Penentuan Kadar Air Di Dalam Gas Alam Di PT. Pertamina Ep. Region Sumatera Field Pangkalan Susu

Sri Dewi Agustina Tarigan : Penentuan Kadar Air Di Dalam Gas Alam Di PT. Pertamina Ep. Region Sumatera Field Pangkalan Susu, 2008.

FIELD PANGKALAN SUSU

KARYA ILMIAH

SRI DEWI AGUSTINA. TARIGAN

052409033

PROGRAM STUDI DIPLOMA-3 KIMIA INDUSTRI

DEPARTEMEN KIMIA

FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM

UNIVERSITAS SUMATERA UTARA

MEDAN

2008

PENENTUAN KADAR AIR DALAM GAS ALAM DI PT.PERTAMINA EP.REGION SUMATERA

FIELD PANGKALAN SUSU

KARYA ILMIAH

Diajukan untuk melengkapi tugas dan memenuhi syarat memperoleh Ahli Madya

SRI DEWI AGUSTINA. TARIGAN 052409033

PROGRAM STUDI DIPLOMA-3 KIMIA INDUSTRI DEPARTEMEN KIMIA

FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM UNIVERSITAS SUMATERA UTARA

MEDAN 2008

PERSETUJUAN

Judul : PENENTUAN KADAR AIR DALAM GAS

ALAM DI PT.PERTAMINA EP.REGION

SUMATERA FIELD PANGKALAN SUSU

Katogori : KARYA ILMIAH

Nama : SRI DEWI AGUSTINA. TARIGAN.

Nomor Induk Mahasiswa : 052409033

Program Studi : D-3 KIMIA INDUSTRI

Departemen : KIMIA

Fakultas : MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN

ALAM UNIVERSITAS SUMATERA UTARA

Disetujui di Medan, Juni 2008

Program Studi D3 KIN FMIPA USU Dosen Pembimbing Ketua

DR.Harry Agusnar MSc. M.Phill Dra. Sudestry Manik,M.Si

NIP. 131 273 466 NIP. 130 283 733

Departemen KIMIA FMIPA USU Ketua

DR.Rumondang Bulan, MS NIP.131 459 466

PERNYATAAN

PENENTUAN KADAR AIR DALAM GAS ALAM DI PT.PERTAMINA EP.REGION SUMATERA

FIELD PANGKALAN SUSU

KARYA ILMIAH

Saya mengakui bahwa karya ilmiah ini adalah hasil kerja saya sendiri, kecuali beberapa kutipan dari ringkasan yang masing-masing disebutkan sumbernya.

Medan, Mei 2008

SRI DEWI AGUSTINA.TARIGAN 052409033

PENGHARGAAN

Puji dan Syukur penulis panjatkan kehadirat Tuhan Yang Maha Esa atas rahmat dan kasih karunia-Nya yang telah dilimpahkan kepada penuls sehingga dapat menyelesaikan karya ilmiah ini yang berjudul “Penentuan Kadar Air Di Dalam Gas Alam Di PT.Pertamina EP.Region Sumatera Field Pangkalan Susu”.

Karya Ilmiah ini merupakan hasil kerja praktek di PT.Pertamina EP. Pangkalan Susu dan merupakan salah satu persyaratan akademik mahasiswa untuk memperoleh gelar Ahli Madya Diploma-3 untuk program studi Kimia Industri di Fakultas matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Sumatera Utara.

Karya Ilmiah ini dapat disusun dan diselesaikan berkat bantuan dari berbagai pihak. Oleh karena itu, pada kesempatan ini penulis megucapkan terima kasih yang setulusnya kepada :

1. Keluarga tercinta, bapak dan mama yang selalu mencurahkan kasih sayang dan dukungan serta tak pernah meninggalkan penulis dalam setiap doanya.

2. Ibu Dra. Sudrestry Manik, M.Si selaku dosen pembimbing yang selalu memberikan bimbingan dan kepada penulis sehinga dapat menyelesaikan karya ilmiah ini.

3. Ibu DR. Rumondang Bulan, M.Si selaku ketua Departemen Kimia F-MIPA Universitas Sumatera Utara.

4. Bapak Happy Marbun selaku kepala laboratorium Pertamina field Pangkalan Susu, dan kepada staf di laboratorium Bapak Surip, Bapak Edy, Bapak Kamal, Bapak Alip, dan Ibu Iis yang dengan tulus telah memberi kesempatan dan pengarahan kepada penulis .

5. Bapak Drs. Eddy Marlianto, MSc, selaku Dekan F-MIPA Universitas Sumatera Utara.

6. Staff dan Karyawan Program Studi Kimia Industri F-MIPA Universitas Sumatera Utara.

7. Teman-teman separtner PKL yaitu Rina Arani. Simatupang, A.Bona F. Naibaho, Efraim T.H. Marpaung.

8. Teman-teman KIN stambuk 2005, khususnya buat Irma Mak e, 2-Funk, Meli, Dian-C.S.

9. Tidak lupa juga buat teman-teman di kos dan buat Eka Qthink, juga adik-adikku

10.Especially for Philladelphia yang sama-sama sedang berjuang meyelesaikan tugas akhir dan saling berbagi beban doa dan motivasi, dan K’Ber yang sabar menghadapi kami.

11.Semua pihak yang telah membentu dalam menyelesaikan karya ilmiah ini yang tidak mungkin penulis ucapkan satu per satu.

Penulis menyadari bahwa penyajian karya ilmiah ini masih jauh dari sempurna mengingat keterbatasan kemampuan dan waktu yang ada, penulis mengharapkan kritikan dan saran yang bersifat membangun demi kesempurnaan karya ilmiah ini. Penulis juga berharap semoga tulisan ini dapat bermanfaat bagi pembaca.

Medan, Juli 2008

ABSTRAK

Kandungan air yang terdapat secara alami di dalam gas alam dalam jumlah yang bervariasi tergantung kepada sumur gas alam tersebut. Prosedur pengukuran kadar air dilakukan pada gas alam untuk mengetahui besarnya kadar air. Sehingga hasil yang diperoleh dapat dibandingkan dengan standart batas maksimum. Maka dapat diketahui mutu gas alam dalam pipa transmisi. Standart maksimum kadar air yang ditentukan dalam gas alam adalah < 10 lb/mmScf. Sedangkan kadar gas alam yang terdapat pada field WP 302 sebesar 9,0 lb/mmScf, dan WP 303 sebesar 9,4 lb/mmScf, dan CN-II sebesar 8,6 lb/mmScf, dan MET-PTP sebesar 9,2 lb/mmScf.

DETERMINATION OF WATER VAPOR CONTENT OF NATURAL GAS

ABSTRACT

Naturally, water vapor content is found in natural gas which have variation value depended to the natural gas field. Determination procedure of water vapor content be done the natural gas to know result of water vapor content value. So the result can be comparison with limit standart. So we can know the quality of natural gas. Water vapor content more than standart have bad effect for that quality of natural gas and transmisi pipe. Maximum standart of water content in natural gas determined about < 10 lb/mmScf. but water content which found in the field of WP 302 is 9,0 lb/mmScf, and WP 303 is 9,4 lb/mmScf, and CN-II is 8,6 lb/mmScf, and MET-PTP is 9,2 lb/mmScf.

DAFTAR ISI

Halaman

Persetujuan ii

Pernyataan iii

Penghargaan iv

Abstrak vi

Abstract vii

Daftar Isi viii

Daftar Gambar x

Daftar Singkatan xi

BAB 1 PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang 1

1.2. Permasalahan 1

1.3. Tujuan 2

1.4. Manfaat 3

BAB 2 TINJAUAN PUSTAKA

2.1. Teori Pembentukan dan Sejarah Gas Alam 4 2.2. Perkembangan Produksi dan Pemanfaatan Gas Alam di Indonesia 5 2.2.1. Perkembangan Produksi Gas Alam di Indonesia 6 2.2.2. Pemanfaatan Gas Alam di Indonesia 7

2.3. Proses Penambangan Gas Alam 9

2.4. Komposisi Gas Alam 14

2.5. Pengaruh dan penentuan kadar air dalam gas alam 14 2.5.1.Metode penentuan kadar air dalam gas alam 14 2.5.2. Metode Penentuan Kadar Air dalam Gas Alam 14

2.6. Pemurnian Gas Alam 17

BAB 3 METODOLOGI PERCOBAAN 3.1. Metodologi Percobaan 21 3.2. Alat dan Bahan 21

3.2.1. Alat 21

3.2.2. Bahan-baha 21

3.3. cara Kerja 21

BAB 4 DATA DAN PEMBAHASAN 4.1. Data Hasil Analisa 23

4.2. Perhitungan 24

4.3. Pembahasan 25

BAB 5 KESIMPULAN DAN SARAN

5.2. Saran 27

DAFTAR PUSTAKA 28

DAFTAR GAMBAR

Halaman Gambar 1 (a). Grafik kadar air dan dew point dalam pipa gas 15 Gambar 1 (b).Grafik titik embun dari bahan bakar padat, cair,

dan bahan bakar gas 15

Gambar 2. Burueaub of Mines Dew-Point Apparatus 17 Gambar 3. Grafik standart penentuan kadar air dalam gas alam 29

DAFTAR SINGKATAN

ASTM : American Society For testing and Materials Cu : Cubic

Ft : Feet Gal : Gallon

mmScf : milimeter standart cubic feet. WP : Wampu

CN : Canang

MET-PPT : Methering Paluh Pantai Timur TCF : Trillion cubic feet

BAB 1

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Semakin meningkatnya kebutuhan akan bahan bakar memacu para ahli untuk semakin menemukan sumber bahan bakar baru.

Namun bahan bakar yang paling dominan dipakai selama ini adalah bahan bakar yang tidak dapat diperbaharui. Walaupun banyak penelitian yang mencoba untuk menemukan sumber penggantinya, namun saat ini yang paling diminati konsumen adalah produk migas. Dikarenakan relatif terjangkau dan proses penggunannya yang sederhana.

Salah satunya yakni produk gas alam. Seperti nama yang tercantum gas alam merupakan hasil yang didapat dari pengeboran minyak bumi dimana secara umum gas ikut ditemukan dalam sumur pengeboran. Perbedaan kedalaman, jenis tanah dan batuan didalamnya ikut mempengaruhi kualitas dan mutu dari minyak bumi itu sendiri.

Komposisi yang terkandung di dalam gas alam inilah menjadi faktor yang

mempengaruhi nilai mutu dan kualitasnya. Selain senyawa kimia juga terdapat kadar air yang ikut menentukan harga jual suatu produk gas alam. Kadar air pada umumnya

dapat menyebabkan korosifitas pada tanki gas. Pada dasarnya kadar air selalu terdapat pada gas alam, namun bila kadarnya masih bisa ditoleransi maka hal ini dapat diabaikan. Metode Standart ASTM D1142-63 yang merupakan metode penentuan kadar air dalam bahan bakar gas dengan menggunakan peralatan temperatur dew point dan kemudian dihitung kandungan kadar airnya adalah yang digunakan pada PT.PERTAMINA EP P.SUSU. Sebab analisa metode ini memiliki beberapa keunggulan diantaranya kerjanya cukup singkat dikarenakan cara pengukurannya sederhana dan data untuk menentukan kadar air telah diubah menjadi suatu grafik. Selain itu hasilnya juga cukup akurat. Sehingga penggunaanya dalam industri cukup luas.

1.2. Permasalahan

Kemungkinan merosotnya harga jual dan mutu gas alam akibat adanya komponen yang tidak dibutuhkan dan memiliki pengaruh buruk terhadap peralatan yang digunakan yakni kadar air yang terkandung di dalam gas alam. Sehingga perlu diketahui batas maksimum kadar air dalam gas alam yang tergolong bermutu baik.

1.3. Tujuan

- Untuk mengetahui besarnya kadar air yang terkandung dalam gas alam.

- Untuk menentukan kualitas dari suatu gas alam berdasarkan standart yang telah disepakati dan pengaruhnya terhadap nilai jual dari gas alam tersebut.

1.4. Manfaat

Sebagai sumber informasi untuk mengetahui mengenai dampak dari kadar air dan batas kadar maksimumnya dalam gas alam terhadap mutu dan nilai jual yang dilihat dari sudut pandang kimia dan ekonomi industri.

BAB 2

TINJAUAN PUSTAKA

2.1. Teori Pembentukan dan Sejarah Gas Alam

Minyak dan gas dihasilkan dari pembusukan organisme, kebanyakannya tumbuhan laut (terutama ganggang dan tumbuhan sejenis) dan juga binatang kecil seperti ikan, yang terkubur dalam lumpur yang berubah menjadi bebatuan. Proses pemanasan dan tekanan di lapisan-lapisan bumi membantu proses terjadinya minyak dan gas bumi. Cairan dan gas yang membusuk berpindah dari lokasi awal dan terperangkap pada struktur tertentu. Lokasi awalnya sendiri telah mengeras, setelah lumpur itu berubah menjadi bebatuan.

Minyak dan gas berpindah dari lokasi yang lebih dalam menuju bebatuan yang cocok. Tempat ini biasanya berupa bebatuan-pasir yang berporos (berlubang-lubang kecil) atau juga batu kapur dan patahan yang terbentuk dari aktifitas gunung berapi bisa berpeluang menyimpan minyak. Yang paling penting adalah bebatuan tempat tersimpannya minyak ini, paling tidak bagian atasnya, tertutup lapisan bebatuan kedap

Berdasarkan teori pembentukannya, minyak bumi berasal dari hasil pelapukan organisme hidup yang berlangsung sangat lama, yang diperkirakan terjadi pada zaman

Namun, eksploitasi ini akhirnya berakibat terjadinya kekurangan setempat akan gas bumi, dan ini mulai terasa pada tahun 1968. pada tahun itu dan tahun-tahun berikutnya, volume gas bumi yang dihasilkan dari sumur lebih besar dan volume cadangan gas yang baru ditemukan. Oleh karena adanya penurunan cadangan gas bumi secara nyata. Eksplorasi gas di darat dan di lepas pantai pun mulai digiatkan. Bagan pembentukan :

Organisme (yang telah mati)  pengendapan pada lingkungan  kadar zat organik tinggi  pengawetan  terakumulasi terkonsentrasi  masuk kedalam batuan  terperangkap di batuan sedimen.

Catatan pertama mengenai pemakaian gas yang dapat dibakar adalah pada tahun 900 sesudah Masehi di Cina, dimana gas bumi disalurkan melalui pipa bambu dan digunakan untuk penerangan. Upaya yang serupa berlangsung di Amerika Serikat pada tahun 1796 yaitu di Philadelphia. Tidak lama kemudian dibentuk perusahan gas untuk membuat dan memperdagangkannya. Eksploitasi lapangan gas bumi secara besar-besaran di Amerika Serikat merupakan dorongan terakhir yang menempatkan industri gas dalam posisinya yang sekarang ini.

1

2.2. Perkembangan Produksi dan Pemanfaatan Gas Alam di Indonesia

Seperti halnya di negara-negara maju, di Indonesia juga berlangsung eksplorasi dan produksi gas alam. Selain dalam memenuhi kebutuhan akan energi bagi rakyatnya, dapat juga menjadi sumber devisa negara yang menjanjikan.

1

2.2.1. Perkembangan Produksi Gas Alam di Indonesia

Walaupun Indonesia termasuk negara yang termaju di dunia dalam pengembangan gas bumi, khususnya gas alam cair (liquefied natural gas: LNG) untuk diekspor, namun pengembangan industri gas bumi di dalam negerinya sendiri masih sangat terlambat. Gas bumi Indonesia hingga saat ini lebih banyak dimanfaatkan untuk ekspor, meskipun kebutuhan untuk memanfaatkannya di dalam negeri terus meningkat.

Cadangan gas bumi Indoesia, terbukti dan potensial, mengalami kenaikan secara nyata. Tahun 2004, total cadangan gas adalah 182,5 trillion cubic feet (TCF), terdiri dari 94,78 TCF cadangan terbukti, dan 87,73 TCF potensial, dapat diproduksi dalam jangka waktu 64 tahun. Cadangan gas tersebut terkonsentrasi di Indonesia bagian barat. Oleh karena itu ke depan, kegiatan eksplorasi perlu di dorong ke arah Indonesia bagian timur.

Sebagai halnya pada minyak bumi, kegiatan industri gas bumi dapat dibedakan ke dalam dua kelompok utama: kegiatan hulu (upstream) dan hilir (downstream). Kegiatan hulu (oleh sebuah perusahaan eksplorasi/eksploitasi gas) dimulai dengan upaya mendapatkan izin/konsesi atau kontrak kerja sama untuk melakukan eksplorasi atau pencarian gas di suatu wilayah tertentu. Bila kegiatan eksplorasi memberikan hasil yang positip, maka ini kemudian dilanjutkan dengan kegiatan produksi/eksploitasi gas bumi, minyak bumi serta produk ikutannya.

Hasil produksi dari lapangan-lapangan gas tersebut dikumpulkan, kemudian disalurkan ke kilang gas untuk diproses atau dikirim ke tujuan penjualan. Di kilang/pabrik gas, gas dari lapangan produksi tersebut dimurnikan atau diproses menjadi LNG (liquefied

melewati jaringan transportasi yang telah dibangun, dijual kepada konsumen besar (wholesale) dan seterusnya kepada konsumen kecil (retail).

2.2.2. Pemanfaatan Gas Alam Indonesia

Di Indonesia, produksi gas dilakukan wilayah-wilayah utama Kalimantan Timur dan Aceh. Gas yang diproduksi kemudian juga dikilang wilayah tersebut menjadi LNG dan LPG, untuk kemudian diekspor. Gas juga diproduksi di lapangan-lapangan yang lebih kecil di Jawa Barat dan Jawa Timur, dan melalui jalur pipa dikirimkan untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar/bahan baku pembangkitan litsrik, industri dan gas kota di Jawa.

Pada awal pengembangannya pada periode 1980-an, gas bumi Indonesia lebih banyak digunakan untuk eskpor dalam bentuk LNG, dengan tujuan Jepang, Korea Selatan dan Taiwan. Ekspor gas bumi belakangan dilakukan melalui pipa ke Singapura dan Malaysia. Peningkatan penggunaan gas bumi di dalam negeri terjadi karena peningkatan permintaan gas bumi oleh pembangkit tenaga listrik, industri dan PT PGN. Tabel 1 memperlihatkan status terakhir pemanfaatan gas bumi Indonesia.

Tabel 1. Pemanfaatan gas bumi Indonesia, 2003

Di Indonesia, pengusahan gas bumi di sisi hilir masih didominasi oleh perusahaan minyak dan gas milik negara (Pertamina) yang melakukan usahanya secara terintegrasi vertikal dari ujung sisi hulu hingga hilir, terutama untuk minyak bumi. Dominasi Pertamina, khususnya dalam pengusahaan gas bumi agak berkurang dengan perkembangan PT Perusahaan Gas Negara (PGN) yang belakangan ini telah menjadi perusahaan transmisi dan distribusi gas bumi terkemuka. Dibandingkan banyak negara maju pemakai gas bumi, kapasitas infrastruktur maupun pelaku usaha hilir gas bumi yang terdapat di Indonesia sampai saat ini masih terbatas, kecuali untuk LNG. 2

2.3. Proses Penambangan Gas Alam

Teknik pencarian gas-alam dan minyak pada masa sekarang ini dilakukan terutama dalam mencari minyak atau rembesan gas; ditandai dengan munculnya bitumen ke permukaan bumi dari celah batu yang mirip dengan aspal yang mengandung hidrokarbon padat; seperti parafin alami, disebut ozocerite; dan seperti sumber semburan, tanggul, garam, dan rembesan air belerang. Sumur-Sumur kemudian dibuat sedekat mungkin pada keadaan seperti itu.

Metoda geokimia penyelidik untuk minyak atau gas terdiri dari tes pembuatan bahan kimia untuk hidrokarbon pada lahan dan pemetaan. Metoda ini berdasar pada teori bahwa gas bergabung dengan minyak dan cadangan gas akan menembus dan menyebar menaiki batuan formasi bagian atas dan sisanya berada di lahan yang dekat denagn permukaan tersebut. Lahan atau contoh gas diambil dari lubang di suatu area terpilih. Lubang ini pada umumnya berjarak sekitar 1000 ft secara terpisah, atau semakin dekat lebih baik.

Di dalam metoda analisa gas, contoh gas dikumpulkan dari sumur dengan kedalaman 10 sampai 30 ft, dan analisis untuk metana, etana, dan kandungan hidrokarbon yang lebih berat. prosedur analitis sensitif dan akurat menggunakan spektroskopis inframerah, fraksinasi temperatur rendah, atau peralatan micro-analitis harus digunakan.

Dalam analisa lahan, lahan dari kerendahan beberapa kaki dianalisa untuk kandungan hidrokarbon. Sejak gas dapat ditemukan dalam berat bagian per miliar. ketelitian sangat diperlukan prosedur analitis ini. Persentase dari penemuan

hidrokarbon direncanakan pada peta, penggunaan peta tunggal untuk masing-masing jenis hidrokarbon. Dari tahap ini ditentukan tempat dari gas komersil dan cadangan minyak biasanya dapat sering ditentukan. Dalam kaitan kapasitas lahan, bermacam-macam tergantung pada hidrokarbon oleh material lahan organik yang terbentuk.3

1. Tahap Eksplorasi

Proses pengeboran minyak bumi dilakukan 2 tahap, yakni :

Kegiatan eksplorasi dilakukan untuk menemukan gas alam pada kerak bumi. Setelah cadangan gas diketemukan, kegiatan produksi dapat dilakukan yaitu untuk mengambil gas tersebut dari dalam kerak bumi untuk kemudian dihilangkan pengotor-pengotornya sesuai dengan spesifikasi yang ditentukan.

Pada tahapan eksplorasi dilakukan penyidikan terhadap satu daerah tang ditaksir memiliki kadar minyak bumi. Tahap yang dilakukan secara :

a. Geologi (berdasrkan kondisi batuan)

b. Geokomia (berdasarkan unsur dan kandungan kimia) c. Geofisika (berdasarkan gejala-gejala fisika)

2. Tahap Eksploitasi

Tahapan ini berupa pengambilan barang tambang di suatu wilayah (penambangan). Penambangan ini dibedakan berdasarkan kandungan/ jenis zat yang ditambang, yakni : a. Bahan padat

Penambangan bisa dilakukan secara : 1. Penambangan terbuka

b. Bahan cair/ gas

1. Pemboran daratan 2. Pemboran lepas pantai

Hidrokarbon yang lebih berat pada umumnya diolah untuk membentuk bensin dan produk cairan lain. Ini juga suatu keuntungan untuk menyimpan atau mengangkut sebagian dari hidrokarbon berupa gas dalam bentuk cairan atau disebut dengan Liquefied Natural Gas (LNG). LNG adalah gas alam yang dicairkan dengan didinginkan hingga mencapai suhu -160oC pada tekanan 1 atm.

Pada kondisi cair LNG memiliki densitas sekitar 45% dari densitas air, dengan reduksi volume 1/600 dibanding kondisi gasnya. Kompresi volume yang cukup besar ini memungkinkan transportasi gas dalam bentuk cair untuk jarak jauh dengan biaya yang lebih efisien. tahapan-tahapan pada rantai pengolahan LNG adalah sebagai berikut.

1. Eksplorasi dan produksi

Kegiatan eksplorasi dilakukan untuk menemukan gas alam pada kerak bumi. Setelah cadangan gas diketemukan, kegiatan produksi dapat dilakukan yaitu untuk mengambil gas tersebut dari dalam kerak bumi untuk kemudian dihilangkan pengotor-pengotornya sesuai dengan spesifikasi yang ditentukan.

2. Pencairan

Gas yang diproduksikan tersebut memasuki tahap pencairan untuk mengubah gas alam menjadi cair (LNG) sehingga dapat ditransportasikan menggunakan kapal.

3. Pengapalan

Untuk membawa LNG ke pembeli, LNG ditransportasikan dengan menggunakan tanker khusus.

4. Penyimpanan dan regasifikasi

Setelah kapal sampai ke terminal penerimaan, LNG kemudian ditempatkan pada tangki penyimpanan khusus, untuk kemudian diregasifikasi dari fase cair, sehingga gas bisa ditransportasikan ke pengguna melalui pipa penyalur.4

2.4. Komposisi Gas Alam

Ini terpenuhi dengan pemeliharaan cairan pada tekanan tinggi, cukup tinggi sehingga mereka tidak menguap ketika dikembalikan ke keadaan normal, pada suhu kamar.

Gas-Alam terdiri dari hidrokarbon berupa gas yang merupakan komponen minyak tanah yang sangat volatil. hidrokarbonnya pada tekanan dan temperatur biasa, dikeluarkan dari sumur terutama mengandung metana (CH4), dan etana (C2H6), tetapi

tidak hanya itu propana (C3H8), butana (C4H10), pentana (C5H12), heksana (C6H14),

dan heptana ( C7H16) yang terdapat berupa gas atau uap.

Zat pengotor gas seperti nitrogen, karbondioksida, hidrogen sulfida dan sedikit hidrogen, oksigen, dan karbon monoksida mungkin terdapat didalamnya. Gas-alam ditemukan bersamaan dengan minyak pada semua lahan produksi minyak di dunia. jumlah kandungan tersebut bagaimanapun, bervariasi tergantung pada lahannya.

banyak juga pada beberapa lahan seperti gas " kering" tidak ditemukan secara sempurna. komposisi gas-alam bervariasi pada lahan yang berbeda pula.5

Gas-alam kering memiliki densitas relative terhadap udara sekitar 0,6 sedangkan sebagian dari gas basah lebih berat dibanding udara. Terkecuali hidrokarbon, unsur gas-alam yang paling umum adalah nitrogen. Gas kering dapat berisi 90 - 99 persen dari metana, sisanya hampir seluruhnya nitrogen. Karbon dioksida tidak terdapat dalam kebanyakan gas-alam dan bila pun ada biasanya berjumlah tidak lebih dari 2 persen. Helium, terdapat sejumlah sekitar 0,01 persen atau sedikit berlebih, terkandung dalam kebanyakan alam, tetapi rata-rata gas-alam sangat jarang mengandung lebih dari 0,5 persen helium. Hidrogen pada umumnya terdapat dalam jumlah sangat kecil. Argon dan gas mulia, berkonsentrasi

Secara umum, hidrokarbon terdapat pada semua gas-alam memiliki gugus parafin. Di dalam gas yang tercampur dengan minyak atau yang diproduksi dengan minyak, jumlah dari hidrokarbon paraffin selain dari metana dapat mencapai hingga 50 persen atau lebih. Menurut Ley ( 1935, p.1074), suatu gas disebut manis(sweet) atau asam, menurut ada atau tidaknya hydrogen sulfida, dan " kering", " sedang", atau " basah", menurut jumlah kandungan uap air dari gasolin. Suatu gas kering berisi kurang dari 0,1 gal 1.000 cu ft, suatu gas lemah 0,1 sampai 0,3 gal per 1000 cu ft, dan suatu gas kaya 0,3 atau lebih gal per 1000 cu ft. Gas kaya diproduksi dari antar bagian selubung tabung dan tabung dari suatu sumur minyak produksi, yang disebut gas " casing-head" atau gas kepala sumur. Gas-Alam yang mana uap airnya telah dipindahkan disebut " gas residu".

5

kecil sehingga tidak dapat dengan tepat ditentukan; pada umumnya mereka dimasukkan dengan nitrogen.6

- korosi yang serius di dalam pipa transmisi dan dapat pula

2.5. Pengaruh dan Penentuan Kadar Air 2.5.1 Pengaruh Kadar Air

Disamping mengandung komposisi di atas, gas bumi mentah mengandung pula air yang tidak dikehendaki yang harus disingkirkan terlebih dahulu sebelum gas itu disalurkan melalui pipa transmisi.

Jika sebagian besar air yang terdapat di dalam gas bahan bakar itu tidak disingkirkan terlebih dahulu, maka akan terjadi

- terjadi kesulitan karena pembentukkan hidrat yang dapat memacetkan pipa Dengan demikian setiap gas alam yang akan ditransmisikan harus memenuhi syarat-syarat yang ditentukan. Sehingga gas alam itu nantinya dapat ditentukan apakah kualitasnya baik atau tidak.

2.5.2. Metode Penentuan Kadar Air dalam Gas Alam

Uap air air di dalam asap pipa gas adalah total dari kandungan bahan bakar itu sendiri, baik di udara , dan hasil pembakaran hidrogen yang ada di dalam hidrokarbon.

Titik embun (dew point) adalah temperatur di mana pemadatan dimulai, dengan persentase dari uap air dapat dihitung, titik embun dari gas dalam pipa dapat diperoleh dari gambar 1 (a).

Gambar 1(a). Grafik kadar air dan dew point dalam pipa gas

Dengan menggunakan gambar 1 (b), titik embun dari bahan bakar padat, cair, atau bahan bakar gas bisa diperkirakan 7

Pemadatan uap air pada cermin titik embun dapat muncul bersamaan dengan air pada temperatur rendah misal 0oF - 10oF. Pada temperatur yang lebih rendah, suatu titik es dibandingkan dengan titik embun air mungkin akan dapat diamati. titik embun minimum dari uap yang diamati terbatas pada komponen mekanik dari peralatan. Metoda Standart ASTM D1142-63 ini meliputi penentuan kandungan uap air bahan bakar gas dengan pengukuran titik embun dan perhitungan dari penyebab yang menyangkut kandungan uap air.

Beberapa bahan bakar gas mengandung uap air dari hidrokarbon atau komponen lain yang dengan mudah memadat ke dalam cairan dan kadang-kadang tidak sesuai dengan yang dilihat atau menyembunyikan titik embun air. Ketika ini terjadi, kita dapat dibantu dengan perlengkapan peralatan pada gambar 2 dengan suatu pemasangan alat optik yang sekaligus menerangi titik embun cermin dan juga memperbesar kondensasi pada cermin tersebut. Dengan pemasangan itu memungkinkan, dalam beberapa hal, untuk mengamati pemisahan padatan titik-titik uap air. Hidrokarbon, dan glikolamin seperti halnya titik es. Bagaimanapun, jika kemampuan memadat titik embun dari hidrokarbon adalah yang lebih tinggi dibanding titik embun uap air, ketika hidrokarbon seperti itu terdapat dalam jumlah besar, kemungkinan arah cermin dan menjadi gelap atau meniadakan titik embun air. Hasil terbaik di dalam pembeda berbagai titik embun komponen diperoleh ketika mereka berjarak tidak terlalu dekat.

Cermin bersuhu rendah kira-kira 150oF dapat diukur menggunakan nitrogen cair sebagai pendingin dengan suatu thermocouple yang berkait dengan cermin, sebagai ganti termometer dengan baik.

Gambar 2. Burueaub of Mines Dew-Point Apparatus

Alat titik embun ditunjukkan pada gambar terdiri dari suatu kamar metal, di mana gas yang diuji dapat mengalir melaui katup kendali ( A) dan (D). Gas yang memasuki klep (A) dibelokkan oleh alat pemercik (B) ke arah peralatan pendingin (C). Gas mengalir ke seberang muka (C) dan ke luar ke klep (D). Baja tahan-karat dari "cermin target" (C) didinginkan dengan pertolongan tembaga yang mendinginkan tangkai (F).

Cermin adalah suatu silver-soldered pada bagian atas dari termometer tembaga yang dengan baik dirangkai (I), yang mana soft-soldered berfungsi untuk mendingin tangkai (F). Termometer yang baik adalah yang terpasaang dengan baik (I). Dapat mendingin tangkai (F) secara sempurna dengan menguapkan suatu bahan pendingin seperti sejenis gas hidrokarbon cair, propana, CO2, atau beberapa gas alam cair lain

yang lebih dingin (G). Bahan pendingin dipaksa ke dalam klep yang lebih dingin (H) dan diam pada (J). Nilai temperatur (C) dikalibrasi dengan ditandai oleh mercury yang terdapat dalam temometer (K) lalu dilanjutkan dengan pengamatan atas tekanan embun yang dapat dilihat secara transparan (E).8

1. Jika suatu tabel bisa diterima mempertunjukkan variasi kandungan uap air dengan temperatur titik embun air di atas suatu dengan cakupan tekanan yang sesuai untuk gas yang sedang diuji tersedia, kandungan uap air dapat dibaca secara langsung, menggunakan temperatur dew point yang diamati dan dengan penentuan tekanan. Penentuan kadar airnya dapat dilakukan dengan :

2. Jika tabel seperti itu tidak tersedia, uap air isi air dari gas mungkin dihitung dari titik embun temperatur air dan tekanan di mana ditentukan sebagai berikut:

W = w × 106 × [ ( Pb/P) × ( T/Tb) ]

Keterangan :

W = lb air/ juta ft3 dari campuran berupa gas pada tekanan Pb dan temperatur Tb

w = berat jenuh dari uap air dalam Lb/Ft3, pada temperatur dew point(titik embun sebanding dengan volume spesifik dari uap air jenuh (tabel pada lampiran)

Pb = tekanan ‘base’ pengukuran gas, psia,

P = tekanan dimana titik embun air gas ditentukan, psia, t = temperstur dew point yang diamati, oF,

T = temperatur dew point (skala Fahrenheit), t + 460. Tb = temperatur ‘base”pengukuran gas, t b+ 460.

3. Korelasi berikut ini dipercaya cukup akurat cukup untuk kebutuhan penentuan bahan bakar gas industri, kecuali situasi tidak biasa jika titik embun diukur pada kondisi-kondisi dekat dengan temperatur kritis dari gas. Korelasi adalah suatu format yang dimodifikasi Raoult`S hukum yang mempunyai format berikut :

W = ( A/P) + B Keterangan

W = kadar uap air , lb/juta ft3, P = tekanan total, psia,

A = tetapan kepada uap air tekanan air, dan

B = suatu temperatur konstan yang tergantung pada tetapan dan komposisi gas

Suatu penyajian grafik yang berasal dari data pada tabel yang diilustrasikan pada (gambar grafik penentuan kadar air). Harga kadar kandungan embun yang dapat dikoreksi pada kondisi-kondisi sekitar 14,7 psia dan 60 F.9

2.6. Pemurnian Gas Alam

Disamping mengandung propana dan butana yang berharga bagi industri, gas alam mentah mengandung pula air yang tidak dikehendaki yang harus disingkirkan terlebih dahulu sebelum gas itu disalurkan melalui pipa transmisi. Ada empat metode penting yang digunakan untuk dehidrasi gas : kompresi, perlakuan dengan bahan pengering, adsorpsi dan refrigerasi

9

Untuk penyingkiran air dengan kompresi terdiri dari kompresor gas, diikuti oleh sistem pendingin untuk mengeluarkan uap air melalui kondensasi. Pengolahan gas dengan bahan pengering sudah banyak digunakan di amerika serikat. Glokol merupakan bahan yang paling banyak dipakai untuk keperluan ini karena mempunyai afinitas tinggi terhadap air, harganya murah, bahannya stabil secara kimia, tidak berbusa dan daya larutnya terhadap gas bumi rendah. Untuk titik embun (dew point) air di sekitar -90oC sampai 100oC, beberapa pabrik menggunakan tapis molekul (molecular sieve). Alas tapis molekul ini dapat diregenerasi dengan mengalirkan gas panas (230 sampai 290oC) pada arah berlawanan.

Bahan pengering lainnya adalah : alumina aktif atau bauksit, gel silika, asam sulfat, larutan pekat kalsium klorida atau natrium tiosianat. Unit ini biasanya terdiri dari menara isian (packed tower) dengan aliran gas dan pereaksi berlawanan arah dan dilengkapi dengan regenerator untuk bahan dehidrasi. Gas dapat pula didehidrasi dengan melarutkannya melalui gulungan refrigenerasi.

Pada umumnya cara ini lebih mahal dari pada metode lain, tetapi bilamana terdapat uap bekas untuk mengoperasikan siklus refrigenerasi, biaya refrigerasi ini bisa murah sekali. Jika sebagian besar air yang terdapat di dalam gas bahan bakar itu tidak disingkirkan terlebih dahulu, maka akan terjadi korosi yang serius di dalam pipa transmisi dan dapat pula terjadi kesulitan karena pembentukkan hidrat yang dapat memacetkan pipa. Kesulitan dapat pula terjadi kesulitan karena pembekuan katup dan regulator bila udara dingin.10

BAB 3 METODOLOGI

3.1. Metodologi Percobaan

Metode standart analisa untuk kadar air dari bahan bakar gas dengan pengukuran temperatur titik embun, tercakup di ASTM D1142-63

3.2. Alat dan Bahan 3.2.1. Alat

- alat pencatat dew-point pertambangan (bureau of mines dew-point apparatus)

3.2.2. Bahan-bahan

- Gas alam field WP 302 - Gas alam field WP 303 - Gas alam field CN-II - Gas alam field MET-PPT

3.3. Cara Kerja

A. Pengukuran Tekanan dan Temperatur

- Dirangkai alat pencatat dew-point pada pipa. - Dibuka katup A untuk membuat tekanan penuh.

- Dibuka katup D dan diatur kecepatan alir agar tidak terlalu besar. - Dilihat tekanan yang ditunjukkan.

- Dibaca temperatur yang ditunjukkan pada alat. - Dicatat hasil yang didapat.

B. Penentuan Kadar Air dalam Gas Alam dengan Menggunakan Grafik.

- Ditarik garis dari titik temperatur yang telah ditentukan (sumbu x) ke arah atas, sambil ditarik garis diagonal (tekanan, psia) ke arah kiri bawah sampai

ditemukan potongan antara kedua garis tersebut.

- Kemudian titik potongan kedua garis tersebut ditarik lagi garis ke arah sumbu y, sehingga dapat dilihat besar kadar air dalam gas.

BAB 4

DATA DAN PEMBAHASAN 4.1. Data Hasil Analisa

4.2. Perhitungan

Konversi Suhu dan Tekanan

a. Konversi Suhu Celsius  Fahrenheit

5 9 32 C F = − b.Tekanan 232 , 14 1

1psia= (ksc) ) 232 , 14 1 (

1ksc= psia×

Maka untuk perhitungan ini akan dicontohkan dari data WP 303 Pada data WP 303

T = -10,6oC =12,92oF

F F F F C F ° = = − − = − = − 92 , 12 08 , 19 32 5 6 , 10 9 32 5 9 32

P = ksc→psia P = 18,3 ksc = 18,3×14,232 = 260,4456psia

4.3. Pembahasan

Pada umumnya gas alam yang diperoleh diolah kembali menjadi gas untuk bahan bakar kendaraan bermotor dan gas untuk keperluan rumah tangga serta industri. Disamping mengandung propana dan butana yang berharga bagi industri, gas bumi mentah mengandung pula air yang tidak dikehendaki yang harus disingkirkan terlebih dahulu sebelum gas itu disalurkan melalui pipa transmisi.

Berdasarkan kerja sama dua pihak (antara Pertamina dengan PLN), batas maksimum kadar air dalam gas alam pada field wampu(WP) 302, WP 303, Canang CN-II, Met-PPT, yakni <10 lb/mmScf.

Dari data diperloleh kadar air yang terkandung dalam gas alam untuk WP 302 kadar air yang terkandung sebesar 9,0 lb/mmScf, sedangkan pada WP 303 kadar air yang terkandung sebesar 9,4 lb/mmScf, sedangkan pada CN-II kadar air yang terkandung sebesar 8,6 lb/mmScf, sedangkan pada MET-PPT kadar air yang terkandung sebesar 9,2 lb/mmScf. Maka setelah dikomparasi dengan standart, dapat dikatakan sampel gas tersebut memiliki mutu yang baik dimana kadar air yang terkandung di dalamnya belum melewati batas ambang maksimum yang telah disetujui oleh kedua belah pihak.

BAB 5

KESIMPULAN DAN SARAN

5.1. Kesimpulan

Kesimpulan yang diperoleh adalah sebagai berikut :

1. Dampak yang ditimbulkan dari kadar air yang berlebihan maka akan terjadi korosi yang serius di dalam pipa transmisi dan dapat pula menyebabkan terjadinya kemacetan pada pipa akibat pembentukan hidrat.

2. Kadar air maksimum dalam gas alam yang merupakan standart dari pertamina ialah sebesar <10 lb/mmScf.

3. Pengukuran kadar air dalam gas alam dilakukan dengan metode standart analisa untuk kadar air dari bahan bakar gas dengan pengukuran temperatur titik embun, ASTM D1142-63 dan hasil pengukuran menunjukkan :

1. kadar air yang terkandung pada WP 302 sebesar 9,0 lb/mmScf 2. kadar air yang terkandung pada WP 303 sebesar 9,4 lb/mmScf 3. kadar air yang terkandung pada CN-II sebesar 8,6 lb/mmScf 4. kadar air yang terkandung pada MET-PTP sebesar 9,2 lb/mmScf

Data diatas menunkukkan bahwa sampel gas alam tersebut memiliki mutu dan nilai jual yang baik.

5.2. Saran

- Penentuan kadar air dalam gas sangat diperlukan untuk mencegah timbulnya korosi pada sepanjang pipa transmisi. Sehingga untuk setiap gas alam yang akan ditransmisikan perlu dikontrol kadar airnya

- Dalam penentuan kadar air di dalam gas alam perlu diketahui sumber gas alam tersebut. Sehingga kita dapat menentukan gas itu bermutu baik jika dibandingkan dengan standart yang telah ditentukan berdasarkan asal sumber gas alam tersebut.

DAFTAR PUSTAKA

American Society For Testing And Material.1982.Petroleum Product and Lubricant.Part 2.Philadelphia:USA.Copyright Annual Book of ASTM Standart.

Austin, T.George. 1986). Industri Proses Kimia. Jilid 1. Edisi ke 5. Jakarta: Penenrbit Erlangga.

Http//www.bpmigas.com/nugrohohn@bappenas.go.id. Diakses tanggal 7 Mei 2008. Http://groups.yahoo.com/group/makalah/migas_Indonesia.com. Diakses tanggal 7

Mei 2008.

Industrial Press. 1965. Gas Engineering Handbook. First Edition. New York: Industrial Press Inc.

Lalicker, Cecil G. 1978. Principles Of Petroleum Geology. New York: Appleton-Century-Crofts, Inc.

Russel, William L.1960. Principles of Petroleum Geology. New York: McGraw-Hill Book Company,Inc.

LAMPIRAN

TABEL-TABEL

DAN

BAB 5

KESIMPULAN DAN SARAN

5.1. Kesimpulan

Kesimpulan yang diperoleh adalah sebagai berikut :

1. Dampak yang ditimbulkan dari kadar air yang berlebihan maka akan terjadi korosi yang serius di dalam pipa transmisi dan dapat pula menyebabkan terjadinya kemacetan pada pipa akibat pembentukan hidrat.

2. Kadar air maksimum dalam gas alam yang merupakan standart dari pertamina ialah sebesar <10 lb/mmScf.

3. Pengukuran kadar air dalam gas alam dilakukan dengan metode standart analisa untuk kadar air dari bahan bakar gas dengan pengukuran temperatur titik embun, ASTM D1142-63 dan hasil pengukuran menunjukkan :

1. kadar air yang terkandung pada WP 302 sebesar 9,0 lb/mmScf 2. kadar air yang terkandung pada WP 303 sebesar 9,4 lb/mmScf 3. kadar air yang terkandung pada CN-II sebesar 8,6 lb/mmScf 4. kadar air yang terkandung pada MET-PTP sebesar 9,2 lb/mmScf

Data diatas menunkukkan bahwa sampel gas alam tersebut memiliki mutu dan nilai jual yang baik.

- Penentuan kadar air dalam gas sangat diperlukan untuk mencegah timbulnya korosi pada sepanjang pipa transmisi. Sehingga untuk setiap gas alam yang akan ditransmisikan perlu dikontrol kadar airnya

- Dalam penentuan kadar air di dalam gas alam perlu diketahui sumber gas alam tersebut. Sehingga kita dapat menentukan gas itu bermutu baik jika dibandingkan dengan standart yang telah ditentukan berdasarkan asal sumber gas alam tersebut.

DAFTAR PUSTAKA

American Society For Testing And Material.1982.Petroleum Product and

Lubricant.Part 2.Philadelphia:USA.Copyright Annual Book of ASTM

Standart.

Austin, T.George. 1986). Industri Proses Kimia. Jilid 1. Edisi ke 5. Jakarta: Penenrbit Erlangga.

Http//www.bpmigas.com/nugrohohn@bappenas.go.id. Diakses tanggal 7 Mei 2008. Http://groups.yahoo.com/group/makalah/migas_Indonesia.com. Diakses tanggal 7

Mei 2008.

Industrial Press. 1965. Gas Engineering Handbook. First Edition. New York: Industrial Press Inc.

Lalicker, Cecil G. 1978. Principles Of Petroleum Geology. New York: Appleton-Century-Crofts, Inc.

Russel, William L.1960. Principles of Petroleum Geology. New York: McGraw-Hill Book Company,Inc.

LAMPIRAN

TABEL-TABEL

DAN