PREDIKSI PEMBENTUKAN HIDRAT GAS DENGAN PENGARUH JOULE-THOMSON EFFECT YANG DIAKIBATKAN OLEH CHOKE PERFORMANCE

## PREDICTION FORMATION  HYDRATE OF GAS BY INFLUENCE JOULE-THOMSON EFFECT THAT RESULTS FROM THE CHOKE PERFORMANCE
Ari Susandy Sanjaya * , Ari Nofendy Program Studi Teknik Kimia, Fakultas Teknik, Universitas Mulawarman  Jl. Sambaliung No. 9 Samarinda, Indonesia 75119 Telepon 0541-736834 Fax 0541-749315 *email : ari.susandy@ft.unmul.ac.id

## ABSTRAK
Hidrat  gas  merupakan  air  bebas  dan  gas  alam  yang  membentuk  padatan,  yang  dapat  mengakibatkan  saluran gas akan membuntu, terutama di flow line serta akan menimbulkan beberapa permasalahan lainnya. Penelitian ini  bertujuan  untuk  memprediksi  pembentukan  hidrat  gas  dengan  pengaruh Joule-Thomson  Effect yang diakibatkan  oleh choke  performance .Di  gunakan  metode Katz untuk  memprediksi  gas  hidrat  dengan  kisaran tekanan  antara  100-1000  Psia.Didapatkan  temperatur  pembentukan  hidrat  gas  pada  tekanan 100  Psia  sebesar 0.7005 ˚C,sedangkan pada tekanan 1000 Psia sebesar 17.4766 ˚C. Dari hasil nilai koefisien Joule-Thomson di dapatkan 0.003972 K/Kpa. Dari hasil nilai temperatur pada flowline terdapat beberapa temperatur yang berada diatas  kurva  temperatur  pembentuk  hidrat  gas  sehingga  berpotensi  terjadi  hidrat  gas  pada  flowline.  Sehingga dapat disimpulkan bahwa beberapa kondisi pada flowline berpotensi terjadinya hidrat gas dan harus dilakukan pencegahan.
Kata Kunci: hidrat gas, efek Joule-Thomson, metode Katz, flow line.

## ABSTRACT
Hydrate  of  gas  is  a  free  water  and  natural  gas  that  forming  solids,which  may  result  the  gas  line  will  be clogged,  mainly  in  the  flow  line  and  will  be  cause  few  more  problems.  This  research  aims  to  predict  the formation  of  gas  hydrates  with  the  influence  of  Joule-Thomson  effect  resulting  from  the  choke  performance. Katz  method  is  used  for  prediction  of  gas  hydrate  with  the  pressure  range  of  100-1000  Psia.  the  obtained temperature forming the gas Hydrate at pressure of 100 psia is 0.7005 ˚ C, while the pressure of 1000 psia is 17.4766  ˚  C.  As  the  results  of  the  Joule-Thomson  coefficient  value  is  0.003972  K  /  kPa.  The  results  of  the temperature  in  the  flow  line  there  few  temperature  that  is  above  temperature  curve  the  hydrate  gas formation,so  that the potential occurrence  of hydrate  gas in  the  flow line. It can be  concluded that some  the conditions on the flow line potentially occurrence of hydrates gas and must be done the prevention.
Keyword : gas hydrate, Joule-Thomson effect, Katz method, flow line

## 1. PENDAHULUAN
Minyak  dan  gas  bumi  masih  menjadi sumber  energi  utama yang  digunakan  di Indonesia. Ketergantungan akan gas alam (natural gas) terutama untuk kepentingan industri diprediksi  akan  terus  meningkat  di  masa  yang akan  datang.Sebelum  bisa  digunakan,  gas  alam mentah ( raw natural gas ) yang berasal dari dalam sumur gas maupun sumur  minyak (gasnya disebut sebagai associated  gas )  harus  diolah  terlebih dahulu  supaya  memenuhi  spesifikasi  untuk  dapat ditransportasikan,  spesifikasi  ini  disebut  sebagai pipeline  gas  specification .  Salah  satu  syarat pipeline  gas  specification adalah  kadar  airnya berkisar di bawah 4 – 7 lb/MMscf (Kidnay dan Parish, 2006). Kandungan air sebagai impuritis di dalam gas  harus  dihindari  karena  dapat  menimbulkan
berbagai  masalah,  antara  lain  terbentuknya  air dalam  fase  liquid  pada  tekanan  yang  tinggi, memicu  terjadinya  korosi  pada  sistem  perpipaan, dan  memicu  terbentuknya  hidrat  gas  pada  suhu rendah yang berpotensi menimbulkan penyumbatan  secara  mendadak  dalam  jaringan pipa.  Uap  air  selalu  terkandung  di  gas  alam, biasanya  berada  pada  range  400  –  500  lb  uap air/MMSCF gas. Umumnya, keberadaan uap air di gas  dikurangi  (bila  perlu  dihilangkan)  karena  uap air  ini  akan  menimbulkan  masalah  pembentukan hidrat  gas.  Air  bebas  dan  gas  alam  akan membentuk  padatan,  yang  biasanya  disebut dengan  “bunga  es”  yang  mana  di  gas  di  sebut dengan  hidrat  gas.Hidrat  gas  ini  akan  membuntu di  saluran  gas,  terutama  di flowline serta  akan menimbulkan beberapa permasalahan lainnya. Pengetahuan  akan  temperatur  dan  tekanan  dari suatu  aliran  gas  di downstream adalah  penting
sekali  untuk  menentukan  apakah  hidrat  gas  akan terbentuk  saat  gas  mengalami ekspansi di upstream ketika  gas  berada  di flow  line (jalur pipa).  Temperatur  fluida  di  sepanjang  pipa  bisa saja  mengalami  perubahan  ketika  pada  jalur  pipa transmisi  melewati  suatu  sungai,  bawah  tanah, atau bahkan di kedalaman laut sekalipun sehingga perubahan temperatur akan menyebabkan terbentuknya hidrat gas.
Terjadinya  hidrat  gas  pada  suatu  kondisi operasi  tertentu  telah  dapat  diprediksikan.  Ada beberapa  metode  yang  dapat  digunakan  untuk memprediksi  pembentukan  hidrat  gas.  Salah satunya  yang  umum  digunakan  adalah  dengan penggunaan  metode katz .  Pada  saat  ini  telah berkembang  beberapa  korelasi  untuk  menentukan kondisi  pembentukan  hidrat  gas.  Istilah  “lebih baik  mencegah  daripada  mengobati”  tampaknya berlaku juga  untuk kasus pembentukan hidrat gas. Biaya  untuk  menanggulangi  hidrat  ketika  hidrat gas sudah terjadi akan menjadi relatif lebih mahal. Selain  itu  pipa  yang  tersumbat  ketika  remidiasi hidrat  gas  tidak  akan  dipakai  untuk  mengalirkan gas  dengan  segera.  Sehingga  upaya  pencegahan terbentuknya  hidrat  gas  pada  kondisi  yang  rawan terjadinya  hidrat  gas  perlu  dilakukan.  Pencegahan dapat  dilakukan  dengan  cara  menjaga  kondisi operasi  berada  di  luar  kondisi  terjadinya    hidrat gas.
Penelitian ini
bertujuan untuk Memprediksi  pembentukan  hidrat  gas  dengan pengaruh Joule-Thomson  Effect yang  diakibatkan oleh choke performance . Penelitian ini diharapkan dapat  memberikan  suatu  informasi  tentang pembentukan hidrat gas dan cara pencegahannya.

## 2. TINJAUAN PUSTAKA
Hidrat  gas  adalah  senyawa  kristal  yang terjadi ketika molekul  gas kontak dengan air pada tekanan  dan  temperatur  tertentu.  Hidrat  gas terbentuk  ketika  molekul  gas  masuk  ke  dalam “kurungan”  ikatan  hidrogen  pada  air.  Sifat  fisik hidrat  gas  mirip  dengan  es,  tetapi  hidrat  dapat terbentuk pada temperatur di atas 0 o C pada sistem bertekanan.  Hidrat  gas  yang  umum  ditemukan terdiri  dari  molekul  air  dan  gas  ringan,  seperti metana,  etana,  propana,  karbon  dioksida,  dan hidrogen  sulfida.  Jika  hidrat  gas  terbentuk  pada interface gas-air, pertumbuhan hidrat gas berlangsung  dengan  cepat  pada  saat  molekul  air dan  gas  tersedia  dalam  jumlah  melimpah.  Hal inilah  yang  menyebabkan  penyumbatan  pipa  oleh hidrat  gas  terjadi  ketika re-start-up di  mana turbulensi  dan  pengadukan  aliran  mempertinggi
fluks molekul  gas  dan  air.  Hidrat  gas  dapat terbentuk  dengan  mudah  di  aliran downstream dari choke ketika  temperatur  fluida  menurun hingga  mencapai  daerah  pembentukan  hidrat  gas berdasarkan efek pendinginan Joule-Thompson .
Gambar 1. Hidrat gas yang terbentuk pada aliran pipa gas
Adanya endapan hidrat gas pada komponen-komponen tersebut diatas, dapat menghambat  aliran  fluida    dari  lubang  sumur maupun  pada  pipa-pipa  di  permukaan  bahkan menghentikan  produksi  lapangan  atau  produksi sumur  gas.  Selain  itu,  hal  tersebut  juga membahayakan  karena  bisa  menyebabkan  pipa pecah  jika  alat  pengaman  pipa  tidak  bekerja dengan  baik  atau  alat  tidak  mampu  mengatasi tekanan dari fluida reservoir (Sloan, 2008).

## 2.1  Metode Katz
Kurva  pembentukan  hidrat  gas  untuk campuran  gas  diperoleh  dengan  menggunakan metode Katz yang  akan  ditunjukkan  pada  bagian ini.  Metode  ini  awalnya  dikembangkan  oleh Carson dan Katz (1942), meskipun data tambahan dan  grafik  telah  dicetak  ulang  sejak  saat  itu. Dalam metode ini, temperatur pembentukan hidrat gas  dapat  diprediksi  dengan menggunakan konstanta  kesetimbangan  uap-padat  (hidrat),  Kvs (Campbell, 2004)
Diasumsikan bahwa
komponen pembentuk  hidrat  gas  hanya  hidrokarbon  dalam gas  alam  dengan  jumlah  atom  karbon  tidak  lebih dari empat, karbon dioksida, dan hidrogen sulfida. Komponen  hidrokarbon  dengan  jumlah  atom karbon  lebih  dari  empat,  nitrogen,  dan  komponen lainnya  yang  mungkin  ada  dalam  gas  alam dikelompokkan sebagai komponen bukan pembentuk  hidrat  sehingga  nilai  Kvs  komponen tersebut  dijadikan  sebagai  tak  terhingga  (∞). Perhitungan  temperatur  pembentukan  hidrat  pada suatu  tekanan   yang  diberikan  dilakukan  dalam
cara  yang  sama  seperti  perhitungan  titik  embun pada kesetimbangan gas – cair.
Dimana : y = fraksi mol komponen
K vs = konstanta kesetimbangan gas – padat
i
= komponen identifier
Temperatur muncul secara implisit dalam fungsi K vs . Perhitungan dilakukan dengan prosedur  literasi  sampai  konvergensi  tercapai. Perlu  diketahui  bahwa  metode  ini  hanya  berlaku untuk  campuran  multi  komponen  (tidak  berlaku untuk  komponen  murni)  dengan  kadar  kecil  dari gas asam (acid gas).
Gambar 2. Nilai K vs methane
Gambar 5. Nilai K vs iso-butane
Gambar 6. Nilai K vs N-butane Gambar 3. Nilai K vs ethane
Gambar 4. Nilai K vs propane

## 3. METODE PENELITIAN
Metode  perhitungan  yang  di  lakukan dalam  penelitian  prediksi  pembentukan  hidrat  gas ini yaitu menggunakan metode katz.

## 3.1 Analisa Prediksi Pembentukan Hidrat  Gas
Dalam  penentuan  kondisi  pembentukan hidrat  gas  ini  di  gunakan  metode katz. Dalam metode  ini,temperatur  pembentukan  hidrat  gas dapat  di  prediksi  dengan  menggunakan  konstanta kesetimbangan  uap-padat  (Kvs).  Temperatur pembentukan  hidrat  gas  tercapai  jika  Ʃ(y i /K vs )=1. Digunakan trial  and  error dalam  penentuan temperatur  pembentukan  hidrat  gas  pada  tiap tekanan (100-1000 Psia). Setelah dapat temperatur pembentukan hidrat  gas pada setiap tekanan maka selanjutnya di buat kurva pembentukan hidrat gas.

## 3.2 Analisa Koefisien Joule-Thomson
2.2  Koefisien Joule-Thomson
Yang di ukur secara eksperimen yaitu : Analisa  koefisien Joule-Thomson ini  di gunakan  untuk  mengetahui  apakah  kondisi  di sumur  x  berpotensi  terjadi  hidrat  gas  atau tidak.adanya  perbedaan tekanan dari dalam sumur yaitu  pada tubing yang  tinggi  dan  pada flowline yang  rendah,sehingga  terjadi ekspansi tekanan dari tubing ke flowline. sehingga terjadi penurunan temperatur  pada flowline .maka  dari  itu  kita  harus mengetahui  temperatur  pada flowline apakah berpotensi atau tidak terbentuknya hidrat gas.

## 3.3 Intepretasi Data dan Informasi
Data  –  data  hasil  studi  mencakup  semua data  yang  dibutuhkan  untuk  perhitungan  prediksi pembentukan hidrat gas. Pengambilan data dilakukan di lokasi sampling yang mempresentasikan   kondisi   fluida.   Data   –   data Yang akan terjadi, dengan mempertimbangkan bahwa proses ini isoenthalpic :
Dan akhirnya, koefisien Joule-Thomson untuk gas yang memenuhi persamaan Van Der Waals adalah:
yang   diperoleh   dari   pengambilan   sampling   di lapangan, diantaranya adalah: a. Data  parameter  operasional  (temperatur  dan tekanan) sumur x
b. Data komposisi fluida gas Field Bunyu

## 3.3.1 Analisa Fluida Gas Sumur x
Dimana diketahui temperatur pada tubing yaitu 54.8 ˚C.
Gambar 7. Nilai K vs hydrogen sulfide
Gambar 8. Nilai K vs Carbon Dioxide
Data  tekanan  pada  sumur  x  tanggal  26 JUNI  s/d  25  JULI  dapat  diketahui  pada  Tabel  1 berikut:
Tabel 1. Data Tekanan sumur x Tabel 1. Data tekanan sumur x
Tabel  3. Hasil  analisa  temperatur pembentukan  hidrat  gas  pada  tekanan  100-1000 Psia
P(Psia) T(˚F) T(˚C) 100 33.2609 0.7005 150 39.4996 4.1665 200 43.8580 6.5878 250 47.2707 8.4837 300 49.5202 9.7335 400 53.5632 11.9795 500 56.5350 13.6306 600 58.4007 14.6671 800 60.8200 16.0111 1000 63.4579 17.4766

## 3.3.2 Analisa Komposisi Gas Field Bunyu
Komposisi  fluida  gas  field  bunyu  dapat di lihat pada tabel berikut:

## Tabel 2. Komposisi fluida gas
Komposisi Satuan Bulan April Metana C1 % Mol 81.1174 Etana C2 % Mol 3.9125 Propana C3 % Mol 3.3498 Iso Butana iC4 % Mol 0.8353 N- Butana nC4 % Mol 1.2338 Iso Pentana iC5 % Mol 0.4927 N-Pentana nC5 % Mol 0.4277 Heksana C6+ % Mol 1.0306 Nitrogen N 2 % Mol 0.1120 Karbondioksida CO 2 % Mol 7.4880 Hidrogen Sulfida     H 2 S % Mol - Total % Mol 100.00 Gross Heating Value (GHV) BTU/SCF 1129.9481 S.G (Air =1) 0.7354

## 4. HASIL DAN PEMBAHASAN

## 4.1 Pembentukan Hidrat Gas
Dari  hasil  perhitungan  untuk menentukan  prediksi  pembentukan  hidrat gas dengan metode Katz diperoleh temperatur  pembentukan  hidrat  gas  pada kisaran  tekanan  antara  100-1000  Psia yang  diperoleh dapat dilihat pada Tabel 3 :
Dari  hasil  analisa  seperti  yang  ditunjukkan pada Tabel  diatas.  Dapat  dibuat  kurva  pembentuk hidrat gas sebagai berikut:
Gambar 9. Kurva pembentuk hidrat gas
Gambar    di    atas    merupakan    kondisi temperatur  pembentuk  hidrat  gas  pada  berbagai tekanan (100-1000 Psia).

## 4.2 Koefisien Joule-Thomson
Data  lapangan  mengenai  kondisi  operasi gas  Field  Bunyu  menggunakan  data  operasional gas pada sumur x. Pemilihan  data operasional gas pada  sumur  x  sebagai  data  observasi  dikarenakan kondisi  tekanan pada tubing yang tinggi dan pada flowline yang  rendah,sehingga  terjadi ekspansi tekanan dari tubing ke flowline tersebut memberikan  peluang  terjadinya  pembentukan hidrat  gas  pada flowline .Data  fisik  tiap  gas  dapat dilihat pada Tabel 4 dan Tabel 5 berikut:
Tanggal Sumur status Tekanan (psi) Casing Tubing Flowline Separator 26-Juni X SA 13 400 2660 170 34 27-Juni X SA 13 1600 2578 167 40 28-Juni X SA 13 1600 2578 167 40 29-Juni X SA 13 2150 2295 140 34 30-Juni X SA 13 2090 2007 135 34 1-Juli X SA 13 2090 2007 135 34 2-Juli X SA 13 1852 1852 125 30 3-Juli X SA 13 1900 1852 125 30 4-Juli X SA 13 1830 1747 120 30 5-Juli X SA 13 1830 1747 120 30 6-Juli X SA 13 1650 1552 110 28 7-Juli X SA 13 1650 1552 110 28 8-Juli X SA 13 1520 1443 110 36 9-Juli X SA 13 1520 1443 110 36 10-Juli X SA 13 1400 1311 100 32 11-Juli X SA 13 1400 1311 100 32 12-Juli X SA 13 1300 1246 90 33 13-Juli X SA 13 1300 1246 90 33 14-Juli X SA 13 1300 1246 90 33 15-Juli X SA 13 1100 989 105 36 16-Juli X SA 13 1100 989 105 36 17-Juli X SA 13 1100 989 105 31 18-Juli X SA 13 990 816 103 36 19-Juli X SA 13 800 700 100 33 20-Juli X SA 13 800 700 100 33 21-Juli X SA 13 800 700 100 33 22-Juli X SA 13 700 558 90 30 23-Juli X SA 13 700 558 90 30 24-Juli X SA 13 600 491 85 30 25-Juli X SA 13 550 325 125 29
Tabel 4. Data fisik gas
Hasil  perhitungan  nilai  temperatur  pada flowline (T down ) dapat dilihat pada Tabel 7 berikut:
Tabel 7. Nilai temperatur pada flowline (T down )
Catatan:Nilai Mi,Pc,danTc diambil dari buku perry’s
Tabel 5. Data fisik gas komponen %mole yi (Mcp)i yi.(Mcp)i 0°C 150°C 0°C 150°C H2O 0.0000  0.00000 33.49 34.45  0.00000  0.00000 H2S 0.0000  0.00000 33.92 35.97  0.00000  0.00000 CO2 7.4880  0.07488 35.91 42.44  2.68894  3.17791 N2 0.1120  0.00112 29.12 29.31  0.03261  0.03283 C1 81.1174  0.81117 34.84 41.96 28.26130 34.03686 C2 3.9125  0.03913 49.34 68.58  1.93043  2.68319 C3 3.3498  0.03350 68.34 99.04  2.28925  3.31764 i-C4 0.8353  0.00835 89.36 131.25  0.74642  1.09633 n-C4 1.2338  0.01234 91.83 131.17  1.13300  1.61838 i-C5 0.4927  0.00493 109.35 161.51  0.53877  0.79576 n-C5 0.4277  0.00428 111.88 160.69  0.47851  0.68727 C6+ 1.0306  0.01031 132.3 191.41  1.36348  1.97267 Σ 100.000 1.00000 819.680 1127.780 39.46272 49.41884
Catatan:Nilai  Mcp  diambil  dari  buku  “ fundamentals  of natural gas processing ”
Tabel  4.  dan  Tabel  5.  di  atas  merupakan data  fisik  dari  setiap  komponen  gas  yang  di gunakan  untuk  menghitung  koefisien Joule- Thomson. Hasil  perhitungan  untuk  mendapatkan koefisien Joule-Thomson dapat di lihat pada Tabel 6 berikut:
Tabel 6. Hasil perhitungan
Tabel  7  di  atas  merupakan  hasil  dari perhitungan  nilai  temperatur  pada flowline (T down ) yang  didapatkan.sehingga  selanjutnya  di  buat kurva hubungan antara temperatur flowline (T down ) dengan  temperatur  pembentuk  hidrat  gas  untuk mengetahui  apakah  terdapat  potensi  terjadinya hidrat gas pada flowline. Pup(Psia) Tup (˚F) Pdown(psia) Tdown (˚F) T down (˚C) 2675.7 130.64 185.7 7.70753 -13.49582 2593.7 130.64 182.7 11.60780 -11.32900 2593.7 130.64 182.7 11.60780 -11.32900 2310.7 130.64 155.7 24.24664 -4.30742 2105.7 130.64 150.7 34.12073 1.17818 2105.7 130.64 150.7 34.12073 1.17818 1867.7 130.64 140.7 45.37720 7.43178 1867.7 130.64 140.7 45.37720 7.43178 1762.7 130.64 135.7 50.31425 10.17458 1762.7 130.64 135.7 50.31425 10.17458 1567.7 130.64 125.7 59.44778 15.24877 1567.7 130.64 125.7 59.44778 15.24877 1458.7 130.64 125.7 64.82916 18.23842 1458.7 130.64 125.7 64.82916 18.23842 1326.7 130.64 115.7 70.85236 21.58465 1326.7 130.64 115.7 70.85236 21.58465 1261.7 130.64 105.7 73.56774 23.09319 1261.7 130.64 105.7 73.56774 23.09319 1261.7 130.64 105.7 73.56774 23.09319 1004.7 130.64 120.7 86.99650 30.55361 1004.7 130.64 120.7 86.99650 30.55361 1004.7 130.64 120.7 86.99650 30.55361 831.7 130.64 118.7 95.43886 35.24381 715.7 130.64 115.7 101.01772 38.34318 715.7 130.64 115.7 101.01772 38.34318 715.7 130.64 115.7 101.01772 38.34318 573.7 130.64 105.7 107.53462 41.96368 573.7 130.64 105.7 107.53462 41.96368 506.7 130.64 100.7 110.59559 43.66422 340.7 130.64 140.7 120.76591 49.31439
Gambar 10. Kurva hubungan antara temperatur flowline (T down ) dengan temperatur pembentuk hidrat gas
Dari  kurva  di  atas  terlihat  beberapa kondisi  temperatur flowline berada  di  atas  kurva temperatur  pembentuk  hidrat  gas  yang  artinya kondisi tersebut berpotensi terjadi hidrat gas.maka harus ada langkah pencegahan yang di lakukan.

## 4.3 Alternatif pemecahan masalah
Seperti yang telah dijelaskan  sebelumnya bahwa  hidrat  gas  merupakan  masalah  yang  serius maka  perlu  dilakukan  tindakan-tindakan  untuk mengatasi  masalah  hidrat  gas  tersebut.  Berikut merupakan  penjelasan  singkat  mengenai  metode yang digunakan untuk menanggulangi hidrat:
a. Injeksi Kimia / Chemical Inhibition
Zat  kimia  dinjeksi  ke  dalam  aliran  gas untuk  menurunkan  titik  beku  air  sehingga  hidrat tidak  terbentuk.  Zat  kimia  yang  digunakan  antara lain methanol , monoethylene  glycol (MEG), diethylene  glycol (DEG),  atau triethylene  glycol (TEG)  yang  bersifat  larut  dalam  air.  Zat  kimia yang  umum  digunakan  di  lapangan  adalah methanol, dimana methanol lebih    murah dibanding  dengan  senyawa glycol .  Pada  metode ini  zat  kimia  tidak  diambil  dan  dipakai  kembali. Jumlah  zat  kimia  yang  diinjeksi  ke  dalam  gas tergantung  dari  jumlah  air  yang  terkondensasi ketika  temperatur  gas  turun.  Hal  ini  juga dipengaruhi  oleh  temperatur  lingkungan  dimana pipa dipasang.
b. Dehidrasi Gas / Gas Dehydration Dehidrasi adalah proses
untuk memisahkan  uap  air  dari  aliran  gas.  Proses dehidrasi  ini  juga  dikenal  sebagai  proses pengeringan. Prinsip dehidrasi adalah mempertemukan  gas  dengan  zat  yang  bisa mengikat  air  dari  gas.  Setelah  beberapa  saat,  zat tersebut  akan  jenuh  oleh  uap  air  sehingga  tidak dapat  menyerap  uap  air  dari  gas.  Maka  untuk
dapat  menggunakan  zat  kimia  tadi,  uapa  air dibuang dengan cara menguapkan kembali uap air dari  zat  kimia  dan  dibuang  ke  atsmofer.  Berikut beberapa metode dehidrasi yang digunakan :
1. Absorpsi  dengan  zat  kimia.  Pada  metode  ini,
uap  air  diambil  dengan  kontak  antara  gas dengan liquid  yang bersifat higroskopis (suka air/menyerap  air).  Pada  metode  ini  TEG sangat  efektif  digunakan  karena  titik  didih yang tinggi sehingga aman ketika diregenerasi.
2. Adsorpsi  dengan  material  padat.  Adsorpsi meruapakan  kemampuan  material untuk menahan  gas  atau  liquid  di  permukaannya. Pada  sistem  ini,  uap  air  dari  gas  akan terkumpul  pada  permukaan  padatan.  Padatan yang  umum  digunakan  adalah silica  gel , alumina dan silicate . Sistem ini kurang efektif pada  jumlah  aliran  gas  yang  besar  karena membutuhkan  tempat  yang  luas  dan  untuk regenerasinya  relatif  lama.  Sistem  ini  juga digunakan untuk mengeringkan udara bertekanan  dari  uap  air.  Proses  yang  kecil namun  sangat  penting  dalam  proses  produksi minyak dan gas.
3. Refrigerasi  atau Cooling Kemampuan  gas alam  untuk  mengandung  uap  air  ketika temperatur  diturunkan  pada  tekanan  tetap maka  akan  menurun.  Sistem  ini  akan  efektif jika temperatur gas awalnya tinggi dan proses ini tidak bisa berdiri sendiri. Biasanya dengan digabung  dengan  metode  injeksi  kimia  yang zat kimia akan di- recover kembali.

## 5.     KESIMPULAN DAN SARAN
Kesimpulan yang didapat pada penelitian ini yaitu sebagai berikut :
1. Dari  hasil  perhitungan  prediksi  pembentukan hidrat  gas  didapatkan  bahwa  kondisi  operasi flowline pada  sumur  x  berpotensi  terjadi pembentukan hidrat gas pada  beberapa temperatur.
2. Dalam kasus ini tidak pernah di temukan hidrat gas  dilapangan  dikarenakan  suhu  lingkungan yang  tinggi  sehingga  terjadi  pertukaran  panas dari lingkungan  ke  sistem (flowline)  akibatnya pembentukan hidrat gas dapat terhindar.
3. Pencegahan pembentukan hidrat dapat dilakukan dengan cara chemical inhibition dan gas dehydration . Kemudian untuk sarannya mungkin dikemudian  hari  ada  yang  meneruskan  penelitian
ini dengan melakukan perhitungan dengan metode lain  seperti  metode  pendekatan  untuk Sweet Gases ,  metode Trakell-Campbell untuk  gas bertekanan  tinggi,dan  metode Mc  Leod-Campbell untuk Sweet Gas bertekanan sangat tinggi.

## DAFTAR PUSTAKA
, 2004, GPSA Engineering Data  Book 12th  Edition,  Section  Gas  Dehydration, Gas Processors Supplier Association. Campbell,  John  M.,  2004,  Gas  Conditioning  and Processing  Vol.1,  John  M.  Campbell Company, Oklahoma, USA. Kidney,  A.  J.,  and  Parrish,  W.  R.,  2006, Fundamentals  of  Natural  Gas  Processing, Taylor and Francis Group, New York. Perry,  R.  H.  and  Green,  D.  W.,  1999,  “Perry’s Chemical  Engineers’ Handbook”,  7th ed., McGraw-Hill  Book  Company  Inc.,  New York. Sloan,  E.D.,  and  Koh,  C.  A.,  2008,  Clathrate Hydrates  of  Natural  Gases,  3rd  Edition, Gulf Professional Publishing, New York.