laporan perkembangan

download laporan perkembangan

of 27

Transcript of laporan perkembangan

LAPORAN AKTIVITAS HARIAN MAGANG PT FAST TRACK INDONESIA

Waktu Selasa, 28 Juni 2011 Kamis, 30 Juni 2011 Jumat, 1 Juli 2011 Senin, 4 Juli 2011 Selasa, 5 Juli 2011 Rabu, 6 Juli 2011

Aktivitas yang gilakukan Pengenalan industri EPC Pengenalan industri migas, gas balance dan spesifikasi gas alam Mempelajari metering gas flow Mempelajari monitoring distribusi truk CNG Presentasi tentang pengenalan industri migas, gas balance, spesifikasi gas alam dan metering gas.

paraf

PENGENALAN INDUSTRI EPC

Industri EPC yaitu industri melakukan rekayasa (engineering) dari suatu plant, melakukan pembelian (procure) barang2/ equipment yang terkait dan kemudian mendirikannya / membangun (construct). EPC lah yang menjembatani dan mengkordinasikan seluruh bagian yang terkait dalam pembangunan suatu plant, mulai dari licensor, vendor, shipper, bahkan sampai operator. Suatu perusahaan EPC tidak harus melakukan E-P-C nya sekaligus. Sangat normal jika terdapat EPC yang hanya mengambil Engineering (bertindak sebagai konsultan engineering saja), Engineering dan Pocurement atau hanya Construction saja Proses siklus pada industri EPC: 1. Owner mengumumkan rencana pendirian plant baru 2. Owner mengundang EPC company yang berminat untuk menyampaikan profil perusahaan (fase Pra Kualifikasi) 3. Owner mengumumkan siapa-siapa saja yang lolos dari Pra Kualifikasi dan berhak mengikuti proses tender EPC dan melakukan proses Invitation To Bid (ITB) 4. EPC company yang lolos mengambil dokumen tender dari Owner dan mendapat penjelasan tentang peraturan yang harus dipatuhi 5. Dalam rentang tertentu, EPC company tersebut menyampaikan proposal teknis dan rencana bagaimana merancang, membeli dan mengkonstruksi 6. Jika lolos, maka mereka harus menyampaikan proposal komersial (berapa estimasi ongkos dan harga pembangunan plant tersebut) 7. Perusahaan EPC yang terbaik akan menandatangani kontrac bersama owner 8. Jika menang, maka Owner akan meng -award project tersebut ke EPC terpilih dengan kesepakatan harga yang di point 6 dan kualifikasi teknis dan rencana/waktu di point 5 9. EPC mulai mengerjakan proses E-P-C nya yang jauh lebih mendetail daripada saat proposal tadi.

Dalam project management khususnya di industri EPC, terdapat Succes Parameter dan Critical Issue yangterdapat dalam tiap tahapan, berikut adalah success parameter dan criticall Issue dalam Industri EPC

Tahapan

Succes Parameter y save, enviromentally frienly y y y y available material constructable spec/drawing defined testtable operable maintanable expandable systematic on schedule within budget

Critical Issue y incomplete soil investigation data y y engineered equipment deliverable approval

Engineering

y y y y y y

y y

fit to spec / drawing inspection and test are defined

y y y

long lead items letter of credit (migas) inspection / certification

y Procurement

documentation is detailed y y y

import duties material traceability vendor document

y y

traceable easy and safe for delivery

y y

on schedule within budged

Construction

y

fit to drawing

y

Accessibility to site

y

work plant and schedule are clear

y

change in subsurface condition

y

save enviromentaly friendly

y

chang in season condition

y

inspecton and test are define

y y y

material traceability enviromentally impac interfacing with other facilities

y

documentation is detiled

y y y

traceable on schedule within budged

y y

field changes (migas) inspection and certification

y

handover document is completed

y

completeness of document

y

save and enviromentally friendly

y

avaibility of input material

y y

readlines of users (migas) inspection and certification

Commissioning

y

produce suitable product

y

operable and maintanable

y

on schedule

dari target sukses dan permasalahan yang sering terjadi tersebut maka solusi yang dapat dilakukan yaitu: y y y cordination document control traceability expediting project control (schedule/cost) quality control (QA/QC)

y y y y y

quantity surveyor (variation) contract administration verification of invoice settlement of claims close out report

PERKEMBANGAN INDUSTRI OIL DAN GAS DI INDONESIA

A. Produksi Minyak Produksi Minyak di Indonesia, energi migas masih menjadi andalan utama perekonomian Indonesia, baik sebagai penghasil devisa maupun pemasok kebutuhan energi dalam negeri. Pembangunan prasarana dan industri yang sedang giat-giatnya dilakukan di Indonesia, membuat pertumbuhan konsumsi energi rata-rata mencapai 7% dalam 10 tahun terakhir. Peningkatan yang sangat tinggi, melebihi rata-rata kebutuhan energi global, mengharuskan Indonesia untuk segera menemukan cadangan migas baru, baik di Indonesia maupun ekspansi ke luar negeri. Cadangan terbukti minyak bumi dalam kondisi depleting, sebaliknya gas bumi cenderung meningkat. . Dalam beberapa tahun belakangan ini penyediaan BBM dalam negeri tidak dapat seluruhnya dipenuhi oleh kilang minyak domestik, hampir 20%-30% kebutuhan minyak bumi dalam negeri sudah harus diimpor dari luar negeri. Hal ini menyebabkan kebutuhan impor minyak bumi ini diperkirakan akan terus meningkat seiring dengan pertumbuhan jumlah penduduk yang terus meningkat dan pertumbuhan ekonomi di dalam negeri yang diharapkan semakin membaik ditahun-tahun mendatang. Berikut ini adalah gambar konsumsi minyak bumi di Indonesia.

Gambar 1. grafik perbandingan produksi dan konsumsi energi di Indonesia

Potensi sumber daya minyak dan gas bumi Indonesia masih cukup besar untuk dikembangkan terutama di daerah-daerah terpencil, laut dalam, sumur-sumur tua dan kawasan

Indonesia Timur yang relatif belum dieksplorasi secara intensif. Namun dikarenakan peraturan pemerintah yang menyulitkan investor untuk berinvestasi di Indonesia menyebabkan produksi minyak di Indonesia akan terus mengalami penurunan hingga 2015. Sesuai data yang dimiliki BP MIGAS penurunan jumlah produksi minyak per hari tersebut disebabkan penurunan produksi dari lapangan existing lebih cepat dari perkiraan. Sekitar 90 persen dari total produksi minyak Indonesia dihasilkan dari lapangan yang usianya lebih dari 30 tahun, sehingga dibutuhkan investasi yang cukup besar untuk menahan laju penurunan alaminya. Hal ini juga didukung dengan upaya menahan laju penurunan produksi pada lapangan tua tersebut, yang mencapai 12 persen per tahun, gagal dilaksanakan. Berikut ini perkiraan produksi minyak bumi di Indonesia.

Gambar2. prediksi produksi minyak bumi di Indonesia

Dalam lima tahun terakhir, ladang-ladang minyak Indonesia terus menua. Dengan sistim otonomi daerah yang berjalan sekarang ini, sulit bagi perusahaan minyak asing untuk beroperasi karena berhadapan dengan raja-raja kecil di daerah. Sementara itu, kebutuhan dalam negeri sudah melebihi kapasitas produksi. Pemerintah dalam hal ini Pertamina memang telah memiliki refinery di Pangkalan Brandan, Dumai, Plaju, Balongan, Cilacap, Balikpapan, serta Kasim/Papua. Akan tetapi, beberapa kilang baru perlu dibangun dalam waktu dekat untuk mencukupi permintaan konsumsi dalam negeri yang terus menunjukkan trend meningkat.

B. Produksi Gas Indonesia juga merupakan salah satu negara yang kaya akan gas bumi. Sampai dengan pertengahan tahun 1970-an, gas dianggap bukan sebagai komoditi yang menguntungkan, sehingga hanya digunakan pada kebutuhan yang terbatas. Infrastruktur transmisi dan distribusi gas pada periode tersebut juga terbatas. Seiring dengan kemajuan teknologi dan permintaan gas yang meningkat di pasar dunia, maka eksploitasi gas mulai dilaksanakan dan Indonesia termasuk salah satu eksportir gas terbesar di dunia. Pada industri gas dunia Indunesia menempati peringkat ketujuh dengan mampu memproduksi gas sebesar 112 Tcf pada tahun 2008. Dengan produksi gas tersebut diperkirakan Indonesia mampu menyuplai kebutuhan gas dunia hingga 50 tahun mendatang. Sumber daya minyak dan gas berlokasi di 128 basin yang terbentuk dari endapan diseluruh Indonesia.Hanya 38 basin yang sudah dieksplorasi. Ada 15 basin yang sudah memproduksi hidrokarbon : 3 di bagian Timur Indonesia, bernama basin Salawati dan Bintuni di Papua, dan basin Bula di Maluku. Kedua belas basin lainnya berlokasi di bagian barat Indonesia.Delapan basin memiliki hydrocarbon, namun belum memproduksi.Basin yang lainnya, kebanyakan terletak di sebelah timur Indonesia, sudah dibor namun tidak berujung pada suatu pencarian. Dalam upaya untuk meningkatkan produksi minyak dan gas secara nasional, upaya pemboran baik eksplorasi untuk menemukan cadangan baru maupun pemboran sumur pengembangan atau produksi terlihat kecendrungan meningkat pada periode 2005-2009. Sejak resesi dunia 20082009, pasar gas alam global mengalami penurunan permintaan hampir di seluruh wilayah dunia. Hal ini adalah yang pertama kali terjadi sejak era 1960-an. Kondisi di pasar gas alam dunia memang masih menunjukkan anomali seiring dengan menurunnya permintaan dan ditemukannya sumber gas alam baru non konvensional di wilayah Amerika Serikat. Harga gas alam dunia di pasar spot menunjukkan trend penurunan, sementara harga jual berdasarkan kontrak jangka panjang (sistem yang umum digunakan di Eropa dan Asia) cenderung mengikuti level harga minyak dunia yang kini mencapai kisaran $80 90 per barrel. Sehingga terjadi disperansi harga yang tinggi antara spot dengan kontrak jangka panjang. Berikut ini dapat dilihat untuk perkembangan industri gas alam di dunia.

Gambar3. Perkembangan Terakhir Pasar Gas Alam Dunia (dalam bcm atau tcf)

Walaupun kondisi permintaan diperkirakan masih akan lemah, pasokan infrastruktur gas alam akan terus meningkat dalam beberapa waktu mendatang. Hal ini disebabkan baru berjalannya berbagai proyek yang sudah diputuskan untuk dilaksanakan sebelum resesi kemarin terjadi (saat harga minyak bumi melonjak hingga diatas $100 per barrel). Investasi di bidang gas alam umumnya memiliki lead time yang panjang. Sehingga sampai 2015 diperkirakan pasar gas alam dunia masih akan mengalami oversupply. Untuk jangka panjang, permintaan akan energi cenderung akan meningkat dimana 90% dari peningkatan permintaan tersebut akan berasal dari kawasan negara berkembang dengan China, India dan Timur Tengah sebagai penggerak. Khusus untuk gas alam, dalam jangka panjang permintaan diperkirakan akan meningkat secara global hingga tahun 2020. Mengingat perkembangan ekonomi dan teknologi yang akan mendorong banyak pembangkit listrik berbasis BBM dan batu bara untuk beralih memakai gas alam yang dipandang lebih ramah lingkungan. Gas balance disusun sebagai dasar bagi para Stakeholders dalam rangka memberikan gambaran kemampuan pasokan gas bumi di Indonesia. Gas balance ini diharapkan dapat menjadi acuan untuk Rencana Penyediaan Gas Bumi Nasional dalam rangka pemenuhan kebutuhan gas bumi Nasional yang akan memberikan sebesar-besarnya manfaat bagi Negara. Gas balance Bumi Indonesia ini memuat informasi mengenai kondisi ketersediaan dan kebutuhan gas bumi termasuk potensi pasokan dan kebutuhan yang diperlukan bagi Stakeholders dalam perencanaan pengembangan investasi. Gas balance akan menjadi satu-satunya acuan dalam mengetahui tingkat kebutuhan dan melakukan perencanaan pasokan dan kebutuhan gas bumi.

GAS BALANCED INDONESIA 2010-2015

Gambar4. Gas Ballace, exxisting supply+project Suply and contrcted demand until 2015

Gambar5. Gas Ballace, exxisting supply+project Suply and contrcted demand + commited demand until 2015

Potensi gas bumi yang dimiliki Indonesia berdasarkan status tahun 2008 mencapai 170 TSCF dan produksi per tahun mencapai 2,87 TSCF, dengan komposisi tersebut Indonesia memiliki reserve to production (R/P) mencapai 59 tahun. Cadangan gas ini diperkirakan belum akan bertambah kecuali ditemukan cadangan potensial baru. Cadangan besar terakhir yang ditemukan adalah cadangan di lapangan Tangguh. Tidak adanya cadangan potensial ini mempengaruhi aktivitas pengeboran pengembangan dalam beberapa tahun terakhir.

Satuan Dalam Industri Gas Satuan yang umum dipakai dalam industri gas juga spesifik. Volume gas umumnya dinyatakan dengan standard cubic feet (scf), yaitu kondisi standar pada 600 F dan 14,7 psia. Singkatan M mengacu pada nilai 103 ; sedangkan MM, B, dan T mengacu pada nilai 106, 109, dan 1012. Hal ini yang sedikit membedakan antara satuan dalam industri gas dengan satuan SI. Untuk

molar flow, satuan yang biasa dijumpai adalah MMSCF (Million Million Standard Cubic Feet) atau MMSCFD (Million Million Standard Cubic Feet per Day). Satuan umum yang biasa digunakan untuk energi adalah MMBTUD dan BBTU. Sebagai informasi, gas alam tidak dijual berdasarkan nilai volume atau molar flow nya. Gas alam dihargai berdasarkan nilai energi atau Heating Value-nya (US$/MMBTU). Berikut ini adalah beberapa istilah penting yang biasa ditemui dalam pemrosesan gas alam : y Associated gas. Gas alam yang diporoleh dari wells dimana terdapat kandungan crude oil pada sumur tersebut. y Non-Associated gas. Gas alam yang diporoleh dari sumur dimana tidak terdapat kandungan crude oil pada sumur tambang tersebut y Liquified Petroleum Gas (LPG). Produk pengolahan gas alam dengan kandungan utama berupa propana (C3) dan butana (C4) serta sejumlah kecil etana (C2). y Liquified Natural Gas (LNG). Komponen hidrokarbon ringan dari gas alam, dengan kandungan terbanyak berupa metana yang telah dicairkan. y Compressed Natural Gas (CNG). Pengganti untuk bensin, bahan bakar diesel dan bahan bakar propana. CNG ini dipertimbangkan sebagai bahan bakar alternatif yang ramah lingkungan dibandingkan dengan bahan bakar diatas. Lebih ringan dari udara sehingga mudah menyebar dengan cepat ketika bocor ataupun tumpah. Dibuat dengan memberi tekanan pada LNG, di distribusikan menggunakan kontainer (cylindrical atau spherical) dengan tekanan normal 200220 bar. y y Dry Gas. Gas yang mengandung kurang dari 0,1 galon kondensat per 1000 CF gas. Lean Gas. Gas yang sangat sedikit mengandung senyawa propana (C3) dan yang lebih berat dari itu, atau juga termasuk aliran gas yang keluar dari unit absorbsi. y Sales Gas. Gas yang memiliki kualitas yang dapat digunakan untuk konsumsi perumahan atau industri. Memenuhi spesifikasi perusahaan transmisi perpipaan atau perusahaan penyaluran. y Condensate. Fraksi Hidrokarbon cair yang diperoleh dari aliran gas yang memiliki kandungan penting berupa pentane (C5).

SPESIFIKASI MINYAK BUMI

Minyak dan gas bumi merupakan senyawa hidrokarbon, hal ini dikarenakan keduanya mempunyai kompposisi utama hidrogen dan karbon. Pada gas bumi terkandung 65-70%berat karbon, 1-25%berat hidrogen, belerang 0,2%berat, nitrogen 1-15%berat, sedangkan pada minyak mentah 83-87%berat karbon, 11-25%berat hidrogen, 0-6%berat belerang,0-0,7%berat nitogen, 0-0,5%berat oksigen, dan logam 0-0,1%berat. Gas bumi biasanya terdiri dari hidrokarbon alam bertitik didih rendah. Gas bumi dapat terjadi sebagai gas bebas, yang merupakan fasa bebas daripada minyak bumi, umumnya terdapat pada bagian atas reservoir yang terisi minyak bumi maupun terlarut dalam minyak bumi. Metana merupakan hidrokarbon penyusun utama gas bumi. Selain itu terdapat juga etana, propana, butana, pentanan, heksana, dan dalam beberapa kasus tertentu juga hektana, oktana, dan nonana dalam jumlah kecil. Pengotoran dalam gas bumi umumnya disebabkan oleh kadar nitrogen, karbondioksida, hidrogen sulfida, dan juga helium. Kadar karbondioksida dan nitrogen yang tinggi menyebabkan gas tersebut mempunyai nilai yang lebih rendah karena nilai kalorinya menjadi rendah, sedangkan keberadaan hidrogen sulfida menyebabkan gasbumi tidak baik dipergunakan sebagai bahan bakar umum karena bersifat racun dan dapat menyebabkan korosi dalam pipa.

A. Hakekat Kimia Minyak bumi Walaupun minyak bumi terutama hanya terdiri dari dua unsur yaitu hidrogen dan karbon namun kedua unsur ini dapat membentuk berbagai macam senyawa molekuler, baik dengan rantai sederhana, panjang, struktur melingkar, sampai bercabang kompleks. Molekul hidrokarbon pada minyak bumi misalnya normal Parafin, iso-parafin, siklo-parafin, aromatik, nafteno aromatik, hidrokarbon hetero-siklis, dan asfalten. Minyak bumi dapat mengandung unsur oksigen dalam senyawa oksida asam fenol, minyakbumi dari formasi paling muda biasanya mengandung asam yang paling tinggi. Senyawa belerang pada minyak bumi terdapat dalam julah lebih banyak di dalam fraksi molekuler yang lebih tinggi. Sedangkan senyawa nitrogen didapatkan dalam minyak bumi terutama dalam residu

atau molekul berat dan sebagian terdapat pada benzen dan aspalten. Asal nitrogen ini adalah biogenik, misalnya dari protein dan pigmen.

B. Spesifikasi gas Alam Gas alam adalah capuran dari rantai hidrokarbon yang mudah terbakar. Gas alam didominasi oleh metana (CH4) juga termasuk di dalamnya yaitu etana, propane, buatana, dan pentane. Komposisi dari gas alam dapat dilihat pada tabel1 dibawah ini.

Tabel 1. Range Komposisi gas alam

Gas alam yang dikirim pada konsumen adalah metana murni. Komponen utama dari gas alam yaitu metana (CH4), molekul hidrokarbon yang terpendek dan terringan, gas alam juga mengandung gas yang lebih berat seperti etana, propane butane, begitu juga sulfur dalam jumlah yang bervariasi Ummnya, hidrokarbon yang memiliki berat molekul lebih dari metana, karbon dioksida, dan hydrogen sulfida biasanya di pindah dari gas alam dan digunakan sebagai bahan bakar. Bagaimanapun juga karena komposisi dari gas alam tidak pernah konstan, maka selalu ada tes standar yang mana dapat menentukan komposisi dari gas alam. Umumnya Specific grafity dipakai sebagai kaitannya dengan hidrokarbon. Specific grafity adalah bagian dari perbandingan antra berat jenis gas alam dengan air. .

Tabel 2. Specific grafity hidrokarbon gas alam

Pengukuran berat jenis gas alam sendiri relative pada ukuran berat dari hidrokarbon dan bahan kima lainnya pada volume konstan, dan setiap penyusun gas alam memiliki penyusun yang unik tergantung rantai karbonnya

Tabel3. Carbon number dan berat jenis hidrokarbon gas alam

Berat jenis gas yang dibandingkan dengan berat jenis udara adalah berat jenis uap (vapour density) dan hal ini sangat penting dalam karakteristik penyusun gas alam. Sederhananya jika penyusun gas alam lebih ringan daripada udara maka gas alam tersebut akan menghilang di udara, sebaliknya jika lebih berat daripada udara gas alam tersebut akan turun ke permukaan tanah. Dari semua penyusun gas alam, metana adalah gas alam memiliki penyusun berat jenis lebih kecil dari udara.

Tabel 4. Carbon number dan vapour density (relative ke udara = 1.0) dari hidrokarbon gas alam

Pada titik didih, terjadi perubahan zat dari cair menjadi gas. Definisi yang lebih baik untuk titik didih yaitu suhu dimana cairan dan uap (gas) dari suatu substansi dapat menccapai titik kesetimbangan. Dimana bila panas diterapkan pada cairan, temperature dari cairan akan naik sampai mencapai tekanan uap dari cairan yang sama dengan tekanan atmosfir sekitar. Pada kondisi nin tidak ada kenaikan suhu lagi, namun semua energy yang diberikan akan diserap sebagai panas laten penguapan untuk merubah dari bentuk cair menuju bentuk gas.

Tabel 5. Carbon number dan boiling point dari hidrokarbon gas alam

Titik nyala dari produk minyak bumi umumnya digunakan untuk mendeteksi kontaminasi (pembakaran). Titik nyala yang lebih rendah sangat diharapkan untuk suatu produk minyak bumi karena merupakan indicator yang dapat di andalkan bahwa produk tersebut dapat dengan mudah

tekontaminasi dengan lebih mudah menguap. adalah suhu terendah di mana uap minyak bumi dan produknya dalam camprannya dengan udara akan menyala jika dikenai nyala uji (test flame) pada kondisi tertentu.

Tabel 6. Carbon number dan flash point hidrokarbon gas alam

Tabel 7. Property umum gas alam

Dalam kegiatan transmisi dan distribusi gas bumi, nilai kalori (heating value) cukup berperan penting, karena besaran gas yang diukur dalam satuan energi (BTU) sedangkan meter yang digunakan sebagai custody transfer hanya mengukur jumlah volume (SCF / standard cubic feet) yang mengalir. Biasanya, kontrak yang disepakati dalam satuan energy. Secara matematis, jumlah energi diperoleh dengan mengalikan jumlah volume dengan nilai kalorinya.

Energi (BTU) = Volume (SCF) x Heating Value (BTU/SCF) Namun di lapangan, setiap unit meter biasanya terpasang pula unit gas chromatography (GC) online yang dapat menghasilkan data komposisi gas. Kemudian, dengan bantuan flow computer dapat dihitung besaran energi dari sejumlah volume gas yang mengalir melaluinya. Kandungan utama gas bumi adalah Metana. Namun, terdapat pula fraksi lainnya dari C2 (etana, C3 (propana) hingga sampai C11. Nilai kalori merupakan nilai panas yang dihasilkan dari pembakaran sempurna suatu zat pada suhu tertentu. Reaksi pembakaran sempurna hydrocarbon seperti ini: CxHy + (x + y/4) O2 > x CO2 + y/2 H2O Sesuai definisinya, panas pembakaran dihitung seolah-olah reaktan dan hasil reaksi memiliki suhu yang sama. Biasanya kondisi standar yang dipakai untuk perhitungan nilai kalori adalah 25 C dan 1 atm. Seperti kita tahu pada 25 C dan 1 atm H2O memiliki fase liquid, maka perhitungan HHV menganggap H2O hasil pembakaran diembunkan menjadi fase liquid, sehingga selain panas didapat dari pembakaran, diperoleh pula energi dari panas pengembunan H2O. Kalau perhitungan LHV itu menganggap bahwa H2O tetap pada fase gas pada 25 C. Jadi selisih antara HHV dan LHV adalah panas pengembunan H2O pada suhu dan tekanan standar. Untuk gas bumi, nilai kalori biasanya dinyatakan dalam Btu/scf, dan kita tahu bahwa untuk gas mol itu proporsional terhadap volume, jadi untuk gas alam semakin banyak fraksi berat semakin tinggi nilai kalorinya dalam volumetric basis.

BASIC OF METERING SYSTEM

Proses transaksi jual beli minyak mentah merupakan titik kritis yang harus diberi perhatian lebih. Pegertian dari Custody transfer adalah proses jual beli yang harus dinyatakan sah oleh pihak penjual dan pembeli serta pihak-pihak yang terkait. Salah satu syarat Custody

transfer adalah digunakannya alat ukur yang sesuai standar. Pada proses transaksi ini semua pihak yang terlibat harus menyetujui baik dari desain sistem ataupun desain alat ukur yang dipergunakan. Alat ukur yang digunakan selain harus terkalibrasi juga harus memiliki keakurasian dan repeability yang tinggi. Standar yang digunakan dalam transaksi ini American Petroleum Institute (API)

Manual of Petroleum Measurement Standard (MPMS) API MPMS merupakan standar khusus yang mengatur tentang beberapa sistem yang seharusnya digunakan pada industri hidrokarbon. Standar API MPMS 5.8 yang disahkan pada tahun 2005 merupakan bagian dari API MPMS dan didukung dengan beberapa standar lainnya seperti International Organization of Legal

Metrology (OIML) dan (Norsk Sokkels Konkuranseposisjon) NORSOK yang khusus yang menerangkan desain dasar dari sistem yang menggunakan ultrasonic flow meter (UFM) transit time sebagai alat utamanya. Sedangkan di Indonesia ini belum ada standar nasional yang mengatur tentang hal ini. Oleh karena itu perlunya standar nasional yang dapat dijadikan acuan untuk proses custody metering ini.

Tabel8. Syarat Keakurasian Berdasarkan Standar OIML R117 (1997)

Beberapa alat yang pada umumnya digunakan untuk mengukur minyak mentah adalah Turbin Flow meter, coriolis, Positive Displacement (PD) Flow meter dan UFM. Keunggulan UFM dibandingkan dengan flow meter-flow meter tersebut adalah tingkat keakurasian dan repeatibily yang relatif lebih tinggi, mampu digunakan dua arah (bidirectional), mampu bekerja pada beberapa nilai kekentalan, tekanan drop yang rendah dan rentang debit yang lebih lebar, serta minim perawatan. Namun dari segi harga UFM cenderung lebih mahal dari pada flow meter yang lain. Secara garis besar kita mengenal dua macam pengukuran fluida dengan menggunakan metode Custody transfer yaitu secara statik dan secara dinamik. Pengukuran secara statik apabila pengukuran dilakukan terhadap fluida yang tidak bergerak seperti yang banyak dilakukan di tangki-tangki darat atau di tanker. Pengukuran dinamik yaitu pengukuran yang dilakukan terhadap fluida yang bergerak atau yang kita kenal dengan sistem meter. Terdapat beberapa jenis cara metering gas pada transaksi jual beli gas di industri oil dan gas. Semua cara bertujuan untuk mendapatkan hasil yang dapat diandalkan dalam pengukuran

yang dapat dikonversi ke sejumlah uang pada transaksi jual beli minyak dan gas bumi. Pada metering gas pengukuran hanya berdasarkan jumlah volume standar. Tapi jumlah energi akan berbeda sesuai jenis minyak dan gas yang ditransfer. Itulah mengapa saat ini orang menggunakan energi pengukuran sebagai standar untuk membeli dan menjual gas. Ada beberapa jenis metering gas; metering massa, dan metering volume. Dengan

bantuan beberapa standar perhitungan, dapat parameter seperti kepadatan, kompresibilitas, nilai kalor, dll Parameter ini akan membantu dalam menentukan harga minyak atau gas yang diperjualbelikan. Beberapa perhitungan dasar yang digunakan dalam turbin gas dan

sistem metering ultrasonik.

f = frequency kf = k factor (pulse/unit volume) mf = meter factor ctsm = correction factor for pipe expansion caused by temperature cpsm = correction factor for pipe expansion caused by pressure vog = velocity of gas d = pipe diameter L S = Line density = Standard density

GVF = Gross Volume flow rate SVF = Standard Volume flow rate GHV = Gross heating value

KOMPONEN CUSTODY TRANSFER

Berdasarkan dari standar API MPMS 5.8 persyaratan yang harus dipenuhi oleh sebuah sistem pengukur laju alir cairan hidrokarbon menggunakan UFM antara lain: 1. Dalam kasus ini jenis flow meter yang digunakan adalah jenis ultrasonic transit time. yang disusun dengan skema dasar seperti Gambar 1 (flow meter bisa disesuaikan dengan budget dan spesifikasi gas yang ditransferkan).

Gambar6. Desain Skid Standar untuk UFM

2. Sebelum memasuki skid kandungan air pada minyak sebaiknya diminimalisir terlebih dahulu, karena air akan dapat mengurangi keakurasian alat. Besarnya persentase air yang diperbolehkan tergantung pada karakteristik tiap-tiap alat sesuai standart UFM. 3. Desain dari skid juga harus dapat menahan adanya tekanan yang berlebihan yang mungkin ditimbulkan oleh penutupan valve secara tiba tiba, oleh karena itu perlunya

penambahan alat lain untuk melepaskan tekanan yang berlebih tersebut misalnya dapat menggunakan pressure relive valve.

Gambar7. Pressure Relief Valve

4. Untuk sistem yang didesain

bidirectional maka pengkondisian fluida juga harus

diterapkan pada kedua sisinya serta harus dikalibrasi untuk masing-masing arahnya. Jika aliran lebih sering searah maka instrument ukur tekanan,suhu dan densitas harus ditempatkan pada sisi outputnya (downstream). 5. Tekanan harus dijaga agar tetap berada di atas tekanan uap fluida oleh karena itu Kelas,material dan dimensi dari pipa dan sambungan harus menyesuaikan dengan kondisi fluida. 6. Harus diperhatikan juga efek korosi dan erosi yang mungkin ditimbulkan akibat adanya pengotor dalam fluida salah satunya H2S, H2O, dan lainnya. 7. Maksimum viskositas, maksimum dan minimum suhu ambient harus diperhitungkan agar sesuai dengan karakteristik alat. 8. Mempertimbangkan terjadinya penumpukan lilin (wax). Apabila dibandingkan dengan Turbin flow meter atau PD flow meter UFM lebih tidak terpengaruh terhadap akumulasi lilin ini. 9. Memperhatikan tipe prover dan metode proving. Prover merupakan sebuah alat untuk kalibrasi flow meter. Prover yang digunakan dapat berupa ball prover, compact prover atau master meter. Ball prover memiliki dimensi yang besar dan kuantitas debit terukur yang lebih besar. Namun tipe ini tidak portable dan tidak dapat dipindah-pindahkan. Sedangkan Compact prover memiliki desain yang lebih portable sehingga mudah untuk dipindahkan. Ukuran Compact prover yang ada dipasaran hanya sebesar 16 inch, sehingga hanya cocok untuk mengukur UFM yang memiliki

diameter sama atau lebih kecil dari 16 inch. Master Meter merupakan Flow meter yang didedikasikan hanya untuk mengkalibrasi flow meter yang lain. Untuk menjamin keakuratan, Master meter ini sebelumnya sudah terkalibrasi secara sistem dengan ball prover atau compact prover. 10. Perlunya sistem antar muka dengan sistem lain karena pada umumnya sistem metering terkait dengan proses yang menyertainya. Pada sistem pipeline pada umumnya sudah terintegrasi dengan SCADA atau Supervisory Control and Data Acquisition. 11. Penginstalan komponen dan instrument pendukung harus sesuai dengan standar yang ada. 12. Perlunya pengkondisian aliran fluida dengan menggunakan flow conditioning untuk mengurangi terjadinya olakan (swirl) yang dapat mengurangi keakurasian alat dengan cara penambahan pipa lurus (spool) sebelum masuk dan sesudah keluar flow meter. 13. Pressure /Flow Control Valve harus diletakkan pada sisi outlet (downstream) dari flow meter sehingga tidak menyebabkan perubahan pola aliran, dan tekanan di dalam flow meter. Drain/Vent valve yang dipasang diantara flow meter dan prover harus dilengkapi dengan double block and bleed valve untuk mencegah terjadinya kebocoran. 14. Peralatan elektronik pendukung seperti Flow computer, power supply dan alat lainnya harus dipasang pada tempat yang terlindung. Pengolahan data serta perhitungan pada sistem meter menggunakan flow

computers,GeoFlow dan Geoprov. Perhitungan volume dilakukanoleh flow computer secara otomatis selama proses penyerahan berlangsung. Flow computer menerima inputinput dari lapangan seperti dari meter turbine, sensor temperature dan pressure, dan density meter. Flow computer dilengkapi dengan totalizer, juga ada output ke remote totalizer atau ke ticket printer.

Gambar7. Flow Computer

15. Sinyal pada UFM dan pada koneksinya harus terlindungi dari gangguan electromagnetic Interverence (EMI). 16. Untuk menjaga kelangsungan pengukuran diperlukan sebuah Uninterruptable Power Supply (UPS) sebagai tenaga cadangan. 17. Untuk memantau dan mengontrol proses penyerahan minyak serta mendistribusikan data yang diperoleh diperlukan suatu Supervisory Computer. FSO X dilengkapi dengan dual system (redundancy) Supervisory Computers yang berada di Local Control Room dan Central Control Room.

Gambar8. Supervisory Computer

18. Meter factor didapatkan dari hasil pembandingan (proving) antara UFM dengan Prover. Proses pembandingan ini harus dilakukan saat sistem berjalan pada kondisi stabil (steady). Perbandingan ini disebut sebagai K faktor dimana menyatakan banyaknya pulsa per satuan volume aliran (seperti 265 Pulsa/Barrel). K factor ditentukan oleh pabrik pembuat dengan mensimulasikan volume aliran dan mencatat jumlah pulsa persatuan volume aliran. (K = n/v) 19. Pada saat pembandinga Prover dan UFM harus dipasang secara seri dengan kondisi aliran yang sama. Berdasarkan API MPMS 4.8 hasil perbandingan repeatability antara UFM dan prover seharusnya pada 5 kali percobaan tidak melebihi 0.05%.

20. Beberapa hal yang harus diperhatikan pada software pengukur atau pengontrol adalah pengaturan nilai pulsa, zeroing, serta metode koreksi. Performa Ultrasonic flow meter yang ada dipasaran adalah sebagai berikut: Akurasi : 0.1% sampai dengan 3%

Repeatability : < 0.02% sampai dengan 1% Uncertainty : < 0.027% sampai dengan 3% Tekanan Operasional maks : Suhu 3000 psig

: -300 F sampai dengan 500 F : Minyak mentah, Ethane, Gasoline, LPG

Jenis Fluida Densitas

: 0.04 lb/ft3

sampai dengan 93.6 lb/ft3 Viskositas Debit aliran : 0.1 cSt sampai dengan 650 cSt : 458.6 barel per jam sampai dengan 171429 barel per jam.

Berikut ini tabel flow range untuk flow meter dengan pipa 6 dan 12.

Tabel 9. flow range untuk flow meter dengan pipa 6 dan 12

21. Sistem harus dijaga kestabilannya dengan tetap menjaga keamannya, dan memungkinkan untuk diaudit secara berkala.

Sumber Saeid Mokhatab, HANDBOOK OF NATURAL GAS TRANSMISSION AND PROCESSING James G. Speight, Ph.D., D.Sc.NATURAL GAS A BASIC HANDBOOK M. Imam Sudrajat, KAJIAN CUSTODY TRANSFER MINYAK MENTAH PADA PIPELINE DENGAN MENGGUNAKAN ULTRASONIC FLOW METER BERDASAR STANDAR API MPMS 5.8 Biro Riset "LM FEUI ,ANALISIS INDUSTRI MINYAK DAN GAS DI INDONESIA: Masukan bagi Pengelola BUMN Saryono Hadiwidjoyo, LONGTERM INFRASTRUCTURE DEVELOPMENT PLAN TO MEET DOMESTIC GAS DEMAND David Morrison, MANAGING INDONESIAS GAS SUPPLY AND DEMAND - AN EXTERNAL PERSPECTIVE Andang, PROJECT MANAGEMENT FOR EPC Training 1