KATA PENGANTAR
Puji syukur penulis panjatkan kepada Tuhan Yang Maha Esa yang telah memberikan rahmat dan karunianya, sehingga penulis dapat menyelesaikan laporan pelaksanaan kerja praktek di Pertamina Hulu Energi selama dua bulan dimulai dari tanggal 01 Agustus 2018 sampai dengan 31 September 2018. Salawat beserta salam marilah kita sangjung sajikan kepangkuan nabi besar Muhammad SAW yang telah membawa kita dari alam kebodohan ke alam yang penuh ilmu pengetahuan seperti sekarang ini. Kerja Praktek ini merupakan mata kuliah wajib bagi setiap mahasiswa Jurusan Teknik Kimia, Program Studi Teknologi Rekayasa Kimia Industri D-IV Politeknik Negeri Lhokseumawe. Hal ini dimaksudkan agar mahasiswa mendapatkan gambaran langsung tentang ilmu yang telah diperoleh di bangku kuliah dan menambah pengalaman yang berhubungan dengan ilmu keteknikan secara khusus. Pada pembuatan laporan ini penulis mengambil judul “PRODUCED WATER INJECTION SYSTEM”. Dalam pelaksanaan Kerja Praktek hingga selesainya laporan ini, penulis telah banyak mendapat bantuan dan arahan dari banyak pihak. Dengan demikian penulis mengucapkan terima kasih kepada : 1. Ibu dan Ayah yang senantiasa memberikan dukungan serta semangat. 2. Bapak Dira Sani selaku APO FIELDMANAGER. 3. Bapak Faisal Marzuki selaku Senior Supervisor ARUN, SLS, & ERT. 4. Bapak M.Ali Hasbi selaku Asset Coordinator PHE NSB, NSO APO. 5. Ibu Mardianti Sulaiman selaku Humas PHE NSB APO. 6. Bapak Ismail Amin selaku Mentor Arun & SLS. 7. Bapak T.Khairil Anwar selaku Operation Shift Supervisor Arun & SLS. 8. Bapak Dinhar Hasyim selaku Senior Supervisor, NSO, Point-A, & OBO 9. Bapak Amri A Razi selaku Operation Shift Supervisor Arun & SLS.
10. Bapak Sumardi selaku Shift Leader CCR Point-A. 11. Bapak Abdul Razi selaku Shift Leader CCR Point-A. 12. Bapak Ir. Pardi,MT selaku Ketua Jurusan Teknik Kimia Politeknik Negeri Lhokseumawe. 13. Bapak Ir.Syafruddin,M.Si selakuKetua Program Studi Sarjana Terapan Teknologi Rekayasa Kimia Industri Politeknik Negeri Lhokseumawe. 14. Ibu Zuhra Amalia ST. M. Env.Mgmt, Sust, selaku Koordinator Magang Industri Jurusan Teknik Kimia Politeknik Negeri Lhokseumawe. 15. Ibu Zuhra Amalia ST. M. Env.Mgmt, Sust,Selaku Pembimbing Magang Industri. 16. Para Operator CCR di PHE NSB APO. 17. Para Operator Cluster IV yang telah banyak membantu. 18. Helper Operator Cluster IV yang selalu mensupport. 19. Para OB PHE NSB APO. 20. Teman-teman Mahasiswa/iAngkatan 2015 Jurusan Teknik Kimia Politeknik Negeri Lhokseumawe yang selalu memberi semangat. Dengan rasa berat hati untuk meninggalkan Pertamina Hulu Energi NSB akhirnya Penulis telah berusaha dalam menyempurnakan laporan ini. Penulis menyadari bahwa masih banyak kekurangan dari laporan ini, baik dari materi maupun teknik penyajiannya, mengingat kurangnya pengetahuan dan pengalaman penulis. Oleh karena itu, kritik dan saran yang membangun sangat penulis harapkan.
Lhoksukon, 30 September 2018
Razalia Ukhti NIM: 1524301089
DAFTAR ISI
LEMBAR PENGESAHAN .............................................................................. .. LEMBAR PENGESAHAN JURUSAN ................................................. ............ LEMBAR PENGESAHAN PABRIK ................................................................ LEMBAR PENILAIAN MAGANG INDUSTRI ............................................. KATA PENGANTAR .................................................. ....................................... DAFTAR ISI ............................................... ......................................................... DAFTAR GAMBAR ........................................................................................... DAFTAR TABEL ............................................................................................... DAFTAR LAMPIRAN ..................................................................................... .. BAB I PENDAHULUAN .................................................................................... 1 1.1 Latar Belakang ................................................................................... 1 1.2 Maksud dan Tujuan Praktek kerja Lapangan (PKL)......................... .. 2 1.3 Manfaat Kuliah Praktek ...................................................................... 3 1.3.1 Bagi Mahasiswa/i ................................................. ..................... 3 1.3.2 Bagi Politeknik Negeri Lhokseumawe....................................... 3 1.3.3 Bagi perusahaan ............................................................. ............ 4 BAB II TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN............................................. ..... 5 2.1. Profil Pertamina Hulu Energi ................................................. ............ 5 2.2. Masuknya Pertamina Hulu Energi di Block NSB-NSO .................... 7 2.3. Gambaran Umum Perusahaan ............................................... ............ 8 2.4. Organisasi Perusahaan dan Tenaga Kerja. ......................................... 10 2.4.1. Struktur Organisasi Perusahaan ................................................ 10 2.5. Keselamatan Kerja .................... ......................................................... 13 2.6. Kegiatan Pertamina Hulu Energi di Indonesia ................................... 15 2.6.1. Aceh Producion Operation ........................................................ 16 2.6.2. Wilayah Eksplorasi Baru .......................................................... 16 BAB III FASILITAS OPERASI ................................................... ..................... 18 3.1. Sumur Produksi .................................................................................. 18 3.2. Fasilitas Pendingin Gas Alam ............................................................ 24 3.3. Fasilitas Pemisahan Gas, Minyak Kondensat dan Air (Produktion Separator ............................................................................................ 26 3.4. Unit Pendingin Gas (Propane Chiller) .............................................. 27 3.5 Booster Compressor ........................................................................... 28 BAB IV TUGAS KHUSUS ................................................................................ 27
4.1. Judul Tugas khusus .............................................. .............................. 29 4.2. Tujuan Tugas Khusus ......................................................................... 29 4.3. Waktu dan Tempat Pelaksanaan Tugas Khusus .............................. .. 29 4.4. Objek Tugas Khusus .............................................................. ............ 29 4.5. Metodologi Magang Industri ................................................. ............ 30 4.5.1. Alat dan Bahan Yang Digunakan ............................................. 30 4.6 Landasan Teori Tugas Khusus ................................................ ............ 4.6.1 Deskripsi Aliran Proses ................................................. ............ 32 4.6.2 Definisi Produced Water ............................................................ 4.6.3 Recommended Operated Ranges (RORs) .................................. BAB V HASIL DAN PEMBAHASAN .................................................. ............ 39 5.1. Data Pengamatan .................................................. .............................. 39 5.1.1 Data Hasil Pemantauan Air Injeksi Ke Sumur Injeksi GIW-07 Bulan Agustus 2018 .................................................... 41 5.1.2 Hasil Analisa Sampel Produced Water Injection To GIW-07 ..................................................................................... 5.2 Pembahasan 5.3.1. Bagi Politeknik Negeri Lhokseumawe.......................... ............ 41 5.3.2. Bagi Pertamina Hulu Energi ................................................... .. 42 DAFTAR PUSTAKA ................................................... .................................. ....39
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1 Daerah Produksi Arun Field ................................................ ............ 8 Gambar 2.2 Alur aliran gas alam kering dari sumber produksi ke kilang Perta Arun Gas ................................ ......................................................... 10 Gambar 2.3 Struktur Top Dapartement Produksi .............................................. 11 Gambar 2.4 Struktur Maintenance ............................................... ..................... 12 Gambar 2.5 Dapartement SCM ........................................................................... 12 Gambar 2.6 Struktur Security Team ................................................................. 12 Gambar 2.7 Dapartement (ICT) ......................................................................... 13 Gambar 2.8 Peta Kegiatan Pertamina Hulu Energi di Indonesia ........................ 15 Gambar 2.9 Wilayah Eksplorasi Pertamina Hulu Energi .................................. 16 Gambar 3.1 Aliran diagram proses di Aceh Production Operation (APO). ....... 18 Gambar 3.2 Train-1 WellStream Cooler ................................................. ............ 20 Gambar 3.3 Tipikal sumur produksi cluster-IV ................................................ .. 20 Gambar 3.4 Schematic Drawing of Hydraulic Valve Operation ........................ 24 Gambar 3.5 Tipikal produksi separator cluster-IV ............................................. 27 Gambar 4.1 Deoiling Hydro Cyclone ................................................................. 33 Gambar 5.1 Grafik Perbandingan Antara Waktu Vs Water Injeksi .................... 40
DAFTAR TABEL
Tabel 4.1 Parameter Pengoperasian System................................. ........................36 Tabel 4.2 Data Air Injeksi Ke Sumur GIW-07 Bulan Agustus 2018-09-23.........36 Tabel 4.3 Aanalisa pH Produced Water Injection To GIW-07.............................38
DAFTAR LAMPIRAN LAMPIRAN A ................................................................................................. .... A.1 Menghitung Total Rata-Rata Air Yang Diinjeksi ............................. LAMPIRAN B ......................................................................................... ............ B.1 Peralatan Yang Digunakan ................................................................ B.1.1 Degassing Column .................................................................. B.1.2 Surge Tank............................................................................... B.1.3 Skimmer Tank ......................................................................... B.1.4 Deoiler ..................................................................................... LAMPIRAN C ................................................................................................. .... C.1 Blok Diagram Aliran Proses Gas Pada Cluster Iv ............................. C.2 Blok Diagram Aliran Proses Produced Water Injection System .................................................. ..............................
BAB I PENDAHULUAN
1.1
Latar Belakang
Indonesia adalah negara yang kaya akan sumber daya alam yang terhampar dari Sabang sampai Marauke, baik itu sumber daya yang berasal dari laut, darat, maupun yang terkandung didalam perut bumi yaitu berupa minyak dan gas bumi yang terjadi akibat adanya pelapukan fosil dalam waktu yang cukup lama. Sumber daya alam berupa minyak dan gas bumi merupakan sektor yang menjadi penyumbang utama dalam Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN). Minyak bumi dan gas adalah sumber daya alam yang bernilai ekonomis dan memberikan kontribusi yang sangat penting dalam kehidupan manusia. Teknologi canggih dan modern mempunyai peranan yang sangat penting dalam perkembangan suatu industri. Setiap industri tidak akan menghasilkan suatu produk yang maksimal tanpa didukung oleh peralatan yang memadai. Meskipun setiap industri telah berusaha untuk menghasilkan produk yang baik. Tetap saja mengalami kendala dalam pengoperasian maupun mengoperasikan mesin produksi, hal ini dapat terjadi karena faktor alam, faktor peralatan yang digunakan, maupun faktor manusia itu sendiri. Pertamina Hulu Energi Indonesia merupakan salah satu perusahaan nasional yang berskala internasional dan selalu bertekad untuk merespon terhadap segala kemajuan teknologi yang ada. Sudah sangat banyak perusahaan-perusahaan yang telah bekerja sama baik perusahaan dalam negeri maupun luar negeri, seperti yang sudah kita ketahui bahwa PT. PAG adalah suatu perusahaan yang mengolah gas alam cair atau yang disebut dengan LNG dengan menggunakan proses “Crygenic”, dan sekarang di PT. PAG tidak lagi memproduksi LNG melainkan Gas.
Bukan suatu langkah akhir pengembangan teknologi di Indonesia, namun masih banyak persoalan-persoalan untuk pengembangan teknologi yang komplek, sehingga membutuhkan calon-calon teknokrat yang handal untuk memenuhi kebutuhan-kebutuhan tersebut. Teknologi dan alat yang digunakan dalam pengambilan minyak mentah dari dalam well ini meliputi berbagai proses yang menggunakan peralatan industri seperti Cooller,Production separator, Heat exchanger,
Propane chllier,Chllier scrubber,
Pump, serta alat-alat lain yang mendukung setiap proses. Pada APO sendiri sampai dengan saat ini masih mempunyai empat Cluster yang masing-masing Cluster masih aktif, yaitu Cluster I, Cluster II, Cluster III, dan Cluster IV. Untuk Point “A” tujuannya yaitu untuk mengetahui berapa banyak produksi gas setiap harinya, selain itu untuk mengontrol proses dan kondisi gas itu sendiri, baik itu Pressure(tekanan), Temperature, dan komposisinya. Setelah melalui “Point A”kemudian gas tersebut dikirim ke PT. PAG dan PT. PIM (Pupuk Iskandar Muda) sebagai bahan baku pembuatan urea. 1.2
Maksud dan Tujuan Praktek Kerja Lapangan (PKL)
Adapun maksud dan tujuan dari pelaksanaan kuliah praktek di Pertamina Hulu Energi adalah agar kami sebagai mahasiswa Jurusan Teknik Kimia Prodi Teknologi Rekayasa Kimia Industri Politeknik Negeri Lhokseumawe yaitu untuk mengetahui proses-proses dan aplikasi ilmu disetiap Cluster. Juga diharapkan dapat mengaplikasikan ilmu yang telah diperoleh dibangku kuliah dalam menganalisa proses dan mengetahui permasalahan yang terjadi didalam pabrik. Sasaran dan tujuan umum dari penulisan ini diwujudkan untuk pengembangan wawasan yang sesuai dengan topik yang dibahas sebagai berikut: 1. Mengetahui akan rangkaian proses produksi yang ada pada pertamina hulu energi NSB,
2. Dapat mengaplikasikan ilmu-ilmu yang telah di dapat saat kuliah Jurusan Teknik Kimia Prodi Teknologi Rekayasa Kimia Industri Politeknik Negeri Lhokseumawe, 3. Mengetahui fungsi dari peralatan-peralatan proses, 4. Memiliki keterampilan dalam hal penguasaan pekerjaan dan dapat menambah pengalaman untuk terjun ke lapangan industri, 5. Berlatih bekerja disiplin dan bertanggung jawab sebagai seorang pekerja, 6. Membina hubungan kerja sama yang baik antara perusahaan dengan Jurusan Teknik Kimia Prodi Teknologi Rekayasa Kimia Industri Politeknik Negeri Lhokseumawe. 1.3
Manfaat Kuliah Praktek
1.3.1
Bagi Mahasiswa/i
1. Memperoleh pengetahuan yang berguna bagi perwujudan kerja yang akan dihadapi setelah menyelesaikan studinya, 2. Memperoleh kesempatan untuk melatih keterampilan dalam melakukan pekerjaan atau kegiatan lapangan, 3. Dapat mengetahui dan memahami berbagai macam aspek kegiatan dalam perusahaan, 4. Dapat membandingkan teori-teori yang telah diperoleh dibangku kuliah dengan praktek dilapangan. 1.3.2
Bagi Politeknik Negeri Lhokseumawe
1. Mempererat kerja sama antara perusahaan dengan Jurusan Teknik Kimia Prodi Teknologi Rekayasa Kimia Industri Politeknik Negeri Lhokseumawe, 2. Sebagai bahan masukan dari pimpinan perusahaan dalam rangka memajukan pembangunan dibidang pendidikan dan dalam peningkatan Sumber Daya Manusia (SDM). 1.3.3
Bagi Perusahaan
1. Melihat penerapan teori-teori ilmiah yang dipraktekkan oleh mahasiswa,
2. Dapat melihat perusahaan dari sudut pandang mahasiswa, 3. Sebagai bahan masukan atau usulan sebagai perbaikan perusahaan.
BAB II TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN
2.1.Profil Pertamina Hulu Energi
Pertamina Hulu Energi PHE mengoperasikan Lapangan Arun di Provinsi Nanggroe
Aceh
Darussalam
sebagai
KKKS
(
Kontraktor
Kontrak
Kerja
Sama/Cooperation Contract Contractor ) bagi Badan Pelaksana Kegiatan Hulu Minyak
dan
Gas
(SKKMIGAS).
Afiliasi
Pertamina
Hulu
Energi
juga
mengoperasikan South Lhoksukon A dan D, serta lapangan gas lepas pantai North Sumatera Offshore. PT Pertamina Hulu Energi (PHE) merupakan anak perusahaan PT Pertamina (Persero). Perusahaan ini menyelenggarakan usaha hulu di bidang minyak, gas bumi dan energi lainnya. Melalui pengelolaan operasi dan portofolio usaha sektor hulu minyak dan gas bumi serta energi lainnya secara fleksibel, lincah dan berdaya laba tinggi, PHE mengarahkan tujuannya menjadi perusahaan multi nasional yang terpandang di bidang energi, dan mampu memberikan nilai tambah bagi stakeholders. Pendirian PHE, yang resmi beroperasi sejak 1 Januari 2008, merupakan konsekuensi dari penerapan UU Migas 2001 yang membatasi satu badan usahanya boleh mengelola satu wilayah kerja. PHE mengelola portofolio bisnis migas melalui berbagai skema kemitraan baik Dr dalam maupun di luar negeri. Berbagai skema tersebut adalah JOB-PSC (Joint Operating Body-Production Sharing Conract) di mana PHE bertindak Sebagai operator, termasuk mengelola BLOK ONWJ dan Blok West Madura Offshore, Pertamina Participating Interest (PI) dan juga kemitraan lainnya untuk mengoperasikan blok di luar negeri. Dengan demikian, PHE merupakan
induk
perusahaan
memiliki Participating Interest (PI).
bagi setiap
anak
perusahaan
yang
Berdasarkan persetujuan Direktur Utama Pertamina pada 06 November 2007 dan
Komisaris
Pertamina
18
September
2007,
telah
dilakukan
proses pengalihan Participating pengalihan Participating Interest dari PT Pertamina (Persero) kepada anakanak perusahaan PHE. Langkah ini semata untuk mempertegas arah bisnis dan memperlancar perjalanan usaha PHE.Secara tidak langsung, anak-anak perusahaan tersebut masih merupakan anak perusahaan Pertamina (Persero), namun secara langsung kendalinya kend alinya di bawah PHE. Dalam perannya perann ya sebagai sub-holding sebagai sub-holding yang membawa anak-anak perusahaan pemegang PI, PHE berbeda dibandingkan dengan anak perusahaan Pertamina lainnya. Dengan bentuk demikian, PHE akan terus berkembang, karena setiap ada Participating ada Participating Interest baru, baru, berarti ada anak perusahaan baru yang akan dikelola oleh PHE. Saat ini, PHE memiliki 36 anak perusahaan di dalam negeri, yang terdiriatas 9 anak perusahaan yang mengelola JOB-PSC ( Joint Joint Operating Body Production
Sharing
Contract).
Participacing berupa Indonesi berupa Indonesi
16
anak
Participating Interests
perusahaan
pemegang
Division dan Division dan Pertamina Pertamina
Participating Interest , dan 9 anakperusahaan yang mengelola Production Sharing Contract - Gas Metana Batubara (PSC-GMB), sedangkan di luar negeri, PHE memiliki satu anak perusahaan yaitu, PHE Australia yang memiliki 10% lice nse di nse di Blok VIC/L26, VIC/L27 dan VIC L/28 BMG Australia. Di samping itu PHE juga bekerja sama dengan mitra untuk mengelola lahan di Blok SK-305 Sarawak, Malaysia; Blok-13 di lepas pantai Laut Merah, Sudan, Blok-3 Qatar, Blok 17-3 Sabratah dan Blok 123-3 Sirte yang berlokasi di Libya. Sebagai perusahaan induk bagi seluruh anak perusahaan pemegang PI, PHE memiliki peranan yang besar dalam peningkatan produksi Pertamina melalui optimalisasi produksi di lapangan yang dimiliki maupun akuisisi wilayah kerja eksplorasi dan produksi, baik di dalam
maupun di luar negeri. Bahkan, boleh
disebutkan bahwa PHE merupakan satu-satunya kendaraan PT Pertamina (Persero) yang menjalankan bisnis di luar negeri.
PHE tidak hanya bertindak sebagai pengelola portofolio bisnis, namun di lapangan, terutama untuk luar negeri.Walau memiliki banyak anak perusahaan, bentuk organisasi PHE tidak besar namun efektif, karena PHE memiliki pekerja yang mempunyai pengalaman dan kapabilitas tinggi iuntuk membuat analisis cermat serta menghasilkan keputusan tepat dalam menjalankan bisnis portofolio. 2.2.
Masuknya Pertamina Hulu Energi di Block NSB-NSO
Dibawah ini tercantum mulai beroperasinya Exxon Mobil di Indonesia sampai kepada pengalihan kontrak kerja ke PT. pertamina Hulu Energi dan kemajuankemajuan yang telah diperoleh di lapanagan Arun Field . 1. Tahun1898 Kantor pemasaran dibuka di Indonesia 2. Tahun 1912 Dimulai nya kegiatan eksplorasi 3. Tahun 1968 Awal operator KKS di Provinsi Aceh 4. Tahun 1971 Penemuan Lapangan Arun 5. Tahun 1973 Penan datang anak kontrak LNG pertama dengan Jepang 6. Tahun 1977 Dimulai nya kegiatan di Cluster-III Lapangan Arun 7. Tahun 1978 Dimulai nya kegiatan di Cluster-II Lapangan Arun. 8. Tahun 1981 Penandatanganan kontrak LNG kedua dengan Jepang 9. Tahun 1982 Dimulai nya kegiatan di Cluster-I Lapangan Arun 10. Tahun 1986 Pengiriman gas pertama ke pabrik pupuk PT Pupuk Iskandar Muda 11. Tahun 1988 Pengiriman gas pertama ke PT Kertas Kraft Aceh 12. Tahun 2000 Exxon dan Mobil Oil Indonesia bergabung menjadi Exxon Mobil Corporation 13. Padatanggal 1 Oktober 2015 pengalihan penuhatas operational blok NSO (offshore )dan B (onshore) dari Exxon Mobil ke PHE, dan Blok NSO dan B yang sebelum nya masing-masing di oprasi kan oleh Exxon Mobil Oil Inconporation (EMOI).
2.3
Gambaran Umum Perusahaan
Perusahaan Pertamina Hulu Energi yang merupakan pengalihan kontrak kerja dari ExxonMobil Oil Indonesia pada tanggal 1 oktober 2015. Operatorship untuk masing-masing blok secara penuh (100 %) di pegang oleh anak perusahaan pertamina yaitu PHE NSO dan PHE NSB. Sebelum pengalihan kontrak kerja ke PT.Pertamina Hulu Energi, Mobil Oil dan ExxonMobil telah melakukan kegiatan operasional di Lapangan Arun atau dikenal dengan sebutan Arun Field.Lapangan Field.Lapangan Arun mulai ditemukan pada awal tahun 1971 melalui pengeboran awal pada sumur observasi Well A-1. A-1. Berdasarkan pada penemuan tersebut maka dikembangkanlah pengeboran pada sumur - sumur observasi ob servasi lainnya sebelum pada akhirnya dibangun diban gun beberapa unit fasilitas produksi yang disebut dengan Clusters Operation yang terdiri dari Cluster-I, Cluster-II, Cluster-III dan Cluster-IV. Peta dari hasil survei yang dilakukan terhadap reservoir (tempat pengambilang gas alam) sehingga di lakukan pembangunan tempat pengambilan gas dan hidrocarbon dapat dilihat pada gambar di bawahini.
Gambar 2.1 Daerah Produksi Arun Field
Cluster yang pertama sekali dibangun dan difungsikan adalah Cluster-III yang mulai dioperasikan pada bulan Mei tahun 1977. Berikutnya dibangun Cluster-II dan mulai dioperasikan pada bulan Februari tahun 1978, selanjutnya ditambah dengan pembangunan Cluster-I yang mulai dioperasikan pada bulan September tahun 1982 dan Cluster yang terakhir dibangun adalah Cluster-IV yang mulai dioperasikan pada bulan
Juni
tahun
1983.
Pertamina
Hulu
Energi NSB Incorporated juga membangun fasilitas pendukung lainnya seperti Gas injection compressor (unit penginjeksian kembali gas alam kadalam perut bumi) dan Power generator (unit pembangkit tenaga listrik). Dua unit Gas injection compressor dibangun di Cluster-III dan satu unit Gas injection compressor dibangun di Cluster-II. Sedangkan untuk Power generator keempat-empat unitnya dibangun di Point “A” dengan kapasitas terpasang masingmasing unit Power generator adalah 8 mega watt. Untuk memenuhi supply gas kepada konsumen yang telah mengikat kontrak pembelian dengan pemerintah republik indonesia maka diadakanlah penambahan dua unit fasilitas produksi lainnya yaitu operasi dearah terpencil. Disebut dengan Remote area operation (South Lhoksukon) dan operasi lepas pantai yang disebut dengan North Sumatera Offshore Operation ( NSO-Offshore). Operasi daerah terpencil atau Remote area operation yang dikenal dengan sebutan South Lhoksukon Operation dibangun didaerah Seureuke, kecamatan langkahan, kabupaten Aceh Utara, Nanggro Aceh Darussalam. Berjarak 35 kilometer dari kantor induk yang berlokasi di “Point A” dan mulai dioperasikan pada bulan Desember tahun 1996. Operasi lepas pantai atau Nourth Sumatera Offshore Opration dibangun di laut lepas yang berjarak ±100 km ke laut dari bibir pantai Lhokseumawe ke arah utara pulau Sumatera dan mulai dioperasikan pada bulan Juli tahun 1999. Semua fasilitas produksi Pertamina Hulu Energi NSB pada saat ini tidak lagi beroperasi pada kapasitas maksimum seiring dengan berkurangnya cadangan gas alam yang ada dalam perut bumi atau dikenal dengan sebutan H ydrocarbon reservoir.
Hal ini terlihat dari menurunnya volume produksi pada setiap Cluster operation termasuk dari remote area South Lhoksukon Pase Operation. Pada gambar 2.2 menunjukan peta alur pengaliran gas alam kering dari setiap lokasi fasilitas produksi didaerah operasi PHE NSB yang bermuara ke PT. PAG Blang Lancang Lhokseumawe Aceh Utara, dan dapat dilihat pada gambar berikut ini:
Gambar 2.2 Aliran gas alam kering dari sumber produksi ke PT.PAG 2.4 Organisasi Perusahaan dan Tenaga Kerja.
Untuk dapat mencapai efesiensi dan produktifitas kerja yang tinggi sebagaimana yang diharapkan oleh perusahaan, maka pengelolaan sumber daya manusia harus dilakukan secara optimal sehingga mampu memberikan hasil yang maksimal untuk mencapai target produksi yang telah ditetapkan oleh perusahaan. 2.4.1 Struktur Organisasi Perusahaan
Berdasarkan struktur organisasi yang ada sekarang, Pertamina Hulu Energi masih menerapkan organisasi yang dulu digunakan Exxon Mobil. Aceh Production
Operation Manager (APOM), membawahi 4 divisi yang terdiri dari Operation Superintendent (OPSupt), maintenance superintendent, logistic superintendent dan security superintendent. Dari setiap divisi-divisi tersebut membawahi beberapa senior supervisor dan setiap senior supervisor membawahi beberapa supervisor dan dari setiap supervisor membawahi beberapa tenaga Teknisi atau Operator Lapangan. Tenaga kerja bantuan harian juga dipekerjakan pada beberapa bagian Departemen Operasi dan Departemen Pemeliharaan untuk membantu tenaga kerja ahli dalam menyelesaikan tugas sehari – hari. Hal ini dilakukan untuk memenuhi kebutuhan tenaga kerja dalam jumlah yang cukup untuk menyelesaikan tugas-tugas penting dan urgensinya tinggi bagi kelangsungan hidup fasilitas proses operasi pada bagian produksi. Skema Organisasi Perusahaan pada PerusahanPertaminaHuluEnergi (PHE NSB)& (PHE NSO) di Aceh Production Operation Lapangan Arun (Arun Field), dapat dilihat pada gambar 2.3 sampai 2.7 berikut ini : a. Dapaterment Produks APO Field Manager
APO Asset Coordinator
Arun Sls & ERT Senior Supervisor
Operasional Shift Supervisor Arun & Sls
NSO Offshore Point A & Senior Supervisor Operasional Shift Supervisor NSO Offshore
Gambar 2.3 Top Dapartement Produksi
Field Maintenance Superintendent
b.
Dapartement Maintenance
Field Maintenance Superintendent
Instrument Maintenance & Measure ment Supervisor
Electrical Maintenance Supervisor
FMM & HE Maintenance Supervisor
Machinery Maintenance & Relibility Supervisor
MER / Planning Support Coordinator
Gambar 2.4 Dapartement Maintenance
c. Dapartement SCM
Field SCM Superintendent
Ground Transport Koordinator
Field Service & Marine Base
Camp & Catering Coordinator
Warehouse Officer
Gambar 2.5 Dapartement SCM
d. Dapaterment Security Security Superintendent
Administrator
APO Specialist
Gambar 2.6 Dapartement Security
e. Dapartement (ICT)
ICT Superintendent JAKARTA
Jakarta
Jakarta
ICT QA Compliance Analyst
Arun Field
ICT Solution Supervisor
Field ICT Supervisor
Jakarta Data Management Supervisor
Gambar 2.7 Dapartement (ICT) Berdaasarkan kepada status ketenaga kerjaan maka pegawai di Pertamina Hulu Energi NSB dibagi menjadi 2 kategori yaitu, pegawai reguler dan pegawai subkontraktor dengan komposisi sebagai berikut: 1. Pegawai reguler di APO sekitar
: 160 orang
2. Pegawai sub-kontraktor di APO sekitar : 400 orang
2.5
Keselamatan Kerja
Untuk keselamatan kerja PHE NSB juga masih menggunakan peraturan yang digunakan oleh perusahaan sebelumnya yaitu Exxon Mobil yang menerapkan suatu kebijakan keselematan kerja dengan tujuan untuk mencapai Zero Acident and No Body Get Hurt, dengan cara memberikan pelatihan yang sangat memadai kepada setiap pegawai sesuai dengan kebutuhan masing-masing pegawai tersebut. Pelatihan serupa juga diberikan kepada pegawai sub-kontraktor yang mempunyai perjanjian ikatan kerja waktu tertentu dengan Perusahaan Pertamina Hulu Energi NSB, hal ini dilakukan untuk memaksimalisasi pencegahan terhadap kecelakaan kerja baik di lingkungan perusahaan maupun diluar jam kerja.
Alat pelindung diri yang sesuai diwajibkan untuk dipakai oleh setiap pegawai pada saat melakukan aktifitas kerja di lapangan.Alat pelindung diri seperti sepatu pengaman kaki ( safety shoes), baju terusan penolak api (fire retardance coverall), topi pengaman kepala (safety hard head), kaca mata pengaman (safety glasses)dan sarung tangan ( glove) adalah kebutuhan perlindungan yang sangat minimum yang harus dipakai oleh setiap pegawai/karyawan saat melakukan aktifitas. Pegawai bahkan akan mendapat teguran dari atasannya apabila kedapatan tidak menggunakan alat pelindung diri yang lengkap dan sesuai dengan yang dibutuhkan pada saat bekerja. Sebelum memulai pekerjaan semua pegawai diwajibkan untuk membuat analisa keselamatan kerja ( job safety analisis), hal ini dilakukan untuk menginspirasi sedini mungkin unsur-unsur yang dapat menyebabkan kecelakaan kerja dan hal-hal yang tidak aman lainnya. Penerapan aspek Health Safety and Environment (HSE) secara sempurna adalah keniscayaan bagi perusahaan berkelas dunia. Bagi PHE, komitmen tinggi perusahaan
terhadap
HSE
terwujud
dalam
dukungan
setiap
pihak
dalam
membudayakan HSE di lingkungan kerja pada setiap kegiatan operasinya. Dalam upaya mencapai HSE Operation Excellence, PT Pertamina (Persero) sebagai induk perusahaan mengeluarkan kebijakan HSE agar terlaksanan ya sistem pengelolaan HSE yang terintegrasi dengan kegiatan operasi yang aman, andal, efisien dan berwawasan lingkungan. Kebijakan tersebut menghimbau agar seluruh manajemen ini maupun para pekerja agar bersungguh-sungguh dalam memberikan prioritas pertama untuk aspek keselamatan, kesehatan kerja dan lindungan lingkungan.Mengidentifikasi potensi bahaya dan mengurangi resikonya serendah mungkin untuk mencegah terjadinya insiden. 1. Menggunakan teknologi terbaik untuk mengurangi dampak dari kegiatan operasi terhadap manusia, aset dan lingkungan, 2. Menjadikan
kinerja
Keselamatan,
Kesehatan
Kerja
dan
Lindungan
Lingkungan dalam penilaian dan penghargaan terhadap semua pekerja,
3. Meningkatkan kesadaran dan kompetensi pekerja agar dapat melaksanakan pekerjaan dengan benar dan aman, 4. Menciptakan dan memelihara harmonisasi hubungan dengan stakeholder di sekitar
kegiatan
usaha
untuk
membangun
kemitraan
yang
saling
menguntungkan.
2.6
Kegiatan Pertamina Hulu Energi di Indonesia
Dengan bentuk demikian, PHE akan terus berkembang, karena setiap ada participating interest baru, berarti ada anak perusahaan baru yang akan dikelola oleh PHE. Saat ini, PHE memiliki 54 anak perusahaan didalam negeri, yang terdiri atas 9 anak perusahaan yang mengelola JOB-PSC ( Joint Operating Body-Production Sharing Contact ) 29 anak perusahaan pemegang Participating Interest berupa Indonesia Participating Interest dan Pertamina Participating Interest, dan 16 anak perusahaan yang mengolola production sharring contract.
Gambar 2.7 Peta kegiatan Pertamina Hulu Energi di Indonesia.
2.6.1
Aceh Production Operation PHE NSB dan PHE NSO
Pertamina Hulu Energi mengoperasikan Ladang Arun di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam sebagai Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) bagi Badan Pelaksana kegiatan hulu Minyak dan Gas Aceh (BPMA) yang dulunya dipegang oleh Exxon Mobil Oil Indonesia. Pertamina Hulu Energi NSB juga mengoperasikan lapangan South Lhoksukon A dan D, selain di North Sumatera Offshore (NSO) yang merupakan ladang gas lepas-pantai di Sumatera Utara. Gas dari ladang ini dikirimkan ke fasilitas PT. PAG, PT. PIM, CITY GAS, KKA dan PT.GN. 2.6.2
Wilayah Eksplorasi Baru
Wilayah eksplorasi baru Pertamina Hulu Energi NSB terdapat di berbagai daerah hampir seluruh Indonesia, berikut gambar peta kegiatan Pertamina Hulu Energi di Indonesia:
Gambar 2.8 Wilayah Eksplorasi PHE
Aktivitas eksplorasi memainkan peran penting untuk menjaga dan menambah cadangan migas baru didalam maupun diluar negeri. Aktivitas ini sejalan dengan strategi perusahaan untuk pertumbuhan aset melalui exploration activity. Inovasi baru dan strategi yang cerdas dan tepat dibutuhkan untuk meningkatkan keberhasilan kegiatan eksplorasi. Strategi PT. PHE untuk mendukung keberhasilan eksplorasi adalah:
Mengaplikasikan konsep-konsep baru.
Mengaplikasikan teknologi maju dan tepat guna
Bekerjasama dengan strategic partner yang telah menguasai advance exploration technology
BAB III FASILITAS OPERASI
Pada Aceh Produkction Operation ( APO ), proses-proses yang terjadi mulai dari pengambilan gas sampai dengan proses dimana gas tersebut telah siap untuk dikirim melalui Point “A” dapat dilihat pada gambar 3.1 yaitu aliran diagram proses di Aceh Production Operation (APO) dan Unit Fasilitas Operasi dan Sarana Pendukungnya. Seperti yang dapat dilihat pada gambar berikut ini :
Gambar 3.1 Aliran diagram proses di Aceh Production Operation (APO).
3.1
SumurProduksi
Disetiap Cluster pada Arun Field banyaknya sumur yang masih beroperasi berbeda-beda, Cluster-I jumlah sumur keseluruhan 21 buah sumur, dan sekarang yang masih berproduksi 7 sumur (4 sumur online dan 3 sumur cycling), Cluster-II jumlah sumur keseluruhan 21 buah sumur, yang masih berproduksi 10 sumur (8 sumur
online dan 2 sumur shut in to cycling),ceased flow10 sumur
yang sudah tidak
berproduksi lagi saat ini (abandon) yaitu 1 sumur,Cluster-III jumlah sumur keseluruhan 21 buah sumur, yang masih berproduksi 15 sumur dan yang sudah tidak berproduksi lagi saat ini (abandon) yaitu 4 buah sumur dan yang terakhir yaitu Cluster-IV,jumlah sumur keseluruhan yaitu 21 buah sumur, yang masih berproduksi 8 sumur. Untuk setiap sumur yang tidak lagi beroperasi disebabkan karena sumber gas alam yang ada pada cadangan produksi sumur tersebut sudah tidak mampu lagi untuk keluar yang disebabkan oleh tekanannya yang lebih rendah dari tekanan ratarata, sumur-sumur produksi yang lain dan juga cadangan gas alam yang ada pada sumur tersebut sudah tidak bisa diproduksikan. Di Arun Field terdapat 2 buah jenis well , ada yang single loop dan ada yang double loop, pada saat gas alam masih melimpah dan tekanan masih sangat tinggi, digunakanlah well double loop yang tujuannya adalah supaya pipa pada aliran well tersebut seimbang dan tidak mengalami goncangan dan pada saat sekarang dengan kondisi gas yang semakin menipis digunakan yang single loop, karena tekanan sudah tidak tinggi lagi, yang double loop juga masih digunakan. Pada Cluster-IV gas alam yang keluar dari setiap sumur produksi dialirkan melalui pipa gas ukuran 12 inci ke pipa pengumpul induk gas alam yang berukuran 18 inci sebelum memasuki inlet pendinginan gas alam yang disebut dengan inlet wellstream cooler header.Hal ini dilakukan untuk memudahkan pengumpulan gas alam dari semua sumber sumur produksi sebelum dialirkan ke fasilitas pendinginan gas alam. Berikut ini adalah gambar dari proses yang terjadi pada Train-1 Well Stream Coller dan dapat dilihat pada gambar 3.2.
Gambar 3.2 Flow gas dari wellhead menujuwellsteram cooler
Berikut ini adalah gambaran kondisi sumur produksi yang digunakan difasilitas produksi yang adapada Cluster-IV, seperti terlihat pada gambar dibawah ini:
Gambar 3.3 Tipikal sumur produksi cluster-IV
Disetiap sumur produksi, terdapat 1 buah katup induk utama atau disebut dengan Master Valve-1 (MV-1), kemudian disusul dengan 1 buah katup pendamping katup induk utama disebut dengan Master Valve-2 (MV-2) berikutnya disusul dengan katup pengaman pertama disebut dengan Safety Valve-1 (SV-1) dan pada puncak sumur produksi terdapat 1 buah katup pelepasan gas pada saat ada aktivitas perbaikan sumur produksi yang disebut dengan Crown Valve. Katup pengaman kedua yang disebut dengan Safety Valve-2 (SV-2) juga dipasang pada pipa penyaluran gas basah untuk menambahkan pengamanan berganda apabila terjadi kebocoran pada pipa gas basah. Semua katup yang terpasang pada sumur-sumur produksi dioperasikan dengan menggunakan fasilitas udara bertekanan dan minyak hidraulik yang dibantu oleh sistem elektrik ( Electric Power Supply) sehingga katup-katup yang ada pada sumur produksi dapat dioperasikan secara lokal atau secara jarak jauh (remote) kecuali katup induk utama yang disebut dengan Master Valve-1 (MV-1) yang hanya dapat dioperasikan secara manual. Katup induk utama ini tidak dioperasikan secara automatic untuk menghindari kegagalan operasional pada saat tidak tersedianya fasilitas bantu operasi seperti udara bertekanan, minyak hidraulic atau sistem elektrik. Hal ini dilakukan untuk memberikan pengaman yang cukup kepada sumur produksi dan menghindari sekecil mungkin kegagalan operasi yang bisa berakibat fatal kepada sumur produksi itu sendiri atau kepada para operatornya saat melakukan inspeksi ke setiap sumur pada setiap saat yang telah di jadwalkan. Sumur-sumur produksi di bor dengan kedalaman yang bervariasi rata-rata kedalaman dari pada semua sumur produksi adalah 10.000 kaki, ada yang di bor vertikal dan ada juga yang di bor horizontal. Setiap sumur produksi di pasang alat pencegah ledakan sumur tiba-tiba atau disebut
dengan Well Blow-Out Preventer.Pemasangan
ini
dilakukan
untuk
menghindari terulang kembali kejadian yang menimpa sumur produksi Arun Operation pada tahun 1978 dulu. Di setiap sumur produksi juga dipasang alat pemantau tekanan gas yang disebut dengan Pressure Gauge dan alat pemantau suhu gas yang disebut dengan Temperature Gauge. Kedua alat ini dipantau secara terjadwal untuk mengetahui sedini mungkin apabila terjadi perubahan tekanan atau suhu sumur produksi yang tidak bisa ditolerir. Untuk keperluan pemantauan secara jarak jauh disetiap sumur produksi juga dipasang alat pemantau tekanan jarah jauh atau disebut dengan Presure Transmitter dan alat pemantau suhu jarak jauh yang disebut dengan Temperture Transmitter . Kedua alat ini bisa dipantau melalui ruang monitor operasi di ruang Control Room Cluster-IV. Fasilitas pendukung lainnya yang ada pada sumur produksi adalah panel alat bantu operasi secara lokal atau disebut dengan local panel . Sumur produksi dapat dioperasikan dengan menggunakan lokal panel tersebut dan dapat juga dioperasikan secara jarak jauh dengan bantuan fasilitas computerisasi dari ruang monitor di Cluster-IV. Lokal Panel tersebut dilengkapi dengan 3 buah tangki minyak hidraulic yang bertekanan rata-rata 3000 psig untuk alat bantu mengoperasikan katup-katup sumur produksi. Udara yang bertekanan rata-rata 110 psig juga di koneksikan ke setiap lokal panel untuk alat bantu operasi katup sumur produksi. Solenoid Valve dipasang disetiap alat kontrol katup untuk membantu operasi jarak jauh atau remote operation. Untuk menghindari efek pencemaran lingkungan dengan sebab tetesan gas cair yang keluar dari setiap penyambungan pipa atau saluran sambung lainnya yang gagal, maka pada setiap sumur produksi dilengkapi Dengan bak penampung cairan yang terkontaminasi atau disebut dengan Well Cellar . Bak ini akan dikosongkan secara terjadwal apabila permukaan cairan yang terkumpul dalam bak tersebut sudah mencapai permukaan yang tidak dapat ditolerirkan lagi. Cairan ini diangkut dengan
mobil pengangkut cairan kotor ke tempat penjernihan air limbah atau disebut dengan water treatment plant . Apabila ada hal keadaan darurat, maka sumur-sumur produksi yang ada di Cluster-IV dapat ditutup secara automatic dengan menggunakan fasilitas remote kontrol atau penutupan sumur-sumur dalam kedaan darurat yang disebut dengan Emergency Shut Down (ESD) system. Tombol Emergency Shut Down system dipasang di ruang monitor Cluster-IV untuk menutupkan sumur-sumur produksi di Cluster-IV dan juga satu buah tombol Emergency Shut Down system dipasang di lokasi South Lhoksukon Cluster-D untuk menutup sumur-sumur produksi yang ada di South Lhoksukon Cluster-D. Tombol Emergency Shut Down sytem yang dipasang di lokasi
Cluster-IV dioperasikan oleh petugas yang mengawasi Cluster-IV hanya
apabila diperlukan dan pengoperasiannya harus atas instruksi dari operator yang memonitor Operasi di ruang kontrol Cluster-IV. Tombol-tombol
Emergency Shut Down system tersebut dioperasikan
menggunakan fasilitas elektronik sistem yang dikombinasikan dengan alat bantu udara bertekanan dan minyak hidraulic. Tombol-tombol Emergency Shut Down system tersebut dapat bekerja secara manual dan secara automatic. Untuk menutupkan sumur-sumur produksi secara darurat, maka operator yang ada di ruang monitor South Lhoksukon Cluster-A bisa langsung menekan tombol Emergency Shut Down system yang ada di tempat tersebut sesuai kebutuhan atau sekaligus secara keseluruhan tergantung bagaimana kebutuhan emergensi tersebut. Tombol-tombol Emergency Shut Down system tersebut akan bekerja secara automatic apabila hal – hal seperti yang tersebut dibawah ini terpenuhi, yaitu :
Hilangnya arus listrik yang disebut 125 VDC power.
Berkurangnya tekanan udara dari 110 psig sampai ke 70 psig.
Berkurangnya tekanan minyak hidraulic dari 3000 psig sampai ke 1500 psig.
Terjadi peledakan pipa gas yang mengakibatkan berkurangnya tekanan gas dalam pipa pada batas yang telah ditentukan. Skema dibawah ini adalah gambaran sederhana cara kerja kombinasi antara
minyak hidraulic ( Hydraulic Oil ), udara bertekanan ( Air Supply) dan tenaga elektrik arus lemah ( Electric Power Supply) 125 Volt DC dalam mengoperasikan katup – katup yang ada pada semua sumur produksi dan dapat dilihat pada gambar 3.4 berikut ini :
Katup utama Hidrolic supply line
Air supply line
Selenoid valve
Electric power supply
Gambar 3.4 Schematic Drawing of Hydraulic Valve Operation 3.2 Fasilitas Pendinginan Gas Alam
Gas basah dari semua sumur-sumur produksi, baik yang dari Cluster-IV maupun yang dari Cluster-cluster lain dikumpulkan kedalam satu pipa penampung induk masukan gas basah yang disebut dengan Inlet Wellstream Cooler Header . Fasilitas proses di Cluster-IV dibagi kepada dua jalur aliran atau disebut dengan Train yaitu proses train-1 dan proses train-2. Pembagian ini dimulai semenjak gas basah memasuki inlet wellstream cooler header. Ukuran pipa Gas Inlet wellstream Cooler header masing-masing adalah 16 inci dan panjang keseluruhannya 50 meter. Gas basah yang terkumpul dalam pipa ini kemudian secara berkesinambungan dialirkan ke fasiltas pendinginan gas basah yang disebut dengan Wellstream Cooler
Train-1 dan Wellstream Cooler train-2. Gas basah yang keluar dari fasilitas pendinginan kemudian dialirkan ke dalam fasilatas unit pemisahan gas, minyak kondensat dan air. Fasilitas pemisahan ini disebut dengan Gas, Condensate and Water Separators. Fasilitas pendinginan gas basah atau yang disebut dengan wellstream cooler dilengkapi dengan beberapa komponen penunjang lainnya seperti berikut :
Motor listrik atau disebut dengan electric motor .
Pipa pendingin atau disebut dengan cooler tube.
Pipa penyalur masukan atau disebut inletriser.
Pipa penyalur keluaran atau disebut outletriser
Pipa pengumpul masukan atau disebut dengan inlet wellstream header
Pipa pengumpul keluaran atau disebut dengan outlet wellstream header .
Sudu – sudu pendinginan atau disebut dengan fin cooler.
Kipas pendinginan atau disebut dengan cooler fan. Proses kerja pendinginan gas basah adalah, gas basah yang terkumpul di
dalam inlet wellstream header pada masing-masing train dialirkan melalui pipa inlet riser yang berukuran 6 inci ke dalam cooler tube pada masing-masing train secara berkesinambungan. Gas yang masuk ke cooler tube yang berukuran 1-1/4 inci didinginkan dengan menggunakan kipas pendingin cooler fan yang berukuran diameter 4 meter untuk menurunkan suhu gas basah tersebut dari suhu rata-rata 235F ke suhu rata-rata 110F.Penurunan suhu gas ini selain dengan menggunakan kipas pendinginan cooler fan juga dibantu oleh teknologi sudu-sudu pendinginan yang disebut dengan fan-fan cooler yaitu sudu-sudu dari bahan alumunium yang di lilitkan pada semua pipa pendingin atau cooler tube untuk memperluas area permukaan pendinginan sampai dengan 1900 kali lipat ukuran pipa polos, sehingga suhu panas gas basah yang ada dalam pipa pendinginan atau cooler tube bisa menerima lebih banyak proses pendingnan dibandingkan dengan menggunakan pipa polos yang tidak
dililitkan dengan sudu -sudu pendingin atau fan-fan cooler . Gas yang telah mencapai suhu yang diinginkan yaitu rata-rata 110F kemudian dialirkan keluar melalui pipa penyalur keluar yang berukuran 6 inci dari masing-masing train untuk selanjutnya dikumpulkan dalam pipa pengumpul keluaran atau disebut dengan outlet wellstream header dari masing-masing train menuju fasilitas pemisahan atau separation unit. Gas yang berada pada suhu rata – rata 110F akan lebih mudah untuk dilakukan proses pemisahannya dari kondisi gas basah menjadi kondisi gas kering dalam arti tidak mengandung air dan minyak kondensat. Untuk menjaga agar suhu gas basah yang keluar dari ruang pendinginan tetap stabil, maka dipasanglah kisi – kisi pengontrolan laju udara dari kipas pendinginan yang di sebut dengan louvers. Dengan menggerakkan louvers sesuai dengan kebutuhan maka laju udara yang melewati pipa-pipa pendinginan dapat diatur sedemikian rupa sehingga kebutuhan pendinginan yang sesuai dapat dicapai dan pengaturan ini bisa dilakukan secara automatic atau manual. Pada saat kondisi cuaca sedang hujan maka umumnya louver ditutup rapat untuk menghindari pengembunan pada dinding pipa pendinginan yang disebabkan oleh suhu yang lebih dingin dari pada suhu udara luar atau suhu yang diharapkan. Pada kondisi udara sangat panas semua louvers harus dibuka melebar untuk memberikan peluang yang lebih leluasa bagi udara yang melewati pipa pendinginan sehingga lebih banyak panas dari pipa pendinginan tersebut yang bisa dihembuskan keluar oleh udara yang melewatinya.
3.3
Fasilitas Pemisahan Gas, Minyak Kondensat dan Air (Production Separator)
Gas yang keluar dari sistem pendinginan gas basah dari masing – masing train memasuki unit pemisahan gas atau disebut juga dengan Two Phase Separator (D-416), untuk kemudian dengan menggunakan fasilitas pemisahan gas basah dan cairan, gas tersebut dipisahkan menjadi dua klasifikasi pokok yaitu gas kering (dry
gas) dan liquid , untuk condensate dan water akan dipisahkan di (D-418).Proses pemisahan ini mengacu pada sistem pemisahan secara grafitasi yaitu cairan yang massa jenisnya lebih berat seperti air akan turun ke lapisan separator yang paling bawah sedangkan yang massa jenisnya lebih ringan seperti minyak kondensat akan terapung di separator bagian tengah dan gas yang massa jenisnya lebih ringan dari air dan minyak kondensat akan naik dengan sendirinya ke permukaan separator yang paling atas dan dengan mudah dialirkan ke fasilitas proses selanjutnya. Pemisahan akan lebih sempurna apabila kondisi suhu dan tekanannya berada pada posisi yang stabil yaitu tidak
fluktuative atau berubah-ubah selama proses
pemisahan tersebut terjadi. Berikut ini adalah typical dari alat pemisahan yang digunakan pada claster IV, dapat dilihat pada gambar dibawah ini :
Gambar 3.5 Tipikal produksi separator cluster-IV
3.4
Unit Pendingin Gas (Propane Chiller)
Gas kering yang keluar dari unit pemisahan dan telah terpisah dari cairan atau liquid lainnya dari masing-masing train belum sempurna kering dan suhu nya perlu di turunkan dahulu tanpa menurunkan tekanannya, sebelum memasuki fasilitas pendingin gas
atau disebut dengan Propane Refrigeration System dari masing-
masing train yang terdiri dari beberapa fasilitas yaitu, Scrubber (D-4504 dan D-4505), Booster
Compresor (K-4504
4505), Accumulator
dan
K-4505),
(D-4507), Propane
Condenser
Chiller (E-4501
(E-4504 dan
dan
E-4502),
Edan
Scrubber (D-4504). Gas yang keluar dari unit pemisahan atau separation unit dari masing-masing train tersebut dialirkan ke Low Pressure Dehidration Unit (E-218) untuk penurunan tekanan setelah penerapan pada Production Separator. Kemudian gas kering yang telah tersaring impuritis tersebut dialirkan ke unit High Presurre Dehidration Unit , kemudian di alirkanke propane Refrigeration atau unit pertemuan awal antara gas kering dengan Propana. Gas masuk kedalam Propane Chiller dimana terjadi kontak antara propane dan Gas yang terjadi diantara Tube and Shell. Uap air yang ada setelah proses pendinginan karena gas terjadi kondensasi dialirkan melalui pipa menuju Booster Kompresor guna menaikkan tekanannya kembali.
3.5
BoosterKompressor
Booster compresor Arun cluster
merupakan unik peningkatan tekanan fluida
gas dari
dan South Lhoksukon sampai ke point “A” dan ke point” B”
(PT.PERTA ARUN GAS). Peningkatan tekanan terjadi dengan di kompres oleh compressor LP K-4920B/K-4930B dan HP K-4920A/K-4930A yang di gerakan oleh KGT- 4920 sehingga tekanan gas yang rendah sekitar 30 psig menjadi tekanan yang tinggi sekitar 320 psig. Proses ini dilakukan untuk mempercepat aliran gas.
BAB IV TUGAS KHUSUS 4.1
Judul Tugas Khusus
Judul yang diberikan kepada penulis saat melaksanakan kerja praktek di PT. PERTAMINA HULU ENERGI NSB yaitu : “PRODUCED WATER INJECTION SYSTEM” 4.2
Tujuan Tugas Khusus
1. Untuk mengetahui fungsi dari operasi Produced Water Injectionsystem 2. Untuk mengetahui manfaat dari Produce Water System sebelum diinjeksi ke GW-07 3. Untuk mengetahui alat-alat yang digunakan dan prinsip kerja nya pada operasi Produce Water Injection. 4. Untuk menganalisa pH dan jumlah Hydrocarbon Content yang ada dalam sample Produced Water Injection System. 5. Menghitung total air yang diinjeksi dan jumlah rata-rata ke GW-07 selama 1 bulan.
4.3
Waktu dan Tempat Pelaksanaan Tugas khusus
Pelaksanaan magang industri dilakukan di PT.Pertamina Hulu Energi (NSB) Lhokseukon, Aceh Utara dimulai sejak tanggal 01 Agustus s/d 30 September 2018. Penulis ditempatkan di CCR (Centra Control Room) dan Cluster- IV.
4.4
Objek Tugas Khusus
Pada tugas khusus ini penulis mengambil objek di CCR Cluster-IV untuk mengetahui proses pada produced water injection system berdasarkan data aktual dilapangan Cluster-IV.
4.5
Metodelogi Magang Industri
Metode yang dilakukan selama melakukan kerja praktek adalah sebagai berikut : 1. Studi langsung bersama operator di CCR Point A dan Cluster-IV 2. Studi langsung kelapangan produksi, 3. Bertanya langsung kepada operator point A dan Cluster-IV dan, 4. Konsultasi dengan mentor 4.5.1
Alat dan Bahan Yang Digunakan Peralatan Yang Digunakan
Adapun alat-alat yang dibutuhkan dan digunakan dalam operasi ini adalah: 1.
Degassing Column (F-422).
2.
Produce Water Surge Tank (F-420).
3.
Produce Water Skim Tank (F-421).
4.
Condensate Recovery Pump(G-427B).
5.
Produced Water Injection Pumps (G-423D/E/F).
6.
Slop Tank (F-409).
7.
GIW-07 Wells and Flow Lines
8.
Chemical Injection Skid
9.
Hydro Cyclone Skid (V-451) / (Deoiler)
10. Retention Vessel(F-420A)
4.6
Landasan Teori Tugas Khusus
4.6.1 Definisi Produced Water
Air yang dibawa bersama dengan gas selama produksi gas disebut air yang diproduksi. Air ini sebagian besar berasal dari lapisan air bawah tanah yang terletak di sekitar sumur gas. Kemudian gas yang diproduksi mengandung air ini juga. Setelah gas di proses maka akan terjadi pemisahan dan akhirnya terbentuknya liquid. Liquid itu sendiri di pisahkan lagi di alat yang di namakan dengan condy water separator.
Dari alat tersebut terjadi lagi pemisahan anatra air dan kondensat. Kemudian kondensat tersebut langsung di kirim ke point A sedangkan air harus di treatment terlebih dahulupada produce water system. Produced Water itu sendiri adalah air yang di tampung dalam tangki di unit PWT yang kemudian di Injection ke GIW-07.Produksi air mengalir melalui serangkaian pipa bejana atau tangki. Water yang dikirim ke Produced Water bertujuan untuk membuang kandungan hidrokarbon dalam water dan memindahkan kandungan uap sebelum dipompakan ke Produced Water Injection Fasilities di Cluster-IV kemudian Water di Injectionke GIW-07 menggunakanpompa G-423D/E/F. Pompa injeksi (G-423E) akan berjalan bila pompaG-423D/F tidak dioperasikan atau dalam keadaan rusak. Pompa G-423E akan bekerja tidak melewati alat Deoiler unit karena pelepasan tekanan kapasitasnya menjadi lebih rendah.
Sistem Pengontrolan
Pompa yang digunakan pada Produced water merupakan pengontrolan secara Manual-OFF-Auto pengoperasian ada juga yang menggunakan metode manual. Pompa yang digunakan pada Cluster-IV sistem pemberhentian Automatis, dengan saklar tekanan High-high dan Low-low yang berada pada jalur pelepasan pompa dan saklar level dipasang de1ngan keadaan rendah pada tangki Surge TankF-420. Alarm visual yang terletak di dalam ruang Control dipasang untuk memantau status operasi (Running-Motor Fault) dari setiap pompa. Semua alarm untuk saklar akan ditampilkan pada tanda peringatan dan alaram motor pompa. Pompa akan memulai secara manual dengan menekan tombol Push di ruang Control dan kontrol pompa untuk pemberhentian secara otomatis yang dikendalikan oleh Relay Logicyang dipasang Annunciator danrelay logic pada control panel . Aliran keluaran dari pompa dilengkapi dengan level kontrol Recycle Valve,yang akan dikontrol oleh LIC-45055A dan PT-45055A pada aliran keluaran dari pompa.
Penurunan tekanan melewati Deoiler hydro-cyclone dikendalikan oleh Pressure Indicator Control.Kinerja Deoiler dikontrol dengan perbedaan rasio tekanan (PDR) pada kisaran 1.7-2.0 psig. 4.6.2
Deskripsi Aliran Proses
Overview
Produced Water dari Cluster 1 yang dialirkan ke production separator,kirakira air yang di transfer ke Cluster 2 sekitar (2000 BPD) yang dipompa oleh Liquid Handling Pump melalui pipa berukuran 6 inci. Penggabungan Produced Water dari Cluster 1 dan 2 dikirim ke Cluster 3 yaitu ke alat Condensate Water Separator (D-318) di Cluster 2 dipompa oleh Liquid Handling Pump dan dialirkan oleh Fuel gas 8 inci carbon steel pipeline. Produksi Water Transfer pump (G-323E/D) di Cluster 3 ditransfer ke Cluster 4 (Produced Water Injection) ke tangki Surge dan tangki Skim (F-422 dan F-421) pompa Transfer yang baru dipasang dengan sistem kontrolnya berkapasitas 2500 BPD . Produced Water Injection pada Cluster 4 dari penggabungan air yang dihasilkan dari Cluster 1/2/3 dengan kapasitas 4.055,07 BPD ke GW-07, Deoiler Hydro cyclone yang baru dipasang dibawah aliran pompa injeksi di Cluster-IV dan dirancang untuk menangkap dan menghilangkan tetesan minyak yang relatif kecil dari aliran air. Hal ini dilakukan dalam satu jarak lintasan dan dalam beberapa detik ke aliran air yang melewati lapisan siklon. Deoiler Hydro Cyclone merupakan pemisahan kondensate dalam air oleh karena itu memerlukan tekanan untuk menciptakan aliran yang menyebabkan pemisahan antara tetesan minyak dari air. Air yang ada kandungan minyak dimasukkan pada setiap pipa dimana bentuk inlet Tangensial memaksa campuran cairan berputar dalam keadaan aliran spiral dan sentrifugal post . Pada Cluster-IV terdapat liquid metering yang dipasang Deoiler hydro cyclone yang dapat memantau air dengan kisaran 4000-7500 BPD dengan 4 diameter. Flow dapat di pantau pada komputer diruang control yang dapat menampilkan laju
alir perjam,harian dan laju alir kumulatif saat ini. Jadi total injeksi current dikurang dengan total injeksi kemarin.
Chemical Injection Skid
Untuk mencegah kerusakan korosi pada semua aliran pipa di bawah tanah dalam kurun waktu yang lama, dilakukan penyuntikan bahan kimia kedalam pipa yaitu inhibitor yang mampu menjaga dan memantau pipa korosi internal yang ekstensif. Pemantauan korosi dilakukan dengan menggunakan Probe Galvanicdan titik pengambilan Sampel (sampling point) sistem ini dipasang pada jalur keluaran (Discharge line), dimana korosi
kemungkinan besar akan terjadi atau turun dari
aliran masuk zat pengahambat Oxygen. Fasilitas penghambat korosi dipasang pada setiap Cluster untuk melindungi keseluruhan pipa dari korosi. Injeksi aliran air dapat diarahkan ke GW-07 melalui katub(valve) aliran interlink baru. Panel kontrol hydrolic portable tersedia di cluster-IV berfungsi untuk mengoperasikan katub hydrolic ke GW-07 .
Deoiling Hydrocyclones
Prinsip kerja Deoiler Cyclone di gunakan untuk memulihkan hidrokarbon cair dari aliran air yang mengandung kondensate. Cyclone ini biasa pada bejana bertekanan pada tiap cluster dengan dibutuhkan 1-400 nomor Cyclones liners agar sesuai dengan laju alir. Cyclones liners dibuat dalam berbagai ukuran (diameter 30-70 mm) dan didesaign dari Duplex Stainlees dan dari bahan lainnya sesuai dengan permintaan.
Gambar 4.1 Deoiling Hydro Cyclone
Liner dapat dilepas-lepas untuk diperiksa atau diganti dengan Liner kosong dengan menggunakan perkakas tangan sederhana. Liner kosong digunakan dimana tingkat air bervariasi dari waktu kewaktu dan jumlah Deoiler Cyclones liners perlu divariasikan. Selain itu bejana didesain sekat pemisah internal yang memungkinkan berbagai macam laju aliran untuk ditangani dan di atasi. Prinsip operasi Deoiler Cyclone adalah air yang masuk didorong dengan tekanan dan memanfaatkan tekanan rendah untuk memberi energi untuk memaksa air berpisah dan menyebabkan air berpisah dengan minyak. Biasanya tekanan sistem digunakan untuk memberikan tekanan penggerak. Tapi jika tekanan nya terlalu rendah (<75 psig/5 bar) maka perlu Start Up pompa untuk mendongkrak tekanan umpan. Setiap Deoiler Cyclone liner mencakup bagian Inlet tangensial dimana air yang masuk dipaksa berputar cepat dan menghasilkan kekuatan sentrifugal yang tinggi. Ada beberapa faktor penting yang perlu terlibat pada proses pemilihan jenis Deoiler Hydro Cyclone pada proses ini antara lain: Tekanan, ukuran dan distribusi minyak, viskositas cairan/Temperaturedan diameter siklon.
Degassing Column (F-422)
Liquid (air yang masih ada kandungan Condensate) yang berasal dari alat pemisah Condensate water Separator (D-418) mengalir ke degassing Column(F-422). Degassing Column berfungsi untuk membuang kandungan hidrokarbon dan memindahkan kandungan uap ke atmosfir yang dilengkapi dengan arester api juga dilengkapi dengan bantalan Demister yang berfungsi untuk mencegah pelepasan tetesan air dan tetesan hidrokarbon ke atmosfir. Dari Degassing Column(F-422) selanjutnya campuran kondensate akan mengalir dengan sendirinya ke produced water Surge Tank (F-420) dan produced water Skim Tank mengalir karena adanya gaya gravitasi.
Produced Water Surge and Skim Tank (F-420 and F-421)
F-420 dan F-421 dirancang untuk mengeluarkan sebagian besar air yang masuk ke tangki sistem. Dalam tangki ini, hidrokarbon cenderung berpisah dari air yang disebabkan adanya gaya gravitasi. Level kondensat pada tangki F-420 dan tangki F-421 tidak dapat dikontrol. Besarnya aliran masuk dapat menyebabkan putusnya hydraulic dan mengakibatkan shock/goncangan pada tangki ini. Dengan adanya kekuatan potensial menyebabkan kerusakan pada tangki. Kondensat dari F420 dan F-421 langsung dioperasikan secara manual dengan bukaan katub 3 inch pada sisi tangki ke aliran pompa penghisap Condensate recovery Pump (G-427B) dan di pompa kembali ke D-418. Sampel diambil untuk menentukan kapan kondensat harus dipompa.
Blanket Gas
Gas Blanket dialirkan menuju ke 2 tangki yaitu Surge Tank (F-420) dan ke tangki Skim Tank (F-421).Blanket gas ini bertugas menjaga tekanan positif pada tangki. Blanket gas ini diciptakan umtuk menjaga tangki supaya bebas dari O2 guna untuk mencegah ledakan. Pasokan gas blanket dikelola oleh Regulator Selv-Acting
Regulator (PCV-45058) yang diset dengan tekanan 10 psig. Pengendali tekanan dikontrol oleh 4 pengontrol (PV-45081/45085/ dan PV-45086/45090), Berikut pembagian pressure control (pengontrol tekanan dalam tangki) dan fungsinya : 1. PV-4508/45085 fungsinya untuk meningkatkan tekanan gas Blanket untuk cluster-IV. 2. PV-45086/45090 fungsinya untuk mengurangi tekanan gas berlebih ke atmosfir untuk Cluster-IV.
Relief Valves/PSD ( Pressure Switch Valve)
Sistem Kedua tangki ini(Surge Tank dan Skim Tank) dilengkapi dengan pemutus vakum dengan ukuran 4 inci, dan katub ini berfungsi untuk membuang tekanan berlebih didalam tangki, jika Pressure nya mencapai angka set point Valve ini bekerja secara automatis. Angka yang diset paling tinggi adalah 4 inci sedangkan setting paling rendah berada di angka -0.865 inci. Kedua tangki (Surge Tank dan Skim Tank) tersebut juga dilengkapi dengan katub darurat dengan setting 18 inci yang dirancang untuk meredakan tekanan besar. Sistem ini dipasang untuk meminimalkan resiko kegagalan operasi pada tangki.
4.6.3
RECOMENDED OPERATING RANGES ( RORs)
Berikut merupakan tabel parameter untuk pengoperasian pada sistem ini. Tabel. 4.1 Parameter Pengoperasian System.
Normal Tag No.
Low Low
Low
Trip
Alarm
Operating
High Alarm
Range
PSHH45059A1/B1
---
---
100 psig
---
High High Trip
200psig
PSLL-
50 psig ---
45059A
100 psig
---
---
---
---
2’-0”from LSLL-
the bottom
45057A
of the tank
8’-0” from ---
the bottom of the tank
BAB V HASIL DAN PEMBAHASAN
5.1
Data Pengamatan
5.1.1
Data hasil pemantauan Air Injeksi Ke Sumur
Injeksi GIW-07 Bulan
Agustus 2018 dapat dilihat pada tabel dibawah ini:
Tabel 5.1 Data Air Injeksi Ke Sumur GIW-07 Bulan Agustus 2018 Beban Maksimum
No .
Waktu
Debit
Tekanan
Injeksi
Injeksi Sumur
Tekanan
(16000
(100Psig)
Selubung
BPD)
(Mingguan)
(Mingguan)
Water Injeksi (BPD)
(Harian)
1
01-Agustus
0
3674
2
02-Agustus
0
4508
3
03-Agustus
0
4017
4
04-Agustus
0
2833
5
05-Agustus
0
1849
6
06-Agustus
0
1649
7
07-Agustus
0
3660
8
08-Agustus
0
2679
9
09-Agustus
0
5377
10
10-Agustus
0
3301
11
11-Agustus
0
2534
12
12-Agustus
0
2042
13
13-Agustus
0
3288
14
14-Agustus
0
2928
15
15-Agustus
0
2256
16
16-Agustus
0
2969
17
17-Agustus
0
2322
47
50
18
18-Agustus
0
2625
19
19-Agustus
0
2312
20
20-Agustus
0
2251
21
21-Agustus
0
2681
22
22-Agustus
0
2335
23
23-Agustus
0
2626
24
24-Agustus
0
2333
25
25-Agustus
0
2624
26
26-Agustus
0
2653
27
27-Agustus
0
3854
28
28-Agustus
4102
29
29-Agustus
3704
30
30-Agustus
3098
31
31-Agustus
55
56
0
2705
Rata-Rata
5.1.2
3.278.18
Hasil Analisa Sample Produced Water Injection To GIW-07
Sample Date / Time 31 Agustus2018 Sample
: Produced Water
Source
: Water Injection To GIW-07
Tabel 5.2 Analisa pH Produced Water Injection To GIW-07
Test Description
Ph
Unit
-
Spesification
-
Method
APHA 4500-H+ B
Result
7.5
Hydrocarbon content
Ppm
-
Volumetric
442298.0
BAB V PENUTUP 5.1
Pembahasan
Adapun proses yang di pelajari pada Pertamina Hulu Energi NSB yaitu proses pengambilan gas dan kondensat kemudian didinginkan dan selanjutnya dipisahkan antara gas, kondensat dan air. Proses yang di pelajari dilapangan meliputi dari pengambilan gas dan kondensat beserta air yang ikut dalam pengambilan gas dan kondensat dari sumur/well yang bertekanan 70-80 psig. Setelah gas tersebut dipisahkan kemudian dikirim ke GIW-07. Proses pemisahan gas dan liquid terjadi di unit production separator
(D-
416) berdasarkan perbedaan densitas, sehingga air yang memiliki berat jenis lebih berat akan turun ke bawah sedangkan gas yang memiliki berat jenis lebih ringan naik ke atas. Liquid tersebut lalu masuk ke unit condy/water separator (D-418) kemudian dipisahkan antara kondensat dan air. Lalu kondensat di pompakan ke point A menggunakan 2 buah pompa G-436 A/B. Sedangkan air harus di olah lagi pada produce water system sebelum di inject ke GIW-07. Pada produce water system air terlebih dahulu di masukkan di degassing column (F-422) dan pada tahap ini sisa-sisa kandungan hydrokarbon di buang. Kemudian masuk ke surge tank (F-420) dan skim tank (F-421) melalui pipa balancing, level dari kedua tangki sama. Pada tahap ini, air didiamkan terlebih dahulu agar terbentuk lapisan antara kondensat dan air. Kemudian air di alirkan ke deoiler (V-451). Disini terjadi lagi pemisahan antara air dan kondensat. Air yang telah bebas dari kandungan kondensat tersebut langsung dialirkan melalui pipa 6 inchi ke GIW07 untuk di inject kembali kedalam tanah sedangkan kondensat di pompa lagi ke condy water separator (D-418) menggunakan recovery pump G-427B. Air yang di inject ke tanah memiliki batas range sekitar 6000 BPD. Dapat di lihat di bawah ini grafik untuk produce water inject selama sebulan.
Waktu Vs Water Injeksi (BPD) 6000
) 5000 D P B4000 ( i s k e j 3000 n I r e t 2000 a W1000
WAKTU
0 0
5
10
15
20
25
30
35
Waktu (Day)
Gambar 5.1 Grafik perbandingan antara waktu vs water injeksi
Berdasarkan perbandingan antara waktu terhadap total air yang diinjeksikan ke GIW-07 dalam sehari tidak melewati batas range yang telah di tetapkan dan total rata-rata air yang diinjeksikan yaitu sekitar 3.278,18 BPD. Dapat dilihat bahwa air yang di kirim ke GIW-07 perharinya menunjukkan fluktuasi yang signifikan. Ini dikarenakan bukaan pada valve by pass dari discharge inject pump berbeda-beda sesuai dengan level ditangki dan juga disebabkan oleh well yang online maupun yang recycling. Angka injeksi paling rendah pada tanggal 16 agustus yaitu sekitar 1648 BPD. Rendah tingginya air yang di hasilkan dari proses akan sangat mempengaruhi produksi pabrik, hal ini di karenakan akan menghambat jalannya kondensat. Semakin banyak air yang dihasilkan, maka kondensat yang di peroleh semakin sedikit. Pada analisa pH dari kandungan air produce water injection adalah sekitar 7.5 dan air tersebut bersifat basa. Sehingga jika di buang begitu saja ke lingkungan sekitar tidak mempengaruhi ekosistem air. Tetapi untuk produce water tetap diinject ke bumi kembali mengikuti peraturan menteri lingkungan hidup.
BAB VI PENUTUP 6.1
Kesimpulan
1. Produced Water Injection merupakan proses untuk memasukkan air kembali ke dalam bumi supaya tidak terjadi pencemaran terhadap lingkungan. 2. Prinsip kerja dari alat Produced Water Injection System ialah berdasarkan perbedaan densitas 3. Alat yang mendukung dari proses Produce Water Injection System adalah F-409, F-420, F-421, G-427B dan G-423D. 4. Kandungan air yang akan diinjeksi ke GIW-07 bersifat basa dengan tingkat kebasaan 7.5 sedangkan Hydrocarbon content adalah 442.298,0 ppm. 5. Total rata-rata air yang diinjeksi ke GIW-07 selama bulan Agustus adalah sebanyak 3.278.18 BPD.
6.2
Saran
Berdasarkan apa yang telah penulis lalui selama dua bulan di PT. PERTAMINA HULU ENERGI NSB Lhoksukon Aceh Utara penulis mempunyai beberapa usulan yang disarankan bagi kebaikan segala pihak yang terkait dengan praktek lapangan ini, yakni:
6.2.1
Bagi Politeknik Negeri Lhokseumawe
Agar selama pelaksanaan PKL, Semua Mahasiswa yang sedang menjalankan Kerja Praktek tersebut dapat dipantau oleh para Dosen yang bersangkutan. Jadi kemampuan dan ketrampilannya dapat dinilai oleh para dosen dikarenakan juga PKL masih masuk kedalam daftar mata kuliah.
6.2.2
Bagi PT. PERTAMINA HULU ENERGI
Pentingnya sebuah komunikasi yang berkesinambungan antara pihak PKL dengan pihak yang menjadi sasaran latihan demi terjalinnya kerja sama yang baik
Perbaikan jalan lintas proyek yang terlihat sangat parah, yang menyebabkan bisa kecelakaan pada warga, maupun pekerja dari perusahaan.
Menangani rumput dan tanaman liar di sekitar Cluster IV demi kenyamanan dalam bekerja
Profesional dan disiplin waktu dalam bekerja
DAFTAR PUSTAKA
Alvi, Nora, 2017.Laporan Pelaksanaan on The Job Training. Lhoksukon: PT.Pertamina Hulu Energi NSB.APO. Aryandi, 2015, pemisahan dalam separator , Universitas Gajah Mada. Diakses pada 26 Febuari 2018 Efendi,
Zulfan,2016.
Laporan
Pelaksanaan
On
The
Job
Training.
Lhoksukon:PT.Pertamina Hulu Energi NSB.APO. Hendra, dkk, 2012. Modul Praktikum industri kimia Production separator, Pertamina Hulu Energi
LAMPIRAN I 1. Perhitungan 1.1
Menghitung Angka rata-rata Total Water Injection
Water Injeksi (BPD)= Jumlah seluruh data Banyak data
=(3674+4508+4017+2833+1849+1649+3660+2679+5377+3301+2 534+2042+3288+2928+2256+2969+2322+2625+2312+2251+2681 +2335+2626+2333+2624+2653+3854+4102+3704+3098+2705) =
1
(91789)
28
=3.278.18 BPD
LAMPIRAN B B. 1
Peralatan yang di gunakan
Gambar Lampiran B. 1. 1 Degassing
Gambar Lampiran B. 1. 2 SurgeTank
Column
Gambar Lampiran B. 1. 3 Skimmer Tank
Gambar Lampiran B. 1. 3 Deoiler
LAMPIRAN C
Gambar L. C-1 Blok Diagram Proses Aliran Gas Pada Cluster-IV
