i INJEKSI MONOETHYLENE GLYCOL UNTUK MENCEGAH PEMBENTUKAN HIDRAT PADA PERPIPAAN GAS LAUT DALAM TESIS Karya tulis sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Magister dari Institut Teknologi Bandung Oleh ENOS PARUBAK NIM: 23016014 (Program Studi Magister Teknik Kimia) INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG Mei 2018 1 ABSTRAK Injeksi Monoethylene Glycol Untuk Mencegah Pembentukan Hidrat Pada Perpipaan Gas Laut Dalam Oleh Enos Parubak NIM: 23016014 (Program Studi Magister Teknik Kimia) Keberadaan hidrat dalam operasi minyak dan dan gas laut-dalam merupakan suatu permasalahan yang cukup sering dikaji, dalam rangka meyakinkan bahwa aliran produksi (flow assurance) tidak mengalami masalah selama operasi berlangsung. Penelitian ini menganalisis sensitivitas dari proses terbentuknya senyawa hidrat pada system perpipaan (flowline) dengan diameter 9,5” dengan panjang sekitar 72000 ft (22 km) di lapangan gas laut dalam, pada kondisi actual dan asumsi laju produksi. Berdasarkan hasil simulasi untuk laju alir produksi yang sesuai dengan actual, hidrat terbentuk pada jarak sekitar 17991 ft (5,48 km) dari kepala sumur yaitu pada segment pertama dari kepala sumur ke Pipeline End Manifold (PLEM). Pembentukan hidrat terjadi pada jarak yang makin mendekati kepala sumur untuk laju alir yang meningkat dan juga berada pada segmen pertama. Dalam analisis ini dilakukan juga kajian dari penambahan inhibitor Monoethylene Glycol (MEG) untuk mencegah pembentukan senyawa hidrat. Pemodelan aliran fluida dilakukan dalam kondisi tunak dengan kadar CH4 sekitar 87%, tekanan 1900 psig, temperatur 125 o F, dan kandungan H2O 22 BPD (0,27% mol) dan laju alir produksi 85 MMSCFD sebagai kondisi dasar. Pada kondisi dasar ini dilakukan penambahan MEG sebesar 55 barel per hari (0,22% mol) sesuai kondisi aktual untuk mencegah hidrat. Untuk menentukan jumlah optimal penambahan MEG, maka dilakukan optimasi jumlah MEG pada dosis 0,175%, 0,195% dan 0,215% mol untuk setiap laju alir produksi. Pada penambahan MEG 0,175% menurunkan temperature pembentukan hidrat dari 68,8 o F menjadi 3,32 o F. Demikian juga untuk dosis MEG yang semakin bertambah, maka akan semakin besar penurunan temperature pembentukan hidrat. Penambahan dosis MEG 0,175% mol pada setiap laju alir produksi memberikan perbedaan temperature pembentukan hidrat tanpa MEG (subcooled degree) sebesar 65,48 o F, dan semakin besar dengan bertambahnya dosis MEG, sehingga aman dari resiko terbentuknya hidrat. Kata Kunci: Hidrat, flow assurance, flowline, lapangan gas laut dalam, kurva hidrat, inhibitor, Monoethylene Glycol 2 ABSTRACT Injection of Monoethylene Glycol to Prevent Hydrate Formation in Deepwater Gas-Field Flowline By Enos Parubak NIM: 23016014 (Master’s Program in Chemical Engineering) The presence of hydrates in oil and deep-sea gas operations is a fairly frequent issue, in order to ensure that flow assurance does not suffer during the operation. This study analyzed the sensitivity of the hydrate compound formation process in a pipeline system with a diameter of 9.5 "with a length of about 72,000 ft (22 km) in deep sea gas field, in actual condition and production rate assumption. Based on the simulation results for the actual production flow rate, the hydrate is formed at a distance of about 17991 ft (5.48 km) from the wellhead that is in the first segment of the well head to the Pipeline End Manifold (PLEM). Hydrate formation occurs at a distance approaching the wellhead for an increased flow rate and also in the first segment. In this analysis, there was also a study of the addition of Monoethylene Glycol (MEG) inhibitors to prevent the formation of hydrate compounds. Fluid flow modeling was performed under steady conditions with CH4 levels of about 87%, pressure of 1900 psig, temperature 125 o F, and H2O 22 BPD (0.27% mol) content and 85 MMSCFD flow rate as base condition. In this basic condition, the MEG addition of 55 barrels per day (0.22% mole) is applied according to the actual condition to prevent hydrate. To determine the optimal amount of MEG addition, optimization of MEG amount at 0.175%, 0.195% and 0.215% mole for each production flow rate was performed. In addition MEG 0.175% lowered the hydrate forming temperature from 68.8 o F to 3.32 o F.