Kajian Custody Transfer Minyak Mentah Pada Pipeline Dengan Menggunakan Ultrasonic Flow Meter Berdasar Standar

Prosiding PPI Standardisasi 2009 - Jakarta, 19 November 2009

1

KAJIAN CUSTODY TRANSFER MINYAK MENTAH PADA PIPELINE DENGAN MENGGUNAKAN ULTRASONIC FLOW METER

BERDASAR STANDAR API MPMS 5.8

Oleh

M. Imam Sudrajat1

Abstract

Custody metering in the crude oil transmission pipeline is measuring quantity and quality of the transported fluid for fiscal purpose. All equipment include skid metering that used in custody metering shall be design based on standard and approved by legal government. The custody metering system shall have high accuracy and repeatability. Based on OIML, the minimum accuracy for flow meter in pipeline shall 0.2% and 0.3% for the system. Ultrasonic flow meter is flow meter that have high accuracy, repeatability and also suitable to measure liquid hydrocarbon. The purpose of these research is to produce a design of metering skid to measure crude oil for custody transfer using ultrasonic flow meter based on API MPMS (Manual of Petroleum Measurement standard) 5.8. This research is done by standard/literature study and interview with ultrasonic flow meter vendor / producer. As the result of this research is design of custody metering skid using ultrasonic flow meter as a mains meter based on API MPMS 5.8. And also complete with example of custody metering skid to measure crude oil with flow rate2 billion barrels per day. Keywords: custody, metering, ultrasonic, flow meter, skid, flow rate, API, MPMS

1 Peneliti di Pusat Penelitian Sistem Mutu dan Teknologi Pengujian – LIPI


2

I PENDAHULUAN

Indonesia merupakan negara yang kaya dengan sumber daya alam salah satunya

adalah minyak bumi. Proses transaksi jual beli minyak mentah merupakan titik kritis

yang harus diberi perhatian lebih. Pegertian dari Custody transfer adalah proses jual

beli yang harus dinyatakan sah oleh pihak penjual dan pembeli serta pihak-pihak

yang terkait. Salah satu syarat Custody transfer adalah digunakannya alat ukur yang

sesuai standar. Pada proses transaksi ini semua pihak yang terlibat harus

menyetujui baik dari desain sistem ataupun desain alat ukur yang dipergunakan. Alat

ukur yang digunakan selain harus terkalibrasi juga harus memiliki keakurasian dan

repeability yang tinggi.

Standar American Petroleum Institute (API) Manual of Petroleum

Measurement Standard (MPMS) API MPMS merupakan standar khusus yang

mengatur tentang beberapa sistem yang seharusnya digunakan pada industri

hidrokarbon. Standar API MPMS 5.8 yang disahkan pada tahun 2005 merupakan

bagian dari API MPMS yang khusus yang menerangkan desain dasar dari sistem

yang menggunakan ultrasonic flow meter (UFM) transit time sebagai alat utamanya.

Sampai saat ini beberapa Industri migas di Internasional dan dalam negeri

menggunakan standar untuk mendesain instrumen ukur untuk sistem jual beli minyak

mentah mereka mengacu pada standar API MPMS didukung dengan beberapa

standar lainnya seperti International Organization of Legal Metrology (OIML) dan

(Norsk Sokkels Konkuranseposisjon) NORSOK. Sedangkan di Indonesia ini belum

ada standar nasional yang mengatur tentang hal ini. Oleh karena itu perlunya

standar nasional yang dapat dijadikan acuan untuk proses custody metering ini.

Pada sistem custody transfer ini keakurasian dan repeatability alat merupakan

hal yang sangat vital karena tingginya harga minyak yang diperjual belikan.

Berdasarkan OIML karakteristik alat ukur yang harus dimiliki dalam proses jual beli

cairan selain air, harus memiliki nilai minimal keakurasian dan repeatability tertentu.

Pada umumnya sistem metering ini dibentuk dalam sebuah paket (skid) yang

terkalibrasi.

Tabel 1 Syarat Keakurasian Berdasarkan Standar OIML R117 (1997)

Kelas Penerapan

0.3 Sistem pengukuran pada pipeline (perpipaan sekala besar)

0.5 Semua pengukuran yang ada dibawah ini

. Dispenser bahan bakar untuk motor (selain dari dispenser LPG)

. Sistem pengukuran pada road tanker untuk cairan yang memiliki nilai viskositas rendah

. Sistem pengukuran untuk unloading dari kapal tanker dan kereta tanki.

. Sistem pengukuran untuk susu

. Sistem pengukuran untuk loading kapal

. sistem pengukuran untuk pengisian bahan bakar pesawat

1.0 Sistem pengukuran untuk liquefied gases bertekanan tinggi (kecuali pada dispenser LPG)


3

Kelas Penerapan

pada suhu diatas atau sama dengan -10o.

Dispenser LPG untuk kendaraan bermotor

Sistem pengukuran cairan yang normalnya masuk pada kelas 0.3 atau 0.5 tapi memiliki

karakteristik sebagai berikut

. memiliki suhu dibawah -10oC atau diatas 50

oC

. memiliki dynamic viscosity lebih tinggi dari 1000mPa.s atau

. memiliki volume laju alir tidak lebih dari 20L/h

1.5 Sistem pengukuran pada Liquified Carbon Dioxide

Sistem pengukuran pada liquefied gas bertekanan tinggi dengan suhu kurang dari -10oC

(kecuali pada sistem pengukuran menggunakan dispenser).

2.5 Sistem pengukuran cairan yang memiliki suhu dibawah -153oC

Beberapa jenis minyak mentah (Crude oil) sendiri memiliki karakteristik fluida

seperti berikut:

API Gravity : 28 sampai dengan 46 (diukur pada suhu 60°F)

Kandungan Belerang : maksimal 3%

Viskositas : 2.74 cSt – 26.96 cSt (diukur pada suhu 86°F)

Tekanan Uap Air : maksimal 10.5 psig

Kandungan Wax : maksimal 16.5%

Kandungan sedimen dan air : maksimal 1%

Suhu operasi : 68-86°F

Beberapa alat yang pada umumnya digunakan untuk mengukur minyak

mentah adalah Turbin Flow meter, coriolis, Positive Displacement (PD) Flow meter

dan UFM. Keunggulan UFM dibandingkan dengan flow meter-flow meter tersebut

adalah tingkat keakurasian dan repeatibily yang relatif lebih tinggi, mampu digunakan

dua arah (bidirectional), mampu bekerja pada beberapa nilai kekentalan, tekanan

drop yang rendah dan rentang debit yang lebih lebar, serta minim perawatan. Namun

dari segi harga UFM cenderung lebih mahal dari pada flow meter yang lain.

Penelitian ini bertujuan untuk menghasilkan desain sistem custody metering

menggunakan UFM sesuai dengan API MPMS 5.8 yang didukung oleh standar yang

lain yaitu OIML R117 dan NOSOK I-105. Berdasarkan standar NORSOK

kedakpastian pengukuran yang diperbolehkan dalam mengukur kandungan sedimen

dan air (BS&W) adalah ± 0.05% volume dari kandungan air sebanyak 0% sampai 1%.

Atau ± 5% dari minyak yang memiliki kandungan air yang lebih dari 1%.

II METODE PENELITIAN

Penelitian ini dilakukan dengan studi literatur standar API, OIML, NORSOK dan

literatur lain yang mendukung serta dengan melakukan wawancara dengan

beberapa produsen UFM dan skid packager.


4

III HASIL PENELITIAN

Berdasarkan dari standar API MPMS 5.8 persyaratan yang harus dipenuhi oleh

sebuah sistem pengukur laju alir cairan hidrokarbon menggunakan UFM antara lain:

a. Jenis flow meter yang digunakan adalah jenis ultrasonic transit time, yang

disusun dengan skema dasar seperti Gambar 1.

b. Sebelum memasuki skid kandungan air pada minyak sebaiknya diminimalisir

terlebih dahulu, karena air akan dapat mengurangi keakurasian alat. Besarnya

persentase air yang diperbolehkan tergantung pada karakteristik tiap-tiap alat,

sehingga harus dikonsultasikan dengan produsen UFM.

c. Desain dari skid juga harus dapat menahan adanya tekanan yang berlebihan

yang mungkin ditimbulkan oleh penutupan valve secara tiba tiba, oleh karena

itu perlunya penambahan alat lain untuk melepaskan tekanan yang berlebih

tersebut misalnya dapat menggunakan pressure relive valve.

d. Tekanan harus dijaga agar tetap berada diatas tekanan uap fluida. Oleh

karena itu pressure drop yang dihasilkan sistem tidak boleh terlalu besar.

Gambar 1 Desain Skid Standar untuk UFM

e. Untuk sistem yang didesain bidirectional maka pengkondisian fluida juga

harus diterapkan pada kedua sisinya serta harus dikalibrasi untuk masing

masing arahnya. Jika aliran lebih sering searah maka instrument ukur

tekanan,suhu dan densitas harus ditempatkan pada sisi outputnya

(downstream).

f. Kelas,material dan dimensi dari pipa dan sambungan harus menyesuaikan

dengan kondisi fluida dan tekanan yang ada.

g. Harus ada ruang yang cukup untuk meletakkan alat ukur dan prover.

h. Metalurgi ,elastomer, coating dan dan komponen lain harus sesuai dengan

sifat fluida.


5

i. Harus diperhatikan juga efek korosi dan erosi yang mungkin ditimbulkan

akibat adanya pengotor dalam fluida

j. Maksimum viskositas, maksimum dan minimum suhu ambient harus

diperhitungkan agar sesuai dengan karakteristik alat

k. Mempertimbangkan terjadinya penumpukan lilin (wax). Apabila dibandingkan

dengan Turbin flow meter atau PD flow meter UFM lebih tidak terpengaruh

terhadap akumulasi lilin ini. Namun dalam skala yang besar penumpukan lilin

ini dapat mengakibatkan kesalahan pembacaan akibat sinyal yang terdistorsi.

l. Tipe prover dan metode proving. Prover merupakan sebuah alat untuk

kalibrasi flow meter. Prover yang digunakan dapat berupa ball prover,

compact prover atau master meter. Ball prover memiliki dimensi yang besar

dan kuantitas debit terukur yang lebih besar. Namun tipe ini tidak portable dan

tidak dapat dipindah-pindahkan. Sedangkan Compact prover memiliki desain

yang lebih portable sehingga mudah untuk dipindahkan. Ukuran Compact

prover yang ada dipasaran hanya sebesar 16 inch, sehingga hanya cocok

untuk mengukur UFM yang memiliki diameter sama atau lebih kecil dari 16

inch. Master Meter merupakan Flow meter yang didedikasikan hanya untuk

mengkalibrasi flow meter yang lain. Untuk menjamin keakuratan, Master

meter ini sebelumnya sudah terkalibrasi secara sistem dengan ball prover

atau compact prover.

m. Sistem harus dijaga kestabilannya dengan tetap menjaga keamannya, dan

memungkinkan untuk diaudit secara berkala.

n. Perlunya sistem antar muka dengan sistem lain karena pada umumnya sistem

metering terkait dengan proses yang menyertainya. Pada sistem pipeline

pada umumnya sudah terintegrasi dengan SCADA atau Supervisory Control

and Data Acquisition.

o. Penginstalan komponen dan instrument pendukung harus sesuai dengan

standar yang ada

p. Perlunya pengkondisian aliran fluida dengan menggunakan flow conditioning

untuk mengurangi terjadinya olakan (swirl) yang dapat mengurangi

keakurasian alat. Flow conditioning ini dapat berupa straightening vane

dan/atau dengan penambahan pipa lurus (spool) sebelum masuk dan

sesudah keluar flow meter. Panjang pipa lurus yang dibutuhkan pada sisi

input flow meter apabila menggunakan straightening vane adalah sepanjang

10 kali diameter pipa atau 20 kali diameter pipa apabila tidak menggunkan

straigtening vane. Pada sisi output panjang minimal pipa lurus adalah 5 kali

diameter pipa. Pada aliran bidirectional pengkondisian pada kedua sisi adalah

sama yaitu menggunakan 20 kali diameter flow meter. Pipa yang digunakan

harus memiliki diameter dan material yang sama dengan flow meter.

q. Pressure /Flow Control Valve harus diletakkan pada sisi outlet (downstream)

dari flow meter sehingga tidak menyebabkan perubahan pola aliran, dan

tekanan di dalam flow meter. Drain/Vent valve yang dipasang diantara flow


6

meter dan prover harus dilengkapi dengan double block and bleed valve untuk

mencegah terjadinya kebocoran.

r. Peralatan elektronik pendukung seperti Flow computer, power supply dan alat

lainnya harus dipasang pada tempat yang terlindung sehingga memenuhi

persyaratan pembagian daerah bahaya.

s. Sinyal pada UFM dan pada koneksinya harus terlindungi dari gangguan

electromagnetic Interverence (EMI). Sistem juga harus dijauhkan dari sumber

daya yang dimungkinkan akan menghasilkan noise yang besar. Pelindung

kabel, karet, plastik dan semua peralatan yang diletakkan ditempat yang

terbuka harus tahan terhadap sinar ultraviolet, api, oli dan pelumas.

t. Sistem pertanahan (grounding) juga harus dipasang dengan baik agar sinyal

dari UFM tidak terganggu.

u. Untuk menjaga kelangsungan pengukuran diperlukan sebuah Uninterruptable

Power Supply (UPS) sebagai tenaga cadangan.

v. Meter factor didapatkan dari hasil pembandingan (proving) antara UFM

dengan Prover. Proses pembandingan ini harus dilakukan saat sistem

berjalan pada kondisi stabil (steady).Selama proses ini kondisi lingkungan

prover harus dijaga sama dengan lingkungan sekitar UFM. Proses proving

dapat dilakukan secara langsung di tempat (in-situ) atau dilakukan di

laboratorium. Namun pada umumnya peruses proving yang terbaik dilakukan

secara in-situ karena hasil proving di laboratorium sangat tergantung pada

kondisi saat pengukuran yang kadang jauh berbeda dengan kondisi di

lapangan.

w. Pada saat pembandinga Prover dan UFM harus dipasang secara seri dengan

kondisi aliran yang sama. Berdasarkan API MPMS 4.8 hasil perbandingan

repeatability antara UFM dan prover seharusnya pada 5 kali percobaan tidak

melebihi 0.05%.

x. Beberapa hal yang harus diperhatikan pada software pengukur atau

pengontrol adalah pengaturan nilai pulsa, zeroing, serta metode koreksi.

Performa Ultrasonic flow meter yang ada dipasaran adalah sebagai berikut:

Akurasi : 0.1% sampai dengan 3%

Repeatability : < 0.02% sampai dengan 1%

Uncertainty : < 0.027% sampai dengan 3%

Tekanan Operasional maks : ± 3000 psig

Suhu : -300 F sampai dengan 500 F

Jenis Fluida : Minyak mentah, Ethane, Gasoline, LPG

Densitas : 0.04 lb/ft3 sampai dengan 93.6 lb/ft3

Viskositas : 0.1 cSt sampai dengan 650 cSt

Debit aliran : 458.6 barel per jam sampai dengan 171429 barel

per jam

Nilai ini telah memenuhi standar yang ditetapkan OIML yaitu akurasi sebesar

0.2% untuk sebuah flow meter dan 0.3% untuk sebuah sistem pengukuran serta


7

memiliki kepresisian 0.05% pada 5 kali pengukuran. Ultrasonic meter memiliki

kemampuan untuk mengukur aliran dengan keakurasian optimal pada kondisi antara

20% sampai dengan 100% kemampuan maksimalnya. Di luar kondisi tersebut

keakurasian UFM akan berkurang. Performa UFM ditunjukkan pada gambar 2.

Gambar 2 Performa Ultrasonic Flow meter

IV PEMBAHASAN

Berikut adalah contoh dari desain skid Custody Transfer untuk mengukur aliran 2 juta

barel per hari (BPD) atau 83333.34 BPH minyak mentah pada pipeline dengan

menggunakan UFM. Dari table 2 dapat diambil beberapa konfigurasi yang mungkin.

Sebagai contoh misalnya dengan menggunakan UFM berukuran 8” yang mampu

mengukur maksimal flow rate sebesar 8.910 BPH maka dibutuhkan minimal 10 buah

UFM berukuran 8” yang disusun parallel sebagai alat ukur utama. Contoh lain adalah

dengan menggunakan UFM berukuran 16”, maka akan dibutuhkan minimal 4 buah

UFM. Apabila menggunakan UFM berukuran 24”, maka akan dibutuhkan minimal 1

buah UFM 24” dan 1 buah UFM 8”. Semakin besar ukuran UFM maka akan

menghemat pemakaian tempat sebagai skid. Alternatif menggunakan UFM yang

berbeda ukuran jarang sekali digunakan pada applikasi sebenarnya karena akan

menyulitkan pada saat akan mengganti bagian dari UFM apabila mengalami

perbaikan, selain itu akan mempersulit proses pengkalibrasian dan proving.

Tabel 2 Karakteristik umum Ultrasonic Flow Meter


8

Ukuran prover juga akan menjadi kendala saat UFM yang digunakan melebihi

16”. Karena ukuran compact prover yang ada dipasaran saat ini hanya sampai 16”,

sehingga untuk aplikasi yang lebih besar dari pada 16” harus menggunakan ball

prover yang memiliki dimensi sangat besar.

Desain optimal yang dapat dipergunakan untuk aliran mengukur minyak

mentah sebesar 2 BPH adalah dengan menggunakan minimal 4 buah UFM

berukuran 16”. Agar proses pengukuran tetap dapat berjalan saat salah satu UFM

rusak maka diperlukan minimal satu buah UFM berukuran sama yang digunakan

sebagai cadangan. Sehingga total UFM yang terpasang berjumlah 5 buah. Turbin

Flow meter dengan ukuran yang sama yang dipasang seri digunakan sebagai master

meter. Pemasangan master meter memikiki keuntungan antara lain dapat melakukan

proving lebih sering sesuai kebutuhan dan menghemat biaya karena harga compact

prover atau ball prover jauh lebih mahal daripada satu buah flow meter yang

dijadikan master meter. Pemilihan turbin flow meter sebagai master meter

dikarenakan karena standar API MPMS 4.5 dan API MPMS 4.8 hanya mengakui

Turbin Flow meter dan PD Flow meter sebagai master meter. Sedangkan

pemanfaatan UFM sebagai master meter masih dalam pembahasan.

213

4 5

6

78

910

12

13

14

16

15

11

Gambar 3 Desain Untuk mengukur 2BPD Minyak Mentah Dengan UFM

Keterangan:

1 pipa dengan ukuran 20 inch 9 Temperature Transmitter

2 On-Off valve 10 Densitometer dan atau BS&W analyzer

3 saringan (strainer) 11 UFM (Ultrasonic Flow Meter) 16”


9

4 Pipe reducer 20” to 16” 12 Pipe Expander 16” to 20 “

5 straightening vane 13 On-Off valve to prover

6 On-off valve 14 Flow control valve

7 Turbin flow meter 16” 15 On-Off Valve

8 Pressure transmitter 16 On-Off Valve back from Prover

V PENUTUP

Kesimpulan

Dari hasil penelitian dapat disimpulkan bahwa ultrasonic flow meter dapat digunakan

sebagai alat ukur utama pada proses custody metering cairan hidrokarbon. Dengan

contoh desain adalah metering skid untuk mengukur 2 BPD minyak mentah.

Saran

Perlunya standar nasional yang mengatur tentang custody metering, khususnya

keakurasian sistem, repeatability, desain, batasan jumlah pengotor berupa sedimen

dan air serta hal-hal lain yang berkaitan dengan proses jual beli minyak bumi.

VI DAFTAR PUSTAKA

1. American Petroleum Institute Manual of Petroleum Measurement Standards

Chapter 5-8. 2005. Measuring of Liquid Hydrocarbon by Ultrasonic Flow Meter

Using Transit Time Technology, First Edition February 2005. Washington DC

2. Installation/Operation/Maintenance. 2006. FMC Technologies Ultrasonic

Liquid Flowmeter Smith Meter Ultra. Bulletin MNLS001

3. NORSOK. 2006. Fiscal Measurement System For Liquid Hidrocarbon Liquid,

Draft 2 for Edition. Lysaker. Norway

4. Organisation Internationale De Metrologie Legale (OIML) R-117. 1997.

Measuring System for Liquid Other Than Water International

Recommendation Edition 1997 (E). OIML Paris. France

5. Product Datasheet DAN-LQ-USM-DS-0906. 2006. Meter Daniel Model 3804

Liquid Ultrasonic Flow. Emerson Process Management. Singapore

Documents

Kajian Custody Transfer Minyak Mentah Pada Pipeline Dengan Menggunakan Ultrasonic Flow Meter Berdasar Standar