## Simulasi Dinamik Pengoperasian Kompresor Sentrifugal Multitahap untuk Mengatasi Penurunan Tekanan Sumur Gas

## Dynamic Simulation of a Multistage Centrifugal Compressor Operation to Overcome a Pressure Drop in a Gas Well
1,2 Meiti Pratiwi, 2 Nike Dwi Savitri, 3 Yusrin Ramli, 2 Dwiwahju Sasongko& 1,2 Antonius Indarto *)
1 Program Studi Teknik Bioenergi dan Kemurgi, Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Bandung, Indonesia
2 Program Studi Teknik Kimia, Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Bandung, Indonesia
3 Sekolah Pascasarjana Sains dan Teknologi, Universitas Hirosaki, Jepang
*) antonius.indarto@itb.ac.id

## Abstrak
Dewasa  ini  pemanfaatan  gas  alam  sebagai  sumber  energi  perlu  dioptimalkan  karena  kebutuhannya  yang  meningkat. Pemanfaatan  gas  alam  untuk  memproduksi  LNG  memerlukan  sistem  operasi  bertekanan  tinggi  yaitu  1000  psig. Pemasangan unit kompresor sentrifugal multitahap mutlak diperlukan untuk dapat menjaga tekanan operasi saat terjadi penurunan  tekanan  gas  umpan  pada  sumur-sumur  gas  alam.  Penelitian  ini  bertujuan  untuk  memprediksi  kinerja kompresor yang akan digunakan serta mengoptimasi kondisi operasi kompresor agar memenuhi spesifikasi tekanan gas jual.  Dalam  kajian  ini,  dilakukan  simulasi  bagaimana  mempertahankan  kestabilan  tekanan  operasi  umpan  untuk kasus penurunan tekanan sumber gas dari 1000 psig hingga 200 psig dalam kurun waktu 15 tahun. Laju alir gas pada kondisi normal adalah 80 MMSCFD dengan variasi laju gas pada kondisi surge (minimum) dan kondisi maksimum sebesar 110% × laju alir normal. Dengan menggunakan kurva prediksi peta kompresi dan simulasi Hysys pada kondisi dinamik, kinerja kompresor dapat dianalisis dan kemudian dapat digunakan untuk kebutuhan proses di lapangan.

## Kata Kunci:  Hysys; kompresor sentrifugal; pemodelan; peta kompresor;optimasi

## Abstract
Currently,  the  utilization  of  natural  gas  as  an  energy  source  needs  to  be  optimized  due  to  its  increasing  demand.  The utilization  of  natural  gas  to  produce  LNG  requires  a  high-pressure  operating  system  of  1000  psig.  The  installation  of  a multistage  centrifugal  compressor  unit  is  essential  to  maintain  the  operating  pressure  when  there  is  a  decrease  in  the feed  gas  pressure  from  natural  gas  wells.  This study  aims  to predict  the  performance  of  the  compressor  that  would  be used  and  optimize  the  compressor  operating  conditions  to  satisfy  the  specifications  of  the  gas  selling  pressure.  In  this study, simulations were conducted on how to maintain the stability of the feed operating pressure in the case of a drop in the  gas source pressure from 1000  psig to 200  psig over a period of 15 years. Herein, the gas flow rate under normal conditions  is  80  MMSCFD  with  a  gas  flow  rate  variation  under  surge  (minimum)  and  maximum  conditions  of  110%  × normal  flow  rate.  By  using  the  compressor  map  prediction  curve  and  Hysys  simulation  under  dynamic  conditions,  the compressor performance can be analyzed and then used for process requirements in the field.
Keywords: centrifugal compressor; compressor mapping; Hysys; modeling; optimation.
Makalah diterima 29 Januari 2023 – makalah direvisi 30 Maret 2023 – disetujui 31 Maret 2023

## Pendahuluan
Industri  minyak  dan  gas  bumi  merupakan  sektor  penting  di  dalam  pembangunan  nasional  baik  dalam pemenuhan  kebutuhan  energi  dan  bahan  baku  industri  di  dalam  negeri  maupun  penghasil  devisa  negara. Minyak  dan  gas  bumi  merupakan  bahan  bakar  fosil  (sumber  energi  yang  tak  terbarukan)  sehingga pengelolaannya  perlu  dilakukan  seoptimal  mungkin.  Sebagian  besar  kebutuhan  energi  berasal  dari  minyak bumi,  seperti  kebutuhan  untuk  BBM,  LPG,  dan  kerosin  (minyak  tanah  atau  bahan  bakar  pesawat).  Untuk antisipasi  kebutuhan  energi  yang  semakin  meningkat,  pemanfaatan  gas  bumi  sebagai  sumber  energi  perlu dioptimalkan.
Gas  bumi  sering  disebut  juga  sebagai  gas  alam  merupakan  bahan  bakar  fosil  berbentuk  gas  dengan komposisi  utama  metana  (CH 4 )  dan  memiliki  sedikit  campuran  hidrokarbon  yang  lebih  berat  seperti  etana (C 2 H 6 ),  propana  (C 3 H 8 ),  dan  butana  (C 4 H 10 )  serta  gas-gas  yang  mengandung  sulfur [1] – [4] .  Sebagian  besar pemanfaatan gas alam dibagi atas 3 kelompok yaitu gas alam sebagai bahan bakar, gas alam sebagai bahan baku, dan gas alam sebagai komoditas energi untuk ekspor, seperti Liquified Natural Gas (LNG). Berdasarkan laporan Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi Indonesia (Ditjen  Migas) tahun 2022, cadangan gas yang
terbukti  ada  Indonesia  sebesar  41,62  TSFC [5] ,  dan  ini  menjadikan  Indonesia  sebagai  salah  satu  negara penghasil  gas  alam  utama  di  kawasan  Asia  Tenggara.  Data  dari  Ditjen  Migas  membuktikan  bahwa  total cadangan  gas  alam  Indonesia  tersebar  dari  Sabang  sampai  Merauke  seperti  yang  digambarkan  pada Gambar 1.
0,43 0,07 0,43 4,43 1,26 2,74 0,92 2,92 3,22 13,99 11,41

## Cadangan gas (TSCF)
Gambar 1. Peta sebaran cadangan gas (terbukti) Indonesia tahun 2021 [5]
Pengolahan gas alam yang keluar dari perut bumi dilakukan pada suatu unit yang dikenal sebagai pengolahan gas  permukaan  ( surface  facility ).  Unit  pengolahan  gas  alam  sebagai  unit  pengolahan  awal  sebelum  gas dijadikan  umpan  pada  industri  LNG    terdiri  dari  sistem  pemisahan,  sistem  kompresi,  dan  sistem metering . Sistem kompresi merupakan salah satu proses yang berperan penting dalam mengolah gas alam untuk dapat memenuhi spesifikasi gas LNG yaitu gas bertekanan tinggi. Sumber gas terdiri dari beberapa sumur dengan tekanan sumur (WHP - Well Head Pressure ) dan kapasitas yang berbeda-beda dengan kecenderungan terjadi penurunan tekanan seiring waktu produksi. Oleh karena itu, sistem kompresi yang terdapat pada pengolahan gas permukaan  dimanfaatkan  untuk mengatasi tekanan  gas umpan  yang fluktuatif agar spesifikasi gas jual dapat terpenuhi.
Dalam mendesain sistem kompresi, evaluasi unjuk kerja kompresor diperlukan untuk memilih kompresor yang efisien. Unjuk kerja  kompresor dapat dilihat dari kurva  peta kompresor  yang menunjukkan  variasi head dan daya  ( power )  dengan  laju  alir  volumetrik  umpan  pada  kecepatan  rotasi  kompresor  tertentu.  Kompresor sentrifugal  bekerja  spesifik  pada  kondisi  umpan  (berat  molekul  fluida,  tekanan,  temperatur,  dan  faktor kompresi  pada  masukan  kompresor) [6] – [8] .  Dalam  upaya  mendapatkan  kondisi  terbaik  dalam pengoperasian,  penelitian  ini  bertujuan  untuk  merancang  sistem  pengoperasian  kompresor  sentrifugal multitahap dengan menentukan kondisi optimum dengan metode simulasi. Perangkat lunak yang digunakan dalam  simulasi  ini  adalah  Hysys  yang  dioperasikan  dalam  kondisi  tunak  dan  dinamik  sehingga  kinerja kompresor dapat diinterpretasi dengan baik di lapangan. Di samping itu, pemilihan Hysys sebagai perangkat lunak pilihan dikarenakan bank data dan sistem algoritma Hysys yang handal untuk pengolahan bahan-bahan fosil, khususnya pengolahan gas [1] , [9] , [10] .

## Metode
Penelitian  ini  dilakukan  untuk  menentukan  desain  awal  kompresor  sentrifugal  serta  mengoptimasi  sistem pengoperasian  kompresor  sentrifugal.  Studi  ini  dilakukan  dengan  menyimulasikan  model  pengoperasian kompresor yang diusulkan dengan menggunakan perangkat lunak Hysys. Penelitian secara umum dilakukan dengan  memasukkan  informasi  berupa  tekanan  masukan,  tekanan  keluaran,  dan  temperatur  masukan. Setelah itu, kinerja kompresor dievaluasi dengan kompresor dan dioptimasi sistem kerjanya. Lalu, parameter tuning ditambahkan untuk memodelkan proses dinamik dan dievaluasi kinerja kompresor. Jika hasil evaluasi kinerja  tidak  baik,  dilakukan  perbaikan  parameter tuning dengan  memasukkan  nilai  hasil.  Jika  hasil  sudah memenuhi spesifikasi, parameter tuning bisa digunakan sebagai opsi lapangan.
Secara ringkas, alur penelitian disajikan pada Gambar 2. Secara rinci, tekanan masukan, tekanan keluaran, dan suhu masukan gas alam diinput ke dalam Hysys sehingga peta kompresi dapat dievaluasi. Peta kompresi yang  diperoleh  kemudian  dioptimasi  dalam  sistem  kompresi  yang  kemudian  digunakan  untuk  memodelkan proses dinamik disertai input data parameter tuning berupa tebakan awal. Setelah diperoleh model dinamik,
kinerja kompresor dievaluasi. Dari hasil evaluasi, hasilnya tidak baik, maka parameter tuning diinput kembali dengan  nilai  yang  baru  dari  hasil  evaluasi.  Jika  hasil  simulasi  sudah  baik,  maka  data  tekanan  antar  tahap, parameter tuning dan peta kompresi dapat digunakan.
Apakah hasilnya baik? YA TIDAK Evaluasi peta kompresor Optimasi sistem kompresi Pemodelan  dan simulasi dinamik Evaluasi kinerja kompresor Kurva unjuk kerja Tekanan masukan Tekanan keluaran Suhu masukan Input: Parameter tuning Hasil P antar tahap, Parameter tuning Unjuk kerja kompresor

## Gambar 2. Prosedur umum evaluasi kinerja

## 1 Rancangan Pemodelan dan Simulasi
Sistem kompresi didesain menggunakan kompresor sentrifugal multitahap. Pada awal pengoperasian, sistem pengoperasian  menggunakan  1  tahap  saja  karena  tekanan  gas  umpan  yang  masih  tinggi.  Instrumentasi pengendali proses akan dipasang pada header gas umpan untuk monitor tekanan dengan Pressure Indicator (PI)  dan  mengontrol  bukaan  katup  ke  kompresor  pertama  maupun  selanjutnya  dengan Pressure  Controller (PC).  Dengan  adanya  penurunan  tekanan  di  gas  umpan,  penambahan  kompresor  diperlukan  untuk mengkompresi gas sehingga spesifikasi tekanan gas jual ( sales gas ) terpenuhi. Model sistem pengoperasian kompresor dengan Hysys ditunjukkan pada Gambar 3. Selain itu, rasio kompresi secara umum dilakukan pada rentang  2 – 2,5  dan  efisiensi  politropik  berada  pada  rentang  sekitar  70% – 80% [11] , [12] sehingga  nilai-nilai tersebut menjadi batasan dalam simulasi.
Gambar 3. Diagram alir proses sistem kompresor multitahap dengan Hysys

## 2 Variabel Percobaan

## 2.1 Variabel Tetap
Variabel  tetap  adalah  variabel  yang  dijaga  konstan  pada  sistem  simulasi  kompresi  yang  meliputi  komposisi gas umpan dan spesifikasi tekanan gas jual seperti yang disajikan dalam Tabel 1.
Tabel 1 . Spesifikasi gas umpan dan gas jual Gas Umpan [16] Komponen %-mol Komponen %-mol N 2 0,10 i-C4 1,00 CO 2 0,00 n-C4 1,00 C1 86,00 i-C5 0,30 C2 7,50 n-C5 0,20 C3 3,50 C6+ 0,40 Gas Jual [17] Parameter Keterangan Gross Heating Value 980 – 1320 Btu/SCF Temperatur Maks. 122 o F Densitas 26 – 30 lb/ft 3 Delivery Pressure 900 – 1400 psia Lainnya Tidak ada air ataupun cairan hidrokarbon Maximum 0,5 ppm lubrication oil

## 2.2 Variabel Bebas
Variabel  bebas  adalah  variabel  berubah  pada  sistem  simulasi  kompresi  yang  merupakan  bagian  dari gangguan  proses  ( disturbance )  maupun  bagian  parameter  yang  berubah  untuk  dapat  memenuhi  variabel target. Variabel yang dapat divariasikan pada sistem kompresi antara lain:
a. Laju alir volumetrik (Q)
Laju alir normal : 80 MMSCFD. Laju alir minimum : saat surge line Laju alir maksimum
: 110% ×laju alir normal
b. Tekanan antar tingkat kompresor Tekanan antar tahap kompresor yaitu tekanan keluaran di kompresor 1 yang akan menjadi masukan di  kompresor  2.  Penentuan  desain  tekanan  antar  tahap  ini  didasarkan  pada  profil  tekanan  gas masukan.
c. Kecepatan rotasi
Kecepatan rotasi sistem kompresi didasarkan pada tipe kompresor sentrifugal yang digunakan (80% hingga 110% kecepatan rotasi)

## 2.3 Variabel Target dan Variabel Pembatas
Variabel target adalah variabel pada sistem kompresi yang menjadi target untuk optimasi ( objective function ) dan  merupakan  fungsi  dari  variabel  bebas.  Target  optimasi  sistem  kompresi  ini  yaitu  meminimalkan kebutuhan  daya  pada  pengoperasian  kompresor  sentrifugal  multitahap.  Dalam  penelitian  ini,  variabel  yang membatasi  proses  adalah  efisiensi  adiabatis.  Efisiensi  adiabatis  dapat  diperoleh  dari  kurva  unjuk  kerja kompresor  sentrifugal.  Batasan  ini  perlu  dipertimbangkan  karena  merupakan  efisiensi  ideal  isentropis  yang dapat dicapai [13] – [15] .

## 3 Simulasi dan Optimasi

## 3.1 Evaluasi Kurva Unjuk Kerja Kompresor
Evaluasi kinerja kompresor dilakukan dengan menggunakan kurva unjuk kerja kompresor berdasarkan profil sumur gas pada Tabel 2. Simulasi kondisi tunak dengan memberikan gangguan pada sistem kompresi yaitu penurunan  tekanan  masukan  diharapkan  dapat  menunjukkan  rentang  pengoperasian  dari  masing-masing kompresor.
Tabel 2 . Spesifikasi gas umpan dan gas jual
Tahun ke-  P (psia)    Tahun ke-  P (psia)    Tahun ke-  P (psia)
1 1200 6 532 11 236 2 1020 7 453 12 201 3 867 8 385 13 171 4 737 9 327 14 145 5 626 10 278 15 123

## 3.2 Optimasi Kondisi Operasi Kompresi
Sistem  pengoperasian  kompresor  multitahap  dioptimalkan  dengan  menggunakan  kurva  unjuk  kerja ( peta kompresor ) . Fenomena di dalam sistem  yang perlu dipertimbangkan adalah  kondisi gas masuk dan surging . Selanjutnya,  hasil  optimasi  dievaluasi  dari  perhitungan  rasio  tekanan,  efisiensi  kompresor,  dan  daya kompresor.  Metode  optimasi  kondisi  operasi  sistem  kompresi  menggunakan  bantuan Optimizer pada perangkat lunak Hysys dengan menetapkan peta kompresor tahap 1 dan tahap 2 serta menetapkan tekanan keluaran tahap 1 sebagai variabel target ( objective function ). Batasan terhadap variabel bebas ini yaitu rasio tekanan untuk kompresor sentrifugal dan efisiensi adiabatis dari kurva unjuk kerja.

## 3.3 Simulasi Dinamik
Unjuk kerja kompresor dievaluasi dengan simulasi Hysys pada kondisi dinamik. Hasil optimasi kondisi operasi dan kurva unjuk kerja digunakan sebagai data operasi pada simulasi ini. Dalam upaya memahami kondisi di lapangan,  penelitian  ini  membagi  simulasi  dinamik  menjadi  tiga  skenario  yang  mungkin  terjadi,  diantaranya kondisi  saat  terjadi  penurunan  tekanan  gas  umpan,  penurunan  volume  gas  umpan  sumur,  dan  perubahan komposisi  gas  umpan.  Skenario,  metode  simulasi,dan monitoring setiap  skenario  secara  ringkas  disajikan pada Tabel 3.
Tabel 3 . Spesifikasi gas umpan dan gas jual Skenario Kondisi Monitoring 1. Perubahan komposisi gas umpan - Laju alir: 50 MMSCFD - Tekanan: 200 psia - Bukaan katup aliran dimulai dari 0% - Gas C1 divariasikan sebesar ± 5%
- Daya di masing-masing kompresor - Tekanan keluaran kompresor 2. Penurunan volume gas umpan sumur - Laju alir: 20 – 80 MMSCFD - Tekanan: 200 psia - Kecepatan kompresor 1 sebesar 106% dan kompresor 2 sebesar 95% - Laju alir volumetrik aktual gas - Tekanan keluaran kompresor - Daya kompresor di masing-masing kompresor 3. Penurunan tekanan gas umpan - Tekanan gas umpan: 180 – 900 psia - Laju alir: 80 MMSCFD - Kompresor tahap 2 digunakan saat tekanan gas < 450 psia - Laju alir volumetrik aktual gas - Bukaan katup - Tekanan keluaran kompresor - Daya kompresor di masing-masing tahap

## Hasil dan Diskusi

## 1 Prediksi dan Evaluasi Peta Kompresor

## 1.1 Prediksi dan Evaluasi Kompresor Tahap 1
Prediksi kompresor sentrifugal tahap 1 dilangsungkan pada kondisi tekanan tinggi dilakukan dengan desain data  proses  kompresor  sentrifugal  dengan  laju  gas  80  MMSCFD  dan  tekanan  masukan  sesuai  data  profil sumur  gas  pada  Tabel  2.  Dengan  bantuan  simulator  Hysys,  plot  kondisi  desain  untuk  pengoperasian kompresor tahap 1 dilakukan pada tekanan masukan 450 psia untuk mencapai tekanan keluaran 1065 psia ditunjukkan  pada  gambar  4a.  Berdasarkan  Gambar  4a,  terlihat  bahwa  titik  operasi  kecepatan  rotasi kompresor menjadi lebih besar sekaligus menghasilkan head yang lebih besar. Efisiensi sistem desaintahap 1 ini sebesar 76,7% seperti yang tertera pada Gambar 4d.
Kemudian pada Gambar 4b, kompresor dioperasikan pada kondisi minimum yang disebabkan oleh perubahan dua variabel proses, yaitu tekanan masukan dan laju alir gas. Selama proses pengoperasian kompresor, profil gas sumur akan mengalami penurunan tekanan yang diikuti dengan penurunan laju alirnya. Desain minimum untuk  kompresor  tahap  1  yaitu  pada  laju  alir  molar  43  MMSCFD.  Kondisi  ini  merupakan  kondisi  minimum untuk  pengoperasian  kompresor  sentrifugal  dengan  efisiensi  paling  kecil  dan  memerlukan  daya  terbesar. Pengoperasian  pada  kondisi surge ini  ditunjukkan  pada  gambar  4c.  Kondisi surge merupakan  kondisi  yang perlu  dihindari,  sehingga  diperlukan  sistem  kontrol  proses  pada  kompresor  berupa  katup  kendali.  Katup kendali  ini  menjaga  agar  laju  alir  masukan  kompresor  tidak  mencapai  kondisi surge .  Parameter  yang digunakan  dalam  katup  kontrol  dapat  diperoleh  dari  hasil  regresi  prediksi  peta  kompresor  seperti  yang disajikan pada Gambar 4e.
(a) (b) (c) (d) (e)
Gambar 4. Evaluasi kinerja kompresor tahap 1: (a) titik operasi pada kondisi rancangan ( design ); (b) titik operasi pada kondisi kecepatan putar kompresor maksimum (tekanan sumur minimum); (c) titik operasi pada kondisi surge ; (d) titik operasi rancangan ( design ) pada kurva efisiensi kompresor; (e) garis batas operasi pengendali surge

## 1.2 Prediksi dan Evaluasi Kompresor Tahap 2
Prediksi kompresor sentrifugal tahap 2 dioperasikan pada kondisi tekanan rendah dilakukan dengan laju alir 80  MMSCFD  dan  perubahan  tekanan  masukan  kompresor.Dengan  bantuan  simulator  Hysys,  plot  kondisi desain  untuk  pengoperasian  kompresor  tahap  2  dilakukan  pada  tekanan  masukan  200  psia  dan  gas dikompresi  hingga mencapai  450 psia  sebagai tekanan keluaran.  Plot unjuk kerja  kompresor tahap 2 pada kondisi desain ditunjukkan Gambar 5a. Efisiensi kompresor pada kondisi desain ini diperkirakan sebesar 75% seperti yang disajikan dalam Gambar 5d.
Dari  prediksi  peta  kompresor,  kompresor  sentrifugal  tahap  2  ini  dapat  beroperasi  meningkatkan  tekanan hingga 520 psia dengan efisiensi kompresor 76,9%. Dari Gambar 5b, terlihat bahwa titik operasi kecepatan rotasi kompresor menjadi lebih besar dan menghasilkan head yang lebih besar pula. Pada kondisi minimum (35  MMSCFD),  kompresor  mengalami surge (Gambar  5d),  sehingga  diperlukan  katup  kendali  supaya
kompresor dapat beroperasi dengan normal. Parameter yang diperlukan diperoleh dari hasil regresi prediksi peta kompresor tahap 2 seperti yang digambarkan oleh Gambar 5e.
(a) (b) (c) (d) (e)
Gambar 5. Evaluasi kinerja kompresor tahap 2: (a) titik operasi pada kondisi rancangan ( design ); (b) titik operas pada kondisi kecepatan putar kompresor maksimum (tekanan sumur minimum); (c) titik operasi pada kondisi surge ; (d) titik operasi rancangan ( design ) pada kurva efisiensi kompresor; (e) garis batas operasi pengendali surge

## 1.3 Optimasi Pengoperasian Kompresor Sentrifugal Multitahap
Sistem pengoperasian kompresor sentrifugal multitahap ditunjukkan pada Gambar 6. Dari hasil evaluasi peta kompresor menunjukkan rentang operasi kompresi menjadi lebih  luas dibanding kondisi desain, akan tetapi penentuan  tekanan  keluaran  kompresor  1  dan  tekanan  masukan  kompresor  2  perlu  dikaji.  Hal  ini  untuk mendapatkan  sistem  pengoperasian  multitahap  yang  optimum  dimana  kebutuhan  energi  total  untuk  kedua kompresor juga minimum. Selain itu, optimasi pengoperasian kompresor juga akan menjadi dasar pada tahun ke berapa penambahan instalasi kompresor diperlukan. Dengan menggunakan hasil prediksi peta kompresor untuk kompresor sentrifugal tahap 1 dan tahap 2, optimasi dilakukan untuk menentukan kondisi tekanan di antar tahap.
Berdasarkan evaluasi unjuk kerja, kompresor sentrifugal tahap 1 mampu beroperasi untuk mengompresi gas masukan  dengan  tekanan  minimum  420  psia  yang  berarti  kompresor  tahap  1  mampu  beroperasi  hingga tahun  ke-7.  Pada  kondisi  ini,  menghasilkan  sistem  kompresi  memerlukan  daya  sebesar  5018  Hp  dengan
kompresor  beroperasi  di  efisiensi  76,7%.  Penambahan  kompresor  tahap  2  setelah  tahun  produksi  ke-7, mengakibatkan  pengalihan  pengoperasian  menjadi  sistem  kompresi  seri  multitahap.  Kemudian,  dengan optimasi kondisi tekanan antar tahap, diperoleh kondisi optimum yaitu tekanan gas keluaran kompresor tahap 1  yaitu  pada  516,4  psia.  Pada  kondisi  ini,  menghasilkan  sistem  kompresi  memerlukan  total  daya  sebesar 9093 hp dengan kompresor 1 dan kompresor 2 beroperasi di efisiensi 76,9% dan 77,6%.
(a) (b) Gambar 6. Optimasi kinerja kompresor: (a) tahap 1; dan (b) tahap 2

## 2 Simulasi Dinamik Kompresor Sentrifugal Multitahap

## 2.1 Skenario 1 Perubahan Komposisi Gas Umpan
Hasil simulasi dinamik skenario 3 dilakukan dengan kondisi rich gas (penambahan gas C1: 5%) dan lean gas (pengurangan  gas    C1:  5%) seperti  yang    disajikan  pada  Gambar  7a-c  dan  Gambar 7d-f.  Dari  perbandingan hasil simulasi tersebut, dapat diamati bahwa untuk mengompresi gas umpan sesuai kriteria gas jual, sistem kompresi lean  gas memerlukan  daya   sedikit  lebih  besar  karena  berat  molekul  dan  densitas lean  gas lebih besar  dari  gas  jual.Di  samping  itu,perubahan  komposisi  gas  umpan  akan  mempengaruhi  karakteristik kompresor  yaitu head dan  daya.  Dari  hasil  perhitungan,  campuran  gas  umpan  dengan rich  gas akan menghasilkan head yang lebih besar dibanding lean gas , dimana head kompresor berbanding terbalik dengan berat molekul gas. Akibatnya, campuran gas umpan dengan rich gas akan memerlukan daya yang lebih kecil dibandingkan  campuran  umpan  dengan lean  gas .  Namun,  perbedaan  daya  tersebut  tidak  signifikan dikarenakan debit volume aliran dan head relatif tidak banyak berubah. Dari skenario ini, kondisi tunak pada sistem rich  gas dapat  dicapai  saat  sistem  dioperasikan  selama  60 menit, sedangkan  pada  sistem lean gas kestabilan dicapai sedikit lebih cepat, sekitar 55 menit.
(a) (b) (c) (d) (e) (f)
Gambar 7. Unjuk kerja sistem dinamik kompresor 1 tahap menjadi multitahap pada skenario 1: (a) tekanan rich gas ; (b) laju alir rich gas ; (c) parameter unjuk kerja rich gas ; (d) tekanan lean gas ; (e) laju alir lean gas ; dan (f) parameter unjuk kerja lean gas

## 2.2 Skenario 2 Penurunan Laju Alir Gas Umpan
Unjuk  kerja  sistem  kompresi  pada  kondisi  desain  dieksekusi  pada  kondisi  dinamik  yang  ditunjukkan  pada Gambar 8. Dari simulasi dinamik memberikan hasil minimum laju alir untuk sistem kompresi agar kompresor tidak mencapai kondisi surge yaitu pada 38,72 MMSCFD. Secara umum, semakin  kecil laju alir gas umpan, maka  semakin  kecil  pula  kebutuhan  daya  yang  diperlukan.  Untuk  menghasilkan  tekanan  sesuai  spesifikasi gas jual, kompresor dengan efisiensi tetap akan beroperasi pada head yang lebih tinggi karena laju alir aktual gas yang kecil.  Laju  alir minimal gas umpan  ditentukan  dan  kontrol anti- surge dipasangkan  agar kompresor tidak  beroperasi  pada  kondisi surge .  Dari  hasil  simulasi,  ditunjukkan  bahwa  proses  transisi  membutuhkan waktu setidaknya 60 menit untuk mencapai kondisi tunak atau stabil.
(a) (b) (c) (d)
Gambar 8. Unjuk kerja sistem dinamik kompresor 1 tahap menjadi multitahap pada skenario 2: (a) tekanan; (b) laju alir; (c)
parameter unjuk kerja; (d) katup kendali surge

## 2.3 Skenario 3 Penurunan Tekanan Sumur Gas
Hingga  tahun  ke-8  dimana  tekanan  gas  umpan  dari  sumur  menurun  hingga  380  psia,  kompresor  1  tahap masih  dapat  dioperasikan  untuk  menaikkan  tekanan  ke  spesifikasi  gas  jual.  Namun,  kondisi  ini mengakibatkan  kompresor  memerlukan  daya  lebih  besar  untuk  menghadapi  perubahan head yang  lebih tinggi. Adanya penambahan instalasi kompresor tahap 2, beban untuk kompresor 1 dapat dikurangi sehingga kompresor 1 dapat beroperasi dengan efisien. Perubahan sistem dari kompresor 1 tahap menjadi multitahap dievaluasi  dalam  kondisi  dinamik,  setelah  dioperasikan  lebih  dari  80  menit,  proses  transisi  sistem  dapat dikatakan selesai (tunak). Hal ini ditunjukkan dalam simulasi tekanan, laju alir, kinerja, dan bukaan katup anti surge pada Gambar 9.
(a) (b) (c) (d)
Gambar 9. Unjuk kerja sistem dinamik kompresor 1 tahap menjadi multitahap pada skenario 2: (a) tekanan; (b) laju alir; (c) parameter unjuk kerja; (d) katup kendali surge

## Kesimpulan
Dalam  penelitian  ini,  evaluasi  dinamik  sistem  kompresi  untuk  mengatur  tekanan  keluaran  kompresor  telah dilakukan menggunakan simulator proses Aspen Hysys. Dengan mempertimbangkan peta operasi kompresor, kondisi optimum untuk sistem operasi kompresor multitahap terjadi saat tekanan operasi sebesar 516 psia. Dalam skenario 1, peningkatan kemurnian gas metana dapat mempermudah proses kompresi sehingga daya yang diperlukan lebih kecil. Saat laju alir gas berkurang (skenario 2), kompresor 1 masih dapat beroperasi jika laju alir gas tidak kurang dari 43 MMSCFD dan 35 MMSCFD untuk kompresor 2. Selain itu, dari hasil evaluasi skenario  3,  pemasangan  kompresor  kedua  dapat  dilakukan  saat  tahun  ke-7  sebagai  upaya  menanggulangi permasalahan  penurunan  tekanan  gas.Dengan  demikian,  permasalahan  perubahan  kemurnian gas metana, penurunan laju alir gas, dan penurunan tekanan sumur gas di lapangan dapat diatasi dengan menambahkan kompresor seperti yang dibuktikan dalam simulasi dinamik Hysys.

## Referensi
[1] T. P. Adhi, T. S. Rosyid, Y. Ramli, dan A. Indarto, “Dynamic Evaluation: Centrifugal Compressor’s Operation in Determining Anti- Surge Controller,” J. Otomasi Kontrol dan Instrumentasi , vol. 14, no. 2, hal. 123 – 132, 2022, doi: 10.5614/joki.2022.14.2.6.
[2] J.  Speight,  “Analysis  of  gas  and  condensate  from  tight  formations,” Shale  Oil  and  Gas  Production Processes , J. B. T.-S. O. and G. P. P. Speight, Ed. Elsevier, 2020, hal. 373 – 450. doi: 10.1016/B978-0-12- 813315-6.00007-5.
[3] S. Kuczyński, M. Łaciak, A. Szurlej, dan T. Włodek, “Impact of Liquefied Natural Gas Composition Changes on Methane Number as a Fuel Quality Requirement,” Energies , vol. 13, no. 19, hal. 5060, Sep 2020, doi: 10.3390/en13195060.
[4]  G. Etio pe, “Natural Gas,” W. M. White, Ed. Cham: Springer International Publishing, 2018, hal. 961– 965. doi: 10.1007/978-3-319-39312-4_152.
[5]  Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi Indonesia, Statistik Minyak dan Gas Bumi 2021, 2022.
[6]  S. M. Walas, Chemical Process Equipment Selection and Design, 1st ed. Butterworths, 1990.
[7] O.  Johansen,  “Performance  Monitoring  System  for  Centrifugal  Compressors  On  Heimdal  Gas  Field,” Profitable Condition Monitoring , B. K. N. Rao, Ed. Dordrecht: Springer Netherlands, 1993, hal. 55 – 67. doi: 10.1007/978-94-011-1616-9_7.
[8]  K. H. Lüdtke, Process Centrifugal Compressors . Berlin, Heidelberg: Springer Berlin Heidelberg, 2004. doi: 10.1007/978-3-662-09449-5.
[9] Y.  Ramli,  S.  Steven,  E.  Restiawaty,  dan  Y.  Bindar,  “Simulation  Study  of  Bamboo  L eaves  Valorization  to Small-Scale Electricity and Bio- silica Using ASPEN PLUS,” BioEnergy Res. , vol. 15, no. 4, hal. 1918 – 1926, Des 2022, doi: 10.1007/s12155-022-10403-7.
[10]  A.  Indarto,  J.  W.  Choi,  H.  Lee,  H.  K.  Song,  "Decomposition  of  CCl 4 and  CHCl 3 on  Gliding  Arc  Plasma," J. Environ. Sci ., vol. 18, hal. 83-89, Feb 2006.
[11] M.  Taher  dan  F.  Evans,  “Centrifugal  Compressor  Polytropic  Performance— Improved  Rapid  Calculation Results —Cubic  Polynomial  Methods,” Int.  J.  Turbomachinery,  Propuls.  Power ,  vol.  6,  no.  2,  hal.  15,  Mei 2021, doi: 10.3390/ijtpp6020015.
[12] B. Guo, W. C. Lyons, dan A. Ghalambor, “Transportation Systems,” in Petroleum Production Engineering , B. Guo, W. C. Lyons, dan A. B. T.-P. P. E. Ghalambor, Ed. Burlington: Elsevier, 2007, hal. 133 – 158. doi: 10.1016/B978-075068270-1/50016-5.
[13] M. V Casey dan T. M. Fesich, “The Efficiency of Turbocharger Compressors With Diabatic Flows,” J. Eng. Gas Turbines Power , vol. 132, no. 7, Jul 2010, doi: 10.1115/1.4000300.
[14]  L.  Zhang,  L.  Liu,  C.  Zhang,  X. He,  Y.  Zhang,  dan  T.  Yang,  “Performance  analysis  of  an  adiabatic compressed air energy storage system with a pressure regulation inverter- driven compressor,” J. Energy Storage , vol. 43, hal. 103197, Nov 2021, doi: 10.1016/j.est.2021.103197.
[15]  R.  Decher, “The  Compressor:  Gas  Turbine  Engine  Keystone,”  in The  Vortex  and  The  Jet ,  R.  Decher,  Ed. Singapore: Springer Singapore, 2022, hal. 109 – 119. doi: 10.1007/978-981-16-8028-1_10.
[16] L. Brenne,  T. Bjørge, J.  L. Gilarranz,  J.  M.  Koch, dan  H.  Miller, “Perform ance Evaluation  of  A Centrifugal Compressor Operating Under Wet Gas Conditions.,” 2005. doi: 10.21423/R1V35Z.
[17] DESFA, “Natural Gas Quality Specification.” https://www.desfa .gr/en/regulated-services (diakses 14 Juli 2022).