Pengolahan gas alam merupakan tahapan penting untuk menghasilkan gas yang memenuhi spesifikasi penjualan serta menjamin keamanan proses transportasi melalui jaringan perpipaan. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis proses produksi gas pada Dehydration Unit (DHU), Dew Point Control Unit (DPCU), Sales Gas Metering, serta mengevaluasi produktivitas sumur menggunakan metode Inflow Performance Relationship (IPR) di Donggi-Matindok Field. Metode yang digunakan adalah deskriptif dengan pendekatan studi lapangan melalui observasi langsung, pengumpulan data operasi, dokumentasi perusahaan, dan studi pustaka. Analisis dilakukan terhadap proses dehidrasi gas menggunakan Triethylene Glycol (TEG), pengendalian hydrocarbon dew point, hasil pengukuran kualitas sales gas, serta perhitungan kurva IPR menggunakan metode Rawlins dan Schellhardt. Hasil penelitian menunjukkan bahwa proses dehidrasi mampu menurunkan kadar air hingga 1,633 lb/MMSCF, sedangkan nilai hydrocarbon dew point sebesar 67,086°F pada tekanan 700 psig telah memenuhi spesifikasi penjualan. Hasil sales gas metering menunjukkan laju alir gas sebesar 39,851 MMSCFD dengan kandungan H₂S sebesar 0,013 ppm sehingga memenuhi standar kualitas gas. Analisis IPR menghasilkan nilai eksponen aliran (n) sebesar 0,7087, konstanta performa (C) sebesar 0,00132024, dan Absolute Open Flow Potential (AOFP) sebesar 82,2765 MMSCFD yang menunjukkan kemampuan produksi sumur masih berada pada kondisi baik. Dengan demikian, integrasi DHU, DPCU, dan sistem sales gas metering mampu menghasilkan gas sesuai spesifikasi, sedangkan analisis IPR menunjukkan sumur memiliki produktivitas yang masih optimal untuk mendukung keberlanjutan operasi produksi gas.
References
[1] Bahadori and H. B. Vuthaluru, “Rapid Estimation of Equilibrium Water Dew Point of Natural Gas in TEG Dehydration Systems,” Journal of Natural Gas Science and Engineering, vol. 1, no. 3, pp. 68–71, 2009.
[2] A. O. Chikwe, S. D. Okoye, and C. F. Dike, “Design and Optimization of a Dehydration Unit for Enhanced Natural Gas Processing,” Brazilian Journal of Petroleum and Gas, vol. 19, 2025.
[3] B. Guo, W. C. Lyons, and A. Ghalambor, Petroleum Production Engineering. Oxford, U.K.: Elsevier, 2007.
[4] E. L. Rawlins and M. A. Schellhardt, “Back Pressure Data on Natural Gas Wells and Their Application to Production Practices,” U.S. Bureau of Mines Monograph, 1936.
[5] F. Yusupandi, P. Widiatmoko, I. F. Sukmana, H. R. Fitri, M. Eviani, and H. Devianto, “Heavy Hydrocarbon Recovery with Integration of Turboexpander and JT Valve from Highly CO₂-Containing Natural Gas for Gas Transmission Pipeline,” Jurnal Rekayasa Proses, vol. 17, no. 2, 2023.
[6] J. Lee, J. B. Rollins, and J. P. Spivey, Gas Well Testing Handbook, 3rd ed. Houston, TX, USA: Gulf Professional Publishing, 2003.
[7] M. Affandy, R. H. Hakim, and A. Altway, “Technical and Economic Evaluation of Triethylene Glycol Regeneration Process Using Flash Gas as Stripping Gas in a Domestic Natural Gas Dehydration Unit,” Engineering Reports, vol. 2, no. 9, 2020.
[8] M. D. Darmawan and A. Ariani, “Simulasi Pengaruh Suhu Lean Glycol pada Proses Gas Dehydration Unit di Industri Gas Alam,” DISTILAT: Jurnal Teknologi Separasi, vol. 6, no. 2, pp. 158–163, 2020.
[9] M. Ghiasi, M. Bahadori, and M. R. Rahimpour, “Prediction Performance of Natural Gas Dehydration Units for Water Removal Efficiency Using a Least-Square Support Vector Machine,” International Journal of Ambient Energy, vol. 37, no. 5, pp. 475–482, 2016.
[10] M. Ghiasi, M. Bahadori, and M. R. Rahimpour, “Simulation, Optimization, and Sensitivity Analysis of a Natural Gas Dehydration Unit,” Journal of Natural Gas Science and Engineering, vol. 21, pp. 159–169, 2014.
[11] M. R. Rahimpour, M. Saidi, and M. Seifi, “Improvement of Natural Gas Dehydration Performance by Optimization of Operating Conditions: A Case Study in Sarkhun Gas Processing Plant,” Journal of Natural Gas Science and Engineering, vol. 15, pp. 118–126, 2013.