Abstrak—Onshore Pipeline adalah sistem pipeline yang digunakan untuk menyalurkan hasil hidrokarbon ke tempat pemrosesan yang ada di darat. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisa peletakan booster pump yang ada pada onshore pipeline milik JOB PPEJ (Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java) dari Sukowati field menuju ke CPA (Central Processing Area) Mudi. Pemodelan dalam analisa tugas akhir ini menggunakan software untuk simulasi pemodelan aliran fluida pada jalur onshore pipeline. Dari hasil analisa menunjukkan bahwa besar pressure drop pada onshore pipeline sebesar 2,605 psi/mil. Sedangkan untuk solusi mengurangi adanya pressure drop dengan peletakan booster pump pada onshore pipeline adalah dengan peletakan booster pump. Dimana booster pump merupakan pompa yang mengatur tekanan pada aliran fluida internal dari suatu fluida di dalam pipa, sehingga pada jalur onshore pipeline pompa booster pump di Valve 4. Hal ini karena tekanan total yang dibutuhkan dari sukowati ke valve 4 mendekati tekanan MAOP (Maximum Allowable Operating Pressure) yaitu dengan MAOP sebesar 1204 psi.
Kata Kunci— Booster Pump, Head Loss, Onshore Pipeline, Pressure Drop,
I. PENDAHULUAN
ada perusahaan migas di Indonesia salah satu cara yang digunakan untuk menyalurkan hasil hidrokarbon ke tempat pemrosesan adalah dengan menggunakan pipa.
Cara ini dilakukan untuk mempermudah proses penyaluran hidrokarbon yang aman dengan meminimumkan resiko terjadinya kecelakaan. Dalam analisa pada suatu sistem perpipaan terlebih dahulu yang dilakukan adalah analisa internal flow dan tekanan internal dari fluida yang mengalir dalam pipa.
Penerapan dari prinsip mekanika fluida ini sering dijumpai di industri terutama dalam industri migas yang menggunakan prinsip tersebut untuk mengalirkan fluida.
Tujuan untuk analisa tugas akhir ini adalah untuk mengetahui berapa besar penurunan tekanan (pressure drop) yang terjadi pada onshore pipeline JOB PPEJ serta solusi yang harus dilakukan untuk mengatasi adanya penurunan tekanan (pressure drop) pada onshore pipeline tersebut.
Instalasi onshore pipeline yang akan dibahas dalam tugas akhir ini yang menganalisa peletakan booster pump dari studi kasus onshore pipeline milik JOB PPEJ (Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java) yang menghubungkan antara Sukowati field ke CPA (Central Processing Area) Mudi sepanjang 10,2 km dengan diameter onshore pipeline 16 in.
II. URAIANPENELITIAN A. Studi Literatur dan Pengumpulan Data Pipeline
Berupa analisa yang pernah dilakukan sebelumnya, referensi buku sebagai pedoman untuk mengerjakan tugas akhir ini, serta data operasional onshore pipeline JOB PPEJ (Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java).
B. Pengumpulan Data
Data-data yang digunakan adalah data-data yang didapatkan dengan kondisi menyesuaikan data existing pipa dengan studi kasus onshore pipeline JOB PPEJ (Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java) yaitu onshore pipeline dari Sukowati filed menuju ke CPA (Central Processing Area) Mudi.
Tabel 1.
Data Operasional Pipeline JOB PPEJ Outside Diameter 16 in 0,4064 m
ID Pipa 15,312 in 0,3889 m
Tebal Pipa 0,688 in 0,0174 m
Length Pipeline 10,2 km
Desain Temperature 250 0F
Kelas Material Pipa Seamless ; API 5L Gr B X- 60
Design Code ASME B31.8
Production Crude Oil Per Day
80.000 bbl/day
API 38,84
Viskositas Dinamis (µ) 7,5 cp (centi poise) C. Perhitungan Fluida Internal pada Pipa
Analisa perhitungan berupa analisa pada aliran internal fluida yang mengalir dalam pipa dengan kondisi menyesuaikan dengan data existing pipa dengan studi kasus onshore pipeline JOB PPEJ (Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java).
D. Analisa Penurunan Tekanan (Pressure Drop)
Analisa ini berdasarkan pada hasil perhitungan, sehingga diketahui tekanan total yang dibutuhkan untuk pertimbangan peletakan pompa booster yang efisien pada jalur pipa JOB PPEJ (Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java) serta untuk kebutuhan daya pompa yang dibutuhkan untuk
Analisa Peletakan Booster Pump pada Onshore Pipeline JOB PPEJ (Joint Operating Body
Pertamina Petrochina East Java)
Debrina Alfitri Kentania, Ir. Imam Rochani,M.Sc., dan Silvianita,S.T.,M.Sc.,Ph.D
Jurusan Teknik Kelautan, Fakultas Teknologi Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111 Indonesia
e-mail: imamr@oe.its.ac.id
P
mengalirkan fluida dengan ketentuan target flow rate sebagai produksi per hari sesuai dengan data existing.
E. Pemodelan dengan Software
Permodelan yang dilakukan dalam analisa tugas akhir ini adalah untuk menunjukkan simulasi pola aliran serta menunjukkan adanya penurunan tekanan (pressure drop) sehingga hanya diambil untuk beberapa sample saja yang dekat dengan station pengukuran tekanan untuk dilihat simuasi perubahan tekan dengan pemodelan. Untuk pemodelan dengan menggunakan software bertujuan untuk mengetahui simulasi pola aliran serta menunjukkan adanya penurunan tekanan (pressure drop).
F. Analisa Booster Pump Station
Analisa yang dilakukan pada tahap ini meliputi analisa kebutuhan daya pada pompa, booster pump station, peletakan booster pump pada onshore pipeline. Untuk analisa kebutuhan daya pada pompa merupakan hal penting dalam analisa tugas akhir ini, sebab dalam hal ini harus diketahui besarnya tekanan yang dibutuhkan untuk memenuhi target kapasitas produksi (flow rate) per hari yang bertujuan sebagai efisiensi peletakan booster pump station yang efektif dan efisien pada onshore pipeline JOB PPEJ (Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java) sehingga hal ini berhubungan untuk peletakan booster pump pada onshore pipeline.
III. DASAR TEORI A. Friction Factor
Friction factor merupakan faktor gesekan yang berhubungan dengan head losses dan pressure drop akibat gesekan sepanjang panjang diberikan pipa dengan kecepatan rata-rata aliran fluida. Persamaan Shell-MIT merupakan salah satu persamaan untuk friction factor untuk heavy crude oil dengan perhitungan reynolds number (Re) dilanjutkan perhitungan friction factor dengan persamaan sebagai berikut berdasarkan buku liquid pipeline hydraulics (E. Shashi Menon).
f = 0,0018 + 0,00662 (1/Rm) (1) Keterangan:
f = Friction factor
Rm = Reynolds Number Modified B. Penurunan Tekanan (Pressure Drop)
Penurunan tekanan atau lebih dikenal sebagai penurunan tekanan (pressure drop) dalam aliran pipa pada umumnya dihitung dengan menggunakan persamaan Darcy-Weisbach yang diketahui adalah sebagai berikut:
ΔP = ρ x g x HL (2) Keterangan:
ΔP = Pressure Drop
g = Percepatan Gravitasi Bumi (ft/s2) ρ = Massa Jenis Fluida
HL = Head Losses
Pada setiap fluida yang mengalir terdapat adanya gesekan (friction) antara fluida dan dinding pipa yang dapat menimbulkan head losses sehingga menyebabkan terjadinya penurunan tekanan (pressure drop) dalam aliran internal fluida. Aliran fluida yang mengalir pada pipa akan mempengaruhi penurunan tekanan suatu fluida yang mengalir.
Faktor-faktor yang mempengaruhi penurunan tekanan suatu fluida yang mengalir pada pipa:
Viskositas
Kecepatan aliran
Panjang pipa
Diameter dalam pipa
Kekerasan permukaan dinding dalam pipa (friction) Sedangkan untuk persamaan untuk mentukan penurunan tekanan (pressure drop) yang digunaka untuk heavy crude oil dan didapatkan persamaan sebagai berikut:
ΔP = 0,241 x ( ) (3) Keterangan:
ΔP ` = Pressure Drop (psi/mil) Q = Flow Rate (bbl/day) f = Friction Factor SG = Spesifik Gravity ID = Diameter Internal (in) C. Minor Losses
Minor losses (fitting) adalah head losses akibat aliran fluida melewati sambungan, sehingga besarnya head losses juga dipengaruhi oleh adanya fitting pada pipa, debit aliran internal fluida pada pipa, dan viskositas fluida dengan persamaan minor losses adalah sebagai berikut:
HL.minor losses = K (v2/2g) (4) Keterangan:
HL.minor losses = Minor Losses
v = Kecepatan Alir Fluida Rata-rata (ft/s) g = Percepatan Gravitasi Bumi (ft/s2) K = Koefsien Minor Losses
D. MAWP (Maximum Allowable Working Pressure)
MAWP (Maximum Allowable Working Pressure) adalah tekanan maksimum dari dalam pipa yang diijinkan yang timbul akibat tekanan dari fluida yang mengalir di dalam pipa pada saat pipa itu dioperasikan atau digunakan. Dengan kata lain, bahwa tekanan fluida yang mengalir di dalam pipa tidak boleh lebih besar dari nilai MAWP (Maximum Allowable Working Pressure) pipa tersebut. Tekanan operasi maksimum yang diijinkan untuk pipa transportasi minyak berdasarkan pada ASME B.31.8 “Gas Transmission And Distribution Piping Systems”. Berikut merupakan persamaan untuk mengetahui MAWP (Maximum Allowable Working Pressure) berdasarkan ASME B31.8:
P = x F x E x T (5) Keterangan:
OD = Diameter Luar Pipa (in)
E = Longitudinal Joint Factor F = Desain Faktor Obtained P = Pressure Design (psi)
S = Specified Minimum Yield Strength T = Temperatur
t = Tebal Pipa (in)
E. Booster Pump
Pompa booster (booster pump) adalah jenis pompa yang digunakan untuk meningkatkan tekanan fluida yang sudah mengalir dari satu tempat ke tempat lain dalam pipa. Pompa booster sering digunakan dalam pipa untuk menambah tekanan untuk memindahkan cairan ke terminus (ujung akhir aliran pada pipa).
Pada tekanan pompa suatu fluida terdapat total head pompa yang merupakan kemampuan tekanan maksimum pada titik kerja pompa, sehingga pompa tersebut mampu mengalirkan fluida dari satu tempat ke tempat lainnya. Pada aliran suatu fluida terdapat adanya gaya gesek (friction) yang terjadi karena gesekan antara fluida dengan permukaan dalam pipa, hal ini meyebabkan hambatan pada tekanan aliran fluida.
Dalam suatu pipeline memerlukan adanya booster pump untuk mengatur tekanan pada aliran internal fluida pipa yang sesuai dengan desain perancangan aliran pipa dan yang dibutuhkan di terminus (ujung akhir aliran pada pipa).
IV. PEMBAHASAN A. Analisa Tekanan Operasional
Berdasarkan data existing operating pressure yang ada pada onshore pipeline JOB PPEJ (Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java) berikut merupakan besar tekanan rata-rata pada jalur untuk setiap station pengukuran berdasarkan pada tabel 2.
Tabel 2.
Data Operasional Tekanan Rata-rata Pipeline JOB PPEJ Location Tekanan Rata-rata
(psi)
Sukowati field 202,75
Valve 1 190
Valve 2 185
Valve 3 167,92
Valve 4 157,75
Pada gambar 1 menunjukkan grafik perbedaan tekanan rata-rata pada jalur onshore pipeline JOB PPEJ (Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java) untuk setiap station pengukuran berdasarkan pada tabel 2
Gambar 1. Grafik Tekanan Rata-rata Onshore Pipeline JOB PPEJ
B. Perhitungan Fluida Internal pada Pipa
Perhitungan fluida internal pada pipa digunakan untuk mengetahui berapa besar penurunan tekanan di sepanjang jalur onshore pipeline JOB PPEJ (Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java).
Tabel 3.
Hasil Perhitungan Komponen Fluida (Cruide Oil)
SG 0,8278
ρ.crude oil
51,65 slug/ft3 827,8 kg/m3 Mass flow
rate
121,87 kg/s
v 3,723 ft/s 1,13 m/s
Re 5,0905 x 104
f 0,0021
ΔP 2,605 psi/mil 11,16 Pa/m
MAWP 1204 psi 8301287,4 Pa
C. Analisa Pressure Drop pada Onshore Pipeline JOB PPEJ Hasil analisa berikut merupakan yang terjadi pada onshore pipeline JOB PPEJ (Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java). Adapun data yang digunakan untuk menetukan besar pressure drop pada aliran pipa adalah berdasarkan dengan data existing tekanan pada kondisi pipa yang diamati untuk setiap station valve. Dalam tabel 4 dan gambar 2 merupakan besar pressure drop per station operating pressure pada onshore pipeline JOB PPEJ (Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java).
Tabel 4.
Hasil Perhitungan Pressure Drop Total per Station Operating Pressure
Location
Pressure Drop Total per Station Operating Pressure
(psi)
Sukowati-Valve 1 81,58
Valve 1 - Valve 2 78,97
Valve 2 - Valve 3 81,4
Valve 3 - Valve 4 80,26
Valve 4 - CPA 4,97
0
500 Tekanan Rata-rata (psi)
Gambar 2. Pressure Drop Total per Station Operating Pressure
Pada setiap fluida yang mengalir terdapat adanya gesekan (friction) antara fluida dan dinding pipa yang dapat menimbulkan head losses sehingga menyebabkan terjadinya penurunan tekanan (pressure drop) dalam fluida. Dalam tabel 5 merupakan Hasil Perhitungan Tekanan yang Dibutuhkan pada Onshore Pipeline JOB PPEJ yang telah dilakukan analisa pada pembahasan ini untuk setiap station pengukuran dan grafik ditunjukkan pada gambar 3.
Tabel 5.
Hasil Perhitungan Tekanan yang Dibutuhkan pada Onshore Pipeline JOB PPEJ
Location
Tekanan yang Dibutuhkan (psi)
Sukowati-Valve 1 301,57
Valve 1 - Valve 2 294,55
Valve 2 - Valve 3 283,75
Valve 3 - Valve 4 267,34
Valve 4 - CPA 180,33
Gambar 3. Tekanan yang Dibutuhkan pada Onshore Pipeline JOB PPEJ
Tekanan gradien hidrolik adalah sebuah grafik representasi dari variasi tekanan di sepanjang pipa . Hal ini ditunjukkan dengan profil elevasi pipa. Karena
elevasi tersebut diplot untuk mewakili tekanan pipa.
Dalam tabel 6 merupakan hasil perhitungan tekanan per station valve dan grafik ditunjukkan pada gambar 4 analisa yang dilakukan dengan studi kasus onshore pipeline JOB PPEJ (Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java) juga terdapat perhitungan yang bertujuan sebagai pertimbangan lokasi peletakan dari booster pump.
Tabel 6.
Hasil Perhitungan Tekanan per Station Valve Location Tekanan per Station (psi)
Sukowati 1204
Valve 1 902,43
Valve 2 607,88
Valve 3 324,13
Valve 4 56,79
CPA -123,54
Gambar 4. Tekanan per Station Valve
Perbedaan tekanan sebelum adanya pompa dan setelah adanya pompa dapat dilihat pada tabel 7.
merupakan hasil perhitungan yang menunjukkan perbedaan tekan tersebut dan grafik ditunjukkan pada gambar 5. analisa yang dilakukan dengan studi kasus onshore pipeline JOB PPEJ (Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java) juga terdapat perhitungan untuk perbedaan tekanan yang bertujuan sebagai pertimbangan untuk lokasi peletakan dari booster pump.
Tabel 7.
Hasil Perhitungan Perbedaan Tekanan akibat Pengaruh Booster Pump
Location Tekanan per Station (psi)
Tekanan Akhir (psi)
Sukowati 1204 1204
Valve 1 902,42745 902,42745
Valve 2 607,8799 607,8799
Valve 3 324,1297 324,1297
0 50 100
Pressure Drop Total per Station Operating Pressure (psi)
100,000,00 200,00 300,00 400,00
Tekanan yang Dibutuhkan (psi)
-500 0 500 1000 1500
Tekanan per Station (psi)
Valve 4 56,78985 207,28985
CPA -123,5357 83,75415
Gambar 5. Perbedaan Tekanan akibat Pengaruh Booster Pump
D. Analisa Peletakan Booster Pump
Dalam analisa peletakan booster pump merupakan hal utama dalam analisa tugas akhir ini, sebab untuk peletakan booster pump haruslah mempertimbangkan keefektifan dan efisiensi pada jalur onshore pipeline JOB PPEJ (Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java). Dan untuk jumlah dari booster pump pada onshore pipeline didapatkan sejumlah 2 booster pump yang dipasang secara paralel, dengan pertimbangan dari MAWP (Maximum Allowable Working Pressure) yang dibagi dengan jumlah kebutuhan tekanan pada onshore pipeline tersebut. Hal ini dijadikan pertimbangan sebab untuk menghindari adanya kerusakan yang tidak diinginkan dari fungsional pompa jika dipasang seri pada jalur onshore pipeline tersebut. Untuk peletakan booster pump pada jalur onshore pipeline ini terdapat pada gambar 6.
Gambar 6. Peta Peletakan Booster Pump pada Onshore Pipeline JOB PPEJ
.
V. KESIMPULAN/RINGKASAN
Berdasarkan analisa tugas akhir ini dapat disimpulkan bahwa:
1. Besar penurunan tekanan (pressure drop) pada onshore pipeline sebesar 2,605 psi/mil.
2. Untuk mengurangi adanya pressure drop pada aliran fluida internal pipa maka dalam sistem perpipaan
diperlukan adanya booster pump yang berfungsi untuk meningkatkan tekanan aliran dari suatu fluida yang mengalir dalam pipa.Hal menjadi pertimbangan karena untuk menghindari terjadinya perubahan bentuk fasa pada fluida tersebut akibat adanya pressure drop. Maka peletakan di valve 4 karena tekanan total yang dibutuhkan dari sukowati ke valve 4 mendekati tekanan MAOP (Maximum Allowable Operating Pressure) yaitu dengan MAOP sebesar 1204 psi.
UCAPANTERIMAKASIH
Dalam penyelesaian tugas akhir ini penulis mengucapkan terimakasih kepada pihak-pihak yang telah memberikan dukungan moral dan material baik secara langsung ataupun tidak langsung. Penulis juga mnegucapkan kepada JOB PPEJ (Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java)yang telah membantu dalam penyediaan data yang digunakan dalam tugas akhir ini.
DAFTARPUSTAKA
[1] Arnold, Ken., Maurice Stewar., 1986, Surface Production Operations Vol.1, Houston., Texas.,U.S.A, Gulf Publishing Company.
[2] Geankoplis, Christie J., 1993, Transport Processes and Unit Operations, U.S.A, Prentice-Hall Inc.
[3] Menon, E. Shashi., 2004, Liquid Pipeline Hydraulics, U.S.A, Marcel Dekker Inc.
[4] Menon, E. Shashi., 2011, Pipeline Planning and Construction Filed Manual, U.S.A, Elsevier Inc.
-5005000 15001000
Tekanan per Station (psi)
Letak Booster Pump
