Analisa Gas Dehydration, Glycol Regeneratio, dan Condesate Process PT. PHE WMO Pertamina hulu energi west madura offshore

HALAMAN PENGESAHAN LAPORAN KERJA PRAKTEK

PROSES PROSES GAS DE DE HYDR ATI ON, GLYCOL GLYCOL RE GE NER ATI ON DAN CONDESAT CONDESATE E PROCESS PROCESS ONSHRE NSHRE RE CEI VI NG FACI LI TY (O (ORF ) UNI UNI T PT. PERTAMINA HULU ENERGI WEST MADURA OFFSHORE GRESIK 

Diajukan guna memenuhi persyaratan telah menyelesaikan Kerja Praktek (KP) TA. 2016/2017 2016/2017 PT. Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore, Offshore, Di Onshore Receiving Facility (ORF) Unit Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknik, Universitas Proklamasi 45 Yogyakartaa Di susun Oleh :

Hendri Anur : 14.420.4100.833 14.420.4100.833 Gresik, 17 Juli 2017 Di Setujui Oleh ; Pembimbing Lapangan

Koordinator Kerja Praktek

PT. PERTAMINA PHE WMO

Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta

(Suyanto)

(Sri Haryono, ST., M.T)

i

KATA PENGANTAR

Segalapuji dan syukur kami panjatkan kehadirat Allah SWT, atas rahmat dan hidayah-Nya sehingga kami dapat menyusun laporankerja praktek dengan judul “Glycol Analysis On Gas Production Process Process Onshore Receiving Facility (Orf) Unit ” ini tepat pada waktu yang telah di tentukan. Pada kesempatan ini kami ingin sekali mengucapkan banyak terima kasihke  pada : 1. Ir.Bambang Irjanto,MBA selaku Rektor UP’45 Yogyakarta. 2. Aisah indah Irmayah, ST.,M.T ST.,M. T selaku Dekan Fakultas Teknik UP’45 Yogyakarta. 3. Wira Widyawidura,S.Si.,M.Eng selaku Ketua Jurusan Teknik Perminyakan. 4. Sri Haryono,ST selaku koordinator kerja praktek yang telah memberikan  petunjuk dalam membuat laporan. 5. Drs. Edi Purwaka, M.T., selaku Dosen pembimbing aka demik. 6. Guruh Satya R.selaku pembimbing lapangan selama kami melaksanakan kerja  praktek di PT. Geo DipaEnergi DipaEnergi Unit Dieng. 7. Semua pihak dan jajaran staf PT. Geo Dipa Energi Unit Dieng yang telah  banyak membantu pelaksanaan kerja praktek. 8. Rekan-rekan mahasiswa angkatan 2013 yang sudah banyak memberi semangat demi terselesaikannya laporan ini. 9. Semua pihak yang telah ikut terlibat dan membantu dalam pen yusunan laporan kerja praktek ini. Penyusun menyadari bahwa laporan kerja praktek ini masih belum sempurna, oleh karena itu penyusun mengharapkan adanya kritik dan saran yang  bersifat membangun untuk memperbaiki laporan kerja praktek ini. Akhir kata kata kami  berharap semoga laporan kerja praktek ini dapat berguna bagi kita semua dan membantu dalam proses belajar –  belajar –  mengajar.  mengajar. Gresik, 17 Juli 2017

ii

ABSTRAK

Indonesia Merupakan Saalah satu negara penghasil Minyak dan Gas terbesar di dunia. Salah satu perusahaan yang menggelolah Minyak dan Gas bumi di indnodesia adalah PT. Pertamian Hulu Energi West Madura Offshore yang memiliki wilayah kerja di bangian barat pulau madura. PHE WMO Menghasillkan Tiga produk Yaitu Crude Oil, Sales Gas dan Condesate, Crode Oil yang di hasilkan dari Offshore di Proses Secara langsung sedangkan Gas di alirkan ke Onshore Receiving Facilytiy (ORF) untuk untuk di proses lebih lanjut. Di ORF ORF terjadi Proses Gas Dehydration , Glycol regeneration, dan Condesate Proses, Pada Gas Deyhdration  proses menggunakan metode Liquid Desiccants yaitu menggunakan Glycol untuk mengikat kandungan uap air dalam gas. Glycol dapat di regenerasi sehingga dapat di gunakan untuk Proses Produksi Kembali. Analisa yang di gunakan untuk menegetahui kwalitas produk Sales Gas, Condensate dan juga untuk Mengetahui efektifitas Glycol pada Proses Produksi yang di lakukan Oleh departemen Laboratorium yang meliputi menganalisa kandungan H2S dan H2O dalam sales gas, Untuk Nallisa Glycol meliputi analisa PH, Water Content,Foam Test,hydrocarbon dan untuk nalisa Condesate meliputi API Gravity, Pour/cloud Point, RVP dan BS&W. Dari masing-masing Analisa di dapat kandungan H2S dan H2O yang sesuai dengan kesepakatan Antara PHE WMO dengan Pelanggan, Glycol Dehydration, Sedangakan Untuk Condesate dari hasil nalisa di Ketahui bahwa Condensate memenuhi Kreteria aman untuk keperluan transportasi, dan kwalitas Yang cukup baik.

iii

DAFTAR ISI HALAMAN PENGESAHAN ................................... ......................................................... ............................................. ....................... i KATA PENGANTAR ........................................ .............................................................. ............................................ ............................. ....... ii ABSTRAK ........................................... ................................................................. ............................................ ........................................... ..................... iii DAFTAR ISI ............................................ .................................................................. ............................................ ....................................... ................. iv DAFTAR GAMBAR ................................................. ....................................................................... ......................................... ................... viii DAFTAR TABEL .......................................... ................................................................ ............................................ ................................ .......... ix ix BAB 1 ............................................ .................................................................. ............................................ ............................................. ............................. ...... 1 PENDAHULUAN.................................................. ......................................................................... ............................................. ......................... ... 1 1.1. 1.1. Latar Belakang ............................................... ..................................................................... ............................................ ...................... 1 1.2 Permasalahan Permasalahan ..................................... ........................................................... ............................................ .................................... .............. 2 1.3 Maksud dan Tujuan ............................................ ................................................................... ........................................ ................. 2 BAB II ........................................... ................................................................. ............................................ ............................................. ............................. ...... 4 TINJAUAN PUSTAKA ............................................ .................................................................. ............................................ ...................... 4 2.1 PT. Pertamina Hulu Enrgi Wset Madura Offshore................................. ................................. 4 2.2 Sejarah PT. Pertamina Hulu Energi West madura Offshore ................. 6 2.3 Managament Managament PT. PHE WMO ............................ .................................................. ........................................ .................. 6 2.3.1 Profile Perusahaan............................................ ................................................................... .................................... ............. 6 2.3.2 Visi dan Misi Perusahaan........................................ Perusahaan.............................................................. ............................. ....... 7 2.3.3 Logo Perusahaan..................... Perusahaan........................................... ............................................. ........................................ ................. 7 2.4 Steruktur Organisasi........................................... .................................................................. ........................................ ................. 8 2.5 Tata Letak Lokasi .............................................................. .................................................................................... ......................... ... 8 2.6 Penghargaan Penghargaan ......................................... ............................................................... ............................................ ................................. ........... 9 2.7 Fasilitas Produksi ............................................ .................................................................. .......................................... .................... 12

ccei ver  ver ........................................... 2.7.1 Pi g R ecce ................................................................. ............................................ ........................ 12 2.7.2 Slug Catcher ............................... ...................................................... ............................................. .................................. ............ 13 2.7.4 Glycol Contactor ........................ ............................................... .............................................. .................................. ........... 15 2.7.5 TEG Regeneration Regeneration Unit (TGRS) ........................................... ....................................................... ............ 17 2.8. Condesate Flare Drum ............................ .................................................. ............................................. ........................... .... 21 2.8.1 Condesate Heat exchanger (E-206) .......................................... .................................................. ........ 22 2.8.2 Condensate Heater (E-201) ............................................ ................................................................ .................... 22 2.8.3 Degesser (V-203) ........................................... .................................................................. ...................................... ............... 23

iv

2.8.4 Condensate transfer transfer pump (P-203 A/B ............................................ ............................................ 23 2.8.5 Condesate Tank (T-201 A/B) ............................. ................................................... ............................... ......... 23 2.9 Metring Gas .......................................... ................................................................ ............................................ ............................... ......... 24 2.10 Flare KO Drum (V-204) .......................................... ................................................................. ............................... ........ 25 2.10.1 HP KO Drum (V-232) ...................................................... ...................................................................... ................ 25 2.10.2 HP KO Pump (P-232) ............................. ................................................... .......................................... .................... 25 2.10.3 Flare KO Condesate Pump .......................................... .............................................................. .................... 26 2.10.4 Flare System Package (U-200) ......................................... ......................................................... ................ 26 2.10.5 Fire water Pump (P-210 A/B) .......................................... .......................................................... ................ 26 2.10.6 Well water Pump ............................................ ................................................................... .................................. ........... 26 2.10.7 Diesel Stroge tank (T-202)............................................ ................................................................ .................... 26 2.10.8 Diesel Transfer Pump (P-204) ................................................ ......................................................... ......... 26 2.10.9 Utilly Air Reciever (V-208) .............................................. .............................................................. ................ 27 2.10.10 Brun Pit (M-203) ........................................... .................................................................. .................................. ........... 27 2.10.11 Slop Oil Pump ............................................... ...................................................................... .................................. ........... 27 2.10.12 API Skimmer ............................................ ................................................................... ...................................... ............... 27 2.11 Produk PT. PHE WMO ........................................... .................................................................. ............................... ........ 27 2.11.1 Sales Gas ........................................... ................................................................. ............................................ ........................... ..... 27 2.11.2 Minyak ....................... ............................................. ............................................ ............................................ ........................... ..... 28 2.11.3 Condesate ............................................. ................................................................... ............................................ ........................ 28 2.12 Kesehatan dan keselamatan keselamatan Kerja ........................................ ........................................................ ................ 29 BAB III .......................................... ................................................................ ............................................ ............................................. ........................... .... 32 PROSES PROSUKSI .............................. .................................................... ............................................ ...................................... ................ 32 3.1 Peroses Produksi........................................... ................................................................. ............................................ ........................ 32 3.2 Dehidrasi Gas ............................................ .................................................................. ............................................ ........................... ..... 32 3.3 Condensate Process ......................................... ............................................................... .......................................... .................... 33 3.4 Regenerasi Regenerasi glycol ..................................................... ........................................................................... .................................. ............ 34 3.5 Diagram Alir Prosess .............................................. ..................................................................... .................................. ........... 36 3.6 Pengelolahan Limbah.......................................... ................................................................. ...................................... ............... 36 3.6. 1 Fire Water System .................................................. ......................................................................... ........................... .... 37 3.6.2 Instrument Instrument Air System ............................. ................................................... .......................................... .................... 38 3.6.3 Power Generation and Distribution System ..................................... ..................................... 38

v

3.6.4 Closed Drain System............................................ ................................................................... ............................... ........ 39 BAB IV ........................................................ ............................................................................... .............................................. .................................. ........... 40 HASIL ANALISA ............................................................ ................................................................................... ................................... ............ 40 4.1 Hasil Analisa ................................................ ....................................................................... ............................................. ........................ 40 4.2 Analisis Reid Vapor Pressure (RVP) ASTM D-323 .......................... ............................... ..... 41 4.3 Analisis pH Glycol ASTM D-1293 ........................................... ........................................................... ................ 41 4.4 Analisis Kandungan H2O Pada Pada Glycol ASTM D-4237 ....................... ......................... 42 4.5 Analisis Foam Test ASTM D 1881-97.......................................... ...................................................... ............ 43 4.6 Analisis Kandungan H2S dan H2O .................................................... ......................................................... ..... 43 4.7 Analisis Kandungan Hidrokarbon dan Glycol ....................................... ....................................... 44 4.8 Analisi API Gravity ASTM D-287 ................................. ....................................................... ........................... ..... 45 4.9 Analisis Basic Sediment and Water (BS&W) ............................. ......................................... ............ 46 4.10 Analisis Chloride (CI2) pada H2O......................................... ......................................................... ................ 46 BAB V ................................. ....................................................... ............................................ ............................................. ...................................... ............... 48 PEMBAHASAN ......................................... ............................................................... ............................................. ................................... ............ 48 5.1 Analisa lean glycol dan rich glycol ........................................... ........................................................... ................ 48 5.1.1 Analisa pH pada Lean glyclo dan Reach Glycol .............................. .............................. 48 5.1.2 Analisa Kandungan Air pada lean glycol dan Rich Glycol ............ 49

glycoll dan Rich 5.1.3 Analisa kandungan Hidrocarbon dalam L ean glyco Glycol 51 5.1.4 Foaming test pada lean l ean dan rich glycol ........................................ ............................................ .... 52 5.2 Uji Kandungan H2S dan H2O dalam Sles Gas ........................................ ........................................ 53 5.2.2 Analisis Moisture Content dalam Sales Gas .................................... .................................... 55 5.3 Uji Pada Condesate ......................................... ............................................................... .......................................... .................... 57 5.3.1 Reid Vapour Pressure (RVP) ASTM D-323 ..................................... ..................................... 57 5.3.2 Analisa Basic Sediment and Water (BS&W) ASTM D-4007 (D96,D-1796)............................................................... ..................................................................................... ...................................... ................ 58 5.3.3 Analisa API gravity (ASTDM D-287) ............................... ............................................... ................ 60 5.3.4 Analisa Automatic Pour Point Compratour (ASTMD-97) ............. 61 BAB VI ........................................................ ............................................................................... .............................................. .................................. ........... 63 PENUTUP ............................................ .................................................................. ............................................ .......................................... .................... 63 6.1 Kesimpulan ........................................... ................................................................. ............................................ ............................... ......... 63 6.2 Kesimpulan kerja Praktek ................................................... ....................................................................... .................... 64

vi

DAFTAR PUSTAKA ......................................... ............................................................... ............................................ ........................... ..... 65

vii

DAFTAR GAMBAR

Hal Gambar 2.1 Logo PHE WMO............................................. .................................................................... .................................... ............. 7 Gambar 2.2 Struktur Organisasi .......................................... ................................................................. .................................... ............. 8 Gambar 2.3 Layout Field Produksi PT. PHE WMO ............................................. ............................................... .. 9 Gambar 2.4 Pig Receiver ....................................................... ............................................................................. ............................... ......... 12 Gambar 2.5 Slug Catcher (V-502) .................................. ........................................................ ...................................... ................ 13 Gambar 2.6 Gas Scubber (V-202).......................................... ................................................................. ............................... ........ 14 Gambar 2.7 Gas Scubber (V-202).......................................... ................................................................. ............................... ........ 15 Gambar 2.8 Glycol Contactor (V-211) ............................................. ................................................................. .................... 16 Gambar 2 9 Glycol Gl ycol Contactor (V-231) .......................................... ................................................................. ....................... 16 Gambar 2.10 TGRS 1........................................... ................................................................. ............................................ ........................... ..... 17 Gambar 2.11TGRS 2............................................ .................................................................. ............................................ ........................... ..... 18 Gambar 2.12 Flare............................................ .................................................................. ............................................ ............................... ......... 21 Gambar 2.13 Condesate Flash Drum .................................................... .................................................................... ................ 21 Gambar 2. 14 Condesate heat exchanger .......................................... .............................................................. .................... 22 Gambar 2.15 Condesate Heater.............................................. Heater..................................................................... ............................... ........ 22 Gambar 2.16 Degesser ........................................................... ................................................................................. ............................... ......... 23 Gambar 2 17Condesate Transfer Pump ..................................... ........................................................... ........................... ..... 23 Gambar 2.18 Condesate Tank ............................................. .................................................................... .................................. ........... 24 Gambar 2.19 Gas Matering .................................. ........................................................ ............................................. ........................... .... 24 Gambar 2.20 Flare KO Drum............................................................ Drum................................................................................ .................... 25 Gambar 2.21 HP KO Drum (V-232) .......................................... ................................................................. ........................... .... 25 Gambar 2.22 HP KO Pump (P-232) ............................................................ ..................................................................... ......... 26 Gambar 2.23 Brun Pit .......................................... ................................................................ ............................................ ........................... ..... 27 Gambar 2.24 Struktur Control Of Work (CoW) ........................................... ................................................... ........ 31 Gambar 3.1 Process Flow diagaram TGRS-1 ................................ ...................................................... ........................ 35 Gambar 3.2 Diagaram Dia garam Alir Proses Produksi ORF PT.PHE WMO ....................... ....................... 36 Gambar 4.1 Analisis Analis is Reid Vapor Pressure (RVP) ASTM D-323 ......................... ......................... 41 Gambar 4.2 pH Meter M eter .......................................... ................................................................ ............................................ ........................... ..... 42 Gambar 4.3 Karl Fisher ............................................ .................................................................. ............................................ ........................ 42 Gambar 4.4 Analisis Foam Test .......................................... ................................................................. .................................. ........... 43 Gambar 4.5 Gastec ........................................... ................................................................. ............................................ ............................... ......... 44 Gambar 4.6 Rangkaian Alat Distilisi ............................................. .................................................................... ....................... 45 Gambar 4.7 Analisis API Gravity Gravit y ........................ .............................................. ............................................. ........................... .... 45 Gambar 4.8 Analisis Analis is Basic Sediment dan Water ................................... .................................................. ............... 46 Gambar 4.9 Analisis Chloride (Cl2) pada H2O ............................................ ..................................................... ......... 47

viii

DAFTAR TABEL

Hal Tabel 2.1 Parameter Param eter Pig Receiver (M-201) ......................................................... ........................................................... 12 Tabel 2.2 Parameter Param eter Pig Receiver (M-221) ......................................................... ........................................................... 12 Tabel 2.3 Spesifikasi gas jual yang di terima oleh PT.PJB dan PT.PGN ............. ............. 28 Tabel 5.1 hasil Analisa pH pada lean glycol dan Reach glycol ............................ ............................ 48 Tabel 5.2 hasil Analisi kandungan air pada lean glycol gl ycol dan rich glycol............... 50 Tabel 5.3 hasil analisis kandungan hidrocarbon pada lean glycol dan rich glycol 51 Tabel 5.4 Hasil Foaming test Pada Lean Glycol dan Rich Glycol........................ Glycol........................ 52 Tabel 5.5 hasil Pengukuran kandugan H 2S dal msales Gas .................................. .................................. 54 Tabel 5.6 Hasil Pengukuran Moisture Content dala m Sales gas .......................... 56 Tabel 5.7 Hasil analisa Moisture Content dalam sales Gas menggunakan Chanscope II Dew Point Tester............................ Tester.................................................. ............................................. ........................... .... 57 Tabel 5.8 Hasil Analisa RVP ................................... ......................................................... ............................................. ....................... 58 Tabel 5.9 Hasil analisa BS&W ........................................... .................................................................. .................................. ........... 60 Tabel 5.10 Hasil Analisa API Gravity ......................................................... .................................................................. ......... 61 Tabel 5.11 Hasil Analisa pour point dan Cloud point Condesate ........................ .......................... 62

ix

BAB 1 PENDAHULUAN 1.1. Latar Belakang

Indonesia Merupakan salah satu Negara Penghasil Minyak dan Gas bumi terbesar di dunia. Salah satu perusahaan yang menglolah minyak dan gas bumi di indonsia adalh PT. Pertamina Hulu Energi West  Madura   Madura Offshore yang Offshore yang memiliki Wilayah Kerja di Bagian barat pulau madura. PT.PHW WMO memiliki dua  Platfrom untuk  Platfrom untuk mengelolah minyak bumi yaitu Central Prosecing Platfrom (CPP) Platfrom (CPP) dan  Poleng Processing Platfrom  Platfrom  (PPP). Minyak yang telah di olah dari kedua  Platform tersebut  Platform tersebut akan di Kirim ke Floading ke Floading Storage Offloading  Offloading (FSO) (FSO) kemudian di jual dan di Proses lebih lanjut di Pertamina Refinery Pertamina  Refinery Unit.  Unit. Sedangkan gas alam yang di hasilkan dari dari CPP maupun PPP di di kirimkan ke Onshore Receiving facilty (ORF) melalui Pipa 14’’ dan Pipa 16’’. Proses yang terjadi di ORF adalah Proses dehidrqasi gas yang di Proleh dari Offhore  Offhore  supaya di dapatkan Gas kering ( Dry Gas) Gas) sesuai dengan Spesifikasi konsumen. Proses dehidrasi gas bertujuan untuk Mengurangi kadar air dalam gas. Air merupakan komponen utama dalam gas yang merugikan proses Produksi. karena dapat membentuk hidrat yang bisa menyumbat maupun memperkecil diameter Pipa. Ada beberapa Metode Yang dapat di gunakan untuk dehidrasi gas dalam Skala industri, yaitu penyerrapan air dalam  glycol , Proses Absorsi Proses  Absorsi air  air oleh solid, dan pendingan langsung. PT. PHE WMO menggunakan Metode Absorbsi dengan glycol, glycol yang di pilih menjadi Absorbsi adalah triethlylene glycol (TEG) TEG yang telah menyerap air dapat di regenerasi kembali sehingga glycol dapat di gunakan kembali pada proses dehidrasi gas. Dan gas yang telah di kontakkan dengan TEG akan menjadi

dry gas (gas dengan sedikit kandungan kandungan air) dan

kemudian di distribusikan ke konsumen. Selain gas Alam, PHE WMO ORF juga dapat menghasilkan condesate, condesate, Condesate  Condesate  adalah liquid yang di hasilkan dari proses kondesasi gas alam. Condesate ini Condesate ini terbentuk akibat adanya tekanan tinggi oleh kompresor ketika akan di alirkan ke ORF atau dapat terbentuk akibat adanya kondesasi. Condesate yang Condesate yang 1

di oleh di ORF kemudian di simpan dalam tangki Penampung. Apabila tangkio tersebut telah memenuhi kouta maka akan di aluirkan melaluiu pipa ke pelabuhan kemudian melalui tangker untuk di akngkut ke FSO. Oleh karna itu di lakukan analisa pada glycol untuk mengetahui kwalitas dan efektivitas dari Glycol yang di gunakan dalam proses Produksi. Sales gas (Gas gas (Gas yang di Jual) di lakukan analisa kandungan H2S dan moistrue Sebagai monitoring harian untuk menjaga kwalitas dari gas yang di hasilkan dari PHE WMO . selain analisa Moisture di lakukan jugak analisa Condesate  Condesate  yang di hasilkan dari ORF untuk mengetahui kwalitas condensate serta condensate serta hal-hal yang menyakut keaman ketika berada dalam Proses tranportasi.

1.2

Permasalahan

Permasalah dalm Kerja Praktek ini adalah : 1.

Bagaimana analisa  glycol   di PT. Pertamina hulu energi west madura offshore..?

2.

Bagaimana analisa H2S dan Moisture Conten yangb terkandung dalam sales Gas di PT. Pertamina hulu energi west madura offshore..?

3.

Bagaimana Anilsa Condensate yang di lakukan di PT. Pertamina hulu energi west madura offshore..?

1.3 Maksud dan Tujuan

Maksud

di

laksanakanya

Kerja

Praktek

ini

adalah

untuk

mengimplementasikan ilmu yang di dapat dari banku kuliyah kedalam duniua industri agar tercipta kesesuian antra teori dengan pelaksanaanya di lapangan. Sedangkan Tujuan di laksanakannya kerja Praktek ini adalah : 1.

Untuk memperoleh Pemahaman yang nyata dan Terarah mengenai dunia kerja yang sesungguhnya.

2.

Untuk menumbuhkan dan Menciptaka Polafikir konstruktif dan berwawasan  bagi mahasiswa dan dunia kerja.

2

3.

Untuk mewujudkan kepedulian dan Partisipasi industri untuk ikut memberikan kontribusi pada sistenm pendidikan Nasional.

4.

Untuk Mengetahui Analisa-analisa yangdi lakukan PT. Pertamina hulu energi west madura offshore dan mengetahui Produk-Produk yang di hasilkan di PT. Pertamina hulu energi west madura offshore.

3

BAB II TINJAUAN PUSTAKA

2.1

PT. Pertamina Hulu Enrgi Wset Madura Offshore

PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Menyelenggarakan usaha hulu di bidang minyak, gas bumi dan energi lainya. PHE resmi sejak 1 january 2018. Kehadiran  perusahaan ini merupakan kosekuensi dari penerapan UU Migas 2001 yang membatasi satu badan usaha hanya boleh menguasai satu wilayah kerja. Selain  bertindak sebagai operator melalui badan usaha bersama (  joint Operting Body ) PHE juga memiliki penyertaan usaha dan kepemilikan  participating interes baik didalam maupun di luar negri maupun pola kerja sama dengan pemain migas lainya. Dengan demikian, PHE adalah induk perusahaan yang mengelola  participating interest (PI) (PI) Pertamina di dalam dan di luar negri. Pada tahun 1967 setelah city service memegang “ Exploration “ Exploration Agrement ’’ di blok west madura offshore, mereka mengebor beberapa sumur exsplorasi. Kemudian pada tahun 1981, oprasi ini selanjutnya di teruskan oleh kontraktor korea, Kodeco Energy. Kodeco Energi resmi menjadi operator block ini dan mengebor tambahan sumur aprpraisal dan delineasi di PSC area. Setelah tahun 1983, tidak ada sumur exsplorasi dibor Pada tahun 1993, pipa jalur gas ke gresik siap digunakan dan di mulai  produksi gas gas dari lapangan lapangan KE-5 kemudian pada tahun 1998, kodeco mengaktifkan kembali lapangan poleng. Selanjutnya pada tahun 1999, repsol kemudian YPF  bergabung dengan kodeco. Mereka melakukan sismik 3D survey dan procesing. Pada tahun 2000, CNOOC mengambil alih keoemilihan YPF. Terdapat  penambahan cadangan yang signifikan yang di konfirmasi menggunakan  pengeburan sumur horizontal di poleng. Dilakukan pula upgrade fasilitas produk untuk dapat menampung penambahan produksi. Pada tahun 2002 hinga tahun 2004, di lakukan pengeboran sumur exsplorasi darisana berhasil ditemukanya sumur-sumur baru yaitu KE-6, KE 5-6, KE-23B, KE-30, KE-32KE-40, KE-39, KE-38, KE-54, dan poleng-C. Setelah di temukan sumur sumur baru,terjadi penmbahan cadangan sebesar 176 MMBOE. Pada tahun 4

2003 di lakukan optimasi interpretasi seismik-3D di daerah Madura utara menggunakan metode phase metode  phase matching analysis, sismic inversion, inversion, dan PSDM guna menghilanganadanya efek felocity anomali dan zona z ona dangkal (wonocolo) sehingga di dapatkan peta depth yang akurat. Pada tahun 2005 di lakukan penigkstsn kspsitas FSO FSO (  floating storage offloading ) menjadi 600.000 barel minyak. Kapal FSO tersebut dinamakan kapal madura jaya. Kemudian pada tahun 2007, PPP selesay di bangun dan kemudian di dapat di manfaatkan untuk menampung produksi dari lapangan KE-38 yang sangat signifikan dan adanya gas kompresor sangat membantu m embantu peningkatan produksi. Gas exspansion project termasuk tambahan pipa jalur gas 16 inch ke ORF ( Onshore  Recieving Facilityi) Facilityi) sehingga kapasitas pengiriman gas meningkat dari 100 MMSCFD ( Million Matric Standart Standart Cubic Feet per Day Day )  ) menjadi 250 MMSCFD. Pada tahun 2009 sehingga 2010, dilakukan pengembangan lapangan KE-38 dan hal ini menjadi sukses yang luar biasa. Rencana di lakukan pengembangan terhadap 5 sumur yang yang di bor dari platfom platfom monopod, ahirnya terealisasi menjadi 16 sumur, hal ini menjadi pendorong utama terpecahkan rekor produski minyak tertingi pada 5 Agustus 2010 menjadi 31,545 BOPD ( Barell ( Barell Oil Per day), day), dan juga merupakan rekor produksi gabungan minyak dan gas menjadi 65,351 BOPD padi hari

yang sama. Pada tahun tahun 2010,kompresor 2010,kompresor di PPP sudah terpasang untuk

meningkatkan volume dan tekanan pengiriman di gaske ORF Gresik. Pada tahun 2011, PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore, (PHE WMO) mengambil alih tugas yang di lakukan dulunya oleh kodeco energi, Ltd  padatanggal 7 mei 2011. 2011. PHE WMO resmi menjadi operator lapangan minyak dan gas bumi di madura barat dengan perjanjian pengolahan sampai tahun 2031. Dengan beralihnya pengolahan ini, PHE WMO tertantang untuk mempertahankan  produksi yang yang trlah ada secara dan secara terencana terus mengadakan mengadakan perbaikan di segala ini untuk dapat mencapai produksi yang telah di targetkan oleh Pertamina Hulu Energi. Pada tahun ini juga, di mulai penambahan pengeboran sumur pada  platfom yang yang ada. Kemudian juga juga di lakukan percepatan proses pengadaan pengadaan platfom KE-54, KE-39, KE-40, KE-38B yang akan di pergunakan di tahun 2012 selanjutnya di akui oleh pihak Pertamina, penanamaan di ubah menjadi PHE.

5

Pada tahun 2012, di lakukan peresmian FSO Abherka milik pertamina oleh ibu karen Agustiawan selaku Direktur Utama Pertamina (persero) yang di lakukan oleh bapak R. Priyono selaku kepala BP Migas sebagai tanda dimulai penggunaan PSO di PHE WMO

2.2 Sejarah PT. Pertamina Hulu Energi West madura Offshore 1967 : Cities Service Menandatangani “ Exploration Agreemant” di area area ini dan kemudian melakukan pengeboran beberapa sumur eksplorasi.

1981

: Kodeco Energi resmi menjadi oprator block ini dan mengebor tambahan sumur appraisal dan deliniasi di PSC area. Setelah 1983 tidak ada pengeboran eksplorasi.

1993

: Pipa jalur gas ke gresik siap di gunakan dan mulai di lakukan produksi gas pada lapangan KE-5, 198 Kodeco Mengaftikan kembali lapngan  poleng.

1999

: Repsol yang di susul oleh YPF bermitra dengan kodeco.

2000

: CNOOC mengambil alih kepemilikan YPF, pada priode tersebut terdapat penambahan cadangan yang signifikan yang di konfirmasi menggunakan pengeboran sumur horizontal di poleng. Di lakukan upgrade fasilitas produksi untuk dapat menampung penambahan  produksi.

2011

: PHE resmi menjadi oprator di lapangan west madura offshore sampai  pada tahun 2031. Mempercepat proses lapangan KE-54, KE-39, KE40, KE-388.

2.3 Managament PT. PHE WMO

2.3.1 Profile Perusahaan  Nama Perusahaan

Alamat

: PT. Pertamina Hulu energi West madura Offshore : Jl. Amak Khasim, Desa Sidorukun Gresik ( 61121) Jawa Timur, Indonesia.

 Nomor Telepon

: +62 31 2963 9100 9100

 Nomor Fax

: +62 31 2963 9109 9109

6

Bidang Usaha

: Eksplorasi dan Produksi Mijnyak dan Gas Bumi.

Penanggung jawab

: Kuncoro Kukuh

Jabatan

: Senior Executive VP & General Manager

2.3.2 Visi dan Misi Perusahaan Visi : Menjadi Perusahaan Minyak dan Gas Bumi Kelas Dunia Misi : Melaksanakan Pengelolahan dan Portofolio usaha sektor hulu minyak dan gas bumi secara perofesional dan budaya laba tinggi serta memberikan nilai tambah bagi steakeholder. 2.3.3 Logo Perusahaan

Gambar 2.1 Logo PHE WMO Elemen logo yang berbetuk huruf “P” merupak reperentasi dari bentuk panah yang menggambarkan perusahaan yang bergerak maju dan perogresif, warna yang mencolok menujkan langkah be3sar yang di ambil dari perusahaan dan aspirasi  persahaan akan mas depan yang lebih positif, positif, moderen dan dinamis. Warna Biru

: Dapat di andalkan, dipercaya, dan bertanggung jawab

Warna Hijau

: Sumberdaya enrgi yang berwawasan lingkungan

Warna Merah

: Kerja Keras, berani, berni dalm menghadapi menghadapi berbagai macam tantangan.

7

2.4 Steruktur Organisasi

PT.Pertamina Hulu Energi West Mdura Offshore di dampingi oleh jajaran Manajemen yang berpusat di jakarta Kuncoro kukuh Sebagai President Sebagai President Directur.

General Manager Kuncoro kukuh

Legal Manager Rizal Rukhaidan

VP Exsploration & Exsploitation

VP Finance & Performance

VP Drlling & Well Service

Vacant

Iswantorio

Erwindo Tanjung

Project Manager

VP Opration

Hartono

Ani Surakhman

VP HR & Relations

VP HSSE

Vacant

TP Pasaribu

Audit Manager

VP SCM

Masni

Afandi Faried

Gambar 2.2 Struktur Organisasi 2.5 Tata Letak Lokasi Lokasi kegiatan operasional migas PT. PHE WMO terletak di sebelah barat

daya pulai madura. Tepatnya berada di blok West Madura Offshore di pantai utara madura dengan jarak garis pantai sekitar 40 km ke arah utara dengan kedalam laut sekitar 50 m. Lokasi pengembangan lapangan migas ini hampir terletak antara  pulau bawean tetapi lebih dekat dengan pulau madura yang berjarak sekitar 35 km. Saat ini PT. PHE WMO memiliki fasilitas fasilitas operasi yang terdiri dari 22 anjungan, 21 pipeline, dan 1 FSO ( floating ( floating stroage Offlosding) 1 MOPU ( Mobile Onshore Production Unit ) 1 power barge. barge. PT PHE PHE WMO juga memiliki fasilitas Onshore reciving

Facility Fasilitas ini terletak di jalan amak kasim, Desa

Sidorukon, Gresik, Jawa Timur

8

Gambar 2.3 Layout Field Produksi PT. PHE WMO 2.6 Penghargaan PT Pertamina hulu energi west madura offshore telah mendapatkan  beberapa penghargaan dan sertifikasi terkait dengan keselamatan kerja, Kesehtan dan pengelolahaan yang telah diraih yaitu : 

Proper (Program Penilaian Peringkat Kinerja Perusahaan Dalam Dalam Pengelolahaan Lingkungan Hidup Tahun 2007-2008).



Proper (Program Penilaian Peringkat Kinerja Perusahaan Dalam Dalam Pengelolahaan Lingkungan Hidup Tahun 2008-2009). Peringkat Hijau



Proper (Program Penilaian Peringkat Kinerja Perusahaan Dalam Dalam Pengelolahaan Lingkungan Hidup Tahun 2009-2010). Peringkat Hijau



Proper (Program Penilaian Peringkat Kinerja Perusahaan Dalam Dalam Pengelolahaan Lingkungan Hidup Tahun 2010-2011). Peringkat Hijau



ISO 1400:2004 tentang sitem manajeman lingkukagan oleh PT. SGS Societe Generale de de Survellience Survellience SA system & Service, Switzerland

Indonesia

Periode tahun 2008-2011.

9



ISO 1400:2004 tentang sitem manajeman lingkukagan oleh PT. SGS Societe Generale de de Survellience Survellience SA system & Service, Switzerland

Indonesia

Periode tahun 2011-2014. 

ISO 1400:2007 tentang sitem manajeman lingkukagan oleh PT. SGS Societe Generale de de Survellience Survellience SA system & Service, Switzerland

Indonesia

Periode tahun 2010-2014. 

Penghargaan kantor Pemberdayaan masyarakat kabupaten gresik dalam  pembangunan dan pemberdayaan usaha industri Mikro, kecil dan menegah (UMKM) pada Mei 2012.



Penghargaan lingkungan tingkat kabupaten di taghun 2012 dan 10 beasar  penghargaan kampung bersih se kabupaten Grsik.



Anugrah gelar kerja pemberdayaan masyarakat (GKMP) Award 2012 oleh kementrian kordinator bidang kesejahteraan Rakyat.



Penghargaan Petra Adhikarya bumi mulya dari PT. Pertamina (PERSERO)  pada tahun 2013.



Penghargaan Sondo CSR awal untuk aktifitas tanggung jawab sosial  perusahaan pada tahun 2013.



Penghargaa Industri Peace Awal 2013 tentang membentuk hubungan harmini industri dan kingkungan perusahaan yang dinamis.



PROPER

(Program

penilaian

Peringkat

kerja

perusahaan

dalam

 pengelolahan lingkungan hidup hidup tahun 2013-2014 2013-2014 peringkat hijau. 

Penghargaan taatbirawa dari pemerintah kabupaten Gresik tahun 2014.



SKK migas Award untuk penghargaan kinerja terbaik dari manajemen keuangan dan kepatuhan 2014.



Kementrian Kordinator Prekonomian Award  –   Mendukung Tranparansi Industri Ekstraktif oleh mengambil bagian dalam EITI melaporkan 20102011, dan membuaat indonesia negara EITI  –  Complaint  Complaint pada2014.



Penghargaan MURI  –   Gudang Gudang Logistik Pertama di bidang Oil

& Gas Gas

Industry yang berhasil Melaksanakan ISO 9001 : 2008 

Tata Birawa Award  –  Laporan   Laporan pelaksanaan Dukumen Lingkungan Periode 2013.

10



Penghargaan atas Pelaporan pengelolaan lingkungan hidup dan (Oerovinsi Jawa Timur tahun 2014.



PROPER (Program Penilaian Peringkat Kinerja Perusahaan dalam Mengelola Lingkungan hidup tahun 2014-2015 Peringkat hijau.



PSC –  PSC –  Best  Best Report di indopnesia SCM Summit 2015



ISO 9001: 2008 –  2008  –  Penghadaan  Penghadaan barang dan jasa untuk mendukung minyak da gas bumi.



CSS Coustener Award 2015- The Most Challenging Custemer



GMPM choise 2015- Perogram Pendidikan tanam Mangruf.



Penghargaan Patra Nirbaya Karya madya  –   Pencapaian hingga 5.000.000.  jam aman kerja.



Penghargaan SKK migas  –  Manajemen   Manajemen terbaik dan efiseien bahan bakar di kelautan dan transportasi dan Opersasi.



SKK Migas Award –  Award –  Kinerja  Kinerja HSE Terbaik di tahun 2014.



Penghargaan adikrya Bumi Madtya  –   Keberhasilan dalam Mengelola keselamatan, kesehatan, dan perlindungan lingkungan (K3LL).



ISRS7 –  ISRS7 –  Level  Level 4 Prestasi oleh DNV- GL



Penghargaa Muri –  Muri  –  Perusahaan   Perusahaan Minyak dan Gas buumi Pertama yang satusatunya berhasil Menerapkan ISO 14064 Mengenai Gas Rumah Kaca.



Penghargaan Kementrian Energi dan Smuber daya mineral  –   The Most Comply PCS’S in Submiting Lifting data in the Calculation of 2015 Oil & Gas Profil Sharing Fund.

11

2.7

Fasilitas Produksi

2.7.1 Pig 2.7.1 Pig Recceiver  Pig Recceiver  berfungsi untuk menerima pengotor dari gas yang akan di  proses dengan mengumpulkan kotoran yang terbawa pada saaat proses  Pigging. Proses Pigging  Proses  Pigging  dari Incoming From CPP Pipa 14’’ masuk ke Pig Recciever (M(M201) dan Proses Pigging Pigg ing untuk gas yang melalui Incoming from Pipa 16’’ Masuk ke Pig Recceiver (M-221). Tabel 2.1 Parameter Pig Receiver (M-201) Parameter

Rancangan

Operasi

Tekanan

960 Psi

450 psig

Suhu

100˚F

75˚F

Tabel 2. 2 Parameter Pig Receiver (M-221) Parameter

Rancangan

Operasi

Tekanan

960 Psi

450 psig

Suhu

100˚F

75˚F

Gambar 2.4 Pig Receiver Ukuran

18’18’- 0” (ID) x 0” (T/T)

12

2.7.2 Slug Catcher Slug Catcher  (M-205)  (M-205) adalah Separtor horizontal 2 fasa, untuk menangkap ngoncangan aliran  Liquid atau gas dari CPP dan/atau PPP untuk mencegah terjadinya Slugging . Slug Catcher   (M-205) di rangcang sedikit miring ketempat yang lebih rendah, sementra gas yang memiliki memiliki berat jenis yang ringan akan naik keatas. Slug Catcher  di  di rancang memiliki ukuran yang panjang agar aliran gas dari turbulance dapat turbulance dapat memiliki waktu yang cukup untuk menjadi lebih stabil. Tekanan design Besar Besar 860 psia pada suhu 100˚F tekan oprasi 400 psia pada suhu 75˚F.PSV 75˚F.PSV set @860 psig. Selain itu Slug cathcer   berfungsi untuk Condesnsate  Condesnsate  atau kotoran yang mungkin masih terdapat dalm gas yang mengalir dalm pipa. Pada saat pengiriman gas melalui pipa bawah laut dari CPP dan PPP menuju ORF bisa terjadi kondsasi  pada gas yang di sebabkan Pada Terpratur gas dan lingkungan laut sehingga gas  bercampur dengan cairan. Selain itu Slug Catcher  uga  uga berfungsi menangkap cairan yang mungkin bercampur di dalm gas supaya tidak menganggu prose selanjutnuya. Gas yang keluar dari bejana ini di alirkan ke Gas Scrubber (V-202) untuk  pemerosesan selanjutnya sementra Liquid  sementra Liquid  di  di alirkan ke Condesate Flsh Drum. Drum. Slug Catcher   yang adas di ORF hanya hanya menerima dari CPP, sedangakn gas yang yang dari PPP langsung ke Gas Scrubaber  (V-222).  (V-222).

Gambar 2.5 Slug Catcher (V-502)

13

Gas Scuber (V-202) Gas Scruber  (V-202)   (V-202) terdapat ORF 1 (satu) fasa yang berbentuk horizontal. Terapat gas dan liquid di dalam gas Scuber. Gas yang keluar dari Scuber di alirkan ke glycol glycol contractor (V-222) (V-222)

atau di kirim langsung ke konsumen setelah di

cvampur dengan gas yang keluar dari glycoll Contactor (V-231). Sedangkan Liquid yang di kirm ke Condesate flsh Drum (V-207) Gas Scuber edi rangcang dengan takanan 450 psi. Pada suhuh 100˚F dan tekan operasi 230 psi dengan suhu operasi 66˚F.

Gambar 2.6 Gas Scubber (V-202) Gas Scrubber (V-222) Gas Scrubber   (V-222) Terdapat ORF fasa 3 yang berbentuk Vertikal. Fungsing uuntuk memisahkan liquid yang terrbawa oleh gas yang datang dari PPP. Terdapat gas dan Liquid dalam Gas Scrubber. Ga yang keluar dari Scrubber di alirkan ke glycool Contactor (V-231) dan edi kirimkan ke konsumer langsung ssetelah di campur dengan gas yang keluar dari glycool contactor (V-211). Sedangkan Liquid di alirkan ke flash drum (V-207). Gas Scurbeer di rancang dengan tekanan 650 psig pada suhu 200˚F dan tekasna operasi 400 psig dengan suhu operasi85˚F.

14

Gambar 2.7 Gas Scubber (V-202) 2.7.4 Glycol Contactor Glycol Contactor   menerima gas dari gas Scrubber (V-202). Glycol Contactor di rancang untuk mencerap kandungan aiar atau uap yang berda di dalam gas alam dengan menyentuhkan TEG (Triethyline glycol) pada gas yang mengandung air atau uap air. Sedangkan dry gas yang keluar dari Glycol contactor di kirimkan ke pelanggan (PJB dan PGN). Pada ORF terdapat dua buah Glycol Contactor yaitu; Glycol Contactor (V-211) dan (TGRS 1) Dari Gas Scrubber  (V-203)   (V-203) Gas yang keluar di alirkan ke glycol Contactor (V-211). Gas yang keluar dari Glycol Contactor (V-211) di kirim ke konsumen setelah di campur dengan gas yang kering dari Glycol Contactor (V-203). Glycol Contactor di rancang dengna tekanan 450 psig pada suhu 100˚F dan tekanan operasi 320 psig dengan suhu operasi 66˚F, kapsitas Glycol Contactor Contactor (V-211) sebesar 50 MMscfd gas.

15

Gambar 2.8 Glycol Contactor (V-211) Glycol Contactor (V-231) dan (TGRS 2) Dari gas Scrubber (V-203) gas yang keluar di lirkan ke glycol contactor (V231). Gas yang keluar dari glycol Contactor (V-231). Glycol Contactor di rancang dengan tekaan 650 psig dengan suhu operasi 85˚F, kapasitas glycol Contactor (V (V-2310 sebesar 200 MMscfd gas.

Gambar 2 9 Glycol Contactor (V-231)

16

2.7.5 TEG Regeneration Unit (TGRS) TEG Regeneration Unit (TGRS) berfungsi (TGRS)  berfungsi sebagai regenrasi Absorben pada glycol contactor, yaiut TEG. TEG yang telah di contakkan dengna wet gas akan mengandung banyak air dan sedikit hidrocarbon sehungga sehungga di Sebut Rich gvlycol TEG. Agr bisa di gunakan kembali dalam poroses dehidrasi maka TEG harus diregenarasi. Peraltan yangb di gunakan dalam proses regenarasi Glycol terdiri dari : Still Colomn,tube heat exhanger,glycol flsh drum, Cadtridge Filter, the heat Axchanger, reboiler, surge tank, shell heat exchanger, dan glycol pump, totqal kapasitas TGRS adalah 250 MMscfd. Pasda ORF terdapat 2 buah TGRS yaitu ; TGRS -1 TGRS 1 merupaka instyalasi yang lama dimana kapasitasnya hanya 50 MMscfd.

Gambar 2. 6 Gas Scubber (V-202)

Gambar 2.10 TGRS 1 TGRS -2 TGRS 2 merupaka instyalasi baru dimanauntuk menambah

kapasitas,

TRGS 2 ini mempunyai kapasitas 220 MMscfd.

17

Gambar 2.11TGRS 2

a) Preheater  Preheater   pada  system   system  TGRS berupa satu reflux coil , dua double pipe heat exchanger lean-rich glycol  sdan   sdan satu double pipe heat exchanger gas/lean glycol .  Preheater  di   di gunakan untuk meningkatan dari rich glycol  secara   secara bertahan karena suhu untuk regenarasi untuk reboiler sekitar 3967˚F Selain itu reflux coil juga coil juga bisa  berfungsi sebagai kontrol kontrol suhu agar TEG yang yang sedagn di panaskan di reboiler tidak ikut menguap bersama air sehingga dapat meminimalisir pnggunaan TEG, pada lean –  lean – rich rich glycol heat exchanger  yang  yang pertama, rich glycol dipansi oleh lean glycol  hingga mencapai suhu sekitar 140-175˚F. 140- 175˚F. Glycol heat exchanger  di  di gunakan untuk mengurangi viskositas rich glycol  sehingga   sehingga dapt mempermudah process separasi  pada glycol  pada glycol Flsh Drum. Drum. Pada lean gylcol heat exchanger yang kedua, rich glycol di panasi oleh lean glycol hingga suhu 24-275˚F 24- 275˚F yang di gunakan untuk mengurangi penggunaan enrgy  padaboiler. Selain itu alat ini di gunakan mendinginkan lean glycol yang telah di regenarasi untuk mengurangi suhu dari lean glycol maka daya absorsi dari lean glycol akan lebih optimum serta mengurangi kemungkinan adanya TEG yang hilang terbawa dry gas.

18

 b) Glycol flash drum Glycol flash drum  drum  adalh separator dua fasa degan retention time 5-10 menit untuk mencegah terjadinya kelebihan hidrocarbon yang memeasuki regenrasi dimana larutan glycol akan di Flash off. Fungsi dari glycol dari glycol flash drum adalah drum adalah untuk memisahkan gas dan liquid   (air,kondesat,dan rich  glycol ). ). Perinsip kerja lat ini  berdasarkan densitas masing-masing zat dimana gas yang paling ringan akan naik ke atas. Sedangkan rich TEG. Condesate, Condesate, dan sedikit air yang massa jenisnya lebih tinggi akan turun kebawah. Wire (Semacam Sekat) salah satu peralatan dalam Glycol flash Drum  Drum  yang berfungsi untuk memisahkan Condesat   dan TEG. TEG yang memilki berat jenis lebih besar akan mengendap ke bawah dan condesate kan condesate kan mengapung keatas. Jika level liquid  lebih  lebih tinggi dari wire, Condesate akan mengalir melewati Wire,Rich glycol akan mengalir ke Carchool Filter   untuk proses regenerasi selanjutnya. Condesate  Condesate  dialairkan ke flash drum (V-207) dan gas mengalir ke KO ke KO drum (V-204) Glycol Flash drum di rancang degan tekan 150 psig  pada suhu 300˚F dan tekana tekan a operasi 50 psig dengan den gan suhu operasi 170˚F. 170˚ F. c) Carchoal (F-202) Carchoal filter  di  di gunakan untuk mengabsorb condesate yang condesate yang masih terkandung dalam rich glycol, setelah glycol, setelah tiu condensate yang telah di pisahakan dilairkan keflash drum V-20, sedagnakn rich glycol  rich  glycol  dilairkan  dilairkan menuju reboiler. d) Fine filter (F-201) A/B  Fine Filter  berfungsi   berfungsi sebagai penyaring solid-solid yang mungkin ada akibat kotoranya larutan larutan. Aalt ini di rancang untuk dapat menyaring solid yang lebih besar dari lima micron. Kandungan padatan dalam  glycol   harus dijaga di  bawah 0,01% dengan berat 100 ppm untuk mencegah kerusakan pompa, hot exchanger tersumbat, mengotori contactor, foaming  /busa   /busa dan hot spot pada  fire tube. Rich glycol  setelah  setelah di saring aakn dialirkan menuju reboiler. e) Reboiler  Reboiler  Perinsip  Perinsip kerja reboiler sama dengan proses destilasi diman zat dengan titik didih lebih rendah akan menguap terlebih dahulu.. titik didh rich glycol dan titik didih besar air 404˚F dan 212˚F. Ricg glycol akan di panaskan pada panaskan pada alat ini

19

hingga mencapai mencapai 396˚F dimna air yang terkandung di dalamnya akak menguap terlebih dahulu. Alalt pemanasan tersebut adalah bunner, bunner meemiliki skala  pembakar, yaitu main bunner memilki memil ki dua skala pembakakr, yaitu main dan da n skala  pilot. Untuk TEG yang sedikit mengandung air ( lean glycol ) di alirkan ke Surge tank. f) Surge tank Surge tank   berfungsi untuk menstabilkan aliran dari lean glycol . Sealin itu,  surge tank  merupakan   merupakan tanki untuk mengumpulkan lean glycol  sebelem   sebelem di alirkan lebih lanjut. Setelah dari surge tank, lean glycol  di   di alirkan ke Heat ke  Heat excanger  dua   dua kali (E-214B) untuk menindikan lean glycol hingga glycol  hingga suhu 160-175˚F 160-175˚F dan suhu operasi pada pompa sirkulasi sirkula si TEG sekitar 179,7˚F, setelah darilean/rich dari lean/rich glycol heat exhcanger, lean glycol  dipompa  dipompa menuju TEG contactor . Sebelum di masukkan ke TEG contactor , lean glycol   masuk  gas/glcyol heat exhanger  untuk   untuk di dinginkan kembali. g)

Flare Pembuangan gas tidak langsung di buang ke atmosfir karena gas tersebut

 bisa membentuk  gas glycol   yang bersifat  flambbole   flambbole  dan kersanigonetik apalagi  pada saat malam hari, densitas gas lebih berat karena suuh udara yang lebih dingin sehingga gas teersebut akan lebih berkumpul di darat. Apalagi saat terkena petir maupun percikan api maka dapt dengan mudah terbakar.  Flare adalh  Flare adalh pembakaran gas liar.  Elevated flare digunakan flare digunakan untuk kapsitas flowrate yang tinggi, elefated flare  berbetuk seperti tower. Berdasarkan, Berdasa rkan, elevated flare terbagi menjadi dua yaitu high  pressure dan low pressure ground ground flare untuk kapasitas kapasitas flowrate yng rendah, grounf flare biasayna di sebut :  Broun pit  (open  (open groun flare), flare ), Tidak memiliki tower   seperti halnya elevates flare, flare, sehingga api membumbung di atas tanah. System burn pit  seperti  seperti ini sangat berbahaya bagi warga dan warga sekitar karena apabila terjadi pembakaran tidak sempurna akan

20

menghasilkan gas CO2 dan bau, bau, maka dari itu PHE WMO Melakukan  penggatian system  penggatian system Burn pit  ini  ini dengan sistem yang tertutup seperti grround seperti  grround flare.  Insside ground flare, ground flare yangtertutup flare yangtertutup akan lebih aman.

Gambar 2.12 Flare 2.8. Condesate Flare Drum  Flash drum  drum  (V-207) adalh  sepaarator dua fasa, fasa, yng menerima liquid 

(minyak/air) dari  slug catcher   (M-205). Gas Srubber   (V-202) serta Glycol Contactor  (V-211),  (V-211), gas yang keluar dari falsh fals h drum dialirkan ke fluid  ke fluid  gas scrubber   gas scrubber  (V-205), dan liquid   nya di alirkan melalui condesate heat exchanger   (E-206). Condesate exchangher   (E-201), Degasser (V-203) sebelum di pindahkan ke condesate tank  (T-201)  (T-201) A dan B. B. Condensate flash drum di drum  di rancang dengan tekanan 170 psi pada suhu 100˚F dan tekanan operasi 100 psig dengan suhu operasi 64˚F, kapasitas gas 0,3 MMscfd, dan liquid 250 BOPD.

Gambar 2.13 Condesate Flash Drum

21

2.8.1 Condesate Heat exchanger (E-206) Sebeum di pompa ke tanki penyimpanan, condesate di condesate di paanaskan di dalam exchanger  yang  yang memilkik rancangan bagnuan tekan  shell  dan  dan tube 170 psig pada 200˚F. Tekan operaasi yang masuk ke shell adalah 100 psig pada 640˚F dan yang keluar dari shell adalah 93 psi pada suhu 105 ˚F, untuk masuk ke tube adalah 30  psig pada 1350˚F dan keluaradri tube adalah 25 psig pada 85˚F. Condesate heat exchanger  ini  ini memiliki kapsitas 0,5 MMBTU/day.

Gambar 2. 14 Condesate heat exchanger  2.8.2 Condensate Heater (E-201) Condesate heater  (E-201)  (E-201) bekerja sebagai pemanas condesate yang condesate yang masuk. Selain itu fungsinya untuk menstabilkan condesate. Air yang masih terbawa dalam condesate  condesate  akan di panaskan samapai air menguap, alat ini bekerja pada suhu 174195˚F pada tekanan 23 psi.

Gambar 2.15 Condesate Heater

22

2.8.3 Degesser (V-203)  Degesser   (V-203) adalah  separator horizontal   dua fasa, yang di rancang untuk memisahkan gas yang masih terkandung di dalam minyak, Degesser  minyak, Degesser  (V-203)  (V-203) di rancang dengan tekanan 50 psi pada suhu 200˚F dan tekana opresi 5 psi dengan suhu operasi 136˚F, kapasitas gas 0,75 MMscfd, dan 2% water 2500 BOPD.

Gambar 2.16 Degesser  2.16 Degesser 

2.8.4 Condensate transfer pump (P-203 (P-203 A/B Pompa (P-203 A/B ) di gunakan untguk memompakan condesate menuju condesate menuju Condesate tank  (T-201  (T-201 A/B)

Gambar 2 17 Condesate Transfer Pump

2.8.5 Condesate Tank Tank (T-201 A/B) Condesate tank  (T-201  (T-201 A/B ) berfungsi untuk menyimpan condesate yang condesate yang di terima dari poleng dan KE-5 setelah di peroses ORF plant. Kapasitas tanki adalah 1000bbl/1 tank. PSV di set pada 1.73 inch H2O atau 0.86 inch H2O.

23

Gambar 2.18 Condesate Tank  2.9 Metring Gas Dalam proses pengukuran gas ada beberapa parameter antra lain:  gas

 pressure (psi), gas temprature (derajat ˚F), Flowrate (MMscf), dan Energy Flowrate (MMBTU), Scf (Standart Cubic feet), merupakakn m erupakakn suatu volume untuk mrngetahui  besar aliran ali ran gas yang mengaliri, sedangakn BTU (British Termal Unit) meruapak sdatuan lain dari energi yang di pakaki untuk mernentukan beberapa besar paans (kalor), dari gas tersebut yang yang di jual ke konsumen. Sedasngkan MM meruapakan angka romawi yang berarti Satujuta , yang mana fungsinya hanya untuk menyederhanakan nilai dari kedua parameter tersebut.

Gambar 2.19 Gas 2.19 Gas Matering 

24

2.10 Flare KO KO Drum (V-204)  Flare KO Drum (V-204) Drum (V-204) berfungsi untuk memisahkan gas dengan Condesate sebelum masuk ke flare ke flare System dan System dan membatasi cairan yang di alirkan ke flare ke flare system.

Gambar 2.20 Flare 2.20 Flare KO Drum

2.10.1 HP KO Drum (V-232)  HP KO Drum (V-232) Drum (V-232) di rancang untuk memisahkan cairan condesate, yang di lepas dan terkumpul dan membatasi jumlah cairan yang di alirkan ke  Flare Trip.

Gambar 2.21 HP 2.21 HP KO Drum (V-232 )

2.10.2 HP KO Pump (P-232) HP KO Pump (P-232) di rancang untuk mentransf er Condesate dari Condesate dari HP KO Pump (P-232 menuju Closed Drain API Skimmer.

25

Gambar 2.22 HP 2.22 HP KO Pump (P-232) 2.10.3 Flare KO Condesate Pump  Flare KO Condesate Pump di gunakan untuk memompakan Condesate menjuju Sistem Flareing  Sistem Flareing . 2.10.4 Flare System Package (U-200)  Flare System Package untuk embakar gas buangan, Flare Sytem Package untuk embakar gas buangan di ketinggian ujntuk memastikan Fluks radiasi panas di permukaan tanah saat operasi masih di dalam batas yang di ijinkan untuk menghindari akibat tidak aman pada operator, peralatan dan lingkungan. 2.10.5 Fire water Pump (P-210 A/B) Flare water Pump (P-210 A/B) Berfungsi untuk memompa air dari kolam  penyimpanan fire water menuju hydrat. hydrat. 2.10.6 Well water Pump Well water pump  pump  di rancang untuk Memopa air yagn bersal dari tangki  penyimpanan air untuk sanitasi. 2.10.7 Diesel Stroge tank (T-202)  Diesel Stroge tank (T-202) di gunaka untuk menyimpan Diesel yang akan di gunakan untuk peralatan yang menggunakan bahan bakar diesel. dan sebagai  bahan bakar cadangan apabila terjadi Problem pemadaan listrik. 2.10.8 Diesel Transfer Pump (P-204)  Diesel Transfer Pump (P-204) di gunaikan untuk mentranfser diesel dari Storege tank  (T-202)  (T-202) ke fasilata Penggunak Diesel.

26

2.10.9 Utilly Air Reciever (V-208) Utilly Air Reciever (V-208)  berfungsi untuk menampung udara dari dryer  pacbage pada  pacbage pada air sytem. 2.10.10 Brun Pit (M-203)  Brun Pit di rancang sebagai tempat pembakaran uap air hasil genrasi TEG.

Gambar 2.23 Brun 2.23 Brun Pit  2.10.11 Slop Oil Pump Slop Oil Pump di gunakan untuk memompa Condesate dari API Skimer ke vassel (V-207) pada proses Condesate Proses Line. 2.10.12 API Skimmer  API Skimmer berfungsi Skimmer berfungsi sebagai tempat penampung liquid berupa berupa m,inyask dan air yang terkandung pada gas Selama proses pengeringan gas.

2.11 Produk PT. PHE WMO WMO

2.11.1 Sales Gas PT. Pertamina Hulu Energi WMO menghasilkan produk berupa  sales gas, gas , minyak dan kondensat. Produk  sales gas di jual kepada kepada konsumen. konsumen. Konsumen tersebut adalah PT . PJB, PT. PGN dan PT. MKS. Berikut ni merupakan kapasitas  produkgas dari ORF PT. PHE WMO selama 4 tahun terahir:

27

Tabel 2.3 Spesifikasi gas jual yang di terima oleh PT.PJB dan PT.PGN Parameter

Distribusi Penjual PT. PJB

PT. PGN

Metana

84.4514

85.1759

Etana

6.1401

6.0898

Propana

4.3339

4.2909

1-Butana

1.0538

1.0596

n-Butana

1.2762

1.2207

1-Pentana

0.4402

0.4592

 N-Pentana

0.3120

0.3196

C6

0.3616

0.1963

CO2

1.0211

0.4520

Heating Value

1.197.414 BTU/Scf

1.196.941 BTU/Scf

Komposisi (% mole)

2.11.2 Minyak Minyak yang di hasilkan dari pertamina Hulu Energi WMO ini diperoleh dari anjungan minyak bumi di offshore. Minyak yang di hasilkan masih berupa crude oil,

Minyak atau crude oil di tampung

di FSO abherka. Saat sudah

memenuhin kouta, minyak ini akan di kirim ke unit pertamina bagian refinery  proses ini disebut lifting. 2.11.3 Condesate Condensat  yang  yang di hasilkan merupaakan produk samping dari onshore  Recifing Facility (ORF) Facility (ORF) PT. Pertamina Hulu Energi WMO, jumlah condensate yang di hasilkan dari ORF PT. Pertamina Hulu Energi WMO ini sangat sedikit sehingga di tampung terlebih dahulu di condensate tank . Jika sudah penuh, akan di alirkan melalui pipa menuju pelabuhan. Disana sudah ada kapal penerimaan untuk di kirim ke FSO Abherka.

28

2.12 Kesehatan dan keselamatan Kerja

PT Pertamina Hulu Energi WMO adalah persahaan minyak dan gas bummi bummi yang dalam mencapai tujuanya berkomitmen untuk melindungi setiap pekerja, aset  perusahaan, ligkungan , serta komonitas sekitarnya dan potens bahaya terkait dngan operasi perusahaan. Komitmen tersebut di tuangkan dalam bentuk kebijakan kesehatan, lindungan lingkungan dan pengamanan (K3LLP) karena itu, PT PHE WMO bersungguh-sungguh untuk hal-hal berikut ini. Oleh karena itu PT.PHE WMO Berkometen untuk : Mematuhi peraturan perundang-undang K3LLP berikut standart persyaratan lain yang belaku untuk mencapai kinerja K3LLP yang membanggakan. Menjadikan aspek K3LLP Sebagai salah satu ukuran kinerja perusahaan Mengelola kesetan pekerja dan lingkungan kerja PT PHE WMO secara optima l untuk mencapai derjat kesehatan tertinggi melalui peningkatan promosi dan  proteksi kesehatan kerja, pencegahan penyakit akibat kerja dan pemantau kesehatan pekerja secara berkesenimbangan. Emastikan

potensi

bahaya

telah

teidenfikasi

dan

menjamin

system

 pengendalian bahaya bahaya yang sesuai telah tersedia ,berfungsi ,berfungsi baik, dan memenuhi standart. Mengendalikan semua kegiatan yang di lakkan melalui penerapan control of work dan contractor health safety Evironmental Management system (CHSEMS) Memastikan pekerja yang terlibat telah mempunai kopetensi K3LLP yang sesuai Mendukung keberlanjutan lingkungan (evironmentall ( evironmentall sustainibility) sustainibility) melalui  progam konservasi air, peengolahan kualitas udara, pengolahan limbah,efiiensi energi, dan keanekaragaman hayati di sekitar lingkungan operasi perusahaan. Memastikan lingkunganh kerja yang aman kepada karyawan,kontraktor, kegiatan operasi dan asetnya di di wilayah kerja PT PHE WMO agar terlindung dari resiko keamanan yang di akibatkan oleh tindak kriminal

29

Melaksanakan tanggung jawab sosial dan lingkung li ngkungan an serta menjaga menja ga hubungan yang harmonis dan berkelanjutan dengan limgkungan sekitar dan para steak holder. PT.PHE WMO sangant sangant mengutamakan keselamatan kerja kerja dari dari

setiap

 pekerjaannya, oleh karena itu PT.PHE WMO menerapkan Control Off Work (CoW) Untuk segala jenis pekerjaan. Contro of Work di harpkan agar semua  pekerjaan yang yang di di lakuan dapat di di laksanakan dengan aman dan Terencana bagi bagi  pekerja maupun lingkungan. lingkungan. Tjuan dari Control Of Work (CoW) adalah sebagai berikut : 1) Memastikan Bahwa Pekerjaan di lakukan dengan Aman 2) Menceah terjadinya kecelakaan kerja 3) Meningkatkan Efisien dan Produktifitas kerja dengan perencanaan yang terstruktur. 4) Membentuk budaya yang mendukung Continual Improvemant  Perinsip kerja Control Of Work  (CoW)  (CoW) adalah sebagai berilkut ; 1) Pekrjaan tidak akan di mulai dan di laksanakan sebelum kajian resiko dibuat dan diskusikan oleh tiom pelaksana 2) Pekerjaan hanya boleh di lakukan oleh pelakasana berkompeten dan di latih untuk pekrjaan tersebut secara Spesifik. 3) Alat pelindung diri harus di pakai sesuai dengan resiko pekerjaan atau sesuai dengan ketentuan minimum dari perusahaan. 4) Tanggap darurat harus di buat dan di coba sesuai dengan kajian resiko kecelakaan yang mungkin terjadi. 5) Selalu upayakn sosialisasi untuk berani menghentikan pekerjaan yang tidak aman dan laporkan setiap kecelakaan sekecil apapun. Dalam Melaksanakan Ocntro of Work (CoW), terdapat bagan organisasi yang di terapkan secara bersamaan setiap paginya pada  Routine Copntrol of Work meeting.

30

Gambar 2.24 Struktur Control Of Work (CoW)

31

BAB III PROSES PROSUKSI 3.1 Peroses Produksi

ORF (Onshore (Onshore Receiving Unit ) merupakan fasilitas Produksi untuk mengolah gas dari offshore yang berasal dari area poleng poleng dan PHE/KE-5 melalui  pipa 14’’ dari CPP dan 16’’ dari PPP. yang terletak di desa sidorukun Gresik, yang memilki Sistem pemisahaan fasa Fluida, Compressing gas, serta treatmant awal seperti Injeksi H2S Scevenger untuk mengurangi kandungan H 2S pada gas. Kemudian gas yang sudah semi-oleh ini dikirim munuju ORF. ORF sendiri terdiriatas lima inti unit pengolahan yaitu dengan reciving unit, gas dehydration  system, Glycol Contactor, dan condensate proscess, Gas kemudian di proses ORF (Onshore ( Onshore Receiving Unit ) untuk menghasilkan dray gas  gas  yang akan di jual kepelanggan. ORF hanya melakukan  pengelolahan produksi dehydration dehydration suystem dan proses Condensate. Proses Proses di ORF ORF menghaasilkan gas menghaasilkan  gas dan  dan Condensate, gas di produksi dengan mengontakkan TEG (Triethyline Glycol) dengan gas yang bersal dari offhore atau gas yang banyak mengandung banyak uap air, sedangakn untuk Condensate dui tampung sementra di dalam tangki penampungan sebelum dei distribusikan. TEG yangb telah di gunakan untguk mengikat uap air dalam gas kemudian diregenarasi kembali ke dalam TGRS.

3.2 Dehidrasi Gas

Proses Dehidrasi gas bertujuan untuk menghilangkan kandungan uap air pada gas, pemisahaan kandungan air selain mencegah korosi juga mencegah  pembentukan senyawa hedrate dan memaksimalkan memaksimalkan efisiensi aliran dari pipa. Gas alam yang bersal dari Offshore (Area Poleng dan PHE-5) masuk ke ORF melalui Pipa 14” dari CPP dan 16” dari PPP. Gas tersebut kemudian di terima oleh Pig receiver untuk menghilangkan mengotor dari gas yang masuk dan mengumpulkan pengotor dari prosess pigging. Proses piggingh yang melalui Pipa 14’’ masuk ke Pig ke Pig receiver  (M-221)  (M-221) dan proses Plaging masuk pada pipa masuk ke Pig receiver (M-201). Gas yang telah melalui proses Piging kemudian di alirkan Ke

32

Slug chatcer (M-205) untuk menstabilka gas yang telah masuk agar tidak terjadi Slugging, selain Slugging, selain itu Slug Catcher  juga  juga berfungsi untuyk memisahkan liquid dari gas dan menyimpan condensate sebelum di proses lebih lanjut. Gas dari Slug Catcher kemudian di lairkan ke gas Scrubber   (V-222 dan V-202) untuk di hilangkan kotoran-kotoran yang ikut tercampur serta menghilangkan kandungan liquidc dan hidrocarbon. Gas kemudian di alirkan ke glycol Contactor (V-231 dan V-211) untuk di lakukan proses dwehidrasi gas. Dalam Glycol Contactor  gas   gas yang masih mengandung uap air (Wet ( Wet Gas) Gas) mengalir dari bawah dan Glycol  di semprotkan dari  bagian atas kolom contactor  sehingga   sehingga terjadi contact pad saat pada saat itulah, air yang berada pada gas akan di diikat oleh TEG. sehingga, gas yang keluar dari  bagian ats gas-glycol ats gas-glycol heat heat exchanger . Gas Kering (dray ( dray Gas) Gas) kemudian menuju gas metering untuk diukur gas Pressure (Psi), Gas Tempratur (˚F) Flow rate (MMscf) dan Energy Flowrate (MMBTU). Richn Glycol (glikol yang kaya air) akan meninggalkan contactor mengalir menuju TGRS (TGRS-1 dan TGRS-2), tgrs (Trietyhline Regeneration Systtem) adalah tempat regenerasi glycol untuk mendapatakan uap air yang terikat pada glycol sehingga didaptakan glycol yang mendekati murni (lean glycol) untuk mendapat digunakan kembali untuk dehidrasi gas. 3.3 Condensate Process

Dalam prases di ORF, ORF, gas screbber menghasilkan condensat condensat yang dimasukan dalam flash drum (V-207). Kondensat tersebut akan tercampur dengan kondensat yang berasal dari slug catcher (M-205). Didalam flash drum dilakukan pemisahan kondensat, gas, dan air. Gas yang dihasilkan akan menuju flering system se dangkan condensate akan masuk ke condensate heat exchenger. Sebelum masuk ke condensat tank (T-201 A&B) dengan pompa (P-203 A/B), kondensat tersebut perlu diberikan suatu perlakuan untuk menstabilkan propertis dari kondensat itu sendiri terutama tekanannya. Hal tersebut tetap dilakukan agar kondenst tetap stabil dalam wujud liquid yang biasanya disebut pengontrolan RPV ( Reid ( Reid Vapor Pressure). Pressure). Sehingga supaya tetap stabil, perlu dilewatkan kedalam heat exchanger  (E-206),   (E-206), condensate heat, dan heat, dan degasser. Pengontrolan degasser. Pengontrolan RVP bisa dilakukan secara manual

33

atau otomatis. Secara manual, bisa dilakukan dengan pengecekan secara berkala oleh pihak laboratorium dari pengambilan sempel yang ada. Sedangkan untuk secara otomatis, dapat dilakukan dengan control room. Selain pengecekan RPV, condensate juga dilakukan pengecekan API degree dan degree dan semakin kecil komposisi endapannya, maka harga jual kondensatnya akan semakin tinggi. Setelah cukup memenuhi condensate tank, selanjutnya akan dilakukan pengolahan lebih lanjut oleh unit bagian hilir yaitu refinery unit yang akan mengolah kondensat yang terkumpul. Kondensat tersebut akan diangkut dengan menggunakan kapal tanker. Ketika suati vassel mengalami suatu maintenence, maka perku dilakukan  pengosongan vassel dengan mengeluarkan mengeluarkan fluida yang ada didalam vassel. 3.4 Regenerasi Regenerasi glycol

 Rich Glycol   akan meninggalkan contactor dan akan menggalir melalui koil menuju akumulator. Akumulator akan dipanaskan terleboh dahulu dengan menggunanak lean glycol yang panas. Supaya lebih efisien, rich glycol  juga   juga akan dipanaskan di awal pada bagian regenerator tower/TGRS (TGRS-1 dan TGRS-2) oleh uap air panas. Koil pada bagian atas stripper menyediakan refluks air. Kontrol suhu ini meyakinkan bahwa air yang meninggalkan still tidak membawa keluar kelebihan glycol. Pertukaran panas antara rich glycol  yang  yang dingin serta lean glycol yang panas dapat dipanaskan dua atau lebih double pipe heat exchanger  secara  secara seri. Kenaikan panas ini dapat mengurangi konsumsi fuel reboiler dan melindungi pompa sirkulasi glycol. Setelah terjadi pertukaran panas antara glycol-glycol, larutan ri ch glycol dimasukan kedalam flash tank untuk dibersihkan hidrokarbon terlarut. Glycol disaring melalui filter sebelum dipanaskan di regenerator colum. Dan mengotori reboiler fire tube. Larutan kemudian memasuki regeneration columm dan menggalir kebawah melalui  packed section kedalam reboiler. Uap ari panas dihasilkan didalam reboiler dari cairan glycol dan naik kedalam packed bed. Uap air dan sarapan gas alam keluar dari bagian atas  stripper . Glycol panas yang sudah diregenerasi (lean ( lean glycol ) mengalir keluar melalui reboiler menuju akumulator dan diinginkan oleh heat exchenger dan dipompa lagi kedalam bagian contactor. Pompa diproteksi dengan

34

disaring lean glycol setelah meninggalkan akumulator. Pada contactor tower yang  bertekanan tinggi, TEG menyerap hidrokarbom dan hampir semua dipisahkan didalam flash tank (V-207). Hidrocarbon aromatis memiliki sedikit da ya larut yang lebih baik di dalam TEG dan tidak sepenuhnya dapat terpisah didalam flash tank. Glycol Regeneration

Dry Gas

RICH GLYCOL

Reflux coil M-221 V-222 Still column V-223/E-215 Surge drum/ reboiler 

V  – 211 Glycol Contactor 

LEAN GLYCOL V-212 Glycol flash drum

Wet Gas F-201A E-243

F-202 F-201B

E-242

LEAN GLYCOL P-211A

P-211 B

Gambar 3.1 Process Flow diagaram TGRS-1

35

hasilkan langsung di alirkan ke WaterPound untuk menyiram tamanaman dan di Simpan Ke Water Compressor  untuk  untuk pelatihan Emergency pelatihan Emergency Seperti  Seperti Kebakaran dll. Sebelum adanya Instalasi Pengelolahan limbah, limbah ditampung ditempat sementara (warehouse (warehouse)) untuk kikirim dan diolah oleh pihak ketiga yang memiliki izin untuk mengolah limbah B3. Batas maksimum penyimpanan limbah B3, yaitu 90 hari. Namun, untuk limbah domistik yang dihasilkan akan diolah oleh dinas kebersihan setempat, yaitu dinas kebersihan Gerik. PT PHE WMO sangat menja ga keamanan disekitar area ORF sehingga limbah disini sangat dijaga penempatannya dan aturanya pun juga ditaati. Hal ini dikarenakan jika para pekerja menaati. Peraturan, maka resiko bekerja akan berkurang yang membuat proses selama  bekerja menjadi aman. 3.6. 1 Fire Water System  Fire Water System  pada ORF berfungsi untuk menyediakan secara memadami sistem pemadam kebakaran dengan menggunakkan air yang disediakan di kolam penampungan air.  Fire Water System  System  berfungsi untuk mengendalikan kebakaran dan menyediakan pendingin melalui sistem yang tepat ( water deluge  skids dan foam duluge skids), skids), dan melalui peralatan (firewater monitirs, hose reels, dan hydrants) yang disediakan untuk intervensi oleh tim pemadam kebakaran. Fire Water System di ORF terdiri dari fire dari  fire water pond ,  fire water jockey pumps jockey pumps P-209 A dan P-209 B (2 buah  Electric fire fi re water jockey pumps) pumps) fire water pumps P-210 A dan P-210 B (2 x 100% Diesel 100%  Diesel fire water pumps), pumps), peralatan pemadam kebakaran terkait (Sprinkler (Sprinkler System, Deluge Valve, Water Hydrants, Water Monitors, dan Fire  Monitors lengkap dengan foam foam), ), serta Fire Water Ring utama. Air pemadam kebakaran menggunakan me nggunakan umpan Potable umpan  Potable Water dari Potable Water Treatment Package. Package. Air pemadam kebakaran di simpan di fire water pool dengan dilengkapi dengan fire water pump. Kapasitas  fire water Jockey Pump. Pump. Kapasitas dari fire dari fire water Jockey Pump Jockey Pump adalah 15 USGPM. fire USGPM.  fire water Jockey Pump Jockey Pump akan berjalan otomatis jika tekanan di ring utama turun dari100 psig dan akan  berhenti jika tekanan mencapai 150 psig.

37

fire water Pump P-210 A akan berjalan otomatis jika tekanan utama diring turun menjadi 1220 psig atau akan berjalan karena detaksi kebakaran dari fire and Gas System. Apabila fire water Pump P-210 A gagal berjalan atau gagal mencapai tekanan 120 psig psig maka fire water Pump P-210 B akan berjalan otomatis. Kapasitas setiap fire water Pump adalah 1000 USGPM. 3.6.2 Instrument Air System Fungsi dari Instrument Air System adalah untuk menyediakan suplai udara Instrumentasu untuk kebutuhan penggerak instrumentasi dan suplai udara untuk utilitas. Udara ambient dikompresikan oleh Instrument Air Dryer Air Dryer Package (W-203) Package (W-203) untuk menurunkan titik embunnya. Udara yang telah di kompresi Instrument Air  Receivers (V-209) untuk utilitas suplai udara yang berasal dari Instrument Air  Receivers (V-209)  Receivers (V-209) masuk kedalam Instrument Air Receivers (V- 209 B) sehingga didapat kapasitas udara yang lebih kering sehingga dan dilengkapi dengan regolator untuk mengatur tekanan udara minimal 100 psig yang akan didistribusikan keInstrument device. Instrument Air Receivers Air  Receivers (V-209 A/B) dilengkapi dengan liquid trap yang  berfungsi untuk mengeluarkan air yang terkandung dalam kandungan air tekan. Kedua kompresor cadangan sebagai leg, disediakan sehingga setiap kompresor dirancang untuk memenuhi kebutuhan intrumentasi. Pada operasi normal kebutuhan udara disuplai oleh kompresor yang bertugas dan setiap kenaikan udara dipenuhi oleh leg (stand by) compressor. by) compressor. Instrument Air  Receivers   Receivers  C-201 merupakan emegenci compressor yang digunakan apabila Instrument Air Compressor C-201 A/B tidak mampu menyuplai menyuplai udara tekan. Instrument Air Compressor C-201 A/B menggunakan engine, sedangkan Instrument Air Compressor C-201 C menggunakan diesel. 3.6.3 Power Generation and Distribution System Tujuan dari  Power Generation and Distribution System  System  adalah untuk mendistribusikan tenaga listrik yang mencukupi pada tegangan yang dibutuhkan keseluruh pengguna ORF (Onshore ( Onshore Receiving Facility). Facility). Pasokan listrik disuplai dari PLN. Pada saat kehilangan tenaga listrik, sebuah Emergancy

38

Generator disebutkan untuk memasok kebutuhan tegangan listrik apabila listrik pemadaman listrik oleh PLN. Tegangan listrik di ORF dibangkitkan pada 380 V AC, 3 phases, 50 Hz. Konsumsi listrik sebesar 80 kW karena digunakan untuk street light.plant ORF harus disediakan dengan generator darurat lokal yang digerakan oleh mesin diesel dengan kapasitas 200Kw.  Preventive Maintenance  Maintenance  untuk emergency generator dilakukan setiap menggu untuk mengecek kondisi emergency generator berfungsi dengan baik. Diesel disediakan sebagai bahan bakar cadangan jikaa terjadi pemadaman listrik oleh PLN. Diesel disimpan pada diesel storage tank (T-202) yang memiliki kapasitas 1500 gallons dilengkapi dengan diesel transfer pump (P-204) dengan kapasitas 10 USGPM untuk mendistribusikan diesel kefasilitas pengguna diesel. 3.6.4 Closed Drain System Tujuang atau fingsi ORF Closed Drain System adalah menyidiakan kumpulan dan pembangunan yang aman bangunan untuk fasilitas pemprosesan ke API skrimmer  API  skrimmer . Sistem akan mengeluarkan drainase liquid (oily ( oily water ) dari vessel  prosses,  prosses, pompa, condensete tank, tank, dan peralatan lainya Gas Plant. Closed Drain System juga System juga bertujuan untuk mengumpulkan fluida saat proses maintenance. Pada maintenance. Pada saat maintenance vessel, perlu mengeluarkan seluruh fluida yang ada didalam vessel dengan kata lain pengosongan vessel. Pengosongan ini dilakukan dengan cera mengeluarkan seluruh fluida melalui closed drein line yang nantinya akan  berujunf kepenampungan yang dinamakan API skimmer. Penggunaan API skimmer ini agar tidak ada pencemaran lingkungan akibat pembuangan fluida/limbah tersebut.

39

BAB IV HASIL ANALISA 4.1

Hasil Analisa

Komposisi gas alam selalu bervariasi antara lokasi yang satu dengan lokasi yang lain. Di beberapa lokasi tertentu gas alam memperlukan alat operasi khusus untuk melakukan proses gas alam. Lokasi-lokasi seperti ini biasanya adalah lokasi gas alam yang mempunyai kadar komponen pengotor seperti H2O, H2S, dan CO2 diluar batas spesifikasi yang telah ditentukan. Spesifikasi produk gas alam biasanya dinyatakan dalam komposisi dan kriteria performansinya. Kriteria-kriteria tersebut antara lain: heating value, inert total, kandungan air, oksigen, dan sulfut. Heating value merupakan kreteria dalam pembakaran gas alam, sedangkan kreteria lain terkait dengan perlindungan perpipaan dari korosi dan plugging. Dalam memastikan bahwa kualitas dan kualitas gas yang diterima oleh  penyuplai dan dikirim ke konsumen konsumen sesui dengan kebutuhan kebutuhan , tiap titik pengiriman dan titik penerima harus dilengkapi dengan sistem meteran. Sistem meteran dilengkapi dengan pemancar tekanan dan pemancar temperatur untuk memastikan volume yang diukur sesuai dengan kondisi standar. Untuk memastikan kualitas gas, sistem meteran dilengkapi dengan Kromatografi Gas, alat analisis H2S, alat analisis H2O, dan alat analisis suhu cair hidrokarbon. Kromatografi Gas menentukan komposisi hidrikarbon, N2, dan CO2 dalam gas. Komposisi ini biasanya digunakan untuk memperhitungkan GHV (Gross Heating Value). Value). Alat analisis H2S menganalisis kandungan H2S. Analisis hidrokarbon digunakan untuk untuk menghitung menghitung atau menetukan suhu cair campuran hidrokarbon dalam kandungan gas. Proses analisis gas yang terdapat di ORF PT PHE WMO antara lain:  pengukuran RVP, analisis pH rich/lean glycol, analisia kandungan H2O pada rich/lean glycol (Karl- Fisher   Fisher ), ), analisis foaming analisis  foaming teks, teks , analisis kandungan H2S dan H2O, analisis kandungan hidrokarbon pada glycol, analisis API Gravity, Gravity, analisis  Basic Sediment and Water , dan analisis kandungan klorin pada air. Proses analisis komposisi gas intel maupun outlet dilakukan di PT Petrokimia Gresik. 40

4.2 Analisis Reid Vapor Pressure (RVP) ASTM D-323 Fungsi alat ini adalah untuk mengetahui tekanan dari uap dari condensate agar

aman waktu transportasi da penyimpana. Alat ini terdiri dari RPV Bomb, RPV Bath, pressure gauge, thermometer. Bahan yang dianalisis adalah campuran kondensat dan dan aquadest.

Gambar 4.1 Analisis Reid Vapor Pressure (RVP) ASTM D-323

Proses analisisnya pertama-tama masaukkan sempel kedalam camber dibagian  bawah. Lalu, Lalu, sambungan sambungan chamber bagian atas dan bawah bawah lalu dikocok delapan kali. Masukan chamber kedalam water bath selama lima menit dengan suhu 100of. Baca  pressur gauge pada chamber. Ulangi sekali lagi hingga hingga hasil pembacaan sama. 4.3 Analisis pH Glycol ASTM D-1293

Fungsi alat ini adalah untuk mengukur pH pada lean glycol dan rich glycol untuk menindikasikan sifat asam atau basa. Alat yang dibutuhakan adalah lean glycol, rich glycol dan aquades. Prosedur analisisnya pertama-tama ambil sampel Beaker glass dan tambah dengan aquades dengan perbandingan 1:1 lalu, tempatkan tempatakan larutan tesebat pada magnetic stirrer dan aduk selama 15 menit, matikan magnetic stirrer kemudian masukkan pH meter untuk mengetahui pH.

41

Gambar 4.2 pH Meter  4.4 Analisis Kandungan Kandungan H2O Pada Glycol Glycol ASTM D-4237

Fungsi alat ini untuk mengetahui waret condent pada rich gl ycol dengan prinsip tritati. Alat terdiri dari karl fisher, neraca analitik, dan hydranal. Prosedur analisisnya adalah pertama-tama ambil sempel glycol dengan suntikan. Lalu, timbang glycol yang terambil. Kemudian kalibrasi karl fisher dengan menekan tombal start, tunggu hingga alat menunjukan indikator bila siap dengan buzzer.

Gambar 4.3 Karl 4.3 Karl Fisher

42

Masukan sempel glycol pada larutan hydranal ( solvent dan titra) titra ) pada karl fisher, kemudian timbang. Masukkan nilai pada timbangan ke karl fis her parameter. Run alat dan tunggu hingga selesai dan mengeluarkan nilai water condent dalam satuan %. 4.5 Analisis Foam Test ASTM D 1881-97

Fungsi alat ini adalah untuk mengetahui peningkatan volume dan kecenderungan terbentuknya buih pada lean dan lean dan rish glycol . Alat tterdiri dari gelas ukur 1000 mL vacuum pump gas dispersion, dan stop st op watch.

Gambar 4.4 Analisis 4.4 Analisis Foam Test  Bahan yang dibutuhkan adalah lean dlycol  pada   pada gelas ukur 1000 ml. Lalu masukan gas dispersion dan hidupkan pompa. Ke,udia tunggu selama 5 menit, matikan pompa hitung ketinggian foam ketinggian  foamdan dan catat waktu yang di perluka untuk foam untuk  foam yang menghilang 4.6 Analisis Kandungan H2S dan H2O

Fungsi alat ini adalah untuk mengukur kandungan h2s dan h2o pada  sales gas. gas . Alat terdiri dari GASTEC GV-100, tube analyzer, dan botol sampel. Bahan yang yang di butuhkan adalah sales gas. Prosedur analisisnya adalahpertama tama menyiapkan GASTEC GV-100 yang akan di gunakan untuk analisis H2S menggunaka dector  4LT dan H2O menggunakan dector 6LP. Lalu pasang botol sampel pada titik

43

sampel, bukavalve. Kemudian masukan GASTEC GV-100 pada botol sampel, lalu tarik perlahan. Tunggu sampai indikator berwarna putih , cabut GASTEC GV100, lalu bac indikator kandungan H2S dan H2O.

Gambar 4.5 Gastec 4.7 Analisis Kandungan Hidrokarbon dan Glycol

Fungsi alat ini adalah untuk mengetahui volume hidrokarbon yang terkandung dalam lean glycol  dan   dan rich glycol  dengan   dengan proses distilasi. Alat terdiri dari distilation apparatus, cooler dan mantel heating. Bahan yang di utuhkan adalah  boiling chips lean glycol, rich glycol HCI dan aquadest, prosedur analisisnya adalah  pertama tama masukan sampel glycol dengan sampel sebanyak 100 ml. Lalu tambahkan aquadest dengan perbandingan 1:1 HCI 5 ml dan boiling cips 5 cips 5 buah. Kemudian hidupka

matel heating pada suhu 8 0̊  C dan hidupkan coler pada

temperatur 20 20̊F tunggu selama 10 menit dan matikan alat, ukur level hidrokarbon yang berada pada tube yang terbawa bersama H2O.

44

Gambar 4.6 Rangkaian Alat Distilisi 4.8 Analisi API Gravity  ASTM  ASTM D-287

Fungsi alat ini adalah untuk mengukur API Gravity kondensat Gravity kondensat . Alat terdiri dari hydrometer dan gelas ukur 1000 ml. Bahan yang di butuhkan adalah condensat  prosedur analisisnya adalah pertama tama masukan sampel pada gelas ukur sebanyak 1000 ml lalu, masukan hydrometer . Kemudian baca nilai API observasi  pada permukaan sempel berserta temperaturnya. Konversi nilai tersebut dengan menggunakan. Mesurement petroleum label pada tabel 5A/5B, pertamina menggunakan 60/60 ex API 50/80 T.

Gambar 4.7 Analisis 4.7 Analisis API Gravity

45

4.9 Analisis Basic Sediment and Water (BS&W)

Fungsi alat ini adalah untuk mengetahui pemisahan endapan endapan (sedimen) antara inyak bumidan pengotor lumpur dan air pada kondensate agar diketahui keakuratan dari volume condensate. condensate. Bahan yang di butuhkan adalah condensate, toluene dan demulsilfer . Alat terdiri dari centrifuge dan water wate r bath.

Gambar 4.8 Analisis Basic Sediment dan Water  Prosedur analisinya adalah pengamilan dari V-201 atau V-203 (apabila ada  proses). Lalu , masukam 50 ml condensate kedalan tube, lalu tambahkan 50 ml tolune, kemudian tambahkan 0,2 ml demulsifer. Panaskan campuran tersebut pada water bath, bath, alat

centrifuge dkondisikan pada suhu 140  140̊ F. Masukan tube ke

centrifuge. centrifuge. Atur alat pada putaran 1500 rpm, suhu 140  140 ̊ F, dan tunggu selama 5 menit ukur parameter sedimen yang mengendap pada dasar tube dengan perssen ( % volume) 4.10

Analisis Chloride (CI2) pada H2O

Fungsi alat ini adalah untuk mengetahui pemisahan endapan ( sedimen ) antara minyak bumi dengan pengotor lumpur dan air pada kondensate  kondensate  agar di ketahui keakuratan dari volume kondensate. Bahan yang di butuhkan adalah condensate, condensate, toulene dan demolsifier. Alat terdiri dari centrifuge  centrifuge  dan water bath. Prosedur analisisnya adalah pengambilan dari V-201 atau V-203 (apabila ada proses). Lalu masukan 50 ml condensateke condensateke dalam tube, lalu tambahan 50 ml tolune. Kemudian tambahkan 0,2 ml demulsifer.

46

Gambar 4.9 Analisis 4.9 Analisis Chloride (Cl 2 ) pada H 2O Panaskan campuran tersebut pada water bath. bath. Alat centrifuge di kondisikan  pada suhu 140 °F, dan tungu selama lima menit. Ukur paramer sendimen yang mengendap pada dasar tube dengan persen (% volume).

47

BAB V PEMBAHASAN 5.1 Analisa lean glycol dan rich glycol

Analisa Lean Analisa Lean Glycol dan Rich Glycol di lakukan setiap hari untuk mengetahui optimasi proses dehidrasi gas yang yang telah di lakuikan oleh PT.PHE WMO. Sample Sample yang di di dapatkan dari TGRS-2, Karena TGRS-12 TGRS-12 sedang dalam masa Efficiency masa  Efficiency  Progra. Analisa Glycol  meliputi  meliputi water Contemt , uji PH, kandungan Hiodrocarbon, dan Foaming test, analisis tersebut di lakakan di pipa glyciol seberlum memasuki contactor V-231. Semua analisa di laboratoeium PT.PHE WMO di lakukan dengan metode uji baku ASTM (American Standard testing material).

5.1.1

Analisa pH pada Lean glyclo dan Reach Glycol Pengukuran pH di lakukan untuk mengetahui pH dari lean glycol maupun

reach glycol sebagai indikasi asam atau basa. pH dari Gl ycol harus di kontrol karena apabila pH glycol asam akan menyebabkan korosi dan kerusakan alat produksi.

Tabel 5.1 hasil Analisa pH pada lean glycol dan Reach glycol Opratioin date

Time

pH  Lean Glycol

Reach Glycol

03-Juli-2017

09.00

8.1

7.0

05-Juli-2017

09.00

7.8

7.0

07-Juli-2017

09.00

8.0

7.0

09-Juli-2017

09.00

8.0

7.2

11-Juli-2017

09.00

8.1

7.1

13-Juli-2017

09.00

8.1

7.1

15-Juli-2017

09.00

8.0

7.0

17-Juli-2017

09.00

8.0

7.0

Dari rtavbel di atas, di dapatkan nilai pH untuk leab glycol berda dalam rentang 7.8-8.1. sedangakn reach glycol memiliki rentang nilai pH 7.0-7.2 dari data tersebut dapat di ketahui bahwa richb glycol memilki nilai pyh yang lebih rendah 48

dari pada lean glycol sehingga raach glycol lebih asam. Hal ini di karenakan rich glycol lebih babnyak banyak mengandung air dari pada lean glycol. Menurut PT.PHE WMO, Srpesifikasi Glycol yang di gunakan dalam  prosess Produksi berada dalam rentang pH 6,5-8,5. Rentang pH tersebut di anggap tidak membahayakan proses produksi, yaitu tidak terlaalu as am sehingga tidak akan menyebabkan korosi pada peraltan produksi, dan tidak juga bi8sa terjadi kecenderungan terbentuknya emulsi.

5.1.2

Analisa Kandungan Air pada lean glycol dan Rich Glycol Uji ini bertujuan untnuk mengetahui kandungan air yang ada dalam rich

glycol dan lean gycol dengan prinsip titrasi. Titrasi di lakukan dengan alat yaitu karl fischer. Glycol meiliki kemampuan menyerap air, oleh karena itu glycol  berperan sebagai absorben dalam penmgelolahan gas di ORF. Sebelum dijual kepelanggan, gas alam perlu didehedrasi terlebih dahulu untuk menghilangakan kadar airnya sehingga yang du jual ke pelangga adalah gas alam kering. Analisa water content ini selanjutnya si gunakan sebagai parameter tentang seberapa optimal glycol dalam menyerap kandungan uap air dalam gas tersebut. Kandungan air dalam gas juga dikwatirkan dalam bentuk dalam bentuk hidrat dan dapat menyumbat pipa atau memperkecil diameter pipa. Selain itu kandungan air yang ada bersama gas terdapat membentuk larutan asam, yang dapat menyababkan korosi pada peraltan tersebut. Prinsip dari uji ini adalah titrasi menggunakan metode titrasi karl Fischer. Terdapat dua komponen utama dalam metode titrasi ini, yaitu solvent hidernal dan titra hidernal. Berdasarkan MSDS dari sigma-Aldrich yang yang di gunakan sebagai acuan seagai oleh PT. PHE WMO, Solvent hidranal mengandung ≥ 60% metanol, 10-30% Imodazol, dan 5-15% SO 2 terlarut, Solvent Hidranal sangat mudah terbakar dan beracun. Sedangakn titran hidranal, diketahui mengandung ≥60% metanol dan 5-10% 5-10% iodin. Mekanisme reaksi titrasi karl fischer adalah sebagai berikut: Tahap 1 : Pada Solvent Hidranal ROH (aq) + SO 2 (aq) + R’ N

(aq)

[R’NH ]SO3 R (aq) 49

Tahap 2 : Pada saat titrasi berlangsung H2O(1) + I2 (aq) + [R’NH ]SO3 R (aq) + 2R’N (aq)

[R’NH ]SO4 R (aq) +

2[R’NH ](aq) Alkohol yang di gunakan pada titrasi di PT.PHE WMO adalah metanol dan  basa yang di gunakan pada reaksi ini adalah imdazol. Metanol dan Imidazol di gunakan untuk melarutkan iodin dan sulfur diosida agar reaksi dengan air menjadi lebih baik. Selain ini imidazol dan methanol akan mengikat asam sulfat yang terbentuk sehingga akhir titrasi dapt lebih jelas dan tepat. Selama masih ada air dalm bahan, iodin akan beraksi tetap begitu air habis, maka iodin akan bebas titraasi dihentikan pada saat timbul warna iodin bebas. Tabel 5.2 hasil Analisi kandungan air pada lean glycol dan rich glycol Operation date

time

% H2O Lean glycol

Rich Glycol

03-Juli-2017

09.00

0.85

2.60

05-Juli-2017

09.00

0.50

1.51

07-Juli-2017

09.00

0.58

1.41

09-Juli-2017

09.00

0.58

1.55

11-Juli-2017

09.00

0.47

1.55

13-Juli-2017

09.00

0.55

1.75

15-Juli-2017

09.00

0.50

1.54

17-Juli-2017

09.00

0.51

1.49

Dari data tersebut diketahui bahwa kandungan air dalam rich glycol  lebih   lebih  bersal dari pada lean gylcol . Hal ini membuktikan bahwa rich glycol  menyerap  menyerap air dalam gas ketika berada di Contactor , sementara nilai lean glycol  yang  yang kecil proses dalam TGRS tidak mampu menghilangakn kandungan air yang terkait dengan lean  glycol  sepenuhnya,   sepenuhnya, namun merut PT.PHE WMO, nilai kandungan air lean glycol   pada kisaran di bawah 1 masih di anggap baik di anggap anggap baik dan layak di gunakan gunakan kembali untuk proses produksi.

50

5.1.3

Analisa kandungan Hidrocarbon dalam Lean dalam  Lean glycol  dan Rich  dan Rich Glycol  Glycol   tidak hanya menyerap air, tetapi jugak memungkinkan menyerap

hidrocarbon yang terkandung dalam gas, terbawahnya hidrocaron dalam glycol terutamam rich glycol di kawatirkan akan membentuk hidrat, karena dalam glycol  juga terdapat te rdapat air yang terkait, sehingga dapat menyumbat pipa atau memperkecil diameter pipa.

Tabel 5.3 hasil analisis kandungan hidrocarbon pada lean glycol dan rich glycol Operation date

time

HC Content  Lean glycol

Rich Glycol

03-Juli-2017

09.00

0.1

0.9

05-Juli-2017

09.00

0.1

0.9

07-Juli-2017

09.00

0.1

0.9

09-Juli-2017

09.00

0.1

0.8

11-Juli-2017

09.00

0.1

0.7

13-Juli-2017

09.00

0.1

0.8

15-Juli-2017

09.00

0.1

0.7

17-Juli-2017

09.00

0.1

0.7

dari data tersebut daapt di ketahui bahwa kandungan hidrocarbon pada rich glycol lebih besar dari pada lean gylcol. Lean glycol selalu 0,1 % dengan data yang di daaptkan dapat dikatakan sangat rendah. Sementara rich glycol yang telah di Kontakkan dengan Wet gas mengandung banyak hidrocarbon dengan rentang nilai 0,7-0,9 % hal tersebut membuktikan bahwa glycol juga mengikat hidrocarbon pad wet gas, namun jumlahnya relatif sedikit. Pada saat distilasi, hidrocarbon terletak  pada lapisan atas destilat, sedangakn air berada di bagian berada bawah destilat, hal ini karena perbedaaan densitas keduanaya, dimna densitas lebih besar dari pada densitas hidrocarbon.

51

5.1.4

Foaming test pada lean dan rich glycol Uji  Foaming Test   berfungsi untuk memastikan kemungkinan terjadinya

 pembuihan (adanya busa) pada proses produksi. Fouaming diartikan sebagai suatu keadaan terbentukanya emulsi cair. Adanya emulsi di kawatirkan akan menimbulakan level Semu tersebut dapat mengganggu proses produksi, karena valve akan terbuka otomaatis ketika level tercapai,sedangakan yang terjadi pada level semu maka volume glycol yang sesungguhnya belum mencukupi. Berdasarkan faktor penyebab foaming  penyebab foaming  di  di antaranya adalah ; Konsentrasi Glycol yang terlalu rendah dalam Absorber Beda tempratur yang terlalu besar aantara gas masuk absorber dengan lean glycol yang masuk absorber. Adanya Kondesasi pada Hidrocarbon Adanya Suspended solid yang sangat halus Kontaminasi garam Corrosion Inhibitor Tes di lakuikan dengan cara mengalirkan gas mengalirkan  gas kedalam  kedalam glycol   glycol  selama   selama 5 menit. Jika  Foaming   terjadi maka  glycol   akan naik.  Acceptble range  range  untuk lean glycol analiysis  analiysis  menirit Arlod dan Stewwart, 1942; Kohl dan Nielsn, 1997, pada uji  penambahan volume  glycol   akibat terdapatnya  Foaming   (busa) 20-30 ml sedangakan stabilitasnya 15-3.5 detik. Tabel 5.4 Hasil Foaming test Pada Lean Glycol dan Rich Glycol Operation date

time

HC Content  Lean glycol

Rich Glycol

03-Juli-2017

09.00

Nil

Nil

05-Juli-2017

09.00

Nil

Nil

07-Juli-2017

09.00

Nil

Nil

09-Juli-2017

09.00

Nil

Nil

11-Juli-2017

09.00

Nil

Nil

13-Juli-2017

09.00

Nil

Nil

15-Juli-2017

09.00

Nil

Nil

52

17-Juli-2017

09.00

Nil

Nil

Pada data di atas dapat di ketahui bahwa  foaming   tidak tidak terjadi rich  glycol   maupun lean  glycol . Sehingga tidak perlu di lakukan tretmant untuk mengurangi foaming pada glycol  pada  glycol . 5.2 Uji Kandungan H2S dan H2O dalam Sles Gas

5.2.1 Gas alam yang di peroleh dari Offhsore Masih Offhsore Masih banyak Mengandung Pengotor Air, H2S, CO2 dan Lain-lain. Kandugan H 2S perlu di periksa secara rutin untuk memastikan Seberapa banyak kandungan dalam gas. Gas H 2S merupakan gas yang  beracun dan berbau, gas ini jugak berbau, berbau, gas ini jugaberpengaruh peralatan logam karena bersifat korosif sehingga menyebabkan kerusakan Pda Peralatan Produksi seperti pipa-pipa saluran atau pada tangki logam. Gas yang baru saja di Produksi memiliki kandungan H 2S yang cukup tinggi kisaran 100-200 ppm. Maka untuk menurunkan kadar H 2Stersebut, di gunakan H 2S Scevanger yng di kontrakkan denga gas alam sebelum gaas tersebut di kirim ke ORF. Pengujian H2S

di ORF di lakuikan dengan alat GASTEC GASTEC GV-1005,

 berdasarkan handbook dari GASTEC untuk indikator jenis ALK (2003), reaksi yang terjadi pada anaalisis gas H 2S setelah Sebagai Berikut.

H2S(g) + Pb (CH3COOH)3(aq)- Ph(s)-+2CH2COOH(aq) Pada saat Pengujian dengan GASTEC, terdapat perubahan warna pada indikator, dari putih menjadi jingga, hsl tersebut menjelaskan adanya kandungan H2S dalam sales Gas, Pengujian H 2S di lakukan pada sales Gas sebagai tindak t indak lanjut kesepakatan anatara PHE WMO dengan pelanggan, kandunga H 2S yang di Peroleh ada dalam gas berada pada angka 15 ppm.

53

Tabel 5.5 hasil Pengukuran kandugan H 2S dal msales Gas

 No.

Date

Incoming Incoming Outgoing 14’’ H 14’’ H2S 16” H2S PGN (ppm) (ppm) H 2S

Time

Total Gas Rate

08:00 AM

105.4

10

08:00 AM

105.7

10

08:00 AM

104.3

10

08:00 AM

102.8

14

08:00 AM

103.6

8

08:00 AM

103.4

8

08:00 AM

104.7

10

08:00 AM

113.0

8

08:00 AM

107.2

5

08:00 AM

112.6

6

08:00 AM

114.1

8

08:00 AM

103.7

10

08:00 AM

107.7

10

03-Juli154

2017 04-Juli-

155

2017 05-Juli-

156

2017 06-Juli-

157

2017 07-Juli-

158

2017 08-Juli-

159

2017 09-Juli-

160

2017 10-Juli-

161

2017 11-Juli-

162

2017 12-Juli-

163

2017 13-Juli-

164

2017 14-Juli-

165

2017 15-Juli-

166

2017

54

16-Juli167

2017

08:00 AM

107.7

10

08:00 AM

105.9

10

08:00 AM

108.3

10

17-Juli168

2017 18-Juli-

169

2017

Dari data tersebut teerlihat bahawa kandungan H2s Pada sales Gas PHE WMO berada d bawah angaka 15 ppm. Pada tanggal 4 juni 2016 kandungan H 2s  pada sales gas cukup tinggi yaitu yaitu sebesar 14 ppm. ppm. Oleh karena itu di lakukan lakukan injeksi H2s Scevender untnuk mengurangi kandungan H 2s dalam gas, Pengujian dilakukan kembali pada jam 16.30 dan di dapatakan kandungan H 2s sebesar 10 ppm. 5.2.2 Analisis Moisture Content dalam Sales Gas Analisis Moisture Analisis  Moisture Content  dalam   dalam Sales Gas  bertujuan untuk memastikan memasti kan sales gas yang di distribusikan Sudah Kering (dry ( dry gas). gas). Selain irtu jugak di gunakan sebagai Parameter keoptimnalan Proses di ORF. Besarnya Moisture Content dapat di gunakan Sebagai Parameter Keberhaasilan Glycol sebagai Absorben yang mengikat uap air sebagai dehidrasi Gas, oleh karena itu uji Moisture Contenrt merupakan uji rutin uyang di lakukan Setiap hari. Pengujian H2O di ORF di lakukan dengan alat GASTEC GV-1005  berdasarakan Handbook dari GASTEC uuntuk indikator jenis 6LP (2003) reaksui yang terjadi pada analisis gas H 2O adalah sebagai Berikut.

H2O (g) + Mg (CIO4)2 H2O(aq) Pada saat pengujian GASTEC, terdapat perubahan warna indikator, dari kunig menjadi ungu kehijauan. Hal Tersebut menandakan Bahawa adanya kandungan H 2O dalam Sales Gas (Limit Deteksi 2 lb/MMscf).

55

Tabel 5.6 Hasil Pengukuran Moisture Content dalam Sales gas Sampling

Sample Point

Date

Moisture

Accuration

By

(lb/MMscf)

25%

Chainscpoe II

03-Juli-2017

PGN Master

34.00

8.50

04-Juli-2017

PGN Master

32.00

8.00

05-Juli-2017

PGN Master

34.00

8.50

06-Juli-2017

PGN Master

32.00

8.00

07-Juli-2017

PGN Master

34.00

8.50

08-Juli-2017

PGN Master

32.00

8.00

09-Juli-2017

PGN Master

34.00

8.50

10-Juli-2017

PGN Master

32.00

8.00

11-Juli-2017

PGN Master

34.00

8.50

12-Juli-2017

PGN Master

32.00

8.00

13-Juli-2017

PGN Master

34.00

8.50

14-Juli-2017

PGN Master

32.00

8.00

15-Juli-2017

PGN Master

34.00

8.50

16-Juli-2017

PGN Master

32.00

8.00

17-Juli-2017

PGN Master

34.00

8.50

18-Juli-2017

PGN Master

32.00

8.00

Karena analisa moisture content dengan GASTEC akurasinya masih kurang. Oleh karena itu dilakuan analisa lagi dengan Chainscope II Dew Point Tster. Fungsinya juga sama yaitu mengetahui moisture content Pada Sales Gas,  Namun hanya dilakukan Analisa Analisa setiap seminggu Sekali. Data yang didapatkan dari analisa dengan Chanscope II Dew Point Tester adalah sebagai berikut:

56

Tabel 5.7 Hasil analisa Moisture Content dalam sales Gas menggunakan Chanscope II Dew Point Tester Juni 6, 2016

PGN Master

Press, Psig

360.0

Water Dew Point°C

-8.0

Moisture

7.88

Dari data trsebut diketahui bahwa moisture yang trkandung dalam sales Gas Sbesar 7.88 lb/MMscf, Hasil analisa dengan GASTEC yaitu sebesar 8.00 lb/MMscf. Dari alat Chanscope II Dew point Tester juga diketahui nilai Waster Dew Point Sebesar -8.0 -8.0 ˚C. Water Dew point adalah tempratur/suhu dimana uap air mulai mengembun sesuai dengan dengan tkanan yang di berikan. 5.3 Uji Pada Condesate

5.3.1 Reid Vapour Pressure (RVP) ASTM D-323 Reid Vapour Pressure tekanan yanng di Sebabakan Oleh uap dan agar tetap  berada dalam Keseimbangan dengan cairan, dengan kata lain tekana yang di  butuhkan untuk mencegah mencegah penguap cairan. RVP Test berguna untuk mengetahui tekanan uap dari condesasi agar aman  pada waktu transportasi dan menyimpanan. Bahan yangn digunakan dalam RVP  pada waktu taranporatsi dan penyimpanan. Bahan ang di gunakan dari RVP adalah Condensate (minyak bumi) yang mudah menguap (Volatile). RVP Bomm, terdiri dari dua Chamber yaitu bagain atas adalah chamber udaara dan bagain bawah adalah chmaber crude oil/Condesate. Pressure gaugar, Bourend type spring gauge dengan csele range 0-15 psi atau 0-30 psi Water bath dengan Temprature Condensate 100+/- 0,2 ˚F. Termometr dengan dengan range 94-108 94- 108 ˚F. Tekanan uap minyak bumi sangat erat hubunganya dengan kemudahan menguap. Hal ini sangat bergantung pada susan hidrocarbon minyak bumi. Dalam Pengujuan siknifikan Terhadap Pengujuan teknana uap adalah salah satu sifat fisik

57

dari cairan yang mudah menguap dan pengujian vapour pressure dari minyak bumi sangat penitng untuk penangan baik transporttasi maupun penyimpanan. Hasil yang didapat saat pengujian adaalah besaranya niai tekana uap sangant  berhubungan dengan penguapan. Terhadap hubungan yang sangat erat dengan antara flshing point dengan kemudahan menguap. minyak buni yang mempunyai tekana uap ried yang itnggi mempunyai Flash Point tinggi sehingga uap mudah karena semburan Api. Tabel 5.8 Hasil Analisa RVP  No

Tanggal

Reid Vapour Pressure (RVP)/Psi

1

03 Juli 2017

10.5

2

06 Juli 2017

11.2

3

09 Juli 2017

11.0

Dari data tersebut dapat di ketahui bahwa semakin besar RVP suatu sample menunjukkan bahwa sample tersebut semakin mudah menguap pada rentang 10.511.2 psig. 5.3.2 Analisa Basic Sediment and Water (BS&W) ASTM D-4007 (D-96,D-1796) BS&W test berguna untuk untuk mengetahui dari dari volume dari crude crude Oil yang kaan di jual dari tangki lain. Basic sediment and Water berfungsi untuk menghetahui endapan (sediment) antara minyak bumi dengan pengotor lumpur dan air pada condensate, kotorn ini akan berpengaruh terhadap mutu. Karena dapat mengakibatkan kegagalan dalam suaatu opeerasi dan merusak mwesin. Makin kecil dengan adanya kotoron di dalam minyak bumi makan makin baik mutu minyak  bumi tersebut. Minyak dan air harus di pisah karena : 1. Mencegah Pembentukan Scele, yaitu kerusakan pada pipa akaibat ion-ion yang menempel pada pompa. 2. Skin yaitu indeks yang menunjukan pompa baik atau tidak yang menyebabkan laju Produksi berkurang. 58

3. Mencegah erosi, yaitu pengikisan

Peralatan yang di gunakn pada BS&W adalah Centrifuge machine, Water bath c/w circurator + Thermometer Stik 140 ˚F, dan tube Centrifuge Conesheap/ Pearsheap cap : 100 ml. Berfungsi Centrifuge adalah suatu alat yang di gunakan untuk memisahkan suatu larutan dengan berat molekul yang berbeda berddasarkan gaya Centrifugal. Water bath adalh oven atau bisa disebut penegas air yang  berfungsi utamanya untuk menciptakan suhu yang Konstan, merupakan wadah yang berisi air yang bisa mepertahankan suhu air pada kondsi tertentu selama sela ng waktu yang di tentukan. Pada Uji  Basic sediment   and water   bahan yanh di gunakan toluena p.a dan demulsifer. Saat mengunakan toluene aaj minyak hanya terpisah dengan komponen-komponen pengotornya yang di sebut dengan emulsifying agent. Toulena berfungsi sebagai pemisah antara minyak dan komponen  – komponen komponen  pengotornya namun Toulena tidak bekerja secara Optimal. Api pada saat proses Condensasi tidak menggunakan Toulena karena sudah tidak mengandung air sehingga tidak usah dipisahkan dengan Toulena. Sedangakan dengan menggunakan tambahan demulsifer sebanyak 3 tetes mampu mimisahkan air dari minyak lebih maksimal dibandingankan dengan Toulena. Selain itu berfungsi untuk memisahkan demulsifer untuk memecahkan dan menurunkan tegangan antara muka (interfacial ( interfacial tension) tension) sehingga untuk emulsifying agent   hilang dan hanya bisa meninggalkan air. Bahwa toulne hanya mempunyai kemampuan memisahkan atau membebaskan air saja. Sedangkan demulsifer dapat membunuh atau mencerah emulsifying agent, memecahkan air dan Pasir.

59

Tabel 5.9 Hasil analisa BS&W  No

Tanggal

BS&W (%)

1

03 Juli 2017

18.00

2

06 Juli 2017

1.80

3

09 Juli 2017

15.80

Interpretasi hasil pengujian tingginya kandungan water and sediment, yaitu  pertamam dapat merusak peralatan prosess pengolahan misalnya pompa feed, stainer, kedua, produk yang di hasilkan menjadi off Specc, dan yang ketiga adalah menurunkan nilai kalori bahan bakar. 5.3.3 Analisa API gravity (ASTDM D-287) Untuk satuan yang di gunakan untuyk menyatakan berat jenis minyak dan digunakan sebagai dasara klasifikaasi minyak bumi yang paling seerhanan mengukur API Gravity Condesate dengan rumus:

API Gravity =

  4. SG

60 ˚F 60

− 131. 131.5 5

Teprature standart adalah 60˚F dan temprature yang diukur adalh temprature sample sample point. Density adalh berat cairan per unit volume pada 15 ˚C dan 101.325 kpa dengan satuan standart pengukuran misalnya kg/m 3. Alat yabg di gunakan dalah hydromeeter jar/gelas ukur 1000 ml, hyrdrometer. Fungsinya dari hydrometer adaah untuk mengukur berat jenis (atau kepadatan reakatif0 dari cairan yaitu rasio densitas cairan kepadatan air. Sebuah  pembobotan dengan merkuri dengan tembakan timah untuk membuatnya mengapung tegak. Cairan yang akan di uji dituangkan ke dalam wadaha tinggi, sering kali sebuah selinder lurus, dan hidrometer yang diturukan ke dalam cairan sampai mengapung bebas.

60

Titik dimna permukaan cairan menyentuh batang hidrometer yang dicatat hidrometer biasnya mengandung skla di dalam batang. Sehingga berat jenis dapat dibaca llangsung. Berbagai skala ada, dan digunakan tergantung pada konteksnya. SG 60/60˚F atau API gravity atau density 15˚C adalah faktor penentu mutu dan harga minyak mentah. Saat pelaksanaa transfer diperlukan untuk konversi volume terukur ke volume atau massa, atau keduanya, pada suhu acuan standar selama pelaksanaan transfer. Tabel 5.10 Hasil Analisa API Gravity  No

Tanggal

API Observe

Temp Observe

API @60 ˚C

1

03 Juli 2017

70.0

88.0

66.3

2

06 Juli 2017

71.0

83.0

67.8

3

09 Juli 2017

71.0

83.0

67.8

Dari data di atas tersebut dapat di ketahui bahwa nilai API dari Condensate  berkisar di antara 66,3-67.8. Nilai dari API tersebut terse but cukup tinggi . sehingga berat  jenis dari condesate rendah dan mutu dari condesate semakin bagus. Hubungan  berat jenis dari API adalah salung berkebalikan. Makin kecil berat jenis minyak  bumi atau semakin tinggi derajat APInya, makin berharga minyak bumi. Tinggi rendahnya minyak bumi jugak berpengeruh pada viskositasnya. Pada umumnya semakin tinggi derajat API atau makin ringan minyak bumi tersebut, semakin kecil viscositasnya. Tinggi rendahnya derajt API juga berpengaruh pada titik didihnya minyak bumi. Kalai API Gravity minyk bumi rendah, maka itu titik didihnya rendah, dan juga lebih mudah terbakar atau mempunysi titik nyala yang lebih rendah dari pada yang derajat APInya rendah. 5.3.4 Analisa Automatic Pour Point Compratour (ASTMD-97)  Pour point   (titik tunag) dalh suhu terendah dimana minyak bumi dipengaruhi oleh komposisi hidrocarbon di dalamnya. Titik tuangnya di pengaruhi oleh panjang rantai karbon di dalamnya. Titik tuang ini di pengaruhi oleh komposisi hidrocaarbon di dalamnya. Titik tuang di pengaruhi oleh derajat ketidak jenuhan (angak idiom), semakin tinggi ketidak jenuhan maka titik tuang semakin rendah,

61

selain itu juga di pengaruhi oleh panjang rantai karbon. Semakin itnggi rantai karbon semakain tinggi titik tuang. Titik tuang memiliki standar uji coba yang di gunakan yaitu pour point dengan ASTMD 97/ISO 3016 (int) serta mengisikan T bath (suhu) sesuai keinginan. Semakin kecil T bath semakin cepat analisis yang di lakukan karena  pendinginnaya berlangsung lebih cepat. Interpreatasi hasil pengujian minyak bummi yang mempunyai pour poit tinggi berarti mminyak itu mengandung hidrocarbon berat (naeften dan Aromat). Sedangakn minyak bumi yang mempunyai  pour point  rendah   rendah berarati minysk itu  banyak mengandung hidrocarbon ringan (parafin). Bila minyak bumi mempunyai  pour point tinggi, berarti tidak mudah mengalir dalam suhu dingin sehingga kerja  pompa menjaadi berat. Sedangakan Cloud Point  atau  atau titik keruh adalah suhu diman minyak muali menjadi jenuh sebagai hasuil dari kristalisai kristal isai menurut pengaturan pendinginan. Titik keuh berkaitan dengan tak jenuhnya suatu minyak. Secara umu, semakin tinggi ketidak jenuhan maka semakin rendah rendah titik keruh. Titik tuang berfungsi untuk mendeterminasi jumlah relatif kandungan lilin  pada Condesate, Condesate, namun tes ini tidak menyatakan jumlah kandungan lilin secara absolut, begitu kandungan materi solid lainya di dalam minyak. Tabel 5.11 Hasil Analisa pour point dan Cloud point Condesate  NO

Tanggal

Cloud Point (˚C)

Pour Point (˚C)

1

9 Juli 2017

-17.00

<-73

Dari data di atas dapat di ketahui bahawa nilai titik tuang (pour Point0 dari Condesate <-73 <-73 ˚C. Artinya pada suhu tersebut condensate masih dapt mengalir, namun lebih rendah dari itu condensate tidak condensate tidak akan mengalair. Sedangakn nilai dari titik keruh (Cloude (Cloude Point ) sebesar -17˚C -17˚C artinya  artinya pada kondisi tersebut Condensate telah jenuh padatan-padatan maupun lilin ada dalam Condesate Memisahkan Condesate Memisahkan diri.

62

BAB VI PENUTUP 6.1 Kesimpulan

Kesimpulan yang di dapat penulis setelah meakukan kerja praktik di PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PT PHE WMO) adalah: 1.

Gambaran nyata dari pabrik PT. PHE WMO adalah bahwa pabrik ini menghasilkan minyak yang di peroleh dari platfom di offshore dan kondensat yang ada di bagian Onshore Receiving Facility (ORF) Serta gas yang di peroleh dari offshore da diproses di bagia ORF PT PHE WMO di  bagian di offshore untuk memproduksi minyak dan gas bumi serta ser ta bagian dari ORF yang khususnya untk proses dehidrasi gas yang siap untuk di jual ke konsumen

2.

Utilitas adalah unit penunjung operasi ,didalamnya antara lain terdapat fire terdapat  fire water system, instrument air system, power generation and distribution  system

3.

Jam kerja pada perusahaan ini di mulai pada 07.00 WIB –  WIB –  19.00  19.00 WIB untuk  bagian field shif pagi 19.00 WIB  –   07.00 WIB untuk bagian field shift malam. Hari kerja di bagian field selama 7 hari, dari selasa - senin (sabtu dan minggu teteap masuk). Namun di beraukan secara system satu minggu sift  pagi, satu minggu shift malam, dan sabtu minggu off

4.

Jam kerja pada perusahaan untuk bagian non-field di mulai pada 07.00 WIB- 16.00 WIB. Hal ini berlaku dari hari senin-jumat dan libur pada hari sabtu dan minggu

5.

Setiap jam 07.00 WIB dilakukan meting pagi sebagai bentuk conrol of work sebagai salah satu wujud pengaplikasian dari K3

6.

Penulis mendapatkan kesempatan untuk mengaplikasikan apa yang penulis dapat di bangku kuliah dalam analisa di di dunia kuliah dengan penjelasan yang di berikan terkait dehidrasi gas dan regeneration system.

7.

Penulis mendapat kesempatan untuk mengidentifikasi, menyusun serta menyeselaikan permasalahan/kasus praktis dari system proses yang sedang

63

di kembangkan atau telah di operasikan mealui tugas khusus di PT. PHE WMO. 6.2 Kesimpulan kerja Praktek

1. Proses analisa gaas yang terapat di ORF PT. Pertamina Hulu Energy West Mandura Offshore antara alin : a. Ananlisa Kandungan H 2S Hasil analisa menjujkan Bahwa kadungan H 2S masih berada di bawah  batas 15 ppm.  b. Ananlisa Kandungan H 2O Hasil Ananlisa Menujukan Bahwa Moisture Content pada sales gas berada  pada rentang 7,5-8.0 bl/MMscf. Hasil ananlisa mengunakan GASTEC mamupn Chancscope II dew Point Tester menunjukan Nilai yang hammpir sama. 2. Proses analisa glycol yang terdapat di ORF PT. PHE WMO antara lain; a. Ananlisa pH rich Glycol dan Lean Glycol Ph lean glycol berada pada rentang angka 7,8-8,1, sedangakan rich glycol memiliki rentang ph 7,0-7,2 rich glycol lebih asam karena lebih banyak mengandung air.  b. Ananlisa kandungan air pada rich glycol (karl-Fisher  ( karl-Fisher )  Nilai water Content dari lean glycol masih berada di bawah 1 sedangakn rich glycol berkisar 1-2%.

64

DAFTAR PUSTAKA

Anur, H. (2017). Analisa (2017).  Analisa Glycol, Dehydration, Condensate Process. Process. Yogyakarta:  Yogyakarta: PT. Pertamina Hulu energy West madura offshore. Mardiana, M. (2016). Analisa (2016). Analisa Glycol, Gas dan Condesate. Condesate. Surabaya:  Surabaya: PT. Pertamina Hulu Energy West Madura Offshore. Sandya Satya Wardhani, A. (2016). Analisa (2016).  Analisa Glycol, Gas dan Condesate. Condesate. Surabaya: PT.Pertamina Hulu Energy West Madura Offshore. West Maudara Offshore, P. (2017, July 17). Profile 17). Profile Company. Company. Diambil kembali dari 1: http://www.phe-wmo.com

65