limbah thinner dikumpulkan dalam drum berukuran 250-liter dan digunakan untuk pengumpulan limbah minyak pelumas dan limbah berbahaya.
Clip-top Barrels Barel yang disegel dapat digunakan untuk menyimpan filter oli, filter berminyak dan kaca.
Kantong Plastik Kantong plastik tebal akan digunakan untuk mengangkut limbah yang sudah dipisahkan.
Wadah Limbah Klinis Limbah klinis tajam dikumpulkan dalam tempat limbah khusus.
Wadah-wadah tersebut memiliki beberapa kode warna bergantung jenis limbah yang dibuang. Kode warna yang digunakan yaitu merah untuk limbah logam; kuning untuk sisa makanan, daun, kulit buah; Biru untuk sampah plastik, bungkus makanan, kayu, kertas; Serta hitam untuk limbah B3 (Bahan Berbahaya dan beracun).
7.2.6. Pengolahan Limbah Lumpur Bor Limbah lumpur bor merupakan sisa dari penggunaan lumpur bor yang sudah tidak terpakai lagi. Limbah lumpur bor terbagi atas 3 fasa yaitu fasa padat, yang terdiri atas bahan dasar lumpur serta serbuk bor dari formasi; Fasa cairan, terdiri atas bahan dasar fluida ditambah dengan fluida/cairan dari formasi; Fasa gas, terbawa oleh lumpur dari formasi dalam gas-gas yang larut dalam lumpur selama pemboran. Pengolahan lumpur bor bekas dapat dilakukan dengan beberapa cara tergantung dari fasanya. Untuk limbah dalam fasa cair dapat dilakukan dengan uji bioassay LC-50 96-jam. Jika hasil tes sama atau lebih besar dari 30,000 ppm maka limbah fluida dapat dibuang ke lingkungan sekitar. Sedangkan, untuk lumpur bor bekas dalam fasa padatan dapat dilakukan dengan menguji kandungan logam berat yang ada dalam serbuk bor melaui uji Toxicity Characteristic Leaching Procedure (TCLP). Untuk lumpur bor bekas dalam bentuk gas biasanya terbawa ke permukaan oleh lumpur bor dan kemudian dipisahkan dalam tangki lumpur. Jika terdapat kemungkinan gas mengandung H2S atau gas berbahaya lainnya maka alat deteksi gas harus dipasang di dekat tangki lumpur. Selain itu ada juga uji konten minyak. Untuk cutting yang mengandung minyak, ketika konsentrasi hidrocarbon dalam cutting kurang dari atau sama dengan 1% (satu persen), maka limbah langsung dapat dibuang di lokasi pengeboran, kecuali di daerah sensitif. Namun, jika lebih besar dari 1%, maka diperlukan pengolahan sesuai dengan ketentuan yang berlaku.
46
BAB VIII LOKASI DAN DENAH PABRIK 8.1. Lokasi JOB Pertamina – Talisman Jambi Merang Lokasi JOB Pertamina – Talisman Jambi Merang terdiri dari kantor yang berlokasi di Gedung PHE Tower, Lantai 12 dan 15, Jl. Letjen TB. Simatupang Kav. 99 Jakarta dan gas plant yang merupakan wilayah kerja operasional yang berlokasi di Kecamatan Bayung Lencir, Kabupaten Musi Banyu Asin, Propinsi Sumatera Selatan pada Lapangan Sungai Kenawang dan Pulau Gading. Sedangkan, Lapangan Gelam merupakan unitisasi dengan Conoco Phillips yang terletak pada daerah yang sama. Letaknya ± 72 Km sebelah tenggara kota Jambi, awalnya wilayah ini termasuk wilayah propinsi Jambi, namun sekarang wilayah kerja Jambi Merang berada di Propinsi Sumatera Selatan. Lapangan Sungai Kenawang dan Pulau Gading memiliki luas area 972,9 km2 dan Lapangan Gelam seluas 55 km2 sebagai hasil unitisasi dengan Conoco Phillips. Peta lokasi blok Jambi Merang ini ditunjukkan pada gambar 8.1.
Gambar 8.1. Peta lokasi blok Jambi Merang. Blok Jambi Merang meliputi 2 Kecamatan dan 10 Desa. Sementara itu, jalur pipa JOB Pertamina – Talisman Jambi Merang melintasi 2 kabupaten di Propinsi Jambi, yakni Kabupaten Muaro Jambi dan Kabupaten Tanjung Jabung Timur, meliputi 4 Kecamatan, 12 Desa. Sehingga, secara total luasan wilayah operasi JOB PTJM adalah 2 propinsi, 3 kabupaten, 6 kecamatan dan 22 desa.
47
8.2. Denah Pabrik Dasar pemilihan lokasi industri JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang antara lain: 1. Lokasi ketersediaan gas bumi (letak sumur gas bumi). 2. Jumlah penduduk yang sedikit di sekitar plant (lokasi bukan merupakan pemukiman warga). 3. Sesuai dengan surat keputusan dari pemerintah Republik Indonesia untuk pengelolaan Blok Jambi Merang kepada ELF Aquataine pada tahun 1989, yang juga merupakan tanggal ditandatanganinya pengelolaan Blok Jambi Merang. Lapangan Sungai Kenawang merupakan suatu daerah dimana terbagi menjadi beberapa kompartmen. Gambar 8.2 menunjukkan denah lapangan Sungai Kenawang. Dapat dilihat bahwa lapangan Sungai Kenawang tersebut terdiri atas : Area pabrik Gedung administrasi (admin building) Gedung administrasi ini terbagi menjadi dua bagian yaitu gedung akomodasi A dan gedung akomodasi B Laboratorium Lokasi penginapan (camp area) Gedung penyimpanan (warehouse) Control room
Gambar 8.2. Denah pabrik pada area Sungai Kenawang. Sementara itu, lapangan Sungai Kenawang ini memiliki kondisi lingkungan yang ditampilkan pada Tabel 8.1.
48
Tabel 8.1. Kondisi lingkungan Temperatur maksimum 34 oC Temperatur minimum 23,1 oC Rata-rata temperatur 30-32 oC Kelembaban minimum 53-65% Kelembaban maksimum 97-100% Kecepatan angin maksimum 25 knot (11,2 m/s) Curah hujan maksimal 1822 mm
49
BAB IX ORGANISASI DAN MANAJEMEN PERUSAHAAN 9.1. Struktur Organisasi Pertamina – Talisman Jambi Merang Struktur organisasi Pertamina–Talisman Jambi Merang ditunjukkan pada Gambar 9.1. Jabatan tertinggi dipegang oleh General Manager dimana membawahi 10 bagian dengan masing-masing bagian dipimpin oleh seorang manager. General Manager
Executive Secretary
HSSE Manager
Business Support Manager
Exploration Manager
Operation Manager
Field Manager
Finance Manager
SCM Manager
Subsurface Manager
Project Manager
Commercial Head
Commercial Analyst
Gambar 9.1. Struktur organisasi JOB Pertamina – Talisman Jambi Merang Struktur organisasi JOB Pertamina - Talisman Jambi Merang mengalami perubahan seiring dengan pergantian kepemilikan perusahaan. Struktur organisasi ini terbentuk dengan penyusunan Rencana Pengadaan Tenaga Kerja (RPTK) dan Rencana Pengadaan Tenaga Kerja Asing (RPTKA) yang diajukan kepada Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK MIGAS) dan berlaku jika telah mendapatkan persetujuan. Komposisi dan nama-nama pegawai tidak dapat disertakan karena bersifat rahasia bagi perusahaan. Jabatan tertinggi di JOB Pertamina - Talisman Jambi Merang adalah General Manager didampingi oleh seorang Executive Secretary. General Manager mengepalai 9 (sembilan) orang Manager yaitu HSSE Manager, Business Support Manager, Finance Manager, SCM Manager, Exploration Manager, Operations Manager, Subsurface Manager, Project Manager, Field Manager serta 1 (satu) orang Commercial Head dan 1 (satu) orang Commercial Analyst. Setiap Manager didampingi oleh seorang Administrator. HSSE Manager mengepalai Planning & Evaluation Superintendent, Environment Superintendent, Health and Safety Support dan Project HSE Coordinator, Field HSE Supervisor. Finance Manager mengepalai Chief Operation Accounting, Chief Budget Accounting, dan Field Finance Supervisor. Subsurface Manager mengepalai Chief Reservoir Engineer, Chief Development Geologist dan Chief Development Geophysicist. Exploration Manager mengepalai Chief Exploration Geologist dan Chief Exploration Geophysicist. Operations Manager mengepalai Drilling Work Over Superintendent, Chief of Drilling Work Over dan Chief Production Engineer. Field Manager mengepalai Production Superintendent, Maintenance Superintendent, dan BMT Coordinator. Project Manager mengepalai Deputy 50
Project Manager, Chief Engineering, Chief Construction, Chief Quality Assurance or Quality Control (QA/QC), Chief Project Services, dan Chief Commissioning. Sementara itu, Business Support Manager mengepalai Head of Personnel & HR, Head of General Services, dan Legal Council. Supply Chain Management Manager mengepalai Head of Logistic dan Head of Procurement. 9.2. Manajemen Perusahaan 9.2.1. Manajemen Produksi Proses produksi di JOB Pertamina – Talisman Jambi Merang terdiri dari beberapa tahap, yaitu: 1. Eksplorasi: Pada tahap ini dilakukan pencarian sumber gas bumi di dalam perut bumi yang dilakukan oleh geologist. 2. Appraisal: Appraisal adalah tahap perhitungan volume cadangan gas bumi dan lama waktu produksi gas bumi yang berada pada sumur tersebut yang dilakukan oleh Departemen Subsurface. 3. Development: Development adalah tahap drilling sumur gas bumi agar dihasilkan produksi gas bumi. 4. Operation/ Production: Tahap selanjutnya adalah menentukan pemrosesan gas yang keluar dari sumur sehingga dihasilkan produk yang sesuai dengan spesifikasi. 5. Commercial: Pada tahap ini Departemen Commercial memastikan bahwa ada pembeli dari gas yang diproduksi. Produk yang dihasilkan oleh Jambi Merang adalah kondensat dan sales gas. Sales gas adalah gas alam yang kaya akan komponen C1 dan C2, sedangkan kondensat adalah minyak bumi fraksi ringan yang kaya akan komponen C5+. Kondensat yang dihasilkan oleh Jambi Merang adalah sebanyak 5800 BCPD (Barrel Condensate per Day) dan sales gas sebanyak 120 BBTUD. Kondensat dikirim ke Geragai (Petrochina) dan selanjutnya dibawa dengan barge untuk dijual ke konsumen. Sedangkan, sales gas dikirim ke konsumen melalui pipa TGI (Trans Gas Indonesia Pipeline). Konsumen sales gas yang dihasilkan oleh Jambi Merang adalah Chevron dan PLN, selain itu PT PDPDE Gas, Riau Investment Corp (RIC), Pembangunan Kota Batam, dan Bayu Buana Gemilang. Sedangkan, konsumen kondensat adalah perusahaan kosmetik dan petrokimia. Spesifikasi kondensat yang dijual kepada konsumen terdiri dari: 1. API (berat jenis) kondensat. 2. Komposisi sulfur, yaitu komposisi sulfur < 0,1%. 3. Warna kondensat. Di dalam jual beli gas bumi terdapat tahapan perjanjian yang dilakukan antara produsen dan konsumen, diantaranya: 1. MOU (Memorandum of Understanding) dengan meminta persetujuan harga jual kepada menteri ESDM. 2. PJBG (Perjanjian Jual Beli Gas) yang berisi tanggal dimulai dan tanggal efektif. Tanggal dimulai adalah tanggal saat gas diterima oleh konsumen, sedangkan tanggal efektif adalah tanggal PJB ditandatangani. 3. HOA (Head of Agreement) berupa perjanjian yang bersifat lebih mengikat antara produsen dan konsumen.
51
9.2.2. Manajemen Kerja Proses produksi yang ada di JOB Pertamina – Talisman Jambi Merang merupakan proses kimia dan fisika yang beroperasi selama 24 jam. Sistem kerja di head office JOB Pertamina – Talisman Jambi Merang menjadi 2 jenis, yaitu: Normal Day Jam kerja : 07.00 – 16.00 WIB Hari : Senin – Jumat Ramadhan Day Jam kerja : 07.30 – 15.30 WIB Hari : Senin – Jumat Waktu kerja tiap pekerja di gas plant Sungai Kenawang dan Pulau Gading mengikuti sistem 2/2 yaitu, 2 minggu on duty dan 2 minggu off duty. Sedangkan, pengaturan jam kerja di plant Sungai Kenawang dan Pulau Gading dibagi menjadi 2 shift, yaitu: shift siang: 06.00 – 18.00 WIB shift malam: 18.00 – 06.00 WIB 9.2.3. Manajemen Keuangan Sistem keuangan JOB Pertamina–Talisman Jambi Merang ditangani oleh Departemen Finansial. Departemen Finansial dibagi menjadi dua bagian, yaitu Budget and Control dan Operation Accounting. Budget and Control mengerjakan penyusunan anggaran, revisi anggaran, memantau realisasi penggunaan anggaran, audit, dan laporan eksternal maupun internal terkait anggaran. Setiap departemen yang terdapat di JOB Pertamina–Talisman Jambi Merang memiliki WP&B atau Work Program and Budget. WP&B merupakan anggaran dari pelaksanaan rencana kerja yang dimiliki oleh tiap departemen. Kemudian, WP&B tersebut diberikan kepada bagian Budget and Control. Kemudian WP&B yang telah dibuat, dikaji ulang oleh SKK Migas dan partner Pertamina Hulu Energi apakah WP&B tersebut bersifat under budget, over budget, atau sudah memenuhi ketentuan. Jika sudah memenuhi ketentuan, WP&B akan diajukan ke APBN untuk memenuhi anggaran yang telah dibuat. Operation accounting bertugas untuk melakukan pembukuan yang berupa day to day activities, pencatatan revenue, dan pembuatan invoice. Pembagian saham di JOB Pertamina–Talisman Jambi Merang adalah 50% Pertamina Hulu Energi, 25% Talisman Energy, dan 25% Pacific Oil and Gas. Biaya operasional tahunan terdiri dari Capex (Capital Expenditure), Opex (Operational Expenditure), Exploration and Development, dan Production. Biaya investasi di JOB Pertamina–Talisman Jambi Merang lebih mengarah kepada penyediaan alat-alat proses yang digunakan di surface facilities, seperti sumur gas bumi, pipeline, gas processing facilities, dan sebagainya. Saat ini, JOB Pertamina–Talisman Jambi Merang memproduksi sales gas dan kondensat.
52
DAFTAR PUSTAKA Anonim, “Sungai Kenawang Process Flow Diagram”, JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang, 2008. Gas Processor Supplier Association, “Engineering Data Book”, 12th Ed., Oklahoma, 2004. Kidnay, A.J.; Parrish, W.R., “Fundamentals of Natural Gas Processing”, Taylor and Francis Group, New York, 2006. Perry, Robert H.; Green, Don W., “Perry’s Chemical Engineers’ Handbook”, 8th Ed., The McGraw-Hill Companies, USA, 2008.
53
LAMPIRAN A DIAGRAM FASA ALIRAN A.1. Diagram Fasa Aliran Gas Umpan Diagram fasa menunjukan keadaan fisik suatu aliran fluida pada berbagai kondisi temperatur dan tekanan. Pada industri migas, diagram fasa digunakan untuk mengevaluasi keadaan fluida pada seluruh kondisi reservoir dan proses. Dalam diagram fasa, terdapat tiga titik penting yang menunjukan keadaan kritik suatu fluida dalam sistem multikomponen yaitu krikondenterm, krikondenbar, dan titik kritik.
Krikondenterm – didefinisikan sebagai temperatur.tertinggi dimana fasa liquid dan vapor dapat berada pada kesetimbangan dalam sistem multikomponen. Dengan kata lain, pada temperatur di atas krikondenterm liquid tidak dapat terbentuk pada seluruh nilai tekanan. Dalam dunia industri migas, biasanya krikondenterm lebih banyak digunakan untuk melihat seberapa mudah suatu campuran multikomponen mulai mencair. Krikondenbar – adalah tekanan tertinggi dimana fasa liquid dan fasa vapor dapat berada pada kesetimbangan dalam sistem multikomponen. Dengan kata lain, pada tekanan di atas krikondenbar tidak ada gas yang dapat terbentuk pada seluruh nilai temperatur. Titik kritik – pada campuran multikomponen, titik kritik adalah kondisi campuran pada temperatur dan tekanan yang menyebabkan seluruh data fisik intensif fasa gas dan liquid bernilai sama (tidak dapat dibedakan).
Diagram fasa aliran sumur dan aliran produk sales gas di Fasilitas Pemrosesan Gas Sungai Kenawang JOB Pertamina – Talisman Jambi Merang berturut-turut ditunjukkan oleh Gambar 1, 2, dan 3. 1600 hidrat
Tekanan (psia)
1400
Kondisi kritik aliran sumur Krikondenterm : 99,75 oF Krikondenbar : 1475 psia Titik kritik T kritik : -47,55 oF P kritik : 1120 psia
1200 1000 800
600 400 200 0 -300
-200
-100
0
100
200
Temperatur (oF)
Gambar A.1. Kurva diagram fasa aliran sumur (inlet fasilitas pemrosesan gas)
54
1000
Tekanan (psia)
900 Kondisi kritik aliran sales gas PGN Krikondenterm : -116,5 oF Krikondenbar : 789.7 psia Titik kritik T kritik : -118,7 oF P kritik : 789,3 psia
800 700 600 500 400 300 200
hidrat
100 0 -300
-200
-100
0
100
Temperatur (oF)
Gambar A.2. Diagram fasa aliran produk sales gas ekspor ke PGN
1000
Tekanan (psia)
900 800 700
Kondisi kritik aliran sales gas TGI Krikondenterm : -116,5 oF Krikondenbar : 789.7 psia Titik kritik T kritik : -118,7 oF P kritik : 789,3 psia
600 500 400 300 200
hidrat
100 0 -300
-200
-100
0
100
Temperatur (oF)
Gambar A.3. Diagram fasa aliran produk sales gas ekspor ke TGI
55
LAMPIRAN B 3-PHASE SEPARATOR SIZING B.1. Landasan Desain a) Seperator Vertikal
Digunakan ketika rasio gas-liquid tinggi, yaitu liquid berkisar < 10-20% berat (Monnery dan Svrcek, 1994) atau volume gas total rendah (GPSA, 2004) Mampu menangani liquid slugs dengan cara meningkatkan tinggi kolom untuk mengakomodasi surge volume (GPSA, 2004) Kontrol terhadap level cairan tidak diutamakan dan level cairan dapat berfluktuasi beberapa inch tanpa mempengaruhi performansi pemisahan ataupun kapasitas kolom (GPSA, 2004) Typical L/D = 2 - 4 (GPSA, 2004)
b) Separator Horizontal
Pada horizontal separator biasanya digunakan alat untuk memberikan control terhadap level antarmuka pada bagian pemisahan liquid-liquid, yaitu: 1. Boot, digunakan ketika volume heavy liquid tidak substansial (< 15-20%) 2. Weir, digunakan ketika volume heavy liquid substansial 3. Bucket and weir, digunakan ketika control terhadap level antarmuka cairan sulit dilakukan. Misalnya pada pemisahan minyak berat dengan kandungan emulsi atau paraffin (Monnery dan Svrcek, 1994) Efisien digunakan ketika volume liquid yang terlibat dalam proses pemisahan besar (GPSA, 2004) Secara umum lebih banyak digunakan pada aplikasi separasi 3 fasa (GPSA, 2004) Tetesan liquid dan gelembung gas bergerak tegak lurus terhadap aliran fluida fasa ruah. Dengan demikian, proses pemisahan menjadi lebih mudah dan menghasilkan performansi menggunakan gravitasi yang lebih baik disbanding vertical separator (GPSA, 2004) Typical L/D = 2,5 – 5 (GPSA, 2004)
Faktor lain yang dapat mempengaruhi pemilihan desain separator: Keekonomian Ketersediaan ruang
56
Gambar B.1. Rancangan dasar separator 3 fasa vertikal (Monnery dan Svrcek, 1994)
Gambar B.2. Rancangan dasar separator 3 fasa horizontal (Monnery dan Svrcek, 1994) 57
B.2. Prosedur Perancangan (Monnery dan Svrcek, 1994) 1. Hitung laju alir volumetrik vapor 𝑊
𝑉 𝑄𝑉 = 3600𝜌
𝑉
2. Hitung laju alir volumetrik dari light liquid dan heavy liquid 𝑊
𝑊
𝑄𝐿𝐿 = 60𝜌𝐿𝐿
𝑄𝐻𝐿 = 60𝜌𝐻𝐿
𝐿
𝐻
3. Hitung kecepatan terminal vertical dan hitung UV = 0.75 UT 𝑈𝑇 = 𝐾 (
𝜌𝐻 −𝜌𝐿 0,5 𝜇
)
4. Tentukan thold up dan tsurge, kemudian hitung volume hold up (VH) dan volume surge (VS) 𝑉𝐻 = 𝑇𝐻 𝑄𝐿 𝑉𝑆 = 𝑇𝑆 𝑄𝐿 5. Tebak L/D awal kemudian hitung diameter dan luas penampang total (AT)
𝐷=(
16(𝑉𝐻 +𝑉𝑆 ) 𝐿 0,6𝜋( ) 𝐷
1/3
)
𝜋
𝐴𝑇 = 4 𝐷2
6. Tentukan nilai tinggi ruang vapor (HV) hingga lebih besar dari 0.2D. Hitung AV menggunakan persamaan konversi HV/D dan AV/AT sebagai berikut. 𝒂 + 𝒄𝒙 + 𝒆𝒙𝟐 + 𝒈𝒙𝟑 + 𝒊𝒙𝟒 𝒚= 𝟏. 𝟎 + 𝒃𝒙 + 𝒅𝒙𝟐 + 𝒇𝒙𝟑 + 𝒉𝒙𝟒
H/D to A/Ar* y = A/Ar x = H/D
A/Ar to H/D* y = H/D x = A/Ar
a = -4.755930 x 105 b = 3.924091 d = 0.174875 e = 5.668973 f = 4.018448 g = -4.916411 h = -1.801705 i = -0.145348
a = 0.00153756 b = 26.787101 d = 3.299201 e = 24.353518 f = -14.844824 g = -36.999376 h = 10.529572 i = 9.892851
*= or equivalent expression, such as Hv/D to Av/Ar
7. Hitung low liquid level pada bagian light liquid kemudian hitung ALLL 𝐻𝐿𝐿𝐿 = 0,5𝐷+7
58
8. Hitung tinggi weir (HW ≥ 2 ft) 𝐻𝑊 = 𝐷 − 𝐻𝑉 9. Hitung panjang minimum light liquid untuk dapat mengakomodasi hold up/surge, L2 (L2 ≥ dN + 12 in.) 𝑉𝐻 +𝑉𝑆
𝐿2 = 𝐴
𝑇 −𝐴𝑉 −𝐴𝐿𝐿𝐿
10. Tentukan interface pada ketinggian HW/2 sehingga didapatkan HW/2 = HHL = HLL 11. Hitung luas penampang heavy liquid menggunakan konversi HHL/D, kemudian hitung luas penampang light liquid 𝐴𝐿𝐿𝐿 = 𝐴𝑇 − 𝐴𝑉 − 𝐴𝐻𝐿 12. Hitung kecepatan jatuh (settling) heavy liquid dari fasa light liquid (UHL) dan light liquid dari fasa heavy liquid (ULH) 𝑈𝐻𝐿 =
𝐾𝑆 (𝜌𝐻 −𝜌𝐿 ) 𝜇𝐿
𝑈𝐿𝐻 =
𝐾𝑆 (𝜌𝐻 −𝜌𝐿 ) 𝜇𝐻
13. Hitung waktu jatuh heavy liquid dari fasa light liquid (tHL) dan light liquid dari fasa heavy liquid (tLH) 𝑡𝐻𝐿 =
12𝐻𝐿𝐿 𝑈𝐻𝐿
𝑡𝐿𝐻 = 12𝐻𝐻𝐿 /𝑈𝐿𝐻
14. Hitung L1 minimum untuk memfasilitasi separasi liquid-liquid 𝑡𝐿𝐻 𝑄𝐻𝐿 𝑡𝐻𝐿 𝑄𝐿𝐿
𝐿1 = 𝑚𝑎𝑥 (
𝐴𝐻𝐿
,
𝐴𝐿𝐿
)
15. Tentukan panjang vessel 𝐿 = 𝐿1 + 𝐿2 16. Hitung liquid drop out time 𝜑 = 𝐻𝑉 /𝑈𝑉 17. Hitung kecepatan aktual vapor 𝑈𝑉𝐴 = 𝑄𝑉 /𝐴𝑉 18. Hitung panjang minimum yang dibutuhkan untuk pemisahan vapor-liquid (Lmin) 𝐿𝑀𝐼𝑁 = 𝑈𝑉𝐴 𝜑 19. Hitung L/D akhir
59
B.2. Perhitungan Rigorous 3-Phase Separator Sizing HORIZONTAL DESIGN PROCEDURE: WEIR 1. Vapor volumetric flowrate
Wv ρv
173286 lb/h
0.759926
4.71 lb/ft3
Qv 10.21975 ft3/s 2. Light and heavy liquid volumetric flow rates
WLL ρLL
34261 lb/h 39.41 lb/ft3
QLL
14.48913 ft3/min
WHL
20483 lb/h
ρHL
62.2 lb/ft3
QHL 5.488478 ft3/min 3. Vertical terminal velocity
P op K UT
1,046 psig 0.66 ft/s 1.791423
Vane Pack Demister
UV 1.343567 4. Holdup and surge volume t holdup 4 min t surge 2 min
VH
57.95653 ft3
VS 28.97826 ft3 5. Diameter L/D 2.27
D
6.877051 ft
7 ft
7.33
AT 38.465 ft2 6. Vapor space height HV 2.1 ft HV/D a b c d e f g h i AV/AT
0.3 -4.76E-05 3.924091 0.174875 -6.35881 5.668973 4.018448 -4.91641 -1.80171 -0.14535 0.25235
AV
9.706644 ft2
60
7. Low liquid level in the light liquid compartment
HLLL HLLL/D a b c d e f g h i ALLL/AT
10.5 in 0.125 -4.76E-05 3.924091 0.174875 -6.35881 5.668973 4.018448 -4.91641 -1.80171 -0.14535 0.072039
ALLL 2.770995 ft2 8. Weir height
HW 4.9 ft 9. Minimum length of the light liquid compartment to accomodate holdup/surge
L2 3.345272 ft 10. Interface HHL=HLL 2.45 ft 11. Cross-sectional area of HL and LL HHL/D 0.35 a -4.76E-05 b 3.924091 c 0.174875 d -6.35881 e 5.668973 f 4.018448 g -4.91641 h -1.80171 i -0.14535 AHL/AT 0.311908 AHL
4 ft
11.99752
ALL 16.76083 12. Settling velocity
droplet ks UHL
10 µ 0.163 0.28 cP 13.26704 in/min
µH
0.65 cP
minimum
10 max
ULH 5.715031 in/min 13. Settling time
tHL
2.94
tLH
5.144329
61
14. Minimum L1
tLHQHL/AHL 2.353364 tHLQLL/ALL 2.541523 L1 15. L calculation
3 ft
L 7 ft 16. Liquid dropout time
16.67
φ 1.563003 17. Actual vapor velocity
UVA 1.052861 18. Minimum length required for vap/liq separation
Lmin
1.645625
19. Cek L>L min
SUMMARY OF CALCULATION Parameter Vessel Dimension Vessel diameter Vessel length L/D (slenderness ratio) Weir height Liquid Level Setting HHL HLL HLLL
Specification Unit 7.5 ft 17 ft 2.27 3.75 ft 1.97 ft 1.97 ft 11.29 in.
62
LAMPIRAN C MULTIPHASE LINE SIZING – API RP 14E C.1. Kriteria Sizing Pipa 2 Fasa (Gas/Liquid) a. Kecepatan erosional Penipisan dinding pada pipa dapat diakibatkan oleh erosi dan korosi. Hal tersebut juga dipicu oleh beberapa faktor seperti tingginya kecepatan alir fluida, keberadaan pasir pada aliran fluida, adanya kontaminan korosif seperti CO2 dan H2S, serta sambungan pada pipa yang dapat mengganggu aliran seperti elbow. Perhitungan kecepatan erosional dilakukan mengikuti prosedur sebagai berikut. 1. Nilai batas kecepatan aliran fluida yang dapat mengakibatkan terjadinya erosi dapat ditentukan dengan persamaan: 𝐶 𝑉𝑒 = √𝜌𝑚 Dengan 𝑉𝑒 : kecepatan erosional fluida (ft/s) 𝐶 : kontanta empirik 𝜌𝑚 : densitas fluida campuran gas/liquid pada tekanan dan temperatur aliran (lbs/)ft3 Nilai C yang umum digunakan di industri ditunjukkan pada Tabel 1. C
Kondisi Aliran
100
Solid-free, continuous service
125
Solid-free, intermittent service
150-200
Solid-free, corrosion not anticipated/ corrosion is controlled by inhibition or by employing corrosion resistant alloys, continuous service
≤250
Solid-free, corrosion not anticipated/ corrosion is controlled by inhibition or by employing corrosion resistant alloys, intermittent service
2. Densitas campurn gas/liquid dapat dihitung menggunakan persamaan sebagai berikut. 𝜌𝑚 = Dimana
P Sl R T
12409 𝑆𝑙 𝑃 + 2.7 𝑅 𝑆𝑔 𝑃 198.7 𝑃 + 𝑅𝑇𝑍
: tekanan operasi (psia) : liquid specific gravity, yaitu specific gravity campuran hidrokarbon-air pada keadaan standar (air = 1) : rasio gas/liquid pada keadaan standar (ft3/barrel) :tekanan operasi (oR) 63
Sg Z
: gas specific gravity pad keadaan standar (udara = 1) : faktor kompresibilitas gas
3. Luas penampang minimum yang dibutuhkan untuk menghindari erosi oleh fluida ditentukan menggunakan persamaan berikut. 𝐴= Dengan
A
𝑍𝑅𝑇 21.25 𝑃 𝑉𝑒
9.35 +
: minimum luas penampang aliran pada pipa yang dibutuhkan (in2/1000 BPD liquid)
b. Kecepatan minimum Kecepatan minimum pada pipa 2 fasa diatur sedemikian sehingga bernilai sekitar 10 ft/s untuk meminimasi kemungkinan terjadinya slugging. c. Pressure drop Pressre drop pada sistem pipa 2 fasa dapat diestimasi menggunakan peramaan Darcy yang telah disederhanakan (GPSA, 1981) ∆𝑃 =
0.000336𝑓 𝑊 2 𝑑15 𝜌𝑚
∆P : pressure drop (psi/100 ft) Di : diameter dalam pipa (in) f : faktor friksi Moody ρm : densitas campuran gas/liquid pada tekanan dan temperatur aliran (lbs/ft3) W : laju alir massa total liquid-vapor (lbs/h) Persamaan di atas terbatas untuk 10% pressure drop karena adanya perubahan densitas pada aliran. Apabila faktor friksi Moody diasumsikan bernilai rata-rata 0.015 maka persamaan menjadi: 5 × 10−6 𝑊 2 ∆𝑃 = 𝑑15 𝜌𝑚 Dengan
Laju alir massa campuran liquid-gas ditentukan menggunakan persamaan: 𝑊 = 3180 𝑄𝑔 𝑆𝑔 + 14.6 𝑄𝑙 𝑆𝑙 Dimana Sg Ql Sl
Qg : laju alir volumetrik gas (MMSCFD) : gas specific gravity (udara = 1) : laju alir volumetrik liquid (BPD) : liquid secific gravity (air = 1)
64
C.2. Perhitungan Rigorous Multiphase Line Sizing 1) Flowline 1 Design Data P shut-in wellhead Qg Ql P flowing tubing T flowing
3610 psig 85 MMSCFD 35000 BPD 411.7647059 barrels/MMSCFD gas 1100 psig 220 oF
a. Erosional Velocity ρm Ve R T Z P A initial
4.4 lbs/ft3 47.67312946 ft/s 2428.571429 ft3/barrel 680 R 0.9145 1115 psia 1.533141518 in2/1000 bbl/day 53.65995313 in2 di initial 8.267806734 in 10 line size is controlled by the condition which has higher liquid volume b. Pressure Containment Table 2.5 pg. 28: the required pressure rating of the line must have sufficient di & be greater than P shut-in wellhead nominal size (in) OD (in) wall thk (in) ID N schedulemax P (psig) 10 10.75 1.125 9.625 160 3737 c. Noise W gas W liq W total wellstream flow volume velocity
526.9410241 lbs/s 113.4259259 lbs/s 640.3669501 lbs/s 145.5379432 ft3/s 288.1824916 ft/s
noise should not be a problem and would not influence the line size selection for velocity < 60 ft/s d. Pressure Drop Fig 2.3: Moody friction factor (f) W ∆P
0.015
598010 lbs/hr 0.073794125 psi/100 ft
65
2) Flowline 2 Design Data P shut-in wellhead Qg Ql P flowing tubing T flowing
3610 psig 70 MMSCFD 21100 BPD 301.4285714 barrels/MMSCFD gas 1110 psig 230 oF
a. Erosional Velocity ρm Ve R T Z P A initial
4.4 lbs/ft3 47.67312946 ft/s 3317.535545 ft3/barrel 690 R 0.9145 1125 psia 2.032933159 in2/1000 bbl/day 42.89488965 in2 di initial 7.392101969 in 8 line size is controlled by the condition which has higher liquid volume b. Pressure Containment Table 2.5 pg. 28: required pressure rating of the line must have sufficient di & be greater than P shut-in wellhead nominal size (in) OD (in) wall thk (in) ID N schedulemax P (psig) 8 8.625 0.906 7.719 160 3737 c. Noise W gas W liq W total wellstream flow volume velocity
433.9514316 lbs/s 68.37962963 lbs/s 502.3310613 lbs/s 114.1661503 ft3/s 351.4860639 ft/s
noise should not be a problem and would not influence the line size selection for velocity < 60 ft/s d. Pressure Drop Fig 2.3: Moody friction factor (f) W ∆P
0.015
402268 lbs/hr 0.100654769 psi/100 ft
66
C.3. Hasil Simulasi Aspen HYSYS 1) Flowline 1
2) Flowline 2
67
LAMPIRAN D SISTEM CO2 REMOVAL 2
1
4
3
5
A
B
6
8
7
9
10
11
A
3
FROM WATER MAKE UP PUMPS
12
C-01 Amine Absorber C-02 Flash Column C-03 Amine Regenerator
E-01 Amine Feed Product Exchanger E-02 Rich-Lean Solvent Exchanger E-03 Amine Reboiler
FLASH VAPOUR TO THERMAL OXIDIZER
B
9 12 10 HOT OIL FROM SUPPLY HEADER
C
C
C-03 GAS FROM GAS MERCURY REMOVAL
C-01
E-01
C-02 E-03
E-02
HOT OIL TO RETURN HEADER
2
1
D
8
D
TREATED GAS TO DEHYDRATION SYSTEM
11
7 5
4
V-01
E
E
RICH SOLVENT TO HP FLASH DRUM
6
Stream
F
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Temperature (F)
96,00
106,70
146,74
134,35
134,35
134,35
171,91
171,75
171,75
215,00
218,15
146,00
Pressure (psia)
1035,70
1030,70
1029,70
1024,70
1024,70
1024,70
1034,70
129,70
129,70
16,60
20,00
1031,00
92,96
95,49
98,80
96,27
96,34
-0,07
-104,72
-104,86
0,14
18,05
-39,19
-101,41
Heat flow (MMBtu/h) N2 (lbmol/h)
64,56
64,56
64,50
64,50
64,50
0,00
0,06
0,00
0,05
0,00
0,00
0,00
1631,31
1631,31
108,49
108,49
108,43
0,06
1522,82
1518,09
4,73
1518,09
190,25
0,00
11621,98
11621,98
11605,34
11605,34
11605,33
0,00
16,64
2,02
14,63
2,02
0,00
0,00
CO2 (lbmol/h)
G
H
Methane (lbmol/h) Ethane (lbmol/h)
1265,73
1265,73
1264,38
1264,38
1264,38
0,00
1,35
0,15
1,19
0,15
0,00
0,00
Propane (lbmol/h)
882,69
882,69
882,07
882,07
882,07
0,00
0,62
0,06
0,56
0,06
0,00
0,00
C4+HCBN (lbmol/h)
568,66
568,66
568,62
568,62
568,62
0,00
0,04
0,00
0,04
0,00
0,00
0,00
H2O (lbmol/h)
2,57
2,57
54,39
54,39
49,19
5,19
17881,36
17880,48
0,89
17880,48
16547,78
17933,18
MDEAmine (lbmol/h)
0,00
0,00
0,11
0,11
0,01
0,11
4066,70
4066,70
0,00
4066,70
4066,70
4066,82
16037,50
16037,50
14547,91
14547,91
14542,54
5,37
23489,59
23467,50
22,09
23467,50
20804,74
22000,00
Total (lbmol/h)
ALL RIGHT RESERVED THIS DRAWING OR MATERIAL DESCRIBED THERE ON MAY NOT BE COPIED OR DISCLOSED ON ANY FORM OR MEDIUM TO THIRD PARTIES OR USED FOR OTHER THAN THE PURPOSE OF FOR WHICH IT HAS BEEN PROVIDE, IN HOLE OR IN PART IN ANY MANNER EXCEPT AS EXPRESSLY PERMITTED
PROJECT:
G TITLE: ACID GAS REMOVAL USING MDEA ADSORBER SECTION
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
F
DRAWING NO.
P-00-A1
11
SHEET
REV
1 OF 1
0
H
12
68
LAMPIRAN E IDENTITAS TEMPAT KERJA PRAKTEK B.1. Profil Umum Perusahaan Nama Perusahaan Lokasi
Status
Tahun Pendirian Jenis Perusahaan Produk Perusahaan Kapasitas Produksi Visi Misi
: JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang : PHE Tower Lt.12-15 Jl. Letjen TB. Simatupang Kav.99 Jakarta (Jakarta office); Sungai Kenawang Gas Plant Desa Mendis Barat Kec. Bayung Lencir Kabupaten Musi Banyuasin Sumatera Selatan (site office) : Badan operasi bersama yang dimiliki oleh PT Pertamina Hulu Energi Jambi Merang, Talisman Energy (Jambi Merang) Ltd. Dan Pacific Oil and Gas Ltd. (Jambi Merang) Ltd. : Penandatanganan kontrak pada 10 Februari 1989; Produksi dimulai sejak 1 April 2011 : Badan operasi bersama (Joint Operating Body [JOB]) : Sales gas dan kondensat : 120 BBTUD untuk sales gas; 5600 BCPD untuk kondensat : Menjadi JOB terbaik dan terbesar dalam produksi gas. : 1. Meningkatkan dan memelihara keselamatan, kesehatan kerja dan lingkungan kerja yang kondusif 2. Meningkatkan cadangan, produksi dan laba dengan menerapkan
B.2. Bentuk Perusahaan JOB Pertamina Jambi Merang merupakan anak perusahaan dari Pertamina Hulu Energi. Sebagai badan operasi bersama, JOB Pertamina Talisman Jambi Merang merupakan bentuk kerja sama antara tiga buah perusahaan sebagai berikut : PT Pertamina Hulu Energi Jambi Merang PT Pertamina Hulu Energi (PHE) merupakan anak perusahaan PT Pertamina (Persero). Perusahaan ini menyelenggarakan usaha hulu di bidang minyak, gas bumi dan energi lainnya. Salah satu anak perusahaan dari Pertamina Hulu Energi ini berbentuk Kontrak Kerja Sama Badan Operasi bersama (Joint Operating Body – Production Sharing Contract). Terdapat kurang lebih 8 buah perusahaan JOB yang dipegang oleh PT. Pertamina salah satunya iaah JOB Pertamina Talisman Jambi Merang. Dalam kontrak kerja yang telah dibuat, PT Pertamina Hulu Energi Jambi Merang memegang saham sebesar 50%.
Talisman Energy Ltd. Talisman Energy adalah salah satu perusahaan minyak terbesar Kanada yang independen, terlibat dalam eksplorasi dan produksi minyak mentah dan gas alam, penyulingan dan pemasaran produk olahan minyak bumi, gas alam dan listrik. Talisman Energy memiliki daerah operasi di seluruh dunia termasuk: Kanada (Alberta, Ontario, Saskatchewan, Quebec), Amerika Serikat (Pennsylvania, New York, Texas), Kolombia di Amerika Utara, Peru di Amerika Selatan, Aljazair di Afrika Utara, Inggris, Norwegia dan Polandia di Eropa, Indonesia, Malaysia, Vietnam, Papua Nugini, Australia dan Timur Tengah. Talisman Energy Indonesia berdiri sejak tahun 1994 yang memiliki daerah operasi di Selat Makasar. Talisman energy ini memilik kepemilikan saham sebesar 25%.
69
Pacific Oil & Gas Ltd. Pacific Oil & Gas adalah perusahaan pengembangan sumber daya energi yang bersifat independen. Aktivitas perusahaan ini berpusat pada kegiatan eksplorasi, pengembangan, serta produksi minyak dan gas di Pulau Sumatera, Indonesia, dan wilayah-wilayah sekitarnya. Kegiatan operasional pada sektor hilir (downstream) mencakup pengembangan terminal penerima (receiving terminal) LNG dan pembangkit listrik Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) berskala besar di China. Perusahaan ini memegang saham sebesar 25% namun sebatas sebagai silent investor.
A.3. Logo JOB Pertamina Jambi Merang Logo JOB Pertamina Jambi Merang ini ditunjukkan pada Gambar A.1. Terdapat 4 buah unsur utama yang terdapat dalam logo JOB Pertamina Talisman Jambi Merang yaitu: Logo PT Pertamina Logo Talisman Energy Logo SKK Migas Tulisan “JOINT OPERATING BODY PERTAMINA-TALISMAN JAMBI MERANG”
Gambar A.1. Logo JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
70
LAMPIRAN F PROSPEK/JENJANG KARIR INSINYUR KIMIA DI PERUSAHAAN Fresh graduate setara S1 akan memulai jenjang karir di JOB Pertamina–Talisman Jambi Merang dengan pangkat Staff, kemudian meningkat menjadi Senior Staff, kemudian Supervisor, dan Section Head. Sementara itu posisi selanjutnya yaitu, Manager dan General Manager hanya dapat diduduki oleh perwakilan pekerja dari Pertamina Hulu Energi atau Talisman Energy. Sarjana Teknik Kimia yang bekerja di JOB Pertamina – Jambi Merang dapat ditempatkan di beberapa departemen antara lain: 1. Departemen Subsurface Departemen ini memiliki tugas untuk menghitung jumlah persediaan, lama produksi, dan persebaran gas bumi yang terdapat di dalam bumi. 2. Departemen HSSE (Health, Safety, Security, and Environment) Insinyur kimia diperlukan dalam departemen ini karena dalam oil and gas operation diperlukan proses operasi yang aman. Sementara itu, operasi yang dilakukan oleh oil and gas industry melibatkan proses-proses yang merupakan bidang kelimuan teknik kimia. 3. Departemen Operation Departemen yang bertanggung jawab untuk mengoperasikan bisnis dan memastikan bahwa operasi bisnis berjalan dengan efektif dan efisien. Departemen berperan mulai dari perancangan, perencanaan, dan pengawasan terhadap jalannya proses bisnis. 4. Departemen Production Departemen Production bertanggung jawab pada tahap produksi kondensat dan sales gas. Departemen Operation saling berkaitan dengan Departemen Production. Departemen Operation berperan dalam perancangan, sedangkan Departemen Production sebagai operator. 5. Departemen Project Secara struktur departemen ini berada di luar struktur inti JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang. Tetapi, departemen ini memegang peran yang sangat penting, yaitu, bekerja berdasarkan project yang direncanakan. Misalnya dalam pengerjaan pipeline Grissik, instalasi alat produksi, dan lain-lain.
71
TK4090 KERJA PRAKTEK
PENURUNAN PERHITUNGAN PERANCANGAN, EVALUASI, DAN OPTIMISASI SK PRODUCTION COOLER (SK-15-E-01)
LAPORAN TUGAS KHUSUS
KERJA PRAKTEK JOB PERTAMINA – TALISMAN JAMBI MERANG BAYUNG LENCIR – SUMATERA SELATAN
Oleh: Religia Shaliha (13011074)
Pembimbing : Dr. C.B. Rasrendra Agus Salim, S.T., M.T.
SEMESTER I 2014/2015 PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG
i
KATA PENGANTAR Puji syukur penulis panjatkan kepada Tuhan Yang Maha Esa atas karunia-Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan Kerja Praktek di JOB Pertamina Talisman Jambi Merang dan menyusun laporan kerja praktek ini tepat pada waktunya. Kegiatan kerja praktek ini dimaksudkan untuk memenuhi salah satu syarat kelulusan yang telah ditetapkan oleh Program Sarjana Teknik Kimia Institut Teknologi Bandung. Selama menjalani kerja praktek dan penyusunan laporan umum ini, penulis menerima banyak bantuan dari berbagai pihak. Oleh karena itu penulis ingin menyampaikan ucapan terimakasih kepada: 1. Dr. I.G.B.N Makertiharta selaku koordinator Mata Kuliah TK4090 Kerja Praktek yang memberikan kesempatan penulis untuk melaksanakan Kerja Praktek di JOB Pertamina Talisman Jambi Merang, 2. Dr. C.B. Rasrendra selaku dosen pembimbing yang telah memberi bimbingan, nasihat, saran, dan kritik dalam pelaksanaan kerja praktek, 3. Agus Salim, S.T., M.T., selaku pembimbing lapangan yang telah membantu pemahaman penulis selama melaksanakan Kerja Praktek, 4. JOB Pertamina Talisman Jambi Merang yang telah membuka kesempatan dan menyediakan materi serta sarana kepada penulis untuk melakukan Kerja Praktek, serta 5. pihak-pihak terkait yang tidak dapat disebutkan satu persatu dan telah memberi bantuan keuangan, materi, dan/atau sarana penelitian. Penulis menyadari penulisan laporan Kerja Praktek ini masih jauh dari sempurna baik dari segi materi maupun penulisan. Karena itu, saran dan kritik yang membangun akan penulis terima dengan tangan terbuka. Semoga laporan kerja praktek ini dapat memberikan manfaat bagi kemajuan ilmu pengetahuan.
Jakarta, 18 Juli 2014
Penulis
ii
DAFTAR ISI
Halaman
I
II
III
Lembar Pengesahan
i
Kata Pengantar
ii
Daftar Isi
iii
Daftar Tabel
v
Daftar Gambar
vi
Pendahuluan
1
1.1 Latar Belakang
1
1.2 Permasalahan
2
1.3 Tujuan
2
Tinjauan Pustaka
3
2.1. Air-Cooled Heat Exchanger (ACHE)
3
2.2. Konfigurasi Air-Cooled Heat Exchanger
3
2.3. Komponen Penyusun Air-Cooled Heat Exchanger
6
2.3.1. Tube Bundle
6
2.3.2. Tubing
6
2.3.3. Konstruksi Finned-Tube
6
2.3.4. Fans dan Fan Drivers
7
2.3.5. Fan Ring dan Plenum Chamber
8
Metodologi Penyelesaian Tugas Khusus
9
3.1. Metodologi Pengumpulan Data
9
3.2. Langkah Penyelesaian Masalah
9
3.2.1. Peninjauan Aliran Fluida pada Proses Pendinginan
9
3.2.2. Asumsi-asumsi Dasar pada Perancangan
10
3.2.2.1. Kondisi Operasi
10
3.2.2.2. Geometri Finned-Tube
10
3.2.3. Tahapan-tahapan Perancangan
11
3.3. Evaluasi SK Production Cooler
14
3.3.1. Data Aktual Lapangan
14
3.3.2. Unjuk Kerja SK Production Cooler
14
iii
IV
V
Hasil dan Pembahasan
15
4.1. Perhitungan dan Perancangan SK Production Cooler
15
4.2. Evaluasi Unjuk Kerja SK Production Cooler
17
4.3. Optimisasi Unjuk Kerja SK Production Cooler
19
Kesimpulan dan Rekomendasi
21
Daftar Pustaka
22
Lampiran A
Data Fisik Aliran Fluida
23
Lampiran B
Perhitungan Rigorous Sizing
25
Lampiran C
Analisis Komposisi Aliran Fluida
35
Lampiran D
HTRI Sizing
37
iv
DAFTAR TABEL
Tabel 2.1
Perbandingan antara ACHE tipe forced-draft dan induced-draft
Halaman 5
(Branan, 2011) Tabel 3.1
Metodologi Pengumpulan Data
9
Tabel 3.2
Spesifikasi geometri dasar perancangan SK-Production Cooler
Tabel 4.1
Performa SK Production Cooler
15
Tabel 4.2
Geometri SK Production Cooler
15
Tabel 4.3
Data Kondisi Operasi Rata-rata SK Production Cooler (diambil 15
17
10-11
Juni 2014 pukul 00.00-10.00 WIB) Tabel 4.4
Unjuk kerja SK Production cooler pada kondisi aliran fluida actual
18
Tabel 4.5
Hasil perhitungan kebutuhan energi SK Production Cooler untuk
19
aliran outlet bertemperatur 110 oF Tabel 4.6
Opsi peningkatan unjuk kerja air cooled exchanger (Hudson, 2004)
Tabel A.1
Data kondisi aliran fluida proses pada sisi tube production cooler
23
(SK-15-E-01) Tabel A.2
Komposisi aliran fluida proses production cooler (SK-15-E-01)
24
Tabel A.3
Temperatur ambient dan kelembapan udara lapangan Sungai
24
Kenawang Tabel D.1
HTRI Sizing Output Summary
v
DAFTAR GAMBAR
Gambar 1.1
Diagram alir sistem gas-liquid separation di Sungai Kenawang
Halaman 1
Gas Plant Gambar 2.1
Sketsa air-cooled condenser dengan konfigurasi A-frame
4
Gambar 2.2
Sketsa ACHE tipe forced-draft
4
Gambar 2.3
Sketsa ACHE tipe induced-draft
5
Gambar 2.4
Konstruksi tube buncle tipikal pada ACHE dengan tipe header
6
plug-box (Perry, 2008) Gambar 2.5
Berbagai tipe konstruksi finned-tube: (a) L-fin, (b) G-fin, (c)
7
Shoulder-grooved fin, dan (d) E-fin (bimetallic) (Serth, 2007) Gambar 2.6
Konfigurasi fan bays tipikal pada ACHE
Gambar 3.1
Skema proses pendinginan aliran gas mentah pada SK
8 10
Production Cooler (SK-15-E-01 A/B) Gambar 3.2
Prosedur perhitungan perancangan SK Production Cooler
11-13
(SK-15-E-01 A/B) Gambar 4.1
Skema proses perpindahan panas di SK Production Cooler
18
berdasarkan pengambilan data 15 Juni 2014 pukul 00.00-10.00 WIB Gambar 4.2
Skema kerja sederhana VFD (Yorkland Controls, 2014)
20
Gambar C-1
Komposisi sampel aliran kondensat outlet SK Production
35
Separator (SK-15-V-01 A) 15 Juni 09.00 WIB Gambar C-2
Komposisi sampel aliran gas outlet SK Production Separator
36
(SK-15-V-01 A) 15 Juni 09.15 WIB Gambar D-1
Sketsa 3 dimensi rancangan SK Production Cooler: (a) tampak
37
belakang, (b) tampak depan, (c) tampak atas, (d) tampak bawah Gambar D-2
Sketsa 2 dimensi dan spesifikasi geometri rancangan SK
38
Production Cooler Gambar D-3
Sketsa bundle layout rancangan SK Production Cooler
38
vi
BAB I PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang Aliran sumur produksi (wellstream) dari kepala sumur (wellhead) lapangan Sungai Kenawang merupakan campuran antara gas, kondensat, dan air. Aliran ini memilliki fasa campuran vapour, liquid, dan aqueous dengan temperatur rata-rata sebesar 230 oF. Gas mentah dari sumur ini akan dialirkan ke rangkaian peralatan pengolahan gas sentral Sungai Kenawang. Tahap pertama yang dilakukan pada proses pengolahan gas mentah tersebut adalah pemisahan antara gas, kondensat, dan air. Gambar 1.1 menunjukkan diagram alir proses gas-liquid separation di Fasilitas Pengolahan Gas Sungai Kenawang.
Gambar 1.1. Diagram alir sistem gas-liquid separation di Fasilitas Pengolahan Gas Sungai Kenawang. Kotak merah menunjukkan letak SK Production Cooler (SK-15-E-01 A/B) Untuk mengurangi beban termal pada material penyusun peralatan proses di surface facilities, aliran dari sumur tersebut perlu didinginkan. Untuk menurunkan temperatur aliran sumur tersebut digunakan 2 buah SK Production Cooler (SK-15-E-01 A/B) berjenis forced draft air-cooled exchanger yang dioperasikan secara paralel. Aliran outlet dari SK Production Cooler merupakan umpan bagi SK Production Separator (SK-15-V-01 A/B). Dengan demikian, SK Production Cooler juga difungsikan untuk menjenuhkan fasa pada wellstream sebelum selanjutnya dilakukan proses pemisahan di separator. SK Production Cooler yang digunakan di pengolahan gas sentral Sungai Kenawang memiliki kemampuan untuk mendinginkan 2 x 75 MMscfd fluida sumur terproduksi pada 1070 psig dengan fluida pendingin udara dari temperatur 246 oF hingga 110 oF pada tekanan inlet pendingin sebesar 1056 psig.
1
1.2. Permasalahan SK Production Cooler di stasium pengolahan gas sentral Sungai Kenawang pada awalnya dirancang untuk beroperasi pada beban 100% dari wellstream pada awal produksi sumur, yaitu berkisar 284266 lb/h atau setara dengan 150 MMscfd. Untuk meningkatkan fleksibilitas operasi serta untuk mengantisipasi terjadinya masalah pada SK Production Cooler, maka dibangun 1 unit dengan spesifikasi identik sehingga terdapat 2 buah SK Production Coolers (SK-15-E-01 A/B) yang dioperasikan secara paralel dengan konfigurasi 2 x 50%. Saat ini gas plant blok Jambi Merang beroperasi pada mode Early Sales Condensate (ESC Case). ESC Case adalah upaya atau skenario agar Fasilitas Jambi Merang dapat berproduksi tanpa adanya LPG fraksinasi yakni de-propanasi dan de-butanasi. Dengan dioperasikannya ESC Case, raw gas tidak maksimal di 155 MMscfd dimana LPG tidak bisa dijual dalam bentuk liquid. Dengan demikian keuntungan yang diperoleh dari pemrosesan gas menjadi berkurang. Selama dioperasikan sejak April 2011, SK Production Cooler belum pernah dilakukan maintenance pada seluruh komponennya. Oleh karena itu, perlu dilakukan evaluasi unjuk kerja SK Production Cooler untuk memastikan alat tersebut masih mampu bekerja dengan baik pada mode operasi yang diselenggarakan saat ini.
1.3. Tujuan Tujuan yang diharapkan tercapai setelah menyelesaikan tugas khusus ini adalah 1. Didapatkannya penurunan perhitungan perancangan alat SK Production Cooler (SK-15-E01 A/B). 2. Didapatkannya efisiensi kerja SK Production Cooler yang bekerja berdasarkan kondisi operasi aktual. 3. Dihasilkannya usulan untuk mengoptimisasi unjuk kerja SK Production Cooler berdasarkan kondisi operasi aktual.
2
BAB II TINJAUAN PUSTAKA
2.1. Air-Cooled Heat Exchanger Air-cooled heat exchanger (ACHE) merupakan salah satu jenis alat penukar panas yang digunakan untuk menurunkan temperatur suatu fluida proses dengan memanfaatkan udara ambien sebagai media pendinginnya. Proses pendinginan dengan menggunakan udara ambient tergolong ekonomis karena udara tersedia secara bebas di lingkungan. Secara umum, terdapat dua media pendingin yang tersedia secara bebas di lingkungan, yaitu udara dan air. Menurut Serth (2007), proses pendinginan dengan menggunakan ACHE memiliki beberapa kelebihan dibandingkan dengan proses pendinginan dengan menggunakan air sebagai media pendinginnya (cooling water), yaitu: a. Udara ambient tidak memerlukan treatment khusus sebelum digunakan sebagai media pendingin, sedangkan cooling water memerlukan treatment khusus seperti filtrasi dan injeksi bahan-bahan kimia aditif tertentu untuk menghindari terjadinya fouling pada alat. Dengan demikian, dibutuhkan investasi yang lebih besar dalam pengadaan cooling water untuk proses pendinginan. b. Udara ambient yang telah digunakan sebagai media pendingin dapat langsung dilepas ke lingkungan, sedangkan cooling perlu memenuhi regulasi yang lebih ketat dalam penggunaan dan pembuangannya ke lingkungan. c. ACHE memiliki capital cost yang lebih tinggi dibandingkan dengan cooling tower namun memiliki operating cost yang secara signifikan lebih kecil. d. ACHE cenderung tidak memiliki masalah pengerakan (fouling), korosi, kebocoran, dan pencampuran udara dengan fluida proses. e. Biaya maintenance pada ACHE tergolong rendah dibandingkan cooling tower.
2.2. Konfigurasi Air-Cooled Heat Exchanger Pada proses pendinginan menggunakan ACHE, fluida proses yang memiliki temperatur lebih tinggi mengalir pada tube bundle dengan masing-masing tube dilengkapi oleh fin. Udara ambient sebagai fluida servis pendingin dialirkan dengan arah tegak lurus terhadap arah aliran fluida proses dengan menggunakan satu atau lebih kipas beraliran aksial. Secara garis besar, terdapat 3 konfigurasi tube pada ACHE yang umum digunakan di industri yaitu konfigurasi horizontal, konfigurasi bersudut, dan konfigurasi vertikal. Konfigurasi tube pada ACHE disesuaikan dengan panas yang terlibat pada proses pertukaran panas. Menurut GPSA (2004), konfigurasi tube horizontal umum digunakan pada proses yang melibatkan panas sensibel. Konfigurasi tube bersudut biasanya digunakan pada proses pertukaran panas yang melibatkan panas laten seperti kondensasi. Pada konfigurasi tube bersudut, biasanya tube dipasang pada kemiringan 30o atau 60o (A-frame). Konfigurasi tube vertikal juga digunakan pada proses kondensasi, khususnya untuk proses kondensasi dengan kebutuhan sistem drainase maksimum. Sketsa ACHE dengan konfigurasi A-frame ditunjukkan oleh gambar 2.1.
3
Gambar 2.1. Sketsa air-cooled condenser dengan konfigurasi A-frame (Serth, 2007)
Tipe ACHE dengan konfigurasi horizontal terdiri atas forced-draft dan induced-draft. Di industri, ACHE dengan tipe forced-draft merupakan tipe yang paling banyak digunakan. ACHE tipe forced-draft memiliki tube bundles yang terletak pada bagian outlet aliran udara (discharge) kipas elektrik sedangkan ACHE tipe induced-draft memiliki tube bundles yang terletak di bagian inlet aliran udara (suction) kipas elektrik. Sketsa ACHE tipe forced-draft dan induced-draft ditunjukkan pada gambar 2.2 dan 2.3.
Gambar 2.2. Sketsa ACHE tipe forced-draft (Serth, 2007)
4
Gambar 2.3. Sketsa ACHE tipe induced-draft (Serth, 2007)
Udara mengalir dengan arah vertikal dari bawah ke atas melewati kumpulan tubes horizontal pada ACHE dengan konfigurasi forced-draft maupun induced-draft. Perbedaan antara ACHE tipe forced-draft dan induced-draft menurut Branan (2012) disajikan pada tabel 2.1.
Tabel 2.1. Perbandingan antara ACHE tipe forced-draft dan induced-draft (Branan, 2012) Atribut Distribusi udara pada tubes Resirkulasi udara efluen
Forced-draft Distribusi udara pada bagian atas tubes kurang seragam. Kemungkinan terjadi resirkulasi udara panas sangat besar karena rendahnya laju alir udara pada bagian discharge dan tidak adanya cerobong.
Pengaruh kondisi cuaca
Bagian atas tubes terbuka ke lingkungan sehingga terpapar panas matahari dan hujan secara langsung.
Efek pada saat kipas mengalami gangguan/kegagalan
Aliran udara natural kurang mampu mengatasi gangguan pada kipas karena rendahnya efek cerobong (stack effect) yang dihasilkan. Daya kipas yang dibutuhkan lebih kecil pada kenaikan temperatur udara melebihi 54oF. Hal tersebut disebabkan oleh kipas terletak pada aliran udara dingin (densitas udara lebih tinggi). Temperatur udara keluaran tidak dibatasi.
Konsumsi energi
Batas temperatur aliran udara keluar
Batas temperatur fluida proses yang mengalir dalam tubes
Temperatur fluida proses terbatas pada kemampuan material penyusun tubes.
Perawatan (maintenance)
Akses terhadap komponen mekanik lebih terjangkau.
Induced-draft Distribusi udara pada bagian atas tubes lebih seragam. Kemungkinan terjadi resirkulasi udara panas lebih rendah karena udara discharge digerakkan menjauhi tubes oleh kipas elektrik pada laju alir senilai 2,5 kali laju alir udara suction. Sekitar 60% dari permukaan tubes bagian atas tertutup sehingga tidak terpapar panas matahari dan hujan secara langsung. Aliran udara natural dapat menghasilkan efek cerobong yang lebih baik. Daya kipas yang dibutuhkan lebih besar karena kipas terletak pada aliran udara panas (densitas udara lebih rendah).
Temperatur udara keluaran dibatasi pada kisaran 200oF untuk mencegah potensi kerusakan pada perangkat kipas elektrik. Temperatur fluida proses terbatas hingga 350oF untuk mencegah terjadinya lonjakan temperatur pada komponen kipas elektrik apabila terjadi gangguan pada kipas. Komponen mekanik lebih sulit untuk diakses karena posisinya yang terletak di bagian atas tubes.
5
Salah satu fenomena yang terjadi pada ACHE adalah resirkulasi udara panas. Fenomena ini lebih cenderung berpotensi terjadi pada ACHE dengan tipe forced-draft. Aliran resirkulasi udara panas dapat menurunkan kapasitas dari ACHE dalam mendinginkan fluida proses. Untuk menanggulangi terjadinya resirkulasi udara panas ini dibutuhkan laju alir udara yang lebih tinggi dan atau luas permukaan perpindahan panas yang lebih besar (Serth, 2007).
2.3. Komponen Penyusun Air-Cooled Heat Exchanger 2.3.1. Tube Bundle Tubes yang digunakan untuk mengalirkan fluida proses dirangkai pada suatu bundel yang umumnya memiliki konfigurasi segi empat dan memiliki lebar pada rentang 6-12 ft (Serth, 2007). Fluida proses memasuki inlet nozzle pada ujung headers. Adanya pass partition mengakibatkan fluida proses mengalir pada tubes dan keluar pada outlet nozzle. Sketsa konstruksi tube bundle ditunjukkan pada gambar 2.4.
Gambar 2.4. Konstruksi tube buncle tipikal pada ACHE dengan tipe header plug-box (Perry, 2008)
2.3.2. Tubing Tubing yang paling umum digunakan untuk ACHE di industri adalah tubes berdiameter luar 1 in dengan tinggi fin 0,5-0,625 in (Perry, 2008). Menurut Serth (2007), susunan tubes yang biasa digunakan adalah triangular dengan jarak ruang (clearance) 0,125-0,375 in antar ujung fin. Besar clearance mempengaruhi turun tekan sisi udara serta ukuran dari tube bundle. Tubes disusun dalam bundle berbentuk segi empat dengan jumlah baris antara 3 hingga 6.
2.3.3. Konstruksi Finned-Tube Salah satu jenis komponen yang digunakan untuk mengkompensasi rendahnya koefisien transfer panas film aliran udara adalah fin. Fin mampu meningkatkan efisiensi pertukaran panas dengan cara menambah luas permukaan pertukaran panas efektif pada tube. Posisi fin yang dipasang pada 6
tube dapat berjenis longitudinal maupun transversal. Tube dengan fin transversal secara umum digunakan pada ACHE untuk mengakomodasi aliran crossflow udara terhadap tube. Pada ACHE umumnya digunakan fin tinggi yang dipasang pada tube atau disebut dengan high-fin tubing. Jumlah fin per inch tube bervariasi dari 2 hingga 12 dengan tebal fin rata-rata 0,012-0,035 in (Serth, 2007). Fin yang dipasang secara transversal pada tube memiliki berbagai tipe konstruksi, di antaranya adalah K-fin, E-fin, L-fin, G-fin, shoulder-grooved-fin, dan bonded-fin. Tipe-tipe konstruksi finned tube ditunjukkan pada gambar 2.5.
Gambar 2.5. Berbagai tipe konstruksi finned-tube: (a) L-fin, (b) G-fin, (c) Shoulder-grooved fin, dan (d) E-fin (bimetallic) (Serth, 2007)
Tipe konstruksi finned-tube yang digunakan pada SK Production Cooler adalah extruded fin atau E-fin. Finned-tube jenis ini terdiri atas inner tube (liner) dan outer tube (sleeve). Material penyusun outer tube yang paling umum digunakan adalah logam paduan aluminium. Pada finned-tube dengan tipe konstruksi E-fin, kontak termal yang terbentuk kurang sempurna karena adanya resistansi pada permukaan kontak antara inner tube dan outer tube. Menurut Serth (2007) resistansi termal dapat diabaikan pada temperatur rendah, namun operasi pada temperatur tube-side di atas 600 oF resistansi dapat mencapai 10-25% dari total resistansi termal. Geometri fin jenis ini memiliki ketahanan terhadap korosi yang paling baik dibandingkan jenis fin lainnya.
2.3.4. Fans dan Fan Drivers Kipas aliran aksial dengan 4 atau 6 blades berdiameter 6-16 ft umum digunakan pada ACHE (GPSA, 2004). Kipas pada ACHE ditempatkan pada bays yang terdiri atas tube bundles, kipas, dan drive assemblies yang memasok udara ke tube bundles, serta kerangka dan struktur support ACHE. Desain bays yang paling umum memiliki 2 fans yang ditempatkan secara paralel dalam 1 bay. Gambar 2.6 menunjukkan beberapa jenis konfigurasi fans bays tipikal pada ACHE.
7
Gambar 2.6. Konfigurasi fan bays tipikal pada ACHE (GPSA, 2004)
Motor elektrik dan turbin uap merupakan alat yang paling umum digunakan untuk menggerakkan kipas pada ACHE. Motor penggerak terhubung dengan speed reducer untuk menyesuaikan kecepatan motor penggerak dengan kecepatan kipas aliran aksial yang relatif lebih lambat. Speed reducer dapat dapat berupa V-belts, high torque-drive (HTD), reduction gear boxes, atau hydraulic variable-speed driver. HTD merupakan speed reducer mampu digunakan untuk motor dengan daya hingga 50 hp dan merupakan speed reducer yang paling umum digunakan.
2.3.5. Fan Ring dan Plenum Chamber Pada ACHE, aliran udara perlu terdistribusi dengan baik dari kipas dengan penampang berbentuk lingkaran ke tube bundles yang penampangnya berbentuk segi empat. Agar aliran udara dapat terdispersi secara merata, pada ACHE terdapat suatu plenum chamber dengan sudut dispersi kipas maksimum sebesar 45o (Perry, 2008). Fan ring dibuat untuk memberikan toleransi terhadap diameter kipas yang besar. Fan ring mempengaruhi laju volumetrik udara dan tekanan static udara. Dengan demikian dimensi dari fan ring turut menentukan konsumsi energi pada ACHE.
8
BAB III METODOLOGI PENYELESAIAN TUGAS KHUSUS
3.1. Metodologi Pengumpulan Data Teknik pengumpulan data yang dilakukan dalam pengerjaan tugas khusus ini ditampilkan pada Tabel 3.1. Tabel 3.1. Metodologi Pengumpulan Data Metode Studi Literatur
Kegiatan Mengumpulkan dan mempelajari literature yang berhubungan dengan perancangan SK Production Cooler, antara lain: Buku-buku yang berkaitan dengan pemrosesan gas dan perancangan alat Process and Mechanical Data Sheet SK-15-E-01 A/B Material Selection Study PFD dan P&ID sistem gas liquid separation Sungai Kenawang Gas Plant
Observasi
Mengamati bagian luar dan dalam dari SK Production Cooler yang ada di lapangan
Wawancara
Wawancara dilakukan dengan cara bertanya langsung kepada operator di central control room, pembimbing kerja praktek, dan karyawan
Data yang dikumpulkan Rule of thumb perancangan production cooler Tipikal desain production cooler Data awal perancangan SK-15-E-01 A/B yang dioperasikan Data fisik aliran Geometri dan spesifikasi SK-15-E-01 A/B yang diopersaikan Bentuk dan jenis alat Jumlah alat Kondisi alat Data aktual pada proses pendinginan di SK Production Cooler Data aliran Alat ukur dan alat kendali yang digunakan pada proses pendinginan di SK Producton Cooler
3.2. Langkah Penyelesaian Masalah 3.2.1. Peninjauan Aliran Fluida pada Proses Pendinginan Perancangan SK Production Cooler (SK-15-E-01 A/B) didasarkan pada kondisi aliran awal saat sumur di lapangan Sungai Kenawang mulai berproduksi. Fluida proses yang didinginkan di SK Production Cooler merupakan aliran gas mentah dari sumur sedangkan media pendingin yang digunakan adalah udara ambient. Gambar 3.1 menunjukkan skema proses pendinginan aliran gas mentah pada perancangan SK Production Cooler.
9
Tair out = 137.06 oF Well stream (284266 lb/h) ≈ 150 MMscfd Vapour 0.87 %-w Liquid 0.06 %-w Aqueous 0.07%-w Tin = 246 oF Pin = 1056 psig
SK-15-E-01 A/B Q = 30.93 MMBtu/hr
Cooled well stream (284266 lb/h) Vapour 0.76 %-w Liquid 0.15 %-w Aqueous 0.09%-w Tou t= 110 oF Pout = 1046 psig
Tair in = 90 oF
Gambar 3.1. Skema proses pendinginan aliran gas mentah pada SK Production Cooler (SK-15-E-01 A/B)
3.2.2. Asumsi-asumsi Dasar pada Perancangan 3.2.2.1. Kondisi Operasi
Sistem diasumsikan berlangsung dalam kondisi adiabatik di mana panas yang dilepas oleh well stream sebagai fluida proses diserap seluruhnya secara sempurna oleh udara ambient sebagai fluida servis. Temperatur udara desain ditetapkan pada nilai 90 oF yang merupakan temperatur maksimum dari udara ambien lokasi stasiun pengolahan gas sentral Sungai Kenawang. SK Production Cooler didesain memiliki kemapuan untuk mendinginkan fluida proses dengan temperatur maksimum 300 oF. Dengan demikian, temperatur inlet fluida proses ditetapkan pada nilai rata-rata temperatur maksimum dan temperatur desain awal yaitu 273 o F.
3.2.2.2. Geometri Finned-Tube Geometri finned-tube yang digunakan dalam perancangan SK-Production Cooler ditetapkan berdasarkan spesifikasi SK Production cooler yang beroperasi serta berdasarkan geometri yang umum digunakan pada air cooler heat exchanger di industri. Spesifikasi geometri dasar perancangan SK-Production Cooler disajikan pada tabel 3.2. Tabel 3.2. Spesifikasi geometri dasar perancangan SK-Production Cooler Spesifikasi Utebak Jumlah bays/unit Jumlah tube bundles/bay Jumlah tube passes Jumlah tube rows L Diameter luar tube (OD) Diameter dalam tube (ID) Tipe fin
Nilai 4.2 2 2 4 6 30 1 0,87 Extruded (E-fin)
Satuan Btu/(hr.ft2.oF) ft in in -
10
Tabel 3.2. Spesifikasi geometri dasar perancangan SK-Production Cooler (lanjutan) Spesifikasi Tinggi fin Jumlah fins/inch finned-tube Pitch Konfigurasi fin Konfigurasi finned-tube
Nilai
Satuan
5/8 10 2,5 transversal triangular
in in -
3.2.3. Tahapan-tahapan Perancangan Diagram alir tahapan perhitungan perancangan SK Production Cooler (SK-15-E-01 A/B) ditunjukkan pada gambar 3.2. MULAI
STUDI LITERATUR
Hitung kenaikan temperatur udara, Δta
PENGUMPULAN DATA 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.
Temperatur inlet dan outlet wellstream Laju alir massa wellstream Tekanan aliran inlet Data fisik material tube Data fisik fluida proses dan fluida servis Fouling factor Rentang pressure drop diperbolehkan
𝑈𝑥 + 1 𝑇ℎ𝑖 + 𝑇ℎ𝑜 ∆𝑡𝑎 = ( )( − 𝑡𝑖𝑛,𝑎𝑖𝑟 ) 10 2
Hitung CMTD 𝐿𝑀𝑇𝐷 =
(𝑇ℎ𝑖 − 𝑇𝑜𝑢𝑡,𝑎𝑖𝑟 ) − (𝑇ℎ𝑜 − 𝑇𝑖𝑛,𝑎𝑖𝑟 ) 𝑇 − 𝑇𝑜𝑢𝑡,𝑎𝑖𝑟 ln ( ℎ𝑖 ) 𝑇ℎ𝑜 − 𝑇𝑖𝑛,𝑎𝑖𝑟 𝐶𝑀𝑇𝐷 = 𝐹 × 𝐿𝑀𝑇𝐷
Apakah data cukup?
tidak Hitung luas permukaan perpindahan panas, Ax
ya Hitung beban kalor, Q 𝑄 = 𝑚𝑣𝑎𝑝 𝐶𝑝𝑣𝑎𝑝 ∆𝑇𝑣𝑎𝑝 + 𝑚𝑣𝑎𝑝 𝜆𝑣𝑎𝑝 + 𝑚𝑙𝑖𝑞 𝐶𝑝𝑙𝑖𝑞 ∆𝑇𝑙𝑖𝑞 + 𝑚𝑎𝑞 𝐶𝑝𝑎𝑞 ∆𝑇𝑎𝑞
Perkirakan overall heat transfer coefficient, Ux,0, berdasarkan fig. 10-10 GPSA 12thEd dengan mengambil tipe ACHE hydrocarbon gas cooler.
𝐴𝑥 =
𝑄 (𝑈𝑥 )(𝐶𝑀𝑇𝐷)
Hitung luas permukaan , Fa, menggunakan faktor APSF berdasarkan fig. 10-11 GPSA 12thEd 𝐹𝑎 =
𝐴𝑥 𝐴𝑃𝑆𝐹
Ux = 4,2 (air face mass 2600-2800 lb/(hr.ft2)
11
Hitung lebar tube bundle SK Production Cooler berdasarkan panjang tube 𝑊𝑖𝑑𝑡ℎ =
𝐹𝑎 𝐿 × 𝑁𝑏𝑢𝑛𝑑𝑙𝑒
Hitung tube-side film coefficient, ht, menggunakan persamaan pada fig. 1013 GPSA 12thEd 𝐶𝑝 𝜇 1/3 𝐽𝑘 ( ) 𝜙 𝑘 ℎ𝑡 = 𝐷𝑖
Hitung jumlah udara yang dibutuhkan, Wa Hitung jumlah tubes, Nt, menggunakan faktor APF berdasarkan fig. 10-11 GPSA 12thEd 𝑁𝑡 =
𝑊𝑎 =
𝑄 (0,24)(∆𝑡𝑎 )
𝐴𝑥 (𝐴𝑃𝐹)(𝐿) Hitung laju alir massa udara di permukaan pertukaran panas, Ga
Hitung laju alir massa tube-side, Gt, menggunakan faktor APF berdasarkan fig. 9-25 GPSA 12thEd untuk tube berukuran OD 1 in. x 16 BWG 𝐺𝑡 =
(144)(𝑊𝑡 )(𝑁𝑝 ) (3600)(𝑁𝑡 )(𝐴𝑡 )
Hitung modified Reynolds number 𝑁𝑅 =
(𝐷𝑖 )(𝐺𝑡 ) 𝜇
𝐺𝑎 =
𝑊𝑎 𝐹𝑎
Tentukan air-side film coefficient berdasarkan fig. 10-17 GPSA 12thEd
Hitung overall transfer coefficient Ux 𝐴𝑥 (𝐴𝑅)(𝐷𝑜 ) = 𝐴𝑖 𝐷𝑖 1 1 𝐴𝑥 𝐴𝑥 1 = ( ) ( ) + 𝑟𝑑𝑡 ( ) + 𝑟𝑚𝑥 + 𝑈𝑥 ℎ𝑡 𝐴 𝑖 𝐴𝑖 ℎ𝑎
Hitung tube-side pressure drop menggunakan persamaan pada fig. 1014 dan fig. 10-15 GPSA 12thEd ∆𝑃𝑡 =
𝑓𝑌𝐿𝑁𝑝 + 𝐵𝑁𝑝 𝜙
Apakah 𝑈𝑥,0 ≈ 𝑈𝑥 ?
tidak
ya
12
Hitung luas fan miniumum per fan, FAPF 𝐹𝐴𝑃𝐹 =
(0,40)(𝐹𝑎 ) 𝑁𝑓
Hitung diameter fan 𝑑𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑒𝑟 𝑓𝑎𝑛 = [4(𝐹𝐴𝑃𝐹)/𝜋]0,5
Hitung static pressure drop pada sisi udara , ΔPa, menggunakan Fp dari fig. 10-18 dan DR pada temperatur rata-rata udara dari fig. 10-16 GPSA 12thEd ∆𝑃𝑎 =
(𝐹𝑝 )(𝑁) 𝐷𝑅
Hitung laju alir volumetric actual udara , ACFM, menggunakan DR udara pada temperatur inlet fan 𝐴𝐶𝐹𝑀 =
𝑊𝑎 (𝐷𝑅 )(60)(0,0749)
Perkirakan tekanan total fan menggunakan DR udara pada fan dan fan area 2
𝐴𝐶𝐹𝑀/𝑓𝑎𝑛 𝑃𝐹 = ∆𝑃𝑎 + [ ] (𝐷𝑅 ) 𝜋𝐷2 4005 ( ) 4
Perkirakan nilai brake horsepower per fan 𝐴𝐶𝐹𝑀 ( ) (𝑃𝐹) 𝑓𝑎𝑛 𝑏ℎ𝑝 = 6356
SELESAI
Gambar 3.2. Prosedur perhitungan perancangan SK Production Cooler (SK-15-E-01 A/B) 13
3.3. Evaluasi SK Production Cooler 3.3.1. Data Aktual Lapangan Untuk mengevaluasi unjuk kerja dari SK Production Cooler yang beroperasi di Sungai Kenawang Gas Plant, perlu dilakukan pengambilan data yang diambil meliputi:
Tinlet SK Production Cooler (SK-15-E-01 A) Pinlet SK Production Cooler (SK-15-E-01 A) Toutlet SK Production Cooler (SK-15-E-01 A) Poutlet SK Production Cooler (SK-15-E-01 A) Komposisi molar well stream Komposisi fasa well stream inlet SK Production Cooler (SK-15-E-01 A) Komposisi fasa well stream outlet SK Production Cooler (SK-15-E-01 A)
3.3.2. Unjuk Kerja SK Production Cooler Evaluasi performa SK Production Cooler (SK-15-E-01 A/B) yang beroperasi di Sungai Kenawang Gas Plant dilakukan dengan cara membandingkan proses perpindahan panas yang berlangsung pada kondisi desain dan kondisi aktual berdasarkan algoritma perhitungan valid yang telah dilakukan pada perancangan. Parameter yang dijadikan acuan dalam evaluasi SK Production Cooler adalah efisiensi perpindahan panas dan efisiensi konsumsi energi. Efisiensi perpindahan panas ditentukan berdasarkan perbandingan antara overall heat transfer coefficient aktual (Ux,aktual) terhadap overall heat transfer coefficient desain (Ux,desain), sedangkan efisiensi konsumsi energi ditentukan berdasarkan beban kerja motor fan terhadap kapasitas kerja motor fan pada kondisi desain dan aktual.
14
BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN
4.1. Perhitungan dan Perancangan SK Production Cooler Perhitungan menggunakan data desain awal menghasilkan rancangan SK Production Cooler dengan spesifikasi dan geometri yang berturut-turut ditunjukkan pada tabel 4.1 dan 4.2. Tabel 4.1. Performa SK Production Cooler No. 1 2 3 4 5 6
Parameter Beban kalor (Q) Mean temperature difference (MTD) Luas permukaan pertukaran panas (Ax) Tube-side pressure drop (ΔPt) Static pressure drop udara (ΔPa) Koefisien perpindahan panas overall (Ux)
Satuan MMBtu/hr o F
Rancangan 32,5 57,8
Desain Awal 30,93 58,4
Galat (%) 5 1,02
ft2
187200,17
196868
4,91
psig in. H2O
2,78 0,58
7,74 0,6
maks. 10 psig 3,98
Btu/(hr.ft2.oF)
3,46
3,47
0,5
Desain Awal 10,93 1272 13 157119
Galat (%) 1,62 2,36 3,91 3,69
Tabel 4.2. Geometri SK Production Cooler No. 1 2 3 4
Parameter Lebar tube bundle Jumlah tubes Diameter fan ACFM/fan
Satuan ft ft ft3/min
Rancangan 10,75 1239 12,49 171058,11
Metode perhitungan yang digunakan dalam perancangan air-cooled exchanger ini diadaptasi dari Engineering Data Book 12th Ed. Perhitungan parameter-parameter perancangan dimulai dari peninjauan proses perpindahan panas yang terjadi pada alat. Data proses yang digunakan dalam perancangan didasarkan pada kondisi aliran sumur pada awal lapangan Sungai Kenawang berproduksi dan dengan mengambil kondisi terberat yang berpotensi dialami selama alat beroperasi di plant. Unsur-unsur dimensi finned-tube yang disajikan pada tabel 3.2 merupakan spesifikasi geometri dasar yang dipilih pada perancangan berdasarkan pengumpulan data dan observasi yang telah dilakukan. Dimensi finned-tube tersebut telah disesuaikan dengan spesifikasi yang umum digunakan di industri pemrosesan gas yang memenuhi standar. Susunan finned-tube pada aircooled exchanger ditetapkan memiliki area penampang berbentuk segi empat dengan layout triangular. Bentuk penampang segi empat (rectangular) membuat tube bundles memiliki susunan yang kompak. Dengan tube passes pada alat berjumlah 4, penampang berbentuk rectangular memberikan dimensi alat yang hemat ruang. Layout triangular menciptakan waktu tinggal udara pada air-cooled exchanger yang lebih lama sehingga terjadi kontak antara udara dan finned-tube yang intensif dan merata.
15
Dalam perhitungan perancangan SK Production Cooler ini, nilai beban kalor (Q) pada proses pertukaran panas diberikan ekses 5% dari nilai Q pada process data sheet. Hal tersebut dilakukan untuk mengantisipasi terjadinya akumulasi panas pada dinding finned-tube akibat proses pendinginan aliran sumur oleh udara ambient yang kurang sempurna. Dengan merujuk pada data BMKG yang dicantumkan di process data sheet, temperatur udara ambient yang digunakan pada perhitungan perancangan ditetapkan pada temperatur maksimum pada lokasi plant, yaitu 90 oF. Penentuan mean temperature difference dilakukan dengan menghitung rata-rata logaritmik natural dari perbedaan temperatur pada aliran pada air-cooled exchanger yang berkonfigurasi cross-flow. Untuk tubes dengan jumlah passes ≥ 3, maka faktor koreksi (F) untuk MTD bernilai 1 (GPSA, 2004). Namun pada perhitungan perancangan ini dipilih faktor koreksi senilai 0,95 agar dapat diperoleh alat yang mampu bekerja dengan baik dengan mempertimbangakan kondisi temperatur udara ambient yang fluktuatif baik akibat adanya perbedaan temperatur pada siang dan malam hari maupun perubahan iklim. Berdasarkan nilai beban kalor (Q), mean temperature difference (MTD), dan koefisien transfer panas keseluruhan perkiraan (Utebak), dilakukan penentuan luas permukaan perpindahan panas (Ax). Diberikan luas permukaan lebih sebesar 10% dari Ax yang diperlukan untuk menanggulangi terjadinya fouling pada tube-side maupun fin-side. Berdasarkan mechanical data sheet SK Production Cooler, pressure drop yang diizinkan pada heat exchanger bernilai maksimum 10 psi. Pada plant pemrosesan natural gas, perbedaan tekanan merupakan driving force agar gas dapat mengalir mulai dari sumur, melalui peralatan pemroses gas, hingga ke pipa konsumen. Apabila pressure drop pada alat proses terlalu besar, maka laju alir fluida proses pada alat tersebut akan meningkat. Laju alir fluida yang terlalu tinggi menyebabkan waktu retensi fluida di dalam alat menjadi singkat. Waktu retensi yang singkat membuat fluida proses tidak memiliki kesempatan untuk melakukan pertukaran panas secara optimum. Dengan demikian, pressure drop yang berlebihan akan menurunkan efektivitas pendinginan pada aircooled exchanger. Pressure drop yang terjadi di heat exchanger umumnya sangat dipengaruhi oleh beberapa faktor yaitu laju alir massa fluida, rejim aliran fluida, geometri penampang tube, serta jumlah tube passes. Fluida mengalami penurunan tekanan selama mengalir melalui air-cooled heat exchanger. Pressure drop mula-mula terjadi ketika fluida mengalir memasuki tubes dan mengalami penurunan flow area secara mendadak. Kemudian di sepanjang tubes, friksi yang diakibatkan oleh aliran fluida pada dinding tubes mengakibatkan penurunan tekanan fluida. Ketika fluida mengalir keluar, terjadi ekspansi mendadak pada flow area yang juga mengakibatkan adanya pressure drop. Adanya proses pendinginan menimbulkan perubahan densitas pada fluida yang secara langsung berpengaruh pada laju alir fluida. Hal tersebut juga turut mempengaruhi pressure drop keseluruhan. Berdasarkan hasil perhitungan perancangan, didapatkan tube-side pressure drop pada air-cooled exchanger senilai 2,78 psi. Angka tersebut relatif kecil dibandingkan dengan data yang tertera pada spesifikasi desain awal alat yaitu 7,742 psi. Perbedaan ini terjadi karena perhitungan perancangan mengabaikan terjadinya fouling pada dinding tubes yang dapat mengakibatkan pengurangan area permukaan perpindahan panas dan menurunkan tekanan tube-side. Namun, hasil perhitungan tersebut nilainya masih jauh lebih kecil dan memenuhi batas maksimum pressure drop yang diperbolehkan, yakni 10 psi. Rancangan SK Production Cooler telah memberikan antisipasi apabila terjadi fouling pada diding tubes. Dengan demikian, rancangan alat tersebut dapat dapat dikatakan baik dari segi safety.
16
Perhitungan perancangan SK Production Cooler menghasilkan nilai koefisien transfer panas keseluruhan, U, senilai 3,458 Btu/(hr.ft2.oF). Menurut GPSA (2004), air-cooled exchanger dengan extended surface yang difungsikan sebagai pendingin gas hidrokarbon memiliki nilai U pada rentang 1,6 – 4,2 Btu/(hr.ft2.oF). Dengan demikian, U hasil perancangan telah sesuai untuk melangsungkan proses pendinginan aliran dari sumur gas. Bila dibandingkan dengan desain awal, hasil perhitungan perancangan secara umum telah cocok bila dibandingkan dengan SK Production Cooler yang saat ini dioperasikan di Sungai Kenawang Gas Plant. Seperti yang ditunjukkan pada tabel 4.1 dan 4.2 seluruh parameter perancangan baik dari segi performa maupun geometri alat hasil perhitungan perancangan telah memiliki nilai yang hampir sama dengan desain awal alat. Galat antara rancangan alat hasil perhitungan dan desain awal alat seluruhnya tidak melebihi 5%. Dengan demikian, penurunan perhitungan perancangan yang dilakukan sudah dapat dikatakan valid dan logis. Sketsa rancangan SK Production Cooler dilampirkan pada Bab Lampiran D.
4.2. Evaluasi Unjuk Kerja SK Production Cooler Pengambilan sampel well stream pada manifold sumur Lapangan Sungai Kenawang untuk dilakukan analisis komposisi hanya dapat dilakukan pada waktu tertentu dengan melibatkan pihak analis dari luar. Dengan demikian, perkiraan kondisi well stream inlet SK Production Cooler dilakukan berdasarkan data komposisi aliran gas, kondensat, dan air keluaran SK Production Separator (SK-15-V-01 A). Analisis komposisi aliran gas dan kondensat keluaran SK Production Separator dilampirkan pada Bab Lampiran C. Hasil pengumpulan data yang dilakukan pada 15 Juni 2014 disajikan pada tabel 4.3. Tabel 4.3. Data Kondisi Operasi Rata-rata SK Production Cooler (diambil 15 Juni 2014 pukul 00.00-10.00 WIB) No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Parameter Pinlet SK Production Cooler (SK-15-E-01 A) Poutlet SK Production Cooler (SK-15-E-01 A) Toutlet SK Production Cooler (SK-15-E-01 A) Poutlet SK Production Separator (SK-15-V-01 A) Toutlet,gas SK Production Separator (SK-15-V-01 A) Toutlet,kondensat SK Production Separator (SK-15-V-01 A) Toutlet,air SK Production Separator (SK-15-V-01 A) Foutlet,gas SK Production Separator (SK-15-V-01 A) Foutlet,kondensat SK Production Separator (SK-15-V-01 A) ΔVair SK Produced Water Tank (SK-40-T-01)
Nilai 1059,10 1051,48 81,14 1049,92 80,84 66,09 80,80 55,62 3280,54 234,61
Satuan psig psig o F psig o F o F o F MMSSCFD BPD barrel
Berdasarkan data pada tabel 4.3, gambar C-1, dan gambar C-2, dilakukan simulasi menggunakan software Aspen HYSYS V.7.3 untuk memperkirakan kondisi well stream inlet dan outlet serta beban panas pada SK Production Cooler. Data kondisi well stream serta beban panas yang diperoleh dari simulasi digunakan untuk menganalisis proses perpindahan panas di SK Production Cooler. Gambar 4.1 menunjukkan skema proses perpindahan panas di SK Production Cooler pada simulasi kondisi aktual.
17
Tair out = 108.1 oF Well stream (160651 lb/h) Tin = 219.8 oF Pin = 1059.1 psig
SK-15-E-01 A/B Q = 16.7 MMBtu/hr Cooled well stream (160651 lb/h) Tout = 81.315 oF Pout = 1051.48 psig
Tair in = 80 oF
Gambar 4.1. Skema proses perpindahan panas di SK Production Cooler berdasarkan pengambilan data 15 Juni 2014 pukul 00.00-10.00 WIB Evaluasi proses perpindahan panas di SK Production Cooler pada kondisi aktual memberikan unjuk kerja yang ditunjukkan pada tabel 4.4. Tabel 4.4. Unjuk kerja SK Production cooler pada kondisi aliran fluida aktual No. 1 2 3 4
Parameter Beban kalor (Q) Koefisien perpindahan panas overall (Ux) Mean temperature difference (MTD) Beban kerja motor
Satuan MMBtu/hr Btu/(hr.ft2.oF)
Nilai 16,7 2,78
Overdesign (%) 94,6 24,5
F
24,84
-
kW
15,84
94,4
o
Dibandingkan dengan desain awal, SK Production Cooler telah mengalami perubahan kondisi operasi. Dengan telah diopersikannya satu unit tambahan SK Production Cooler (SK-15-E-01 B), mode operasi yang dijalankan SK Production Cooler pada saat ini adalah konfigurasi 2 x 50%. Hal tersebut mengakibatkan jumlah fluida yang mengalir pada SK Production Cooler menjadi setengah dari desain awal sehingga menyebabkan turunnya beban kalor pada SK Production Cooler. Penurunan tekanan sumur gas dari waktu ke waktu mengakibatkan penurunan pada temperatur dan laju alir well stream. Hal tersebut menyebabkan terjadinya perubahan karakteristik aliran fluida proses yang mengalir melalui SK Production Cooler. Karakteristik aliran fluida proses berpengaruh secara langsung terhadap koefisien perpindahan panas film sisi tube serta kebutuhan jumlah udara pendingin yang selanjutnya menentukan nilai koefisien perpindahan panas film udara. Karakteristik aliran fluida proses juga mempengaruhi friksi pada dinding tubes yang berkontribusi pada nilai tube-side pressure drop. Hasil perhitungan menunjukkan bahwa dengan kondisi operasi yang dijalankan saat ini, proses pendinginan aliran wellsream pada SK Production Cooler berlangsung dengan koefisien perpindahan panas keseluruhan senilai 2,78 Btu/(hr.ft2.oF). Bila dibandingkan dengan nilai koefisien perpindahan panas keseluruhan hasil perhitungan perancangan, SK Production Cooler yang beroperasi saat ini memberikan overdesign koefisien perpindahan panas keseluruhan sebesar 18
24,5%. Hal ini menunjukkan bahwa SK Production Cooler masih dapat mengakomodasi kebutuhan pendinginan bahkan pada nilai beban perpindahan panas yang lebih besar. Beban kerja motor fan untuk dapat menyediakan udara pendingin yang dibutuhkan adalah sebesar 15,84 kW. Dengan motor fan berdaya 30 kW yang terpasang saat ini, SK Production Cooler memberikan overdesign konsumsi energi hingga 94,4%. Dengan demikian, kerja komponen mekanik pada SK Production Cooler sebaiknya dioptimisasi agar dapat dilakukan penghematan konsumsi energi dalam pengoperasiannya.
4.3. Optimisasi Unjuk Kerja SK Production Cooler Walaupun memiliki unjuk kerja proses perpindahan panas yang sudah baik, proses pendinginan yang berlangsung di SK Production Cooler pada kondisi aktual menghasilkan aliran produk dengan temperatur yang jauh lebih rendah dibanding temperatur outlet desain. Fenomena tersebut terjadi karena temperatur wellstream inlet SK Production Cooler (219,8 oF) bernilai lebih rendah dibanding temperatur wellstream inlet desain awal (246 oF). Simulasi menggunakan software Aspen HYSYS V.7.3 dilakukan untuk mengevaluasi kerja motor SK Production Cooler yang dibutuhkan untuk mendinginkan well stream hingga temperatur outlet desain awal (110 oF). Hasil dari simulasi ditampilkan pada tabel 4.5. Tabel 4.5. Hasil perhitungan kebutuhan energi SK Production Cooler untuk aliran outlet bertemperatur 110 oF No. 1 2 3 4
Parameter Beban kalor (Q) Koefisien perpindahan panas overall (Ux) Mean temperature difference (MTD) Beban kerja motor
Satuan MMBtu/hr Btu/(hr.ft2.oF)
Nilai 13,3 2,67
Overdesign(%) 144,4 29,6
F
62,63
-
kW
8,93
235,9
o
Berdasarkan hasil simulasi, kerja motor yang dibutuhkan untuk mendinginkan wellstream hingga 110 oF memiliki nilai yang kecil yakni 8,93 kW. Dibandingkan dengan kerja motor fan yang saat ini dipasang, pasokan kerja motor fan SK Production Cooler yang tidak terpakai mencapai 235,9%. Di satu sisi, fenomena ini merupakan hal yang positif dimana wellstream keluaran SK Production Cooler memiliki kondisi yang lewat jenuh. Hal tersebut menyebabkan pemisahan antara gas, kondensat, dan air di SK Production Separator dapat berjalan dengan sangat baik. Namun di sisi lain, rendahnya temperatur aliran outlet SK Production Cooler dapat mengakibatkan pemborosan energi listrik pada fan motor hingga sebesar 70%. Selain itu, dalam pada proses gas sweetening di sistem amine exchanger, aliran gas akan dinaikkan kembali temperaturnya hingga nilai tertentu agar kandungan CO2 dan H2S pada gas mampu diabsorpsi amin. Dengan demikian, pendinginan yang berlebih mengakibatkan proses secara keseluruhan berlangsung kurang efisien. Optimisasi unjuk kerja SK Production Cooler dapat dilakukan untuk menanggulangi overdesign yang terjadi. Dengan dilakukannya optimisasi, diharapkan aliran keluaran SK Production Cooler memiliki temperatur yang sesuai dengan set point awal, yakni 110 oF. Berdasarkan studi literatur, terdapat beberapa teknik yang dapat dilakukan terkait optimisasi performansi air cooled exchanger. Tabel 4.6. menunjukkan beberapa opsi peningkatan unjuk kerja air cooled exchanger serta biaya relatif yang dibutuhkan untuk melakukan peningkatan kinerja tersebut. 19
Tabel 4.6. Opsi peningkatan unjuk kerja air cooled exchanger (Hudson, 2004) Upgrade Blade pitch Fan speed Tip clearence Inlet bell Seal disc Belts & drives High efficiency fans Clean fins Clean tubes Retube Bundle Replacement bundle
Aspek Peningkatan Performansi Pengaturan laju alir udara Pengaturan laju alir udara Pengaturan laju alir udara 2-5% Pengaturan tingkat kebisingan 0,5 dBA Pengaturan laju alir udara 2-3% Pengaturan tingkat kebisingan 1 dBA Pengaturan laju alir udara 2-3% Pengaturan efisiensi drive 3-4% Pengaturan laju alir udara 25-40% Pengaturan akomodasi beban 5-50% Pengaturan akomodasi beban 5-50% Pengaturan akomodasi beban 10-50% Pengaturan akomodasi beban 10-50%
Biaya Relatif Rendah Rendah Rendah Rendah Rendah Sedang Sedang Sedang Sedang Tinggi Tinggi
Berdasarkan kebutuhan untuk mencapai temperatur set point aliran keluaran SK Production Cooler, terdapat 2 teknik optimisasi yang paling relevan dan ekonomis untuk dilakukan yakni upgrade pada blade pitch dan fan speed. Optimisasi pada blade pitch dapat dilakukan dengan mengganti atau memodifikasi fixed-blade fan yang lama dengan variable-blade fan. Variable-blade fan memungkinkan pengaturan laju alir udara dengan cara mengubah sudut kemiringan sudu-sudu kipas. Dengan kecepatan putar fan yang sama, laju alir udara yang dibutuhkan untuk proses pendinginan dapat disesuaikan sehingga menghasilkan aliran fluida proses keluaran dengan temperatur yang diinginkan. Teknik optimisasi lain yang dapat dilakukan adalah dengan mengintegrasikan outlet temperatur transmitter dengan variable frequency driver (VFD). Dengan sistem pengendalian tersebut, VFD bekerja dengan mengatur fan speed untuk mencapai temperatur aliran keluaran fluida proses yang konstan pada set point. Gambar 4.2 menunjukkan skema kerja sederhana VFD. Apabila temperatur fluida proses sudah rendah dan mencapai temperatur outlet yang ditargetkan, fan speed (rpm) akan diturunkan. Sebaliknya, jika temperatur fluida proses masih tinggi dan belum mencapai temperatur yang ditargetkan, fan speed (rpm) akan ditingkatkan.
Gambar 4.2. Skema kerja sederhana VFD (Yorkland Controls, 2014) Optimisasi dengan cara instalasi VFD pada air cooled exchanger memiliki beberapa kelebihan dibandingkan dengan modifikasi kipas dengan variable-blade. Instalasi VFD tidak mengganti komponen fan sehingga tidak memerlukan pembongkaran komponen alat yang dapat menghambat keseluruhan sistem proses. Terlebih lagi, instalasi VFD dapat meningkatkan efisiensi kerja motor 20
dengan cara mengutilisasi pasokan kerja motor sesuai dengan kebutuhan proses pendinginan. Hal tersebut tentu menurunkan konsumsi energi listrik yang akan berdampak secara langsung terhadap penghematan ongkos operasi. Selain itu, evaluasi serta maintenance secara berkala juga tetap perlu dilakukan untuk memeriksa dan menjaga unjuk kerja dari SK Production Cooler seiring dengan terjadinya perubahan kondisi fluida proses yang terjadi selama alat ini beroperasi.
21
BAB V KESIMPULAN DAN REKOMENDASI
1. Penurunan perhitungan perancangan SK Production Cooler (SK-15-E-01 A/B) telah valid dan logis seta menghasilkan spesifikasi alat sebagai berikut: : 32,5 MMBtu/hr Beban kalor (Q) : 57,8 oF Mean temperature difference (MTD) : 187200,17 ft2 Luas permukaan pertukaran panas (Ax) : 2,78 psig Tube-side pressure drop (ΔPt) : 0,58 in. H2O Static pressure drop udara (ΔPa) : 3,458 Btu/(hr.ft2.oF) Koefisien perpindahan panas overall (Ux) : 10,75 ft Lebar tube bundle : 1239 Jumlah tubes : 12,49 ft Diameter fan : 171058,11 ft3/min ACFM/fan 2. Berdasarkan hasil evaluasi SK Production Cooler yang beroperasi di Sungai Kenawang Gas Plant, diperoleh overdesign proses perpindahan panas dan konsumsi energi berturutturut sebesar 24,5% dan 94,4%. 3. Terdapat beberapa usulan berkaitan dengan optimisasi konsumsi energi pada SK Production Cooler, yaitu: Integrasi outlet temperatur transmitter dengan variable frequency driver. Hal ini diharapkan dapat meningkatkan efisiensi kerja motor yang sehingga dapat dilakukan penurunan konsumsi energi listrik yang akan berdampak secara langsung terhadap penghematan ongkos operasi. Evaluasi serta maintenance alat secara berkala. Hal ini perlu dilakukan untuk memeriksa dan menjaga unjuk kerja dari SK Production Cooler seiring dengan terjadinya perubahan kondisi fluida proses yang terjadi selama alat ini beroperasi.
22
DAFTAR PUSTAKA
Amercool Manufacturing Inc, “Basics of Air Cooled Heat Exchanger”, Oklahoma, 2000. Branan, Carl R., “Rules of Thumb for Chemical Engineers, 5th Edition”, Buuterworth-Heinemann, Oxford, 2012. Gas Processors Suppliers Association, “Engineering Data Book”, FPS Version Vol. I&II, Oklahoma, 2004. Giammaruti, Robert, “Performance Improvement to Existing Air-Cooled Heat Exchangers”, Cooling Technology Institute, Hudson Products Corporation, Texas, 2004. Hewitt, G. F.; Shires, G. L.; Bott, T. R., “Process Heat Transfer” CRC Press Inc., Michigan, 1994. JOB Pertamina – Talisman Jambi Merang dan PT. Tripatra Engineers dan Construcors, “Process Data Sheet for SK Production Cooler (SK-15-E-01 A) Rev. 0”, 2009. JOB Pertamina – Talisman Jambi Merang dan PT. Tripatra Engineers dan Construcors. Mechanical Data Sheet for SK Production Cooler (SK-15-E-01 A) Rev. 10. 2010. Kern, Donald Q., “Process Heat Transfer”, McGraw Hill, Tokyo, 1983. Kroger, Detlev, G. “Air-Cooled Heat Exchengers and Cooling Towers: Thermal-flow Performance Evaluation and Design, Vol. II”, PennWell, Oklahoma, 2004. Monroe, Robert C., “Minimizing Fan Energy Costs”, Hudson Products Corporation, Houston, Texas, 1993. Perry, Robert H.; Green, Don W., “Perry‘s Chemical Engineers’ Handbook, 8th Edition” McGraw Hill, New York, 2008. Serth, Robert W., “Process Heat Transfer: Priciples and Applications”, Elsevier, Oxford, 2007. Sinnot, R. K., “Coulson & Richardson Chemical Engineering Series: Chemical Engineering Design, 4th Edition, Vol. 6” Elsevier Butterworth-Heinemann, Oxford, 2005. Walas, Stanley M., “Chemical Process Equipment: Selection and Design” ButterworthHeinemann, Washington, 1990. Younger, A. H., “Natural Gas Processing Principles and Technology – Part I”, Thimm Engineering Inc., Alberta, 3004. Yorkland Controls Ltd. Environmental Solutions, “Application Guide – Variable Frequency Drives in Retrofit Applications”, Toronto, 2014.
23
LAMPIRAN A DATA FISIK ALIRAN FLUIDA
Fluida yang mengalir pada production cooler (SK-15-E-01) diklasifikasikan menjadi fluida proses, yaitu fluida yang diturunkan temperaturnya, dan fluida servis, yaitu fluida yang dugunakan untuk mendinginkan fluida proses.
A.1. Fluida Proses Production cooler (SK-15-E-01) dirancang untuk mendinginkan fluida proses berupa aliran gas mentah (wellstream) dari sumur produksi Sungai Kenawang. Aliran ini terdiri atas campuran gas, kondensat, dan produced water. Production cooler yang saat ini dioperasikan di stasiun pengolahan gas sentral Sungai Kenawang dirancang berdasarkan kondisi aliran pada saat pertama kali sumur berproduksi. Tabel A-1 dan A-2 berturut-turut menunjukkan kondisi dan komposisi fluida proses di production cooler. Tabel A-1. Data kondisi aliran fluida proses pada sisi tube production cooler (SK-15-E-01) Parameter Total fluida masuk Tekanan Pressure drop (allowable) Foul resistance Temperatur Vapour Laju alir Berat molekul Densitas Kapasitas panas spesifik Konduktivitas termal Viskositas Liquid Laju alir Berat molekul Densitas Kapasitas panas spesifik Konduktivitas termal Viskositas Aqueous Laju alir Berat molekul Densitas Kapasitas panas spesifik Konduktivitas termal Viskositas Mixed liquid Densitas Kapasitas panas spesifik Cp/Cv Tekanan kritik Temperatur kritik
Satuan lb/h Psig Psig ft2.h.oF/Btu o F
Inlet 284266 1056
246
110
Lb/h MMscfd Lb/lbmole Lb/ft3 Btu/lb.oF Btu/h.ft.oF cP
247904 95,2 23,72 3,704 0,566 0,027 0,017
216022 88,6 22,22 4,711 0,583 0,022 0,015
Lb/h Lb/lbmole Lb/ft3 Btu/lb.oF Btu/h.ft.oF cP
16,696 115,38 38,955 0,607 0,055 0,303
42,710 77,54 39,414 0,549 0,053 0,284
Lb/h Lb/lbmole Lb/ft3 Btu/lb.oF Btu/h.ft.oF cP
19,666 18,04 58,396 1,057 0,397 0.232
25,534 18,06 62,204 1,026 0,366 0,650
Lb/ft3 Btu/lb.oF
47,51 0,8501 1,091
45,68 0,7277 1,139
Psig o F
Outlet 284266 1046 10 0.002
877,7 -12,36
24
Tabel A-2. Komposisi aliran fluida proses production cooler (SK-15-E-01) Komponen
Komposisi (%-mol)
Nitrogen
0.2809
CO2
9.2256
Methane
64.781
Ethane
5.7232
Propane
3.1162
i-butane
0.5881
n-butane
0.9656
i-pentane
0.3862
n-pentane
0.2897
n-C6
0.3687
n-C7
0.553
n-C8
0.5618
n-C9
0.3248
n-C10
0.1404
n-C11
0.0878
n-C12
0.0702
n-C13
0.0614
n-C14
0.0527
n-C15
0.0527
n-C16
0.0263
n-C17
0.0263
n-C18
0.0263
n-C19
0.0176
n-C20
0.0527
H2O
12.2209 Total
100.0001
A.2. Fluida Servis Fluida servis yang digunakan untuk menurunkan temperatur fluida proses pada production cooler adalah udara. Pemilihan udara sebagai media pendingin pada production cooler didasarkan pada ketersediaanya yang bebas dan tidak memerlukan treatment khusus baik dalam penggunaan maupun pelepasannya ke lingkungan. Dalam perancangan production cooler, kondisi aliran udara ditentukan oleh iklim dan cuaca dimana plant pengolahan gas berlokasi. Temperatur ambient dan kelembapan udara di area stasiun pengolahan gas sentral Sungai Kenawang disajikan pada tabel A-3. Tabel A-3. Temperatur ambient dan kelembapan udara lapangan Sungai Kenawang Temperatur maksimum udara Temperatur minimum udara Temperatur udara desain pada air-cooled exchanger Kelembapan miminum relatif Kelembapan maksimum relatif
90oF 73 oF 90oF 70% 100%
25
LAMPIRAN B PERHITUNGAN RIGOROUS SIZING
Berikut adalah alur perhitungan yang digunakan dalam perancangan SK Production Cooler berjenis forced-draft air-cooled exchanger.
1. Perhitungan beban kalor (Q) Nilai beban kalor dihitung dengan prinsip neraca energi yang ditunjukkan pada persamaan sebagai berikut. 𝑄𝑤𝑒𝑙𝑙𝑠𝑡𝑟𝑒𝑎𝑚 = 𝑄𝑎𝑖𝑟 = 𝑄 = 𝑚𝑣𝑎𝑝 𝐶𝑝𝑣𝑎𝑝 ∆𝑇𝑣𝑎𝑝 + 𝑚𝑣𝑎𝑝 𝜆𝑣𝑎𝑝 + 𝑚𝑙𝑖𝑞 𝐶𝑝𝑙𝑖𝑞 ∆𝑇𝑙𝑖𝑞 + 𝑚𝑎𝑞 𝐶𝑝𝑎𝑞 ∆𝑇𝑎𝑞 Nilai beban kalor yang digunakan dalam perancangan SK Production Cooler bernilai 32,5 MMBtu. Nilai tersebut diperoleh dari data desain awal SK Production Cooler, yaitu 30,93 MMBtu/hr, dengan meberikan beban lebih sebanyak 5%. Pada evaluasi SK Production Cooler, perhitungan Q dilakukan menggunakan software Aspen HYSYS V.7.3 dan menghasilkan beban kalor pada SK Production cooler senilai 16,7 MMBtu/hr.
2. Perkiraan koefisien transfer panas keseluruhan (Ux) Merujuk pada fig. 10-10 GPSA 12th Ed, nilai Ux tebakan dipilih untuk air-cooled exchanger yang berfungsi sebagai pendingin gas hidrokarbon. Sebelumnya ditentukan terlebih dahulu parameter-parameter geometri finned-tubetube pada air-cooled exchanger yaitu:
Tube OD h fin fins/in.
: : :
1 5/8 10
in. in.
26
Berdasarkan perkiraan laju alir massa udara pada permukaan pertukaran panas berkisar 26002800 lb/(hr.ft2), maka dipilih Ux tebakan awal senilai 4,2 Btu/(hr.ft2.oF). Pada iterasi perhitungan selanjutnya, digunakan Ux tebakan awal senilai 3,3 Btu/(hr.ft2.oF).
3. Perhitungan perkiraan kenaikan temperatur udara (Δta) ∆𝑡𝑎 = (
𝑈𝑥 +1 10
𝑇ℎ𝑖 +𝑇ℎ𝑜
)(
2
3,3+1
273+110
10
2
− 𝑡𝑖𝑛,𝑎𝑖𝑟 ) = (
)(
− 90) = 45,84 oF
4. Perhitungan corrected mean temperature difference (CMTD) 𝐿𝑀𝑇𝐷 =
(𝑇ℎ𝑖 −𝑇𝑜𝑢𝑡,𝑎𝑖𝑟 )−(𝑇ℎ𝑜 −𝑇𝑖𝑛,𝑎𝑖𝑟 ) 𝑇ℎ𝑖 −𝑇𝑜𝑢𝑡,𝑎𝑖𝑟
ln(
𝑇ℎ𝑜 −𝑇𝑖𝑛,𝑎𝑖𝑟
)
=
(273−135,84)−(110−90) ln(
273−135,84 ) 110−90
= 60,849 oF
𝐶𝑀𝑇𝐷 = 𝐹 × 𝐿𝑀𝑇𝐷 = 0,95 × 60,849 = 57,8 oF
27
Untuk tubes dengan jumlah passes ≥ 3, maka faktor koreksi (F) untuk MTD bernilai 1. Namun, dipilih faktor koreksi senilai 0,95 agar dapat dirancang alat yang mampu bekerja dengan baik pada kondisi temperatur udara ambient yang fluktuatif. 5. Perhitungan luas perpindahan panas (Ax) 𝑄 )(𝐶𝑀𝑇𝐷) 𝑥
𝐴𝑥 = (𝑈
32,5×106
= (3,3)(57,8) = 187200,173 𝑓𝑡 2
6. Perhitungan luas permukaan, Fa, menggunakan faktor APSF Fig. 10-11 GPSA 12th Ed : 𝐴𝑃𝑆𝐹 = 160,8
𝐹𝑎 =
𝐴𝑥 187200,173 = = 1225,453 𝑓𝑡 2 𝐴𝑃𝑆𝐹 160,8
7. Perhitungan lebar tube bundle 𝑊𝑖𝑑𝑡ℎ =
𝐹𝑎 1225,453 = = 10,75 𝑓𝑡 𝐿 × 𝑁𝑏𝑢𝑛𝑑𝑙𝑒 30 × 4
8. Perhitungan jumlah tubes, Nt, menggunakan faktor APF Fig. 10-11 GPSA 12th Ed : 𝐴𝑃𝐹 = 5,58 𝑓𝑡 2 /𝑓𝑡
28
𝑁𝑡 =
𝐴𝑥 187200,173 = = 1239,09 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑠 (𝐴𝑃𝐹)(𝐿) (5,58)(30)
Sebelumnya telah ditetapkan bahwa baris tubes berjumlah 6. Karena penampang tubes berbentuk segi empat atau rectangular, maka jumlah tubes dibulatkan ke atas menjadi 1242. 9. Perhitungan laju alir massa tube-side, Gt, menggunakan luas permukaan internal tube (At) Fig. 9-25 GPSA 12th Ed : 𝐴𝑡 = 0,5945 𝐺𝑡 =
(144)(𝑊𝑡 )(𝑁𝑝 ) (144)(284266)(4) 𝑙𝑏 = = 64,84 2 (3600)(𝑁𝑡 )(𝐴𝑡 ) (3600)(1242)(0,5945) 𝑓𝑡 𝑠
10. Perhitungan modified Reynolds number 𝑁𝑅 =
(𝐷𝑖 )(𝐺𝑡 ) (0,87)(64,84) = = 700,241 𝜇 0,08056
12. Perhitungan tube-side pressure drop, ΔPt Fig. 10-14 dan 10-15 GPSA 12th Ed :
29
𝑓 = 1,82𝐸 − 03 𝑌 = 11,22 𝑝𝑠𝑖/𝑓𝑡 𝐵 = 0,1122 𝑝𝑠𝑖/𝑡𝑢𝑏𝑒 𝑝𝑎𝑠𝑠 𝜙=1
∆𝑃𝑡 =
𝑓𝑌𝐿𝑁𝑝 1,82𝐸 − 03 × 11,22 × 30 × 4 + 𝐵𝑁𝑝 = + 0,1122 × 4 = 2,776 𝑝𝑠𝑖 𝜙 1
13. Perhitungan tube-side film coefficient, ht Fig. 10-13 GPSA 12th Ed : 𝐶𝑝 𝜇 1/3 𝑘( ) = 0,0535 𝑘 𝐽 = 3475,23
30
ℎ𝑡 =
𝐽𝑘 (
𝐶𝑝 𝜇 1/3 ) 𝜙 3475,23 × 0,0535 𝐵𝑡𝑢 𝑘 = = 213,909 𝐷𝑖 0,87 ℎ𝑟. 𝐹. 𝑓𝑡 2
14. Perhitungan jumlah udara yang dibutuhkan, Wa 𝑄 32,5 × 106 𝑊𝑎 = = = 2951942,89 𝑙𝑏/ℎ𝑟 (0,24)(∆𝑡𝑎 ) (0,24)(45,84)
15. Perhitungan laju alir massa udara di permukaan pertukaran panas, Ga 𝐺𝑎 =
𝑊𝑎 2951942,89 𝑙𝑏 = = 2408,86 2 𝐹𝑎 1225,453 𝑓𝑡 𝑠
31
16. Penentuan air-side film coefficient Fig. 10-17 GPSA 12th Ed :
ℎ𝑎 = 8
𝐵𝑡𝑢 ℎ𝑟. 𝐹. 𝑓𝑡 2
17. Perhitungan overall heat transfer coefficient, Ux Fig. 10-11 GPSA 12th Ed : 𝐴𝑅 = 21,4 𝑓𝑡 2 /𝑓𝑡 2 𝐴𝑥 (𝐴𝑅)(𝐷𝑜 ) 21,4 × 1 = = = 24,598 𝐴𝑖 𝐷𝑖 0,87 1 1 𝐴𝑥 𝐴𝑥 1 1 1 = ( ) ( ) + 𝑟𝑑𝑡 ( ) + 𝑟𝑚𝑥 + =( ) (24,598) + 0,002(24,598) + 0 + 𝑈𝑥 ℎ𝑡 𝐴𝑖 𝐴𝑖 ℎ𝑎 213,909 8 = 0,289 𝑈𝑋 = 3,458 𝐵𝑡𝑢/(ℎ𝑟. 𝑓𝑡 2 . 𝐹) Resistansi logam (𝑟𝑚𝑥 ) memiliki nilai yang kecil dibandingkan dengan resistansi lain. Dengan demikian nilainya dapat diabaikan.
17. Pengecekan galat Ux 𝑔𝑎𝑙𝑎𝑡 (%) =
𝑈𝑥,ℎ𝑖𝑡𝑢𝑛𝑔 − 𝑈𝑥,𝑡𝑒𝑏𝑎𝑘 3,458 − 3,3 × 100% = × 100% = 4,75% 𝑈𝑥,𝑡𝑒𝑏𝑎𝑘 3,3 32
Galat antara Uhitung dan Utebak ≤ 5% serta tube-side pressure drop ≤ 10 psi, maka Uhitung dapat diterima. 18. Perhitugan luas fan miniumum per fan, FAPF 𝐹𝐴𝑃𝐹 =
(0,40)(𝐹𝑎 ) (0,40)(1225,453) = = 122,545 𝑓𝑡 2 𝑁𝑓 4
𝑑𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑒𝑟 𝑓𝑎𝑛 = [4(𝐹𝐴𝑃𝐹)/𝜋]0,5 = [4(122,545 )/𝜋]0,5 = 12,49 𝑓𝑡
19. Perhitungan static pressure drop pada sisi udara, ΔPa 𝑇𝑎𝑣𝑔 =
90+135.841 2
= 112.9205 oF
Fig. 10-18 GPSA 12th Ed :
𝐹𝑝 = 0,08833 𝑖𝑛. 𝐻2 𝑂/𝑟𝑜𝑤 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑠
33
Fig. 10-16 GPSA 12th Ed :
𝐷𝑅,112.9205 𝐹 = 0,92
∆𝑃𝑎 =
(𝐹𝑝 )(𝑁) (0,08833)(6) = = 0,576 𝑖𝑛. 𝐻2 𝑂 𝐷𝑅 0,92
20. Perhitungan laju alir volumetric aktual udara, ACFM Fig. 10-16 GPSA 12th Ed : 𝐷𝑅,90 𝐹 = 0,96 𝐴𝐶𝐹𝑀𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = (𝐷
𝑊𝑎 )(60)(0,0749) 𝑅
2951942,89
= (0,96)(60)(0,0749) = 684232,422 𝑓𝑡 3 /𝑚𝑖𝑛
𝐴𝐶𝐹𝑀 684232,422 = = 171058,106 𝑓𝑡 3 /𝑚𝑖𝑛 𝑓𝑎𝑛 4 21. Perkiraan tekanan total fan 2
2
𝐴𝐶𝐹𝑀/𝑓𝑎𝑛 171058,106 (𝐷 ) 𝑃𝐹 = ∆𝑃𝑎 + [ ] = 0,576 𝑖𝑛. 𝐻 𝑂 + [ ] (1,008) 𝑅 2 𝜋𝐷2 𝜋𝐷2 4005 ( 4 ) 4005 ( 4 ) = 0,693 𝑖𝑛. 𝐻2 𝑂 34
22. Perkiraan nilai brake horsepower per fan 𝐴𝐶𝐹𝑀 ) (𝑃𝐹) (171058,106)(0,693) 𝑓𝑎𝑛 𝑏ℎ𝑝 = = = 18,642 ℎ𝑝 6356 6365 (
23. Penentuan beban kerja motor fan Diasumsikan η fan = η speed reducer = 70% 𝑏𝑒𝑏𝑎𝑛 𝑘𝑒𝑟𝑗𝑎 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 =
𝑏ℎ𝑝 18,642 = = 38,046 ℎ𝑝 = 28,382 𝑘𝑊 𝜂𝑓𝑎𝑛 × 𝜂𝑠𝑝𝑒𝑒𝑑 𝑟𝑒𝑑𝑢𝑐𝑒𝑟 70% × 70%
35
LAMPIRAN C ANALISIS KOMPOSISI ALIRAN FLUIDA
Gambar C-1. Komposisi sampel aliran kondensat outlet SK Production Separator (SK-15-V-01 A) 15 Juni 09.00 WIB
36
Gambar C-2. Komposisi sampel aliran gas outlet SK Production Separator (SK-15-V-01 A) 15 Juni 09.15 WIB
37
LAMPIRAN D HTRI SIZING
Perhitungan rigorous sizing SK Production Cooler divalidasi menggunakan software HTRI. Hasil sizing SK Production Cooler menggunakan HTRI dilaporkan pada Tabel D-1. Sementara itu, tampilan rancangan alat SK Production Cooler ditunjukkan oleh Gambar D-1, D-2, dan D-3.
(a)
(b)
(c)
(d)
Gambar D-1. Sketsa 3 dimensi rancangan SK Production Cooler: (a) tampak belakang, (b) tampak depan, (c) tampak atas
38
Gambar D-2. Sketsa 2 dimensi dan spesifikasi geometri rancangan SK Production Cooler
Gambar D-3. Sketsa bundle layout rancangan SK Production Cooler
39
Tabel D.1. HTRI Sizing Output Summary
40
