PENGENALAN INDUSTRI EPC

5/7/2018 PENGENALAN INDUSTRI EPC - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/pengenalan-industri-epc 1/26

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 dipatuhi5. 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 Critical Issue

Engineering

y save, enviromentally

frienly

y available material

y constructable

y spec/drawing defined

y testtable

y operable

y maintanable

y expandable

y systematic

y on schedule

y within budget

y incomplete soil

investigation data

y engineered equipment

y deliverable approval

Procurement

y fit to spec / drawing

y inspection and test are

defined

y documentation is

detailed

y traceable

y easy and safe for

delivery

y on schedule

y within budged

y long lead items

y letter of credit

y (migas) inspection /

certification

y import duties

y material traceability

y vendor document

Construction y fit to drawing y Accessibility to site



y work plant and

schedule are clear

y save enviromentaly

friendly

y inspecton and test are

define

y documentation is

detiled

y traceable

y on schedule

y within budged

y change in subsurface

condition

y chang in season

condition

y material traceability

y enviromentally impac

y interfacing with other

facilities

y field changes

y (migas) inspection and

certification

Commissioning

y handover document is

completed

y save and

enviromentally

friendly

y produce suitable

product

y operable and

maintanable

y on schedule

y completeness of

document

y avaibility of input

material

y readlines of users

y (migas) inspection and

certification

dari target sukses dan permasalahan yang sering terjadi tersebut maka solusi yang dapat

dilakukan yaitu:

y cordination document control traceability

y expediting project control (schedule/cost)

y quality control (QA/QC)



y quantity surveyor (variation)

y contract administration

y verification of invoice

y settlement of claims

y 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 2008±2009, 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 600F 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 N on-Associated gas. Gas alam yang diporoleh dari sumur dimana tidak terdapat

kandungan crude oil pada sumur tambang tersebut

y Liquified Petroleum Gas ( L PG). Produk pengolahan gas alam dengan kandungan utama

berupa propana (C3) dan butana (C4) serta sejumlah kecil etana (C2).

y Liquified N atural Gas ( LN G). Komponen hidrokarbon ringan dari gas alam, dengan

kandungan terbanyak berupa metana yang telah dicairkan.

y C ompressed N atural Gas ( CN G). 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 200±220 bar.

y Dry Gas. Gas yang mengandung kurang dari 0,1 galon kondensat per 1000 CF gas.

y 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 C ondensate. 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. C arbon 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. C arbon 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. C arbon 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. C arbon 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 ) onlineyang 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 ²±> 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 kaloriadalah 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.O

leh karena itu perlunya standar nasional yang dapat dijadikan acuanuntuk proses custody metering ini.



Tabel8. Syarat Keakurasian Berdasarkan Standar OIM L 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 = Line density

S = 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). A pabila 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 input-

input 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 C omputer



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 C omputer

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 O perasional maks : 3000 psig

Suhu : -300 F sampai dengan 500 F

Jenis Fluida : Minyak mentah, Ethane, Gasoline, LPG

Densitas : 0.04 lb/ft3

sampai dengan 93.6 lb/ft3

Viskositas : 0.1 cSt sampai dengan 650 cSt

Debit aliran : 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, ³HA NDBOOK OF NATUR AL GAS TR A NSMISSIO N A ND PR OCESSING´

James G. Speight, Ph.D., D.Sc.´NATUR AL GAS A BASIC HA NDBOOK´

M. Imam Sudrajat, ³K AJIA N C USTODY TRA N SFER MINYAK MENTAH PADA PIPE L I N E

DENGA N MENGGUNAK A N ULTR ASO NIC F LOW METER BERDASAR STA NDAR

API MPMS 5.8´

Biro Riset "LM FEUI ,´A NALISIS INDUSTRI MINYAK DA N GAS DI INDO NESIA:

Masukan bagi Pengelola BUMN ³

Saryono Hadiwidjoyo, ³LO NGTERM INFR ASTRUCTURE DEVELOPMENT PLA N TO

MEET DOMESTIC GAS DEMA ND´

David Morrison, ³MA NAGING INDO NESIA¶S GAS SUPPLY A ND DEMA ND - A N

EXTERNAL PERSPECTIVE´

Andang, ³PR OJECT MA NAGEMENT FOR EPC ± Training 1´

Documents

PENGENALAN INDUSTRI EPC