Laporan KP PT. Pertamina EP Asset 3

LAPORAN KERJA PRAKTEK PT. PERTAMINA EP ASSET 3 SUBANG FIELD

PRELIMINARY CONCEPTUAL STUDY PENGEMBANGAN LAPANGAN HAURGEDE FIELD SUBANG

Disusun Oleh: Anna Alif Mu’alimah

NIM 21030115120083

Naila Luthfi Muna

NIM 21030115120085

DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS DIPONEGORO SEMARANG 2018

LAPORAN KERJA PRAKTEK PT. PERTAMINA EP ASSET 3 SUBANG FIELD



NIM 21030115120083

Naila Luthfi Muna

NIM 21030115120085


LEMBAR PENGESAHAN

ii

LEMBAR PENGESAHAN

iii

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 KATA PENGANTAR

Puji syukur atas kehadirat Allah SWT yang telah memberikan rahmat dan karunia-Nya sehingga penyusun dapat menyelesaikan Kerja Praktek di PT. Pertamina EP Asset 3, sesuai dengan waktu yang yang telah telah ditentu ditentukan. kan. Kerja praktek prak tek merupaka merupakan n salah satu mata kuliah kuliah yang yang harus ditempuh ditempuh dalam rangka rangka menyel menyelesaikan esaikan pendidikan pendidikan pada Departemen Departemen Tekni Teknik k Kim Kimia Fakul Fakultas Tekni Teknik k Uni Universitas versitas Di Diponegoro. ponegoro. Laporan kerja praktek ini disusun berdasarkan serangkaian kegiatan orientasi yang dilakukan dilakukan saat kerja praktek. prak tek. Laporan ini ini berisikan berisikan tinjauan tinjauan um umum um mengenai engenai proses produksi produksi di Surface Facilities. Selesainya Selesainya tugas tugas kerja prakte p raktek k ini ini tidak tidak lepas lepas d ari bantuan dan dukungan dukungan dari berbagai berb agai pih p ihak. ak. Untuk Untuk itu pada pad a kesem kese mpatan ini, ini, penyusu penyusun n menyam enyampai paikan kan rasa terim terima kasih kasih yang sebesar-besarnya sebesar-besarnya atas segal segalaa bim bimbing bingan an dan bantu bantuan an yang yang diberi diberikan kan selam selamaa menjal enjalanka ankan n kerja praktek ini ini kepada: 1. Bapak Dr. Siswo Sumardiono, S.T. MT., selaku selaku Ketua Ke tua Depart Dep arteme emen n Teknik Kim K imia ia Fakul Fak ultas tas Teknik Teknik Univers Universitas itas Diponegoro. 2. Bapak Dr. Tutuk Djoko Kusworo, S.T., M. Eng. selaku dosen pembimbing Praktek Kerja Departemen Depar temen Tekni Teknik Kimi Kimia Undi Un dip p Semarang Semarang.. 3. Bapak Bapak Taufiq Taufiq Akbar, Akbar, ST. selaku selaku pembim pembimbing bing kerja prakte p raktek k di PT. Pertamin Pert aminaa EP Asset 3, Cirebon khususnya di Surface Facilities Engineering . Penyusun menyadari sepenuhnya keterbatasan dan kemampuan dalam penyus penyusun unan an laporan ini, ni, oleh oleh karena karena itu kriti kritik k dan saran yang membang embangun un dari pembaca pembaca sangat sangat diha diharapkan rapkan.. Semog Semogaa laporan ini dapat berman bermanffaat sebagai sebagaimana ana semestinya.

Cirebo Cirebon, n, Agustus 2018 20 18

Penyusun

DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS DIPONEGORO

iv iv

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 DAFTAR ISI LEMBAR PENGESAHAN .......................................... ................................................................. ........................................ ................. ii LEMBAR PENGESAHAN .......................................... ................................................................. ....................................... ................ iii KATA PENGANTAR .................................................. ........................................................................ ....................................... ................. iv DAFTA DA FTA R ISI IS I ............................... ..................................................... ............................................ ............................................. ............................. ...... v DAFTAR TABEL .......................................... ................................................................ ............................................ ............................... ......... vii DAFTAR GAMBAR ................................................. ....................................................................... ......................................... ................... viii BAB I PENDAHULUAN ......................................... ............................................................... ............................................ ...................... 1

1.1. Latar Belakang ............................................. ................................................................... ............................................ ......................... ... 1 1.2. Tujuan.............................................................. .................................................................................... ............................................ ...................... 1 1.3. Ruang Lingkup Praktik Kerja .......................................................... ..................................................................... ........... 2 1.4. Tugas Praktik Kerja ......................................... ............................................................... ............................................ ...................... 2 BAB II PROFIL INSTANSI ............................................ ................................................................... .................................... ............. 3

2.1. Sejarah Pendirian Pabrik ................................................ ....................................................................... ............................. ...... 3 2.1.1. Sejarah Singkat Sin gkat Pertamina ............................................................ ................................................................... ....... 3 2.1.2. Sejarah Singkat PT. Pertamina EP Asset 3 .......................................... .......................................... 5 2.2. Profil dan Manajemen Man ajemen Perusahaan Pe rusahaan .......................... ................................................ .................................... .............. 6 2.2.1. Profil PT. Pertamina EP ................................... ......................................................... .................................... .............. 6 2.2.2. Profil PT. Pertamina EP Asset 3 ....................................................... .......................................................... ... 7 2.2.3. Visi dan Misi Perusahaan ............................................ ................................................................... ......................... .. 9 2.2.4. Tata Nilai Perusahaan................................... Perusahaan......................................................... ........................................ .................. 9 2.3. Wilayah Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 ...................................... ................................................. ........... 10 2.4. Kebijakan Quality, Health, Safety, Security & Environment (QHSSE) ... 10 BAB III PROSES PRODUKSI FIELD SUBANG ........................................... ........................................... 16

3.1 Proses Produksi PT. Pertamina Pertamin a EP............................................ ............................................................ ................ 16 3.1.1. Flow Line .......................................... ................................................................ ............................................ ........................... ..... 17 3.1.2. Manifold Header .......................................... ................................................................. ...................................... ............... 17 3.1.3. Separator............................. Separator................................................... ............................................ .......................................... .................... 18 3.2. Field Subang ..................................... ........................................................... ............................................. ................................... ............ 19 3.2.1. Lokasi Struktur Subang ........................ ............................................... .............................................. ....................... 19 3.2.2. Wilayah Kerja Field Fiel d Subang Sub ang ....................................... ............................................................. ........................ 20 3.3. Produksi Gas Bumi Eksiting ................................................. ..................................................................... .................... 20


v v

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018

3.3.1. Produksi Gas dan Liquid .................................................................... 20 3.3.2. Komposisi Gas ................................................................................... 21 3.4. Fasilitas Produksi Eksiting ........................................................................ 24 3.4.1. Flowline dan Header Manifold .......................................................... 27 3.4.2. Pemisahan Gas dan Liquid ................................................................. 29 3.4.3. CO2 Removal Unit ............................................................................. 31 3.4.4. Dehydration Unit ................................................................................ 35 3.4.5. Tangki dan Pompa .............................................................................. 36 3.4.6. Trunkline ............................................................................................ 37 BAB IV UTILITAS ............................................................................................ 38

4.1. Instrumen Air & Plant Air ......................................................................... 38 4.2. Water Treatment Plant .............................................................................. 38 4.3. Boiler / Pembangkit Steam ........................................................................ 39 4.4. Generator Listrik ....................................................................................... 39 4.5. Fuel Gas System (gas bahan bakar) ........................................................... 39 BAB V PENUTUP............................................................................................... 41

5.1. Kesimpulan................................................................................................ 41 5.2. Saran .......................................................................................................... 42 DAFTAR PUSTAKA .......................................................................................... 43 LAPORAN TUGAS KHUSUS


vi vi


DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 Sejarah Perkembangan PT. Pertamina (Persero) .................................... 4 Tabel 3.1 Komposisi Gas di Struktur Subang ....................................................... 22 Tabel 3.2 Spesifikasi Flowline di Struktur Subang ............................................... 28 Tabel 3.3 Spesifikasi Separator dan Scrubber di Struktur Subang ....................... 30 Tabel 3.4 Spesifikasi Peralatan di Unit Dehidrasi ................................................ 36 Tabel 3.5 Spesifikasi Tangki ................................................................................. 37 Tabel 3.6 Spesifikasi Pompa ................................................................................. 37


vii vii


DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Struktur Organisasi PT. Pertamina EP Asset 3 ................................... 8 Gambar 2.2 Wilayah Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 ......................................... 10 Gambar 3.1 Alur Produksi Minyak dan Gas PT. Pertamina EP ........................... 16 Gambar 3.2 Peta Lokasi Struktur Subang di Provinsi Jawa Barat ........................ 19 Gambar 3.3 Produksi Gas di Struktur Subang ...................................................... 21 Gambar 3.4 Produksi Liquid di Struktur Subang .................................................. 21 Gambar 3.5 Komposisi Gas Masuk dan Keluar Unit CO2 Removal .................... 23 Gambar 3.6 Komposisi Gas Masuk dan Keluar Unit CO2 Removal .................... 23 Gambar 3.7 Tampak Depan Fasilitas Produksi Gas di Struktur Subang .............. 24 Gambar 3.8 Blok Diagram Fasilitas Produksi di Struktur Subang ....................... 25 Gambar 3.9 Diagram Alir Proses Fasilitas Produksi Gas ..................................... 26 Gambar 3.10 Header Manifold di SP Subang ....................................................... 27 Gambar 3.11 High Pressure (HP) Separator ......................................................... 29 Gambar 3.12 Schematic Diagram SP Subang Saat ini .......................................... 31 Gambar 3.13 Process Flow Diagram CO 2 Removal Unit ..................................... 34 Gambar 3.14 Diagram Alir Proses Unit Dehidrasi ............................................... 35 Gambar 3.15 Tangki Produksi dan Tangki Test ................................................... 36 Gambar 3.16 Trunkline di SP Subang................................................................... 37

DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS DIPONEGORO viii

viii

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 BAB I PENDAHULUAN 1.1. Latar Belakang

Kemajuan dalam perkembangan teknologi menuntut penggunaan energi yang semakin besar. Kemajuan teknologi yang semakin pesat juga menuntut kebutuhan sumber daya manusia dengan kualitas dan pengalaman di bidangnya. Lembaga pendidikan baik telah menyumbang angka yang cukup besar dalam rangka pemenuhan sumber daya manusia. Lembaga pendidikan membekali sumber daya manusia dengan pengetahuan teoritis berdasarkan referensi acuan. Namun, pengalaman-pengalaman dari tenaga kerja ahli yang berada langsung di industri juga diperlukan. Maka dari itu, sumber daya manusia perlu melakukan sebuah studi dalam industri yang dikenal dengan kerja praktek. Departemen Teknik Kimia Universitas Diponegoro Semarang merupakan salah satu departemen yang mempelajari dan mendalami proses dalam industri. Departemen ini mewajibkan mahasiswa untuk melakukan kerja praktek karena di industri. Kerja praktek sendiri merupakan salah satu mata kuliah yang perlu dipenuhi sebagai syarat akademis untuk dapat memperoleh gelar sarjana. PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon menjadi pilihan tempat kerja praktek karena memiliki proses yang cukup banyak dan sesuai dengan bidang teknik kimia. Proses-proses tersebut diharapkan dapat memberikan manfaat bagi berbagai pihak, terutama mahasiswa, dalam pembelajaran menjadi tenaga profesional, terutama di bidang Process Engineering. 1.2. Tujuan

a. Melaksanakan Mata Kuliah Kerja Praktik sebagai salah satu mata kuliah wajib di Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro yang merupakan prasyarat bagi mahasiswa untuk memperoleh gelar Sarjana Teknik.


1 1


b. Menambah wawasan agar mahasiswa dapat mengetahui dan memahami aplikasi ilmunya pada dunia industri serta mampu melakukan adaptasi awal dengan dunia kerja. c. Menjalin hubungan dan kerja sama yang sinergis antara pihak Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Diponegoro dengan pihak industri atau penyedia lapangan kerja, yaitu PT. Pertamina Asset 3 Cirebon. 1.3. Ruang Lingkup Praktik Kerja

Ruang lingkup kegiatan praktik kerja di PT. Pertamina Asset 3 Cirebon adalah sebagai berikut: a. Pengenalan proses yang ada di PT. Pertamina Asset 3 Cirebon menurut teori. b. Pengenalan kondisi lapangan PT. Pertamina Asset 3 Cirebon di Field Jatibarang, Indramayu. c. Penyelesaian tugas khusus di Surface Facilities Engineering yang meliputi studi literatur, pengambilan data, diskusi dengan pembimbing, pemodelan simulasi, analisa hasil, dan presentasi. d. Presentasi hasil dan pembahasan tugas khusus di hadapan SF Engineer PT. Pertamina EP Asset 3. 1.4. Tugas Praktik Kerja

Bagian ini membahas secara umum mengenai PT. Pertamina Asset 3 Cirebon berikut proses-proses yang terjadi serta mendukung proses pemisahan gas, kondensat, dan produced water , pemurnian gas.


2 2

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 BAB II PROFIL INSTANSI 2.1. Sejarah Pendirian Pabrik 2.1.1. Sejarah Singkat Pertamina Minyak bumi merupakan salah satu komoditas utama di Indonesia,

baik sebagai sumber energi maupun sebagai bahan baku produk turunan untuk pemenuhan kebutuhan masyarakat. Proses pengolahan minyak bumi menjadi produk dengan nilai ekonomi tinggi merupakan tujuan utama dari perusahaan-perusahaan yang bergerak di bidang eksplorasi sampai dengan industri petrokimia hilir. Pengelolaan sumber daya ini diatur oleh negara untuk kemakmuran rakyat dalam UUD 1945 pasal 33 ayat 3. Hal ini bertujuan untuk menghindari praktik monopoli dan eksploitasi kekayaan alam yang berujung pada kesengsaraan rakyat. Usaha pengeboran minyak di Indonesia pertama kali dilakukan oleh Jan Raerink pada tahun 1871 di Cibodas, Majalengka (Jawa Barat), namun usaha tersebut mengalami kegagalan. Kemudian dilanjutkan oleh Aeilo Jan Zykler yang melakukan pengeboran di Telaga Tiga (Sumatera Utara) dan pada tanggal 15 Juni 1885 ditemukan sumber minyak komersial yang pertama di Indonesia. Sejak itu berturut-turut ditemukan sumber minyak bumi di Kruka (Jawa Timur) pada tahun 1887; Ledok, Cepu (Jawa Tengah) pada tahun 1901; Pamusian, Tarakan tahun 1905 dan di Talang Akar; Pendopo (Sumatera Selatan) pada tahun 1921. Penemuan-penemuan tersebut mendorong keinginan maskapai perusahaan asing seperti Royal Deutsche Company, Shell, Stanvac, Caltex dan maskapai-maskapai lainnya untuk turut serta dalam usaha pengeboran minyak di Indonesia. Setelah

kemerdekaan

Indonesia,

terjadi

beberapa

perubahan

pengelolaan perusahaan minyak di Indonesia. Pada tanggal 10 Desember 1957, beberapa perusahaan pengelola minyak di Indonesia dilebur menjadi PT Perusahaan Minyak Nasional (PT. Permina). Kemudian dengan PP No.


3 3


198/1961, PT. Permina dilebur menjadi PN Permina. Pada tanggal 20 Agustus 1968 berdasarkan PP No. 27/1968, PN. Permina dan PN. Pertamin dijadikan satu perusahaan yang bernama Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara (PN. Pertamina). Kemudian sebagai landasan kerja baru, lahirlah UU No. 8/1971 pada tanggal 15 September 1971. Sejak itu, nama PN. Pertamina diubah menjadi PT. Pertamina, dan dengan PP No. 31/2003 PT Pertamina menjadi Perusahaan Terbatas dengan bentuk Persero, yang merupakan satu-satunya perusahaan minyak nasional yang berwenang mengelola semua bentuk kegiatan industri perminyakan di Indonesia. Tabel 2.1 memperlihatkan kronologis sejarah berdirinya PT. Pertamina (Persero). Tabel 2.1 Sejarah Perkembangan PT. Pertamina (Persero) Waktu

Peristiwa

Berdirinya Perusahaan Tambang Minyak Negara 1945

Republik Indonesia (PTMNRI) di Tarakan, yang merupakan perusahaan minyak nasional pertama di Indonesia

April 1954

10 Desember 1957

1 Januari 1959

PTMNRI berubah menjadiTambang Minyak Sumatera Utara (TMSU) TMSU berubah menjadi PT Perusahaan Minyak Nasional (PT. Permina) NVNIAM berubah menjadi PT Pertambangan Minyak Indonesia (PT. Permindo) PT. Permindo berubah menjadi Perusahaan Negara

Februari 1961

Pertambangan Minyak (PN. Pertamin) yang berfungsi sebagai satu-satunya distributor minyak di Indonesia

1 Juli 1961

PT. Permina dijadikan PN. Permina Peleburan PN. Permina dan PN. Pertamin menjadi

20 Agustus 1968

Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Nasional (PN. Pertamina)


4 4


Waktu

15 September 1971 17 September 2003

Peristiwa

PN. Pertamina berubah menjadi PT. Pertamina

PT. Pertamina menjadi PT. Pertamina (Persero)

(Sumber : PT. Pertamina, 2006 ) Sebagai salah satu elemen penting dalam usaha pemenuhan kebutuhan BBM di Indonesia tantangan yang dihadapi PT. Pertamina (Persero) semakin berat karena lonjakan kebutuhan BBM harus diiringi dengan peningkatan pengolahan minyak bumi agar suplai BBM tetap stabil. Dalam pembangunan nasional, PT. Pertamina (Persero) memiliki tiga peranan penting, yaitu : 1. Menyediakan dan menjamin pemenuhan kebutuhan BBM. 2. Sebagai sumber devisa negara. 3. Menyediakan kesempatan kerja sekaligus pelaksana alih teknologi dan pengetahuan. 2.1.2. Sejarah Singkat PT. Pertamina EP Asset 3

Sejak 17 September 2005 Pertamina Daerah Operasi Hulu Jawa Bagian Barat (DOH JBB) berubah nama menjadi Pertamina EP Region Jawa, kemudian berubah nama menjadi Pertamina EP Asset 3. Pertamina EP Asset 3 merupakan salah satu daerah operasi dibawah Direktorat Hulu yang berada di Propinsi Jawa Barat dan berkantor pusat di Cirebon dan mempunyai wilayah kerja yang terdiri dari tiga Field yaitu sebagai berikut : 1. Field Jatibarang terdiri dari 3 wilayah kerja: a. Area Operasi Mundu b. Area Operasi Cemara c. Area Operasi X-Ray (Offshore) 2. Field Tambun 3. Field Subang


5 5


Disamping itu kegiatan operasi Pertamina EP Asset 3 juga ada di Kabupaten Brebes (Lokasi Jubang-A), Kabupaten Kuningan (Kebutuhan air untuk Ciperna), kabupaten Cirebon (Keberadaan Kantor dan Perumahaan) dan Kabupaten Sidoarjo (Trasmisi Gas Jawa Timur). 2.2. Profil dan Manajemen Perusahaan 2.2.1. Profil PT. Pertamina EP PT Pertamina EP adalah perusahaan yang menyelenggarakan kegiatan

usaha di sektor hulu bidang minyak dan gas bumi, meliputi eksplorasi dan eksploitasi. Di samping itu, Pertamina EP juga melaksanakan kegiatan usaha penunjang lain yang secara langsung maupun tidak langsung mendukung bidang kegiatan usaha utama. Saat ini tingkat produksi Pertamina EP adalah sekitar 80.000 BOPD untuk minyak dan sekitar 1.016 MMSCFD untuk gas. Wilayah Kerja (WK) Pertamina EP seluas 113,613.90 kilometer persegi merupakan limpahan dari sebagian besar Wilayah Kuasa Pertambangan Migas PT PERTAMINA (PERSERO). Pola pengelolaan usaha WK seluas itu dilakukan dengan cara dioperasikan sendiri (own operation) dan kerja sama dalam bentuk kemitraan, yakni 4 proyek pengembangan migas, 7 area unitisasi dan 39 area kontrak kerjasama kemitraan terdiri dari 24 kontrak Technical Assistant Contract (TAC), 15 kontrak Kerja Sama Operasi (KSO). Jika dilihat dari rentang geografinya, Pertamina EP beroperasi hampir di seluruh wilayah Indonesia, dari Sabang sampai Merauke. WK Pertamina EP terbagi ke dalam lima asset. Operasi kelima asset terbagi ke dalam 19 Field yaitu a. Asset 1 terdiri dari Field Rantau, Pangkalan Susu, Lirik, Jambi, dan Ramba. b. Asset 2 terdiri dari Field Prabumulih, Pendopo, Limau dan Adera. c. Asset 3 terdiri dari Field Subang, Jatibarang dan Tambun. d. Asset 4 terdiri dari Field Cepu dan Poleng. DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS DIPONEGORO

6 6


e. Asset 5 terdiri dari Field Sangatta, Bunyu, Tanjung, Sangasanga, Tarakan dan Papua. Di samping pengelolaan WK tersebut di atas, pola pengusahaan usaha yang lain adalah dengan model pengelolaan melalui proyek-proyek, antara lain Pondok Makmur Development Project di Jawa Barat, Paku Gajah Development Project di Sumatera Selatan, Jawa Gas Development Project di Jawa Tengah, dan Matindok Gas Development Project di Sulawesi Tengah. 2.2.2. Profil PT. Pertamina EP Asset 3 PT Pertamina EP Asset

3

adalah

perusahaan

yang

menyelenggarakan kegiatan usaha di sektor hulu bidang minyak dan gas bumi di bawah PT. Pertamina Persero, yang meliputi eksplorasi dan eksploitasi. Di samping itu, Pertamina EP juga melaksanakan kegiatan usaha penunjang lain yang secara langsung maupun tidak langsung mendukung bidang kegiatan usaha utama. Produksi Minyak Pertamina EP Asset 3 saat ini sebesar 10000 BOPD dan produksi gas sebesar 300 MMscfd. Minyak hasil produksi dilifting ke konsumen melalui tanker di PPP Balongan. Gas hasil produksi didistribusikan ke konsumen melalui jaringan Gas Jawa Area Barat yang dikelola oleh Pertagas. Pertamina EP Asset 3 memiliki fasilitas produksi yang terletak di Onshore dan Offshore. Sebagian wilayah kerja terletak di onshore sehingga fasilitas produksi terdapat di onshore. Fasilitas produksi offshore meliputi lapangan X-Ray Field Jatibarang dan Lapangan L-Parigi Field Subang. Seluruh fasilitas offshore tersebut merupakan fasilitas ex-ARCO yang telah diserah terimakan kepada Pertamina EP mulai tahun 2006. Stasiun pengumpul gas tebesar yang terdapat di Pertamina EP Asset 3 adalah SP Subang yang memiliki fasilitas produksi sebesar 200 MMscfd. Fasilitas produksi tersebut terdiri dari Fasilitas Separasi, fasilitas kompresi,


7 7


fasilitas CO2 Removal dan Fasilitas Dehydration unit. Fasilitas produksi untuk pemisahan minyak terdapat pada Stasiun pengumpul yang terdapat di Field Tambun, Field Subang dan Field Jatibarang. Fasilitas produksi pengeloloan limbah air terproduksi untuk Field Tambun tersentralisasi di SP Tambun & SP Rengasdengklok yang kemudian diinjeksi ke sumur Tambun. Untuk Field Subang pengolahan air produksi tersentralisasi di SP Cilamaya Utara kemudian dinjeksikan ke sumur Cilamaya Utara. Untuk Field Jatibarang pengolahan air produksi tersentralisasi di SPUB Mundu dan SP Tugubarat I yang kemudian dinjeksikan di sumur Jatibrang dan Tugubarat. Gambar 2.1 adalah struktur keorganisasian PT. Pertamina Asset 3 Cirebon: President Director

Exploration & New Discovery Project Director

Development Director

Production & Operation Director

Finance & Business Support Director

Technical Support

Exploitation

Asset (s)

Treasury

Exploration

Surface Facility

Drilling

Controller

New Discovery Project (s)

EOR

Partnership

ICT

Oil & Gas Monetization

Legal & Relation

Strategic Planning & Risk Management

OC &OE

Internal Audit

HSSE

SCM & General Service

Human Resources

Gambar 2.1 Struktur Organisasi PT. Pertamina EP Asset 3


8 8

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 2.2.3. Visi dan Misi Perusahaan a. Visi (2014 - 2025):

Menjadi perusahaan eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi kelas dunia. b. Misi: Melaksanakan pengusahaan sektor hulu minyak dan gas dengan penekanan pada aspek komersial dan operasi yang baik serta tumbuh dan berkembang bersama lingkungan hidup. 2.2.4. Tata Nilai Perusahaan Tata Nilai / Value:

1. Clean (Bersih) Dikelola secara profesional, menghindari benturan kepentingan, tidak menoleransi suap, menjunjung tinggi kepercayaan dan integritas. Berpedoman pada asas-asas tata kelola korporasi yang baik. 2. Competitive (Kompetitif) Mampu berkompetisi dalam skala regional maupun internasional, mendorong pertumbuhan melalui investasi, membangun budaya sadar biaya dan menghargai kinerja. 3. Confident (Percaya Diri) Berperan dalam pembangunan ekonomi nasional, menjadi pelopor dalam reformasi BUMN, dan mennnnnnmbangun kebanggaan bangsa. 4. Customer Focused (Fokus pada Pelanggan) Berorientasi pada kepentingan pelanggan dan berkomitmen untuk memberikan pelayanan terbaik kepada pelanggan. 5. Commercial (Komersial) Menciptakan nilai tambah dengan orientasi komersial,mengambil keputusan berdasarkan prinsip-prinsip bisnis yang sehat. 6. Capable (Berkemampuan)


9 9


Dikelola oleh pemimpin dan pekerja yang profesional dan memiliki talenta dan penguasaan teknis tinggi, berkomitmen dalam membangun kemampuan riset dan pengembangan. 2.3. Wilayah Kerja PT. Pertamina EP Asset 3

Wilayah kerja PT. Pertamina Asset 3 Cirebon terbagi menjadi 3 Field yaitu Field Tambun, Field Subang, dan Field Jatibarang dengan kantor pusatnya berada di Klayan, Cirebon. Gambar 2.2 menunjukkan wilayah kerja PT. Pertamina EP Asset 3. PT PERTAMINA EP ASSET 3

Jatibarang Field

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

Subang Field

Mundu/Jatiabarang Sindang Bandegan/Bongas Cemara (CMB/CMT/CMS) Tugu Barat Gantar Waled Utara Kandanghaur Melandon

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Tambun Field

1. Rengasdengklok 2. Tambun Group

Pegaden Pasirjadi Sindangsari Tanjungsari Subang Cilamaya Utara Bojongraong Cicauh

Oil and Gas Transportation

PPP Balongan

Gambar 2.2 Wilayah Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 2.4. Kebijakan Quality, Health, Safety, Security & Environment (QHSSE)

Obyektif Nihil insiden dan resiko keamanan yang terkelola serta mutu yang terpercaya sesuai aspek QHSSE.


10 10


Tujuan Melindungi dan mengamankan setiap orang, asset perusahaan, data perusahaan yang bersifat rahasia, lingkungan dan komunitas sekitar dari bahaya yang berhubungan dengan kegiatan Pertamina EP dan Mitra Usaha/Penyedia Barang dan Jasa. Komitmen Manajemen dan seluruh pekerja memberikan prioritas utama terhadap aspek QHSSE denga cara: 1. Patuh Mematuhi peraturan perundangan dan standar QHSSE. 2. Integrasi Mengintegrasikan dan mengimplementasikan aspek QHSSE dalam setiap kegiatan operasi sesuai dengan best engineering practices. 3. Latih Meningkatkan pemahaman dan kompetensi pekerja melalui sosialiasi dan pelatihan. 4. Improvement Meningkatkan penerapan aspek QHSSE secara konsisten, komprehensif dan berkesinambungan. 5. Harmonis Menciptakan dan memelihara hubungan harmonis yang berkelanjutan dengan stakeholder dan lingkungan melalui pemenuhan kepuasan pelanggan dan pengembangan masyarakat. 6. Penilaian dan Penghargaan Menjadikan kinerja QHSSE dalam penilaian dan penghargaan pekerja dan mitra kerja. Direksi, pekerja, mitra kerja Pertamina EP dan Mitra Usaha/ Penyedia Barang dan Jasa bertanggungjawab untuk melaksanakan dan menaati kebijakan QHSSE dan melakukan evaluasi untuk perbaikan secara terus menerus.


11 11

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 Pelaporan Pengamatan Keselamatan dan Kecelakaan Kerja

1. Pelaporan Pengamatan Keselamatan Kerja (PEKA) •

Setiap tenaga kerja bertanggungjawab melakukan observasi keselamatan kerja dengan mengisi PEKA.

•

HSE menerima PEKA kemudian melakukan evaluasi/konfirmasi kepada pelapor, membuat rekomendasi ke bagian terkait dan mendokumentasikannya.

•

HSE juga melakukan pelaporan hasil implementasi PEKA kepada manajeman dan bagian terkait setiap bulannya.

•

Bagian terkait melakukan upaya perbaikan sesuai rekomendasi yang telah diberikan.

2. Pelaporan kecelakaan Kecelakaan dibagi menjadi beberapa jenis, yaitu : a. Kecelakaan ringan Kecelakaan yang tidak menimbulkan kehilangan hari kerja. b. Kecelakaan sedang Kecelakaan yang menimbulkan kehilangan hari kerja tidak lebih dari 21 hari kalender dan tidak menyebabkan kehilangan anggota badan atau fungsi badan. c. Kecelakaan berat Kecelakaan yang menimbulkan kehilangan hari kerja lebih dari 21 hari kalender dan menyebabkan kehilangan anggota badan atau fungsi badan. d. Kecelakaan fatal (kematian) Kecelakaan yang menimbulkan kematian tanpa memperhitungkan tenggang waktu antara terjadinya kecelakaan dengan meninggalnya korban.


12 12


Pelaporan kecelakaan dibagi menjadi : a. Kecelakaan kerja tambang Kecelakaan berat dan kematian (fatal) wajib dilaporkan dalam waktu 1 x 24 jam, untuk kecelakaan sedang dan ringan harus dicatat dalam buku Daftar Kecelakaan Tambang. b. Kebakaran / Ledakan / Blow out Laporan tertulis disampaikan 2 x 24 jam, pemberitahuan awal wajib disampaikan segera melalui telepon, facsimile ataulisan. c. Kecelakaan Instalasi/Peralatan Tambang Kecelakaan instalasi/peralatan tambang> US $10.000, wajib dilaporkan tidak lebih dari 2 x 24 jam setelah terjadinya kecelakaan. d. Tumpahan Minyak/Pencemaran •

Tumpahan Minyak Kecil (< 15 barrel ) dicatat dan disimpan di Area/Field /Unit Bisnis/JOB/TAC setempat.

•

Tumpahan Minyak Besar (> 15 barrel ) dilaporkan ke Direktur Teknik & Lingkungan Migas dalam waktu 2 x 24 jam

Prosedur memasuki lapangan kerja

1. Alat Pelindung Diri (APD) Berbagai jenis APD yang tersedia diklasifikasikan berdasarkan anggota tubuh yang dilindungi, sebagai berikut : •

Perlindungan terhadap kepala (misalnya safety helmet ).

•

Perlindungan terhadap wajah dan mata (misalnya face shield , goggles).

•

Perlindungan terhadap telinga (misalnya ear muff , ear plug).

•

Perlindungan terhadap tangan dan lengan (misalnya sarung tangan las, bahan kimia, untuk pekerjaan mekanik).

•

Perlindungan tungkai kaki dan badan (misalnya coverall, apron las & bahan kimia, life vest ).

•

Perlindungan kaki bagian bawah (misalnya safety shoes).


13 13


•

Perlindungan dari potensi jatuh (misalnya full body harness).

•

Perlindungan terhadap pernapasan (misalnya Gas Mask ).

2. MSDS Pada kegiatan operasi Pertamina EP tidak terlepas dari penggunaan bahan kimia, para pengguna bahan kimia wajib diberi pelatihan dan pengetahuan tentang bahan kimia tersebut. MSDS yang baik mencakup semua informasi bahaya dan bagaimana pengelolaan bahan kimia sebanyak 16 bagian, serta harus tersedia di lokasi kerja. 3. Safety Talk Safety Meeting/Talk adalah kegiatan yang membahas tentang

pengelolaan aspek HSE untuk mencegah dampak negative operasional (blow out , kebakaran, ledakan, tumpahan minyak, kecelakaan kerja, hamper celaka) atau membahas dampak negative operasional yang telah (barusaja) terjadi. Pengawas Pekerjaan/Bagian terkait melaksanakan safety meeting dengan pekerja dan pekarya secara berkala dengan topic antara lain kegiatan operasional,

kinerja

HSE,

Laporan

Kejadian, Lesson

Learned ,

Peraturan/Perundanganbaru, Promosi Aspek HSE dalampekerjaan secara spesifik, TKO/TKI/TKPA terkait, atau topik kritikal dalam pekerjaan. Tanggap Darurat

1. Prosedur Rencana tanggap darurat harus dikomunikasikan kepada tenaga kerja, antara lain meliputi ; system tanda bahaya, prosedur evakuasi, pelaporan, tugas dan tanggung jawab dalam struktur tanggap darurat. 2. First Aid / Medical Fasilities

Fasilitas layanan kesehatan terdekat dari lokasi kerja harus diidentifikasi dan diinformasikan kepada tenaga kerja, baik layanan kesehatan rujukan maupun tidak, hal ini penting untuk memperoleh pertolongan bantuan hidup dasar.


14 14


3. Pelatihan Setiap pekerja dan pekarya harus mengikuti pelatihan tanggap darurat yang dilakukan secara rutin, guna menambah pengetahuan, kemampuan dan evaluasi sistem tanggap darurat yang ada. 4. Sistem Peringatan Dini / Early Warning System Alarm dan fire detector/sensor adalah instrument yang digunakan untuk menginformasikan adanya suatu situasi darurat atau ancaman bahaya kebakaran pada tempat kerja, sehingga orang-orang disekitarnya mampu menyelamatkandiri Tindakan yang perlu dilakukan, ketika pertama kali melihat / mengetahui ins iden yang berpotensi menjadi kondisi keadaan darurat : • Melakukan

tindakan

penanggulangan

awal

dengan

menggunakan

peralatan penanggulangan awal yang tersedia (pemadam api ringan, hose reels maupun fire suppression system yang lain sesuai kemampuan),

• Membunyikan local alarm (apa bila ada) dan melaporkan kejadian kepada Fire Station dan atasan yang bersangkutan,

• Lakukan langkah-langkah sesuai yang tertera dalam Prosedur Keadaan

Darurat.


15 15

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 BAB III PROSES PRODUKSI FIELD SUBANG 3.1 Proses Produksi PT. Pertamina EP

Secara umum, proses produksi di Pertamina EP dimulai dengan proses eksplorasi yang dilanjutkan dengan proses eksploitasi. Proses eksploitasi dimulai dari pengeboran hingga minyak tersebut diperoleh dan ditampung pada tangki yang nantinya dialirkan ke Pertamina RU untuk diolah. Gambar 3.1 adalah alur produksi minyak dan gas PT Pertamina EP.

• •

Sumur On Source Off Source

Stasiun Pengumpul (Gathering Station) • •

Manifold Header Separator

Stasiun Pengumpul Utama

Gambar 3.1 Alur Produksi Minyak dan Gas PT. Pertamina EP Fluida mengalir dari sumur-sumur produksi dengan kecepatan tinggi dan sifat alirannya turbulen. Fluida di dalam reservoir mengalir dengan kondisi suhu dan tekanan tinggi, menuju ke lubang-lubang perforasi pada pipa casing di bawah sumur dan terus mengalir naik melalui pipa tubing produksi menuju kepala sumur di permukaan. Pada sumur yang tekanan reservoirnya masih tinggi, biasanya pada kepala sumur dipasang choke yang berfungsi untuk membatasi laju alirnya. Fluida kemudian mengalir melalui pipa alir (flowline) menuju ke stasiun pengumpul. Sewaktu pengaliran, dimulai dari reservoir sampai ke stasiun pengumpul, tekanan dan suhu fluida yang diproduksi akan mengalami penurunan secara perlahan-lahan (gradually) sampai ke tekanan yang diperlukan di stasiun pengumpul. Bila diperlukan, sebelum masuk ke sistem di stasiun, tekanan alirnya diturunkan dengan cara menggunakan valve pengontrol tekanan ( pressure control valve). Selanjutnya fluida yang mengalir melalui flowline di


16 16


stasiun pengumpul akan dialirkan menuju separator produksi (production separator). Terdapat 11 jenis peralatan yang terdapat di stasiun pengumpul,

yaitu flowline, manifold header, separator, dehydrator, chemical injection, gas boot, storage tank, PD meter, shipping pump dan recycle pump. 3.1.1. Flow Line Flowline merupakan pipa penyalur minyak dan gas bumi yang

mengalirkan fluida dari sumur menuju ke fasilitas produksi. Flowline mengalirkan fluida dari Wellhead hingga ke Manifold . Panjang flowline bias mencapai puluhan meter, ratusan meter, hingga kiloan meter. Desain tekanan kerja maksimum dari flowline harus lebih besar dari semua tekanan yang mungkin terjadi pada sumur (wellhead ) maupun saat pengetesan flowline. Penurunan

tekanan

dari

wellhead

menuju

fasilitas

produksi

harus

diminimalkan karena akan mempengaruhi laju produksi akibat gesekan ( friction losses). 3.1.2. Manifold Header Manifold merupakan sekumpulan valve dan fitting yang disusun

sedemikian rupa sehingga dapat mengatur arah aliran fluida. Dari manifold , aliran fluida yang berasal dari sumur-sumur produksi diarahkan ke separator test atau separator produksi. Berikut line yang terdapat pada manifold yang terdapat pada Stasiun Penampungan (SP) atau Stasiun Pengumpul Utama (SPU). Header adalah tempat bermuaranya aliran fluida dari flowline yang

terletak diatas manifold dan berdiameter lebih besar dari flowlines. Terdapat beberapa sistem manifold , yaitu : a. Individual Well Flowline Biasanya system ini dijumpai pada lapangan minyak dan gas yang kecil. Pada sistem ini, flowline dari tiap sumur langsung dihubungkan dengan lapangan pengumpul melalui test manifold atau production


17 17

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 Header . Pada sistem ini, well testing dapat langsung dilakukan dari titik

sentral, sehingga menjadi fleksibel. b. Satellite Production Manifold Sistem ini dijumpai pada lapangan minyak dan gas yang luas. Pada sistem ini, flowline yang cukup pendek dari tiap sumur dihubungkan dengan pusat pengumpulan minyak dan gas dengan menggunakan pipa yang lebih besar yang biasa disebut production lateral, dan juga dihubungkan dengan test line. Hal ini bertujuan untuk menghindari penggunaan individual flowlines yang sangat panjang sehingga bias menyebabkan pressure drop yang besar. 3.1.3. Separator Secara umum, separator berfungsi untuk memisahkan fluida produksi

menjadi dua atau tigaa fasa. Separator diklasifikasikan berdasarkan bentuk, tekanan kerja dan fasa pemisahan. •

Berdasarkan bentuknya, separator dibagi menjadi tiga macam, yaitu: 1. Separator Horizontal Separator jenis ini biasanya digunakkan untuk fluida yang memiliki GOR yang tinggi dan membutuhkan waktu tinggal yang agak lama dalam pemisahan. Separator horizontal dapat menampung kapasitas yang lebih besar, karena memiliki luas bidang kontak antara gas-cairan pada bagian pemisah gas lebih lebar dan panjang. 2. Separator Vertikal Separator jenis ini biasanya digunakan untuk fluida yang memiliki GOR yang rendah dan tekanan yang agak rendah. Separator ini cocok untuk fluida yang mengandung pasir atau lumpur. 3. Separator Spherical Separator jenis ini umumnya digunakan di lapangan minyak yang kecil atau digunakan sebagai test unit karena kapasitasnya terbatas serta memiliki ruangan permukaan yang terbatas.


18 18


•

Berdasarkan fasa pemisahan, separator dibedakan atas: 1. Separator dua fasa, yang digunakan untuk memisahkan cairan dan gas. 2. Separator tiga fasa, yang digunakan untuk memisahkan air, minyak dan gas.

•

Berdasarkan fungsinya, separator dibagi menjadi: 1. Test Separator, yang berfungdi untuk mengetahui laju produksi sumur. 2. Production separator, untuk memisahkan gas, minyak dan air dalam sumur produksi.

3.2. Field Subang 3.2.1. Lokasi Struktur Subang Struktur Subang terletak di Provinsi Jawa Barat tepatnya di Desa

Cidahu, Kecamatan Pegaden Barat, Kabupaten Subang. Gambar 3.2 memperlihatkan peta lokasi struktur Subang di Provinsi Jawa Barat.

Gambar 3.2 Peta Lokasi Struktur Subang di Provinsi Jawa Barat


19 19

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 3.2.2. Wilayah Kerja Field Subang Subang field adalah salah satu field yang berada di bawah manjemen

Pertamina EP Asset 3. Saat ini subang field terdiri dari beberapa Stasiun Pengumpul, yaitu: 1. SP Cisauh 2. SP Pasirjadi 3. SP Subang 4. SP Pegaden 5. SP Sukamandi 6. SP Bojongraong 7. SP Pamanukan 8. SP Tanjungsari 9. SP Sindangsari 10. SP Cilamaya Utara 11. SP Citarik 3.3. Produksi Gas Bumi Eksiting 3.3.1. Produksi Gas dan Liquid Struktur Subang telah memproduksikan gas bumi sejak tahun 2002.

Produksi gas bumi terbesar pernah dicapai pada tahun 2007 yaitu sekitar 215 MMSCFD. Selain memproduksikan gas bumi, sumur-sumur dari Struktur Subang juga memproduksi liquid (kondensat dan air terproduksi). Kondesat yang dihasilkan dari Struktur Subang berkisar antar 150-250 barrel per hari dan diperkirakan merupakan hasil kondensasi gas sepanjang pipa. Produksi air dari sumur-sumur di Struktur Subang setiap tahun mengalami peningkatan. Puncak produksi air terjadi pada tahun 2012 yaitu mencapai sekitar 1.800 BPD. Gambar 3.3 dan Gambar 3.4 masing-masing memperlihatkan produksi gas dan liquid di Struktur Subang selama kurun waktu 2002 – 2013.


20 20


Gambar 3.3 Produksi Gas di Struktur Subang

Gambar 3.4 Produksi Liquid di Struktur Subang 3.3.2. Komposisi Gas Gas bumi yang diproduksikan di Struktur Subang memiliki

komposisi CO2 yang cukup tinggi yaitu mencapai 23% mol. Tabel 3.1 berikut memperlihatkan komposisi gas di Struktur Subang.


21 21


Tabel 3.1 Komposisi Gas di Struktur Subang Component

SBG-01

SBG-02

SBG-03

SBG-04

SBG-05

SBG-06

SBG-07

CO2

23,4

22,24

24,17

23,3

22,74

21,75

23,2

22,59

23,45

20,81

22,82

N2

6,46

6,41

5,07

5,09

5,13

6,32

6,32

5,21

6,31

5,96

4,06

C1

66,24

67,56

63,81

64,69

65,12

67,94

66

65,24

65,95

69,03

69,44

C2

1

1,82

4,45

4,43

4,43

1,84

1,92

4,36

1,93

1,96

1,88

C3

1,13

1,13

1,48

1,49

1,53

1,15

1,11

1,52

1,1

1,2

1,05

i-C4

1,13

0,24

0,39

0,35

0,4

0,25

0,33

0,4

0,34

0,27

0,21

n-C4

0,28

0,25

0,44

0,43

0,46

0,26

0,3

0,48

0,31

0.28

0,23

i-C5

0

0,06

0,05

0,06

0,06

0,07

0,12

0,05

0,18

0,08

0,05

n-C5

0,12

0,11

0,09

0,08

0,08

0,11

0,16

0,1

0,2

0,13

0,08

C6+

0,24

0,18

0,05

0,08

0,05

0,19

0,54

0,05

0,23

0,27

0,16

SBG-11

SBG-12

SBG-15

SBG-18


22 22


Untuk mengurangi komposisi CO2 agar memenuhi spesifikasi gas pipa yang ditetapkan oleh Transporter yaitu PT Pertagas, komposisi CO2 tersebut direduksi menjadi kurang dari 10% mol melalui unit CO2 Removal. Dalam unit CO2 removal, komposisi CO2 direduksi dari 23% mol menjadi hanya 5% mol saja. Namun karena kinerja unit CO2 Removal tidak optimal dimana seringkali terbentuk foaming, tidak seluruh aliran gas bumi bisa diproses di unit CO2 Removal tersebut. Dari seluruh gas bumi yang diproduksikan, hanya sekitar 85% saja yang bisa diproses di unit CO2 Removal sehingga gas yang keluar dari unit CO2 removal setelah digabung dengan gas dari aliran yang di by pass masih memiliki komposisi CO2 yang relative tinggi yaitu 8 – 13% mol. Gambar 3.5 dan gambar 3.6 memperlihatkan komposisi gas yang masuk dan keluar unit CO2 Removal.

Gambar 3.5 Komposisi Gas Masuk dan Keluar Unit CO2 Removal

Gambar 3.6 Komposisi Gas Masuk dan Keluar Unit CO2 Removal


23 23

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 3.4. Fasilitas Produksi Eksiting

Fasilitas produksi di Struktur Subang dibangun dan dioperasikan pada tahun 2002. Fasilitas produksi digunakan untuk mengumpulkan dan memproses gas dari sumur-sumur di Struktur Subang yang berjumlah 21 buah (sumur SBG-01 sampai dengan SBG-21) sehingga siap untuk dialirkan ke konsumen. Gambar 3.7 adalah tampak depan fasilitas produksi gas di Struktur Subang.

Gambar 3.7 Tampak Depan Fasilitas Produksi Gas di Struktur Subang Secara garis besar, fasilitas produksi gas di Struktur Subang terbagi atas 2 (train) dengan kapasitas per train 120 MMscfd. Setiap train terdiri atas 3 (tiga) unit proses yaitu unit pemisahan gas dan liquid, unit CO2 Removal serta unit dehidrasi. Unit pemisahan gas dan liquid serta unit dehidrasi merupakan bagian dari Stasiun Penerimaan (SP) yang saat ini dioperasikan oleh PT Moeladi sedangkan unit CO2 Removal dioperasikan oleh PT Putra Darma Harmoteknik. Gambar 3.8 memperlihatkan blok diagram fasilitas produksi di Struktur Subang.


24 24


Gambar 3.8 Blok Diagram Fasilitas Produksi di Struktur Subang Gas bertekanan tinggi dari sumur-sumur produksi dikirim ke Header melalui pipa alir (flowline). Gas dari Header Manifold pada pada tekanan Manifold melalui 545 psia selanjutnya dipisahkan dalam separator. Produk dari separator dialirkan ke Scrubber dan dan kemudian dikirim ke unit CO2 Removal. Gas dari CO2 Removal Unit selanjutnya dialirkan ke Dehydration Unit (DHP) dan

kemudian dikirim ke Citarik melalui Trunkline. Liquid (air dan kondensat) yang keluar dari bagian bawah separator dialirkan ke tangki produksi. Kondensat dari tangki produksi selanjutnya dikirim melalui Trunkline ke SP Pegaden sedangkan air terproduksi dikirim melalui Trunkline ke SP Pasirjadi. Fasilitas produksi di Struktur Subang terdiri atas beberapa unit peralatan antara lain Header dan Manifold , separator tekanan tinggi (HP Separator), Separator tekanan rendah (LP Separator), Scrubber tekanan tinggi (HP Scrubber ), ), Scrubber tekanan rendah (LP Scrubber), tangki, pompa, dehydration unit , dan unit-unit pendukung lainnya seperti flare system, fuel system. Gambar 3.9 memperlihatkan diagram alir proses fasilitas produksi di

Struktur Subang.


25 25


Gambar 3.9 Diagram Alir Proses Fasilitas Produksi Gas


26 26

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 3.4.1. Flowline dan Header Manifold Hingga tahun 2013, terdapat 20 flowline yang menghubungkan

sumur-sumur yang ada di struktur Subang ke Stasiun Pengumpul. Dari 20 flowline tersebut, terdapat 5 (lima) flowline yang sudah tidak beroperasi

karena terhentinya produksi dari 5 (lima) sumur. Sumur-sumur yang telah berhenti berproduksi antara lain SBG-01, SBG-3, SBG-04, SBG-08 dan SBG-12. Flowline tertua telah dioperasikan dari tahun 2002 yang mengalirkan gas dari sumur su mur SBG-01, SBG-02, SBG-03, SBG-04, SBG-05, SBG-06, SBG-07 dan SBG-11. Sedangkan flowline terbaru dioperasikan pada tahun 2013 yang mengalirkan gas dari sumur SBG-19 dan SBG-20 ke Stasiun Pengumpul. Saat ini, tekanan operasi di Header Manifold adalah berkisar antara 540 – 545 psia. Tekanan tersebut merupakan tekanan minimum yang dibutuhkan oleh fasilitas produksi agar proses pemisahan dan pemurnian gas berjalan optimal. Flowline dari seluruh sumur produksi bertemu di d i Header Manifold di di Stasiun Pengumpul. Di Header Manifold , gas dari sumur-sumur produksi yang berbeda tekanannya diatur sehingga memiliki tekanan yang sama pada saat keluar dari Header Manifold . Header Manifold di SP Subang terdiri dari Header Manifold untuk

keperluan produksi dan Header Manifold untuk keperluan tes sumur. Gambar 3.10 memperlihatkan Header Manifold di SP Subang. Tabel 3.2 memperlihatkan spesifikasi flowline di Struktur Subang.

Gambar 3.10 Header Manifold di SP Subang


27 27


Tabel 3.2 Spesifikasi Flowline di Struktur Subang


28 28

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 3.4.2. Pemisahan Gas dan Liquid Proses pemisahan gas dan liquid diperlihatkan dalam Gambar 3.9 Gas

bertekanan tinggi dari sumur-sumur produksi mula-mula dialirkan melalui flowline ke SP Subang. Pada awal produksi di SP Subang, gas dari berba gai sumur tersebut bergabung dalam satu header untuk mencapai tekanan yang sama yaitu sekitar 545 psia. Gas selanjutnya mengalir ke dua buah HP Separator (D-001A dan D-001B) yang masing-masing berkapasitas 120 MMscfd. Produk dari HP separator yang berupa gas dialirkan ke HP Scrubber (D-002A dan D-002B) yang masing-masing berkapasitas 120 MMscfd dan selanjutnya dikirim ke Absolute Scrubber (D-002A Absolute dan D-002B Absolute). Gas dari Absolute Scrubber selanjutnya dikirim ke unit CO2 Removal. Produk bawah HP separator berupa liquid diturunkan tekanannya hingga 125 psig dan dialirkan ke LP Separator (D-003). Produk bawah LP separator selanjutnya dikirim ke tangki penyimpanan (T-001A dan T-001B) sedangkan produk atas LP Separator dialirkan ke LP Scrubber (D-004) untuk kemudian dikirim ke Flare KO Drum (D-007). Gambar 3.11 memperlihatkan salah satu separator di Fasilitas Produksi Subang sedangkan Tabel 3.3 memperlihatkan spesifikasi peralatan Separator dan Scrubber .

Gambar 3.11 High Pressure (HP) Separator


29 29


Tabel 3.3 Spesifikasi Separator dan Scrubber di Struktur Subang Kapasitas Kode

Nama

Tipe

D-001A

HP Separator

Horizontal

120

1000

1310 mm ID x 2348 mm T/T

581

2001

D-001B

HP Separator

Horizontal

120

1000

1310 mm ID x 2348 mm T/T

581

2001

D-001D

HP Separator

Horizontal

1557 mm ID x 4670 mm T/T

819

2010

D-001C

HP Test Separator

Horizontal

20

200

914 mm ID x 1829 mm T/T

581

2001

D-002A

HP Scrubber

Vertical

120

200

1040 mm ID x 2040 mm T/T

581

2001

D-002B

HP Scrubber

Vertical

120

200

1040 mm ID x 2040 mm T/T

581

2001

D-002A Absolute

HP Absolute Scrubber

Vertical

120

46" ID x 169" T/T

600

2006

D-002B Absolute

HP Absolute Scrubber

Vertical

120

46" ID x 169" T/T

600

2006

D-003

LP Separator

Horizontal

30

1000

1090 mm ID x 3048 mm T/T

185

2001

D-004

LP Scubber

Vertical

30

200

840 mm ID x 1810 mm T/T

185

2001

D-003A

LP Test Separator

Horizontal

30

200

42" ID x 6.4' T/T

600

2004

Gas Liquid (MMscfd) (BPD)

Size

Design Pressure Tahun (Psig)

Kondisi saat ini tekanan gas dari sumur Subang telah mengalami penurunan. Hal ini berdasarkan pada study subsurface diperlukan penurunan tekanan pada separator menjadi 300 psig dengan tujuanrecovery


30 30

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 factor lebih tinggi. Dengan kondisi tersebut maka sejak tahun 2015 proses

produksi dari sumur diproduksikan melalui new HP production separator yang beroeprasi pada 300 psig. Gas dari HP separator tersebut kemudian dikompresi menggunakan gas turbine compressor dengan kapasitas 200 MMscfd untuk menaikkan tekanan dari 300 psig ke 525 psig. Gas tersebut kemudian dialirkan ke CO2 removal unit SP Subang. Gambar 3.12 menunjukkan schematic diagram SP Subang saat ini.

Gambar 3.12 Schematic Diagram SP Subang Saat ini 3.4.3. CO2 Removal Unit Unit CO2 Removal berfungsi menurunkan kadar CO2 dalam aliran gas

dari 23% mol menjadi hanya 5% mol. Alasan penurunan kadar CO2 dalam aliran gas bumi adalah mengurangi kemungkinan terjadinya korosi.


31 31


Absorben yang digunakan untuk menurunkan kadar CO2 dalam aliran gas bumi adalah activated MDEA (aMDEA) dengan memakai lisensi dari BASF Corporation. Unit CO2 removal di Stasiun Produksi Subang terdiri dari dua train dengan kapasitas setiap train 120 MMSCFD (million standard cubic feet per day) . Diagram alir proses CO2 removal yang ada di

Stasiun Produksi Subang, Jawa Barat digambarkan dalam Gambar 3.13. Raw gas yang mengandung sekitar 23% mol CO2 dan tekanannya

sudah dikompresi menjadi 533 psig masuk ke dalam unit 101-C1 (CO2 Absorber) dengan cara di-spray di menara bagian bawah supaya distribusinya lebih merata. Sementara di saat yang sama, water makeup dan lean aMDEA dengan perbandingan tertentu masuk ke absorber melalui

bagian atas menara. Proses absorpsi CO2 oleh lean aMDEA berlangsung di dalam tray and packed column dengan tekanan tinggi dan suhu rendah. Aliran gas keluar dari absorber (sweet gas) yang keluar melalui menara bagian atas mengandung gas CO2 maksimal 5% mol. Selanjutnya aliran gas keluar absorber didinginkan dengan unit 103-E1 (Sweet Gas Cooler) untuk kemudian masuk ke dalam unit 104-D1 (Sweet Gas KO Drum) dan dipisahkan dari kondensat yang terbentuk. Larutan aMDEA yang sudah mengikat CO2 (rich aMDEA) keluar melalui menara absorber bagian bawah. Rich aMDEA dipanaskan di dalam unit 101-E1 (Rich Solution

Heater) dengan bantuan steam yang berasal dari boiler , mengingat regenerator dioperasikan pada tekanan rendah dan suhu tinggi. Rich aMDEA masuk ke unit 102-C1 (Low Pressure Flash Column) melalui

menara bagian atas, sedangkan sebagian lean aMDEA dan air masuk ke menara bagian bawah. Proses stripping berjalan pada kondisi tekanan rendah dan suhu tinggi agar gas CO2 dapat dilepaskan. Gas hasil stripping keluar melalui menara bagian atas untuk didinginkan dengan unit 102-E1 (CO2 Cooler) dan dipisahkan dari kondensat yang terbentuk di dalam unit 101-D1 (CO2 KO Drum). Gas CO2 keluar dari unit 101-D1 (CO2 KO Drum)


32 32


menuju unit 101-VS1 (CO2 Vent Silencer), sedangkan kondensat yang terbentuk dikembalikan ke stripper . Lean aMDEA dari unit 102-C1 (Low Pressure Flash Column) keluar

melalui menara bagian bawah, kemudian dipompa dengan unit 101P1A/B/C (aMDEA Circulation Pumps) menuju absorber dan unit 105-D1 (Anti Foam Injection Drum). Di dalam tangki injeksi tersebut, lean aMDEA ditambahkan dengan antifoam untuk mencegah peristiwa foaming selama proses CO2 removal. Hasil injeksi dikembalikan lagi ke arus lean aMDEA. Sebagian lean aMDEA hasil pemompaan disimpan di unit 102-T (aMDEA Solution Storage Tank). Sebelum lean aMDEA masuk ke absorber , sebagian lean aMDEA hasil pemompaan masuk ke unit 101-F1 (aMDEA Circulation Filter) untuk menyaringnya dari particulate matter yang terbawa dari proses. Setelah dilakukan filtrasi sirkulasi, sebagian lean aMDEA masuk ke unit 102-F1 (aMDEA Carbon Filter) dan sebagian lagi dilakukan bypass . Tujuan dari unit ini adalah untuk menghilangkan surfaktan yang ada di dalam aliran lean aMDEA. Setelah dilewatkan carbon filter, lean aMDEA dikembalikan

lagi ke absorber . Untuk saat ini kinerja unit CO2 removal belum optimal karena sering terjadi foaming, sehingga hanya bisa menangani aliran gas sebesar 65%. Kapasitas produksi gas bumi setiap train adalah 120 MMSCFD, namun per 7 Mei 2018, total produksi gas bumi dari kedua train di Stasiun Produksi Subang hanya sebesar 134,9725469 MMSCFD.


33 33


Gambar 3.13 Process Flow Diagram CO2 Removal Unit


34 34

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 3.4.4. Dehydration Unit Unit Dehidrasi berfungsi menurunkan kandungan kandu ngan air dalam aliran gas

menjadi hanya 7 – 10 lb/MMscf. Unit Dehidrasi di Struktur Subang menggunakan Triethylene Glycol (TEG) sebagai absorben . Gambar 3.14 memperlihatkan diagram alir proses Unit Dehidrasi.

Gambar 3.14 Diagram Alir Proses Unit Dehidrasi Gas dari unit CO2 Removal mula-mula dialirkan ke bagian bawah dari kolom Absorber . Dalam kolom, gas selanjutnya kontak dengan Glycol yang mengalir dari bagian atas kolom sehingga terjadi penyerapan air yang terbawa dalam aliran gas oleh Glycol . Glycol yang telah menyerap air ( Rich Rich Glycol) selanjutnya keluar dari bagian bawah kolom untuk kemudian

diturunkan tekanannya menjadi sekitar 20 psia. Rich Glycol selanjutnya dialirkan ke separator guna memisahkan hidrokarbon ringan yang terbawa dalam aliran. Rich Glycol kemudian dipanaskan dalam Glycol /Glycol dan kemudian dialirkan ke bagian atas dari kolom regenerator. Exchanger dan Glycol yang keluar dari bagian bawah kolom ( Lean Lean Glycol ) kemudian

dialirkan ke Glycol /Glycol Exchanger Exchanger untuk memanaskan aliran Rich Glycol yang keluar dari separator. Lean Glycol kemudian dipompakan dan

dialirkan ke bagian atas kolom Absorber . Tabel 3.4 memperlihatkan spesifikasi peralatan pada unit dehidrasi.


35 35


Tabel 3.4 Spesifikasi Peralatan di Unit Dehidrasi GLYCOL UNIT (TRAIN I & II) Kode

Nama

Jumlah

Kapasitas

Size

Tahun

V-301/401

Glycol Contactor

2

120 MMscfd

1981 mm ID × 11278 mmT/T

1998

V-302/402 V-303/403

Glycol Flash Tank Glycol Surge Tank

609.6 mm ID × 1828.8 mmT/T

2

1998

2

914.4 mm ID × 1828.8 mmT/T

1998

H-301/401

Glycol Reboiler

2

1676.4 mm ID × 4876.8 mmT/T

1998

F-301/401

Carbon Filter

3

355.6 mm ID × 1219.2 mmT/T

1998

F-302/402

Filter

1

219 mm ID × 1041.4 mmT/T

1998

E-301/401 E-301/402

Glycol/Glycol Exchanger Gas/Glycol Exchanger

2

335.400 Kcal/Hr

1998

2

66.000 Kcal/Hr

1998

P-301A/B/C/D

Glycol Pump

4

450 GPM

1998

P-401A/B/C/D

Glycol Pump

4

451 GPM

1998

3.4.5. Tangki dan Pompa Untuk menyimpan dan memompakan liquid yang dihasilkan dari

proses kilang, disediakan tangki produksi dan pompa. Pada saat ini, tersedia dua buah tangki produksi (T-001A dan T-001B) dengan kapasitas masingmasing 1.500 Barrel serta satu buah Tangki Test (T-001C) dengan den gan kapasitas 315 Barrel. Gambar 3.15 adalah tangki produksi dan tangki test.

Gambar 3.15 Tangki Produksi dan Tangki Test Liquid yang masuk ke Tangki Produksi masih berupa gross yaitu campuran antara kondensat dan air terproduksi dengan perbandingan 15%


36 36


kondensat dan 85% air terproduksi. Kondensat yang terpisah dalam tangki dipompakan ke SP Pegaden sedangkan air terproduksi dipompakan ke SP Pasirjadi. Tabel 3.5 dan Tabel 3.6 masing-masing memperlihatkan spesifikasi Tangki dan Pompa di SP Subang. Tabel 3.5 Spesifikasi Tangki Kode

Nama

Kapasitas (Bpl)

T-001A

Condensate Tank

1500

6500 mm D × 7300 mm H

2001

T-001B

Condensate Tank

1500

6500 mm D × 7300 mm H

2001

T-001C

Test Tank

315

3870 mm D × 4572 mm H

2010

Size

Tahun

Tabel 3.6 Spesifikasi Pompa Nama

Kode Kapasitas P-001A Loading Pump 50 GPM P-001B Loading Pump 50 GPM P-003A Loading Pump 1815 BPD P-003B Loading Pump 3.4.6. Trunkline Selain jaringan pipa flowline, di SP Subang juga dilengkapi dengan

jaringan pipa trunkline. Terdapat tiga pipa trunkline di SP Subang yaitu trunkline yang mengalirkan gas ke Citarik, trunkline yang mengalirkan

kondensat ke SP Pegaden serta trunkline yang mengalirkan air terproduksi ke SP Pasirjadi. Gambar 3.16 memperlihatkan trunkline di SP Subang.

Gambar 3.16 Trunkline di SP Subang


37 37

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 BAB IV UTILITAS Unit utility adalah segala fasilitas yang berfungsi untuk menunjang

kegiatan pengoperasian CO2 Removal Plant . Utility terdiri dari IA/PA , WTP, Boiler dan Generator Listrik (GEG) dan Fuel Gas System. 4.1. Instrumen Air & Plant Air

Paket pembangkit udara instrument dan udara pabrik terdiri dari Air Compressor , Air Reveiver dan Air Driyer . Compressor dilengkapi dengan Inter/after Cooler dan Oil Sperator. Udara dikirim ke Air Receiver yang

mempunyai resident time 10 menit bila compressor shut down . Aliran udara dari Air Receiver dibagi dua yaitu: untuk udara pabrik dan udara instrumen. Udara pabrik digunakan untuk keperluan pemeliharaan dan udara instrumen digunakan

untuk

mengoperasikan

peralatan

instrumentasi.

Untuk

menghasilkan udara instrumen dengan dew point -40°C, maka udara dialirkan melalui Instrument Air Dryer. Udara instrumen dijaga tekanannya pada 7,0 kg/cm2. Bila tekanan IA turun sampai 5,5 kg/cm2, transmitter akan mengaktifkan interlock untuk menutup XV-2001 pada aliran udara pabrik dan LS pada Air Receiver akan mengaktifkan interlock untuk menjalankan compressor udara stand-by secara otomatis. 4.2. Water Treatment Plant WTP berfungsi untuk menghilangkan kandungan mineral dari air baku

menjadi air yang bebas mineral. Mineral dapat berupa kation maupun anion. Kation ( Ca2+, Mg 2+, Na +, K+ ) adalah penyebab kerak dan anion( CO32-, Cl -, SO42-, SiO2 ) merupakan penyebab korosi pada bejana tekan bertemperatur tinggi. Air yang telah bebas dari kandungan mineral ( kation dan anion ) disebut air demin yang akan digunakan sebagai air umpan proses dan make up boiler. Water Treatment Plant terdiri atas Raw Water Tank ,Raw Water Pump, Multi Media Filter, Carbon Filter, Cartridge Filter, Cation Exchanger, Degasifier


38 38

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 Tank, Degasifier Pump, Anion Exchanger, Process Water Tank

dan

Netralization Pond. 4.3. Boiler / Pembangkit Steam Boiler adalah suatu unit yang berfungsi memproduksikan steam. Feed water yang merupakan demin water produksi dari water treatment plant

dialirkan ke boiler. Steam hasil produksi dari boiler digunakan untuk menaikkan temperature larutan amine pada CO2 Removal Plant. Rich aMDEA yang semula bersuhu 70,8°C menjadi 73,6°C supaya larutan aMDEA tersebut dapat ber-regenerasi (dapat melepaskan kembali CO2 yang telah di serapnya). Paket pembangkit steam terdiri dari Deaerator , Boiler , dan Boiler Feed Water pump. Steam yang dihasilkan adalah steam superheated bertekanan rendah 3,5

kg/cm2G dan 155o C dengan kapasitas maksimal 12,5 ton/jam. Steam tekanan rendah dipergunakan untuk pemanasan larutan aMDEA di Solution Heater 101-E1/E2, sementara kondensatnya dikirim kembali ke deaerator . Process Water dipergunakan sebagai make-up untuk mengganti kehilangan air pada Steam Trap dan Blow Down. 4.4. Generator Listrik

Generator listrik yang ada di CO2 Removal Subang berjumlah 3 buah yang digerakkan dengan gas engine. Pada operasi normal 2 unit generator akan running secara parallel dan 1 unit stand by. Jika salah satu generator yang running mati mendadak, maka generator yang stand by akan running secara

otomatis. Pada saat running, generator yang baru start akan meyesuaikan kondisi secara otomatis, baik tegangan, rpm, frekuensi bahkan bebanpun akan dibagi rata oleh system syncronized . CO2 Removal Plant Subang juga dilengkapi 1 unit Diesel Engine Generator (DEG) dengan bahan bakar diesel yang berfungsi untuk mengamankan supply listrik pada saat semua GEG mati. 4.5. Fuel Gas System (gas bahan bakar) Fuel gas diambil dari feed gas sebelum memasuki Absorber Column.

Gas tersebut diturunkan dan dikontrol tekanannya menjadi 4.0 kg/cm2G


39 39


menggunakan PV-2012. Jika dalam gas masih ada kondensat akan dipisahkan di Fuel Gas KO Drum 204-D. Kondensat harus selalu dijaga rendah permukaanya pada medium level dengan membuka valve drain untuk membuang ke oil cather . Kemudian Fuel Gas akan dialirkan melalui Fuel Gas Filter 201-FA/B untuk memisahkan partikel padat dan cair yang tidak

terpisahkan di KO Drum. Gas yang telah megalami penyaringan akan dialirkan ke Fuel Gas Dryer (FGD ) untuk dikeringkan dari uap-uap air. Gas yang telah bersih dari partikel padat dan cairan akan disalurkan ke Boiler , Gas Engine untuk pompa aMDEA dan Gas Engine untuk generator listrik. Gas umpan (feed gas) juga dipergunakan sebagai gas untuk start up (Starting Gas) pada Gas Engine penggerak pompa sirkulasi aMDEA (101-PA/B/C). Starting gas

diperoleh dengan cara menurunkan tekanan feed gas dari 36 kg/cm2G ke 10 kg/cm2G.


40 40

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 BAB V PENUTUP 5.1. Kesimpulan

Penarikan kesimpulan oleh praktikan didasarkan pada orientasi umum dan khusus yang dilaksanakan oleh praktikan selama menjalani Kerja Praktek di PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon. Maka kesimpulan yang dapat diperoleh antara lain: 1. Saat ini tingkat produksi Pertamina EP adalah sekitar 80.000 BOPD untuk minyak dan sekitar 1.016 MMscfd untuk gas. Dengan Wilayah Kerja (WK) Pertamina EP seluas 113,613.90 kilometer persegi merupakan limpahan dari sebagian besar Wilayah Kuasa Pertambangan Migas PT PERTAMINA (PERSERO). 2. Produksi Minyak Pertamina EP Asset 3 saat ini sebesar 10000 BOPD dan produksi gas sebesar 300 MMscfd. Minyak hasil produksi dilifting ke konsumen melalui tanker di PPP Balongan. Gas hasil produksi didistribusikan ke konsumen melalui jaringan Gas Jawa Area Barat yang dikelola oleh Pertagas. 3. Field Subang adalah salah satu field yang berada di bawah manjemen Pertamina EP Asset 3. Saat ini subang field terdiri dari beberapa Stasiun Pengumpul, yaitu: SP Cisauh, SP Pasirjadi, SP Subang, SP Pegaden, SP Sukamandi, SP Bojongraong, SP Pamanukan, SP Tanjungsari, SP Sindangsari, SP Cilamaya Utara, SP Citarik. 4. Berbagai peralatan di Stasiun Pengumpul secara garis besar, terdiri dari : Header Manifold , unit pemisahan gas dan liquid, unit CO2 removal, dehydration unit , tangki, pompa, compressor , dan trunkline.

5. Unit utilitas dari Stasiun Pengumpul, terdiri dari : Instrumen Air & Plant Air, WTP, Boiler dan Generator Listrik (GEG) dan Fuel Gas System.


41 41

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 5.2. Saran

1. Kerja keras, disiplin, dedikasi dan loyalitas dari karyawan dan pimpinan perlu dipertahankan dan ditingkatkan. 2. Perlu dipererat jalinan kerja sama dengan dunia pendidikan tidak hanya melalui kunjungan industri dan kerja praktek, tetapi dapat dicoba melalui proyek penelitian.


42 42


DAFTAR PUSTAKA

Dokumen PT. Pertamina. 2006. Sejarah PT. Pertamina Dokumen PT. Pertamina EP Asset 3. 2013. POFD Struktur Subang – Area Subang


43 43

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 LAPORAN TUGAS KHUSUS



NIM 21030115120083

Naila Luthfi Muna

NIM 21030115120085



1

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 BAB I PENDAHULUAN 1.1. Latar Belakang

PT. Pertamina EP bertanggung jawab terhadap proses hulu minyak dan gas bumi mulai dari eksplorasi, pengeboran, hingga transportasi minyak dan gas bumi ke stasiun pengumpul. Salah satu asset yang menjalankan tugas-tugas tersebut adalah Asset 3 yang terletak di Cirebon, Jawa Barat. PT Pertamina EP Asset 3 bertanggung jawab penuh atas proses produksi minyak dan gas bumi pada field Jatibarang, field Tambun, dan field Subang. Target produksi minyak dan gas bumi di PT. Pertamina EP Asset 3 mengalami peningkatan. Hingga tahun 2017 rata-rata produksi minyak perhari telah mencapai 10.000 BOPD. Sebanyak 2200 BOPD disupply oleh field Tambun, 1709 BOPD disupply oleh field Subang, dan 6000 BOPD disupply oleh field Jatibarang. Dari data tersebut field Jatibarang mensupply lebih dari 50% target minyak. Di dalam suatu perusahaan, perlu adanya perencanaan dan pengembangan agar perusahaan tersebut dapat terus maju salah satunya dengan membuat perencanaan alternatif dalam sebuah proses produksi untuk meningkatkan hasil produksi minyak dan gas bumi. Sumur Haurgede merupakan sumur eksplorasi yang saat ini belum terdapat fasilitas produksi. Dengan adanya rencana pengembangan dan produksi sumur Haurgede ini diperlukan pembangunan main production facility untuk pemisahan gas dan cairan. Sumur Haurgede ini

terletak di Desa Sungai Buntu Kecamatan Pedes, Kabupaten Kerawang - Jawa Barat pada wilayah field Subang Asset 3 PT Pertamina EP. Lokasi sumur terletak didaerah pesisir yang berdekatan dengan laut Jawa dengan jarak ± 1,5 Km. Pada preliminary conceptual study ini, simulasi proses untuk main production facility dibagi menjadi 2 skenario yang dibedakan berdasarkan

tekanan umpan dan laju alir umpan. Gas, kondensat dan air terproduksi hasil pemisahan pada main production facility akan dikirim ke fasilitas produksi SP


44 44


Cilamaya Utara yang berjarak 33 KM. Gas produksi dengan kadar CO2 tinggi dikirim ke CO2 Removal Unit SP Cilamaya Utara. Kondensat dan air produksi akan dikirim ke SP Cilamaya utara untuk dilakukan pemisahan. Kondensat hasil pemisahan di SP Cilamaya Utara dikirim ke PPP Balongan menggunakan trunkline eksisting. 1.2. Tujuan

Membuat simulasi preliminary conceptual study pengembangan lapangan Haurgede dalam 2 skenario produksi menggunakan Aspen HYSYS 7.3. Perencanaan terbatas pada kebutuhan aspek teknik/main production facility. 1.3. Manfaat

Dapat menampilkan hasil simulasi untuk perencanaan pembangunan fasilitas produksi Lapangan Haurgede pada skema main production facility dalam 2 skenario produksi.


45 45

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 BAB II DESKRIPSI LAPANGAN 2.1. Overview Lapangan Haurgede

Lokasi sumur eksplorasi Haur Gede (HGD) - 001 terletak sekitar 2 km di sebelah Barat Daya dari sumur penemu minyak dan gas KMS-1, tepatnya berada di Desa Sungai Buntu, Kecamatan Pedes, Kabupaten Karawang, Propinsi Jawa Barat pada wilayah field Subang Asset 3 PT Pertamina EP. Lokasi sumur terletak didaerah pesisir yang berdekatan dengan laut Jawa dengan jarak +/- 1.5 Km.

Gambar 2.1 Peta Jaringan Minyak dan Gas Di Sekitar HGD-001 Fasilitas produksi terdekat dengan sumur HGD-001 berjarak 33 km ke Stasiun Pengumpul (SP) Cilamaya Utara, 33 km ke SP Bambu Besar. Jaringan gas terdekat dengan sumur HGD-01 adalah Stasiun Kompresi Gas (SKG) Cilamaya yang terletak 10 KM dari SPU CLU. Sumur HGD-001 ditajak pada tanggal 17 November 2016, dibor berarah hingga mencapai kedalaman 1048 m dengan menembus Formasi Cisubuh di bagian atas, kemudian berturut-turut menembus Top Formasi Parigi di 664 m, Top Pre Parigi di 885 m, dan Top Formasi Cibulakan di 1019 m. Pada saat perbesar lubang dari 12-1/4” menjadi 20” tiba-tiba rangkaian pipa pengeboran putus pada bagian jar dan tertinggal di dalam lubang. Setelah 4 hari dilakukan


46 46


usaha pengambilan rangkaian pipa pengeboran yang tertinggal di lubang tidak berhasil maka diputuskan untuk cement plug. Sumur HGD-001 di-sidetrack menjadi sumur HGD-001ST pada tanggal 15 Desember 2016, mulai kedalaman 749 m di bor berarah hingga mencapai kedalaman akhir 3184 m dengan menembus Formasi Parigi, kemudian menembus Top Pre Parigi di 885 m, Top Formasi Cibulakan di 1019 m, Top Formasi Baturaja di 1770 m, Top Formasi Talang Akar di 2035 m dan Top Jatibarang di 2425 m. 2.2. Well Testing

Untuk well testing didapatkan hasil analisa sumur dengan berbagai komponen, namun pada kasus kali ini hasil yang digunakan adalah DST#2. DST#2 dilakukan pada interval 2342-2346 mMD di formasi Lower Cibulakan (Eq TAF). DST#1A dan DST#2 berada pada satu sand yang sama namun berbeda interval kedalaman. DST#2 dilakukan dengan melaksanakan Modified Isochronal Test menggunakan beberapa choke kemudian dilanjutkan dengan PBU selama 40 Jam. Hasil Uji Produksi DST#2 pada extended flow (choke 20/64”) adalah : Pwh/Pcsg : 2420 psi/400 psi Qg 4.82 MMSCFD, Qc 199.9

bcpd, Qw 35.3 bwpd. KA/GCR: 25%/24934 scf/bbl. Gambar 2.3 merupakan history pressure dan temperature selama operasi DST#2.


47 47


Gambar 2.2 History Pressure and Temperature DST#2 HGD-001 Hasil Analisa DST#2 dapat dilihat pada gambar 2.4 Dalam analisa, model yang digunakan adalah model reservoir Homogen dan Rectangle Boundary, sama dengan DST#1A karena merupakan 1 Layer. Model ini

digunakan berdasarkan pola pressure derivative yang mana didapatkan IARF (Infinite Acting Radial Flow) yang stabil. Sedangkan rectangle boundary

dipilih dengan hanya memunculkan dua batas kearah barat dan timur sesuai dengan pola atribut seismic yang menunjukkan pengendapan sand dalam lingkungan deltaic dan telah sesuai dengan apa yang terbaca oleh pola pressure derivative. Adapun perkiraan jarak ke boundary ke arah Barat (no flow) = 413

meter dan jarak ke Timur (no flow) = 231 meter. Adapun perkiraan jarak radius investigasi DST#2 adalah 998 m.


48 48


Gambar 2.3 Hasil Analisa DST#2 HGD-001 Hasil analisa DST#2 sumur HGD-001 menunjukan initial pressure reservoir (Pi) sebesar 3452 psi dengan temperatur reservoir 273 oF,

permeabilitas K = 191 md (very good), skin S = 10.8, dan perbedaan tekanan yang diakibatkan oleh adanya skin (Delta P skin) = 23.5 psi, serta Absolute Open Flow Potential (AOFP) 126.5 MMSCFD. 2.3. Fluid Properties

Analisa PVT sumur HGD-001 diperoleh dari DST sumur dari seluruh interval yang mengalir. Hasil analisis PVT dari laboratorium yaitu analisa hydrocarbon compositional, physical recombination of separator fluida , Pressure-volume relationship (CCE), Differential vaporization test, viscosity of the recombination fluids , dan single stage separator test.

DST#1&2 merupakan satu layer yang sama, oleh sebab itu analisa PVT dilakukan hanya pada salah satu DST yaitu DST#2. Dan dalam kasus ini, digunakan DST#2. Pengambilan sample dilakukan pada extended flow pada saat MIT. Dari hasil analisa PVT dapat diketahui dew point pressure yaitu 3281 psi, sedangkan kondisi initial yaitu Pr=3451 psi dan T=274,9oF. Dari data


49 49


tersebut dapat disimpulkan bahwa jenis fluida pada DST#2 adalah wet (lean) gas reservoir dengan oAPI 54.05. Diagram fasa dari hasil analisa PVT yang dapat dilihat pada gambar 3.5 menunjukkan kondisi fluida di reservoir dan lubang bor merupakan satu fasa (Gas) dan terjadi kondensasi ketika berada di permukaan. Gambar 2.5 merupakan hasil analisa PVT DST#2. Pada gambar 2.5 dapat diketahui komponen CO2 pada DST#2 cukup tinggi yaitu sebesar 20,4%

Gambar 2.4 Hasil Analisa PVT DST#2 HGD-001

Gambar 2.5 Diagram Fasa DST#2


50 50


Selain Analisa PVT, juga dilakukan analisa air formasi pada DST#2 yang dapat dilihat pada gambar 2.7 Dari analisa air formasi didapatkan Clsebesar 9567 ppm. Angka ini menunjukkan bahwa air yang dianalisa sudah mewakili kondisi air formasi.

Gambar 2.6 Analisa Air Formasi DST#2


51 51

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 BAB III SIMULASI PROSES 3.1. Skenario Kasus

Sumur HGD-01 merupakan sumur eksplorasi yang saat ini belum terdapat fasilitas produksi. Dengan adanya rencana pengembangan dan produksi sumur HGD-01 ini diperlukan pembangunan main production facility untuk pemisahan gas dan cairan. Pada perencanaan pengembangan, simulasi proses dibagi menjadi 2 skenario kasus yang dibedakan berdasarkan tekanan umpan dan laju alir umpan yang masuk kedalam separator. Skenario pengembangan lapangan Haurgede yaitu: 1. Skenario pertama Hidrokarbon dari wellhead dengan tekanan umpan 200 psig dan laju alir gas sebesar 4 MMscfd akan dipisahkan di main production facility. 2. Skenario kedua Hidrokarbon dari wellhead dengan tekanan umpan produksi 100 psig dan laju alir gas sebesar 2 MMscfd akan dipisahkan di main production facility. 3.2. Deskripsi Proses

Proses di main production facility Lapangan Haurgede digambarkan dalam diagram berikut: 3.2.1. Skenario 1

Compressor

Scrubber

Well

Line gas to SP Cilamaya Utara

HP Prod. Separator

Production Tank

LP Prod Separator

Line liquid SP Cilamaya Utara

Gambar 3.1 Deskripsi Proses Pada Skenario 1


52 52

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 3.2.2. Skenario 2

Well

Line gas to SP Cilamaya Utara

Compressor

Scrubber LP Prod. Separator

Line liquid SP Cilamaya Utara

Production Tank

Gambar 3.2 Deskripsi Proses Pada Skenario 2 3.3. Simulasi dan Tinjauan Desain 3.3.1. Basis Simulasi dan Asumsi Basis simulasi pengembangan fasilitas produksi Lapangan Haurgede

adalah sebagai berikut: a. Simulasi

proses

untuk

main production

facility

dimodelkan

menggunakan sistem simulasi proses Aspen HYSYS 7.3. b. Thermodynamic Property Package yang digunakan adalah PengRobinson. Asumsi-asumsi yang digunakan dalam simulasi ini adalah sebagai berikut: a. Temperatur gas keluaran kompresor dibatasi maksimal 280°F. b. Gas keluaran compressor didinginkan hingga temperature 115oF. c. Tekanan gas menuju CO2 Removal Unit SP Cimalaya Utara 100 psig. d. Tekanan liquid menuju SP Cilamaya Utara 5 psig. 3.3.2. Batasan Studi Pada studi ini dimaksudkan untuk membuat perencanaan fasilitas

produksi guna pengembangan lapangan HGD-01. Perencanaan terbatas pada kebutuhan aspek teknis/main production facility. Untuk kebutuhan utilities ( fire protection system, Instrument air system, fuel gas system, power generation, control room dan fasilitas pendukung lainnya) dan biaya

berikut keekonomian proyek tidak dilakukan pada kajian ini.


53 53

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 3.3.3. Basis Desain 3.3.3.1. Kondisi Umpan

Kondisi umpan untuk simulasi ini dipilih berdasarkan data analisis PVT DST#2. Untuk memudahkan simulasi, komponen yang di atas C12 direpresentasikan sebagai komponen hypothetical C12+. Komposisi umpan dapat dilihat pada tabel 3.1. Tabel 3.1 Komposisi Minyak dan Gas Lapangan Haurgede Komponen

N2 CO2 H2 S C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7 C8 C9 C10 C11 C12+ H2 O Properties C12+ Density (@60/60°F) MW

Unit

%mol %mol %mol %mol %mol %mol %mol %mol %mol %mol %mol %mol %mol %mol %mol %mol %mol %mol

Data Test Oil

Gas

0,055 3,937 0 9,2 1,136 8,293 6,298 5,138 6,552 3,893 10,196 11,265 10,733 5,725 3,771 2,465 11,343 Dry basis

0,573 21,039 0 60,32 3,473 8,673 2,808 1,562 0,783 0,344 0,272 0,125 0,028 0 0 0 0 Dry Basis

0,8387 218,3

3.3.3.2. Laju Alir Umpan

Tabel 3.2 di bawah ini menunjukkan basis laju alir umpan yang digunakan untuk simulasi proses main production facility.


54 54


Tabel 3.2 Basis Laju Alir Umpan untuk Simulasi Main Production Facility Skenario

Gas (MMSCFD)

Minyak (BOPD)

Water (BWPD)

1 2

4 2

134 134

766 766

Production Life Time (Years) 9 15

3.3.3.3. Simulasi Main Producton Facility

Simulasi proses untuk main production facility dibedakan berdasarkan tekanan umpan dan laju alir umpan. Tekanan dan laju alir fluida yang masuk ke dalam separator dibagi menjadi dua, yaitu: a. Skenario 1 (satu) Umpan pada FTP 200 psig dan FTT 60 oF dikondisikan pada tekanan 150 psig masuk HP production separator . Laju alir umpan gas sebesar 4 MMscfd. b. Skenario 2 (dua) Umpan pada FTP 100 psig dan FTT 60 oF dikondisikan pada tekanan 50 psig pada LP production separator . Laju alir umpan gas sebesar 2 MMscfd. Tabel 3.3 Ringkasan Skenario yang Diterapkan Dalam Simulasi Main Production Facility Laju alir Skenario

1

2

FTP (psig)

200

100

FTT (oF)

Tekanan

Minyak (BOPD)

Water (BWPD)

Gas (MMscfd)

60

150 psig pada HP production separator

134

766

4

60

50 psig pada LP production separator

134

766

2


55 55


Tabel 3.4 berikut ini menunjukkan basis komposisi fluida dalam simulasi main production facility menggunakan Aspen HYSYS 7.3. Tabel 3.4 Basis Komposisi Fluida Masuk Separator Inlet point

Flowing tubing condition Kondisi masuk inlet point Komposisi (fraksi mol)

Skenario 1 HP Production Separator

Skenario 2 LP Production Separator

200 psig

100 psig

150 psig, 60oF

50 psig, 57oF

0,0024 0,0866 0 0,2480 0,0144 0,0366 0,0123 0,0071 0,0041 0,0019 0,0025 0,0020 0,0015 0,0008 0,0005 0,0003 0,0015 0,5777

0,0015 0,0548 0 0,1566 0,0091 0,0237 0,0083 0,0049 0,0031 0,0015 0,0024 0,0022 0,0019 0,0009 0,0006 0,0004 0,0019 0,7263

N2 CO2 H2 S C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7 C8 C9 C10 C11 C12+ H2 O

3.3.4. Hasil Simulasi HYSYS 7.3 Hasil simulasi pengembangan main production facility Lapangan

Haurgede pada skenario kasus 1 dan 2 dapat dilihat pada gambar PFD yang terlampir dibawah ini:


56 56

PROCESS FLOW DIAGRAM SKENARIO 1 (FEED Gas 4 MMScfd, 200 psig) S-101 High Press Separator

S-103 Scrubber

S-104 Suction Scrubber

C-101 Compressor

S-102 Low Press Separator

E-101 Air Cooler

S-106 Scrubber

S-105 Scrubber

Gas to CLU

P-101 Centrifugal Pump

V-101 Tank

8

4

C-101 S-106 5

6

S-104

3

7

E-101

9

12

S-103

Wellhead

2

To Flare

1

11

S-105

14

S-101

13 10

Liquid to CLU

16

S-102 15

17 19

18

V-101

Stream Number Temperature (°F) Pressure (psig) Vapour Fraction

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

60,31

59,31

58,3

58,3

216,3

216,3

114,8

94,2

114,6

60,31

59,3

58,3

60,01

59,33

150

136

130

130

400

395

343,3

114,7

358

150

136

130

50

0

0

0,0026

0

1,276 x104

0

637,4

0,4063

1

1

1

1

1

1

1

0

0

Mass Flow (lb/hr)

2,469 x104

1,193 x104

1,193 x104

1,193 x104

1,193 x104

1,193 x104

1,193 x104

1,193 x104

0

1,276 x104

Mole Flow (lbmole/hr)

1074

436,3

436,3

436,3

436,3

436,3

436,3

436,3

0

637,4

0 0

13

P-101

14

15

16

17

18

19

59,84

56,4

58,33

58,38

58,44

45

30

25

2

26,17

5

1

0,0008

0,0268

0,005

0

61,68

1,27 x104

0

1,27 x104

1,254 x104

1,683

635,7

0

635,7

632,6

0 1,254 x104 632,6 58

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 ❖

Deskripsi Proses : Hidrokarbon dari wellhead dengan tekanan awal produksi 200 psig akan

dipisahkan gas dan cairannya menggunakan HP Production Separator (S-101) yang beroperasi pada tekanan 150 psig. Gas hasil pemisahan HP Production Separator akan dialirkan ke Scrubber (S-103) untuk dilakukan scrubbing cairan

yang terikut pada gas keluaran HP production separator . Gas dari HP Scrubber kemudian dikompresi dengan Compressor (C-101) untuk menaikkan tekanan dari 130 psig ke 400 psig. Compressor dilengkapi Suction Scrubber (S-104) yang berfungsi menghilangkan liquid yang masih terkandung dalam gas dan sebagai mechanical protection agar liquid tidak masuk kedalam kompresor serta Air Cooler

(E-101) untuk menurunkan suhu keluaran Compressor . Gas hasil kompresi dialirkan masuk Scrubber (S-106) untuk menghilangkan sisa liquid yang masih terikut dalam gas yang akan dialirkan menuju SP Cilamaya Utara menggunakan pipa sejauh 33 Km. Liquid hasil pemisahan di HP Production Separator kemudian dialirkan ke LP Production Separator (S-102) dengan tekanan operasi 50 psig untuk memisahkan sebagian gas yang masih tercampur. Liquid hasil pemisahan LP Production Separator masuk ke Scrubber (S-105) untuk menghilangkan sebagian

gas yang masih terikut dalam liquid dengan cara flaring. Liquid yang sudah murni tanpa gas masuk ke dalam Oil Production Tank (V-101), kemudian dipompa (P101) menuju SP Cilamaya Utara menggunakan pipa sejauh 33 Km.


59

59


Spesifikasi Alat pada Main Production Facility Lapangan Haurgede 1. Unit Separasi Separator Inlet

Outlet gas

Outlet liquid

Fungsi

: memisahkan fluida produksi ke dalam fasa liquid dan gas.

❖

HP Production Separator (S-101)

Tekanan operasi

: 150 psig

Suhu

: 59,7°F

Kapasitas

: - 4 MMscfd - 900 Bpd

❖

LP Production Separator (S-102)

Tekanan operasi

: 50 psig

Suhu

: 59,4°F

2. Production Scrbber (S-103, S-105, S-106) Outlet gas

Inlet Scrubber

Fungsi

Outlet liquid

: memisahkan fraksi berat yang terikut dalam gas pada gas campuran hidrokarbon

Kapasitas

: 4 MMscfd


60

60

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 3. Unit Kompresi Gas

C-101 E-101 S-103

Kompresor dilengkapi Suction scrubber (S-103) dan Air Cooler (E-103). c.

Kompressor (C-101)

Fungsi

: mengkompresi gas dan menaikan tekanan gas.

Jenis

: Reciprocating multistage

Suction Pressure

: 130 psig

Discharge Pressure

: 400 psig

Daya

: 277 hp

d. Suction Scrubber (S-103)

Fungsi

: menghilangkan liquid yang masih terkandung

dalam

gas

dan

sebagai

mechanical protection agar liquid tidak

masuk kedalam kompresor. e. Air Cooler (E-101)

Fungsi

: menurunkan suhu gas keluaran kompresor sebelum gas ditransportasikan menuju CO2 Removal unit SP Cilamaya Utara.

Suhu Keluaran

: 115°F


61

61

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 4. Unit Penyimpanan Tangki (V-101/V-102)

Fungsi

: Menyimpan campuraan oil gas hasil separasi sebelum dikirim ke SP Cimalaya Utara

Tekanan

: 2 psig

Suhu

: 58,33°F

Kapasitas

: 500 bbls

Jumlah

: 2 unit

5. Unit Transportasi a. Flowline

Stream no.

:1

Fungsi

: mentransport hidrokarbon dari wellhead menuju HP Production separator.

Bahan

: Carbon Steel

Nominal Diameter Pipe : 4 Inch Schedul number

: 80

Panjang

: 500 m

b. Trunkline Gas

Stream no.

:8

Fungsi

: mentransport gas hasil separasi menuju CO2 Removal unit SP Cilamaya Utara.

Bahan

: Carbon Steel


62

62


Nominal Diamater Pipe : 8 Inch Schedul number

: 80

Panjang

: 33 Km

c. Trunkine Liquid

Stream no.

: 19

Fungsi

: mentransport liquid hasil separasi menuju SP Cilamaya Utara.

Bahan

: Carbon Steel


: 80

Panjang

: 33 Km

d. Pompa (P-101)

Fungsi

: memompa liquid (minyak dan air) hasil separasi menuju SP Cilamaya Utara dan menaikkan tekanan fluida.

Jenis

: Sentrifugal

Kapasitas Pompa

: 900 barrel/day

Daya

: 0,6 hp


63

63

PROCESS FLOW DIAGRAM SKENARIO 2 (FEED Gas 2 MMscfd, 100 psig) S-101 Low Press Separator

C-101 S-103 Suction Compressor Scrubber

S-102 Scrubber

E-101 Air Cooler

S-105 S-104 Scrubber Scrubber

V-101 Tank

Gas to CLU

P-101 Sentrifugal Pump 8

4

C-101 S-104 5

6

S-103

3

7

E-101

9

12

S-102

Wellhead

2

1

To Flare 11

S-101 13

S-105

10

Liquid to CLU 14 15

V-101 Stream Number Temperature (°F)

16

P-101

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

57,42

56,38

55,34

55,34

277,6

277,4

114,6

108,9

114,6

57,42

56,38

55,34

57,43

57,21

57,27

57,33

50

40

30

30

190

185

167,9

100

167,9

50

40

30

30

2

25,97

5

0,2624

1

1

1

1

1

1

1

0

0

0

0

0,0002

0,0010

0

0

Mass Flow

1,861x104

6273

6273

6273

6273

6273

6273

6273

0

1,23x10 4

0

0

Mole Flow (lbmole/hr)

854

224,10

224,10

224,10

224,1

224,1

224,1

224,1

0

629,90

0

0

Pressure (psig) Vapour Fraction

1,233 x10 4 1,233x104 1,23x104 1,23x104 629,9

629,8

629,1

629,1 64


Deskripsi Proses :

Hidrokarbon dari wellhead dengan tekanan awal produksi 100 psig akan dipisahkan gas dan cairannya menggunakan LP Production Separator (S-101) yang beroperasi pada tekanan 50 psig. Gas hasil pemisahan LP Production Separator akan dialirkan ke Scrubber (S-102) untuk dilakukan scrubbing cairan yang terikut pada gas keluaran LP Production Separator . Gas dari Scrubber kemudian dikompresi dengan Compressor (C-101) untuk menaikkan tekanan dari 30 psig ke 190 psig. Compressor

dilengkapi Suction Scrubber (S-103) yang berfungsi

menghilangkan liquid yang masih terkandung dalam gas dan sebagai mechanical protection agar liquid tidak masuk kedalam kompresor serta Air Cooler (E-101)

untuk menurunkan suhu keluaran Compressor . Gas hasil kompresi dialirkan masuk Scrubber (S-104) untuk menghilangkan sisa liquid yang masih terikut dalam gas

yang akan dialirkan menuju SP Cilamaya Utara menggunakan pipa sejauh 33 Km. Liquid hasil pemisahan LP Production Separator masuk ke Scrubber (S-105) untuk menghilangkan sebagian gas yang masih terikut dalam liquid dengan cara flaring sisa gas. Liquid yang sudah murni tanpa gas masuk ke dalam Oil Production Tank (V-101), kemudian dipompa (P-101) menuju SP Cilamaya Utara menggunakan pipa sejauh 33 Km.


65

65


Spesifikasi Alat pada Main Production Facility Lapangan Haurgede 1. Unit Separasi Separator Inlet

Outlet gas

Outlet liquid

Fungsi

: memisahkan fluida produksi ke dalam fasa liquid dan gas.

❖

LP Production Separator (S-101)

Tekanan operasi

: 50 psig

Suhu

: 57,42°F

Kapasitas

: - 2 MMscfd - 900 Bpd

2. Production Scrbber (S-102, S-104, S-105) Outlet gas

Inlet Scrubber

Fungsi

Outlet liquid

: memisahkan fraksi berat yang terikut dalam gas pada gas campuran hidrokarbon

Kapasitas

: 2 MMscfd


66

66

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 3. Unit Kompresi Gas

C-101 E-101 S-103

Kompresor dilengkapi Suction scrubber (S-103) dan Air Cooler (E-103). a.

Kompressor (C-101)

Fungsi

: mengkompresi gas dan menaikan tekanan gas.

Jenis

: Reciprocating multistage

Suction Pressure

: 30 psig

Discharge Pressure

: 190 psig

Daya

: 221 hp

b. Suction Scrubber (S-103)

Fungsi

: menghilangkan liquid yang masih terkandung

dalam

gas

dan

sebagai

mechanical protection agar liquid tidak

masuk kedalam kompresor. c. Air Cooler (E-101)

Fungsi

: menurunkan suhu gas keluaran kompresor sebelum gas ditransportasikan menuju CO2 Removal unit SP Cilamaya Utara.

Suhu Keluaran

: 114,6°F


67

67

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 4. Unit Penyimpanan Tangki (V-101/V-102)

Fungsi

: Menyimpan campuraan oil gas hasil separasi sebelum dikirim ke SP Cimalaya Utara

Tekanan

: 2 psig

Suhu

: 58,33°F

Kapasitas

: 500 bbls

Jumlah

: 2 unit

5. Unit Transportasi a. Flowline

Stream no.

:1

Fungsi

: mentransport hidrokarbon dari wellhead menuju LP Production separator.

Bahan

: Carbon Steel

Nominal Diameter Pipe : 4 Inch Schedul number

: 80

Panjang

: 500 m

b. Trunkline Gas

Stream no.

:8

Fungsi

: mentransport gas hasil separasi menuju CO2 Removal unit SP Cilamaya Utara.

Bahan

: Carbon Steel


68

68



: 80

Panjang

: 33 Km

c. Trunkine Liquid

Stream no.

: 16

Fungsi

: mentransport liquid hasil separasi menuju SP Cilamaya Utara.

Bahan

: Carbon Steel


: 80

Panjang

: 33 Km

d. Pompa (P-101)

Fungsi

: memompa liquid (minyak dan air) hasil separasi menuju SP Cilamaya Utara dan menaikkan tekanan fluida.

Jenis

: Sentrifugal

Kapasitas Pompa

: 900 barrel/day

Daya

: 0,5833 hp


69

69

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 BAB IV STUDI KONSEPTUAL 4.1. Studi Konseptual Sistem Perpipaan ( Piping/Line Sizing) 4.1.1. Hal-hal yang Berpengaruh Dalam Line Sizing

a. Sifat Fisik Fluida dan Kondisi Operasi Sifat fisika fluida mempengaruhi pressure drop yang terjadi dalam sistem perpipaan ( piping). Sifat fluida yang biasanya dijadikan parameter dalam merancang suatu sistem perpipaan, yaitu viskositas dan densitas fluida. Parameter lain yang perlu ditinjau dalam merancang sistem perpipaan adalah tekanan operasi, temperatur dan laju alir fluida. Datadata parameter tersebut diperoleh dari simulasi Aspen HYSYS 7.3 dapat dilihat pada Lampiran A. b. Penentuan Ukuran Pipa Nominal pipe size yang digunakan dalam merancang sistem

perpipaan lapangan Haurgede adalah 3, 4, dan 6 inch. Nilai Inside diameter (ID) dapat dilihat pada Tabel 17-26 GPSA Section 17, Lampiran A. Nilai laju alir fluida dan pressure drop pada pipa akan

dihitung dengan menggunakan ketiga ukuran tersebut, sehingga dapat diketahui alternatif pipa yang sesuai untuk digunakan. c. Bilangan Reynold Perhitungan bilangan Reynolds pada kasus ini digunakan untuk menghitung Moody Friction Factor , dimana nilai bilangan Reynolds untuk masing-masing alternatif pipa dapat dilihat pada Lampiran A. d. Pemilihan Bahan Pipa Pemilihan material untuk pipa penyalur dilakukan dengan analisis perbandingan beberapa pertimbangan diantaranya ketahanan korosi internal, ketahanan korosi eksternal, kekuatan, tekanan, ketangguhan, mampu konstruksi, fleksibilitas, mudah perawatan/perbaikan, umur pakai, ketersediaan dan biaya. Dalam perancangan sistem perpipaan


70

70


lapangan Haurgede ini, jenis pipa yang digunakan adalah Commercial steel.

e. Friction Factor dan Efek Roughness pada Pipa Ketika aliran fluida laminar (Re<2000), friction factor memiliki hubungan dengan bilangan Reynolds seperti (GPSA Section 17, 1998):

 =   =  atau

Nilai roughness pada pipa tidak berpengaruh terhadap friction factor pada aliran laminar. Sebaliknya ketika aliran fluida turbulen, friction factor bergantung pada bilangan Reynolds dan Relative Roughness pada

⁄

pipa (



), dimana adalah nilai roughness pada pipa, sedangkan D

adalah diameter pipa. Nilai Relative Roughness pipa dan Friction Factor untuk masing-masing material dapat diperoleh dari Grafik. 17-3 GPSA. Grafik tersebut didasarkan pada persamaan Colebrook untuk Moody Friction Factor. Moody Friction Factor (f m) adalah suatu fungsi dari

bilangan Reynolds dan merupakan fungsi yang menyatakan Roughness pada permukaan pipa. Nilai Moody Friction Factor dapat diperoleh jika nilai bilangan Reynolds diketahui. Berikut adalah persamaan Moody Friction Factor (GPSA Section 17, 1998):

 =210    ,  atau  = ,      ,  ,+ ,, Keterangan: D = Diameter dalam pipa, inci Re = Bilangan Reynolds, dimensionless Fm = Moody Friction Factor, dimensionless Material yang digunakan untuk membangun sistem perpipaan pada kasus ini adalah commercial steel atau baja komersil. Dari Grafik 17-3



GPSA Lampiran A, diperoleh nilai Roughness ( untuk commercial


71

71

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 steel adalah 0,00015. Data Relative Roughness dapat dilihat pada Lampiran A. 4.1.2. Liquid Line Sizing

Sistem perpipaan untuk cairan harus dirancang berdasarkan basis kecepatan alir cairan. Untuk transportasi cairan dari satu vessel bertekanan ke vessel lain dengan perbedaan tekanan, kecepatan alir cairan tidak boleh melebihi 15 ft/s untuk meminimalisir terjadinya flashing pada katup control. Kecepatan alir cairan juga tidak boleh kurang dari 3 ft/s untuk meminimalisir terjadinya deposisi pasir dan komponen padatan lainnya. Dengan rentang kecepatan tersebut, nilai pressure drop yang terjadi pada pipa biasanya kecil. Kebanyakan pressure drop terjadi pada liquid dump valve dan/atau choke (API 14E, 2002). Contoh rincian perhitungan

kecepatan alir dan pressure drop dapat untuk liquid dapat dilihat pada Lampiran A. 4.1.3. Gas Line Sizing

Sistem perpipaan untuk gas harus dirancang sedemikian rupa sehingga diperoleh tekanan akhir yang cukup tinggi untuk kebutuhan kondisi operasi alat selanjutnya. Parameter yang diperhatikan dalam sistem perpipaan gas yaitu: •

Kecepatan alir gas ≤ 60 ft/s

•

Korosifitas senyawa yang terkandung dalam gas juga perlu diperhatikan.

•

Pressure Drop Untuk ketentuan pressure drop yang direkomendasikan adalah sebagai berikut:


72

72


Tabel 4.1 Pressure Drop yang Direkomendasikan No Type of Services 1. General Recomendation Pressure Level (psig) : P>500 200
∆

(psi)/100ft

2 1,5 0,6 0,3 0,15 0,1 1-1,5 1-1,5 (10% Discharge Pressure)/2

Detail perhitungan kecepatan alir dan pressure drop dapat dilihat pada Lampiran A. 4.1.4. Multiphase Line Sizing Flowlines, production manifolds, process headers dan sistem perpipaan

untuk transportasi gas dan liquid dalam aliran dua fase harus dirancang sesuai dengan basis kecepatan alir. Kehilangan ketebalan dinding terjadi karena proses erosi/korosi. Proses ini dipercepat oleh aliran fluida dengan kecepatan tinggi, adanya pasir, kontaminan yang bersifat korosif, seperti CO2 dan H2S, dan fittings yang mengganggu arah aliran seperi elbows. Persamaan untuk menghitung kecepatan erosional fluida (Ve) dapat dilihat di API 14E persamaan 2.14. Berdasarkan API 14E, aliran fluida yang tidak mengandung padatan memiliki nilai konstanta erosional, c = 100 untuk proses kontinyu, sedangkan untuk proses intermiten, digunakan nilai konstanta erosional, c = 125. Karena asumsi yang digunakan pada kasus ini adalah fluida yang mengalir tidak mengandung padatan, dan proses berjalan secara kontinyu, maka nilai konstanta erosional yang digunakan adalah c = 100.


73

73


Selain mempertimbangkan proses erosi/korosi yang dapat terjadi karena aliran fluida dengan kecepatan tinggi, aliran fluida juga tidak boleh lebih kecil dari 10 ft/s untuk meminimalisir kemungkinan terjadinya slugging pada alat pemisahan, serta tidak boleh melebihi kecepatan

erosionalnya. Contoh rincian perhitungan kecepatan alir dan pressure drop pada aliran multiphase dapat dilihat pada Lampiran A. 4.1.5. Kesimpulan

Berdasarkan studi konseptual, line sizing yang digunakan dalam perencanaan pengembangan lapangan Haurgede dapat dilihat pada tabel 4.2. Table 4.2 Spesifikasi Pipa yang Digunakan Skenario Description

1

2

Stream No.

Nominal Diameter Pipe (Inch)

1

4

8

6

19

4

1

4

8

6

16

4

Inlet HP Separator Outlet Gas Outlet Liquid Inlet LP Separator Outlet Gas Outlet Liquid

SCH

Length (Km)

Bahan

0,5 80 33 40

80

Carbon Steel

0,5

33

Carbon Steel

4.2. Studi Konseptual Kompresor 4.2.1. Pemilihan Kompresor

Perbandingan kesesuaian, kehandalan, dan efisiensi dari proses kompresi gas dengan menggunakan kompresor perlu dilakukan melalui studi pemilihan beberapa jenis kompresor. Basis desain kompresor berdasarkan simulasi Aspen HYSYS 7.3 sebagai berikut:


74

74


Tabel 4.3 Basis Desain Kompresor Parameter

Skenario 1

Skenario 2

Volume (MMscfd)

3,974

2,041

Tekanan inlet (psig)

130

35

Tekanan kompresi (psig)

400

190

Temperatur outlet (°F)

216,3

277,6

Laju alir gas (ACFM)

265,6

454,3

Catatan: •

Kriteria temperatur gas keluaran kompresor maksimum 280oF.

•

Gas keluaran kompresor didinginkan dengan cooling system hingga 115°F. Dengan memplotkan nilai laju alir gas (acfm) dan tekanan kompresi

pada Chart GPSA maka jenis kompresor yang digunakan dapat diketahui, seperti terlihat pada gambar 3.4 dibawah ini:

Gambar 4.1 Perkiraan Rentang Aplikasi untuk Pemilihan Kompresor Berdasarkan Chart GPSA


75

75


Berdasarkan gambar 3.4 jenis kompresor yang dapat digunakan dalam fasilitas pemrosesan Haurgede ini adalah jenis centrifugal single stage atau reciprocating multistages. Perbandingan kedua jenis kompresor dapat

dilihat pada tabel 4.4 dibawah ini: Tabel 4.4 Perbandingan Jenis Kompresor Centrifugal

Oil Lubricated Reciprocating

200 – 100.000

0-6000

Maximum Inlet Pressure P1, psig

Close to P2

Close to P2

Maximum Discharge Pressure P2, psig

1500 - 5000

6000

Maximum Discharge Temp T2, °F

350 - 500

300 - 400

Maximum Compression Ratio per stage

1,5 – 3,1

5,01

Adiabatic design pt.

70 – 88%

80 – 92%

Type of Compressor Type Capacities ACFM

Efficiency

at

Relability/availability, %

98 – 99,5 *most lubricants breakdown at 280°F

92 - 95

e. Kompresor Reciprocating Tipe kompresor ini ada dalam bentuk single stage atau multistage. Tipe kompresor reciprocating ekonomis ketika: •

Tekanan keluaran kompresor lebih besar dari 865 psig dan laju alirnya kurang dari 2000 ACFM.

•

Tekanan keluaran kompresor lebih besar dari 500 psig ketika laju alirnya kurang dari 300 ACFM.

•

Laju alir kurang dari 200 ACFM pada tekanan kompresor apapun Tipe

kompresor reciprocating memiliki kehandalan dan

availabilitas

yang

rendah

dibandingkan

dengan

kompresor

sentrifugal.


76

76


f. Kompresor Sentrifugal Kompresor sentrifugal ekonomis ketika laju alir tinggi atau ketika laju alir dan tekanan yang diperlukan tinggi. Ketika harga kompresor sentrifugal dan kompresor reciprocating tidak jauh berbeda, kompresor sentrifugal akan dipilih karena kehandalannya lebih baik dan memiliki biaya keseluruhan yang lebih rendah. Kelemahan kompresor sentrifugal adalah ongkos instalasi kompresor sentrifugal lebih tinggi dibandingkan ongkos instalasi kompresor reciprocating untuk rentang tekanan dan laju gas yang sama. Kompresor sentrifugal tidak fleksibel terhadap perubahan pressure ratio . Kapasitas kompresor sentrifugal turun secara

signifikan ketika tekanan gas keluarannya meningkat. Berdasarkan pertimbangan diatas, kompresor yang dipilih dalam perencanaan pengembangan main production facility lapangan Haurgede adalah reciprocating multistages compressor karena fleksibel terhadap perubahan pressure ratio dan biaya instalasi lebih murah untuk rentang tekanan dan laju gas yang sama. Reciprocating multistages compressor dilengkapi suction scrubber dan air cooler . 4.2.2. Brake Horsepower Kompresor

Besarnya horsepower pada sebuah kompresor bergantung kepada tekanan dan laju alir gas yang dikompresi, semakin besar tekanan dan laju alirnya, maka kebutuhan horsepower suatu kompresor akan semakin besar. Horsepower (hp) merupakan energi per satuan waktu yang diperlukan untuk

mengkompresi gas hingga ke tekanan tertentu. Berdasarkan data yang diperoleh dari simulasi pada Aspen HYSYS 7.3. Rincian perhitungan nilai brake horsepower (Bhp) kompresor dapat dilihat pada Lampiran B. Hasil perhitungan dapat dilihat di Tabel B-1.


77

77

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 4.2.3. Kesimpulan

Berdasarkan studi konseptual yang dilakukan, spesifikasi kompresor dalam perencanaan main production facility lapangan Haurgede dapat dilihat pada tabel 4.5. Table 4.5 Spesifikasi Kompresor Pada Main Production Facility No

1

2

3

Spesifikasi

Jenis

Skenario 1

Skenario 2

Reciprocating

Reciprocating

Multistage

Multistage

70

70

72,7

73,4

Adiabatic Efficiency (%) Polytropic Efficiency (%)

4

Capacity (AFCM)

265

454

5

Pressure drop (psi)

270

160

6

Duty (hp)

277

221

7

Bhp (hp)

290

230

4.3. Studi Konseptual Pompa 4.3.1. Pemilihan Pompa Dalam preliminary conceptual study lapangan Haurgede, pompa

digunakan sebagai alat bantu dalam sistem transportasi liquid hasil pemisahan menuju SP Cilamaya Utara yang berjarak 33 Km maka perlu dilakukan studi pemilihan beberapa jenis pompa. Perbandingan jenis pompa dapat dilihat pada tabel 4.4 dibawah ini:


78

78


Tabel 4.6 Perbandingan Jenis Pompa No 1

2 3 4 5 6 7 8

Centrifugal Pump Aliran fluida tetap Efisiensi tinggi pada low head pump Kecepatan tinggi Mampu digunakan pada semua jenis fluida Biaya awal rendah Biaya perawatan mudah Instalasi mudah Suara yang dihasilkan tidak terlalu berisik

Berdasarkan

pertimbangan

diatas,

Reciprocating Pump Aliran fluida tidak tetap Efisiensi rendah pada low pressure head Kecepatan rendah Bermasalah terhadap liquid dengan viskositas tinggi Biaya awal tinggi Biaya perawatan tinggi Instalasi sulit Suara yang dihasilkan lebih berisik

pompa

yang

dipilih

dalam

perencanaan pengembangan main production facility lapangan Haurgede adalah Centrifugal pump memiliki beberapa keunggulan dibandingkan reciprocating pump. 4.3.2. Brake Horsepower (Bhp) Pompa

Kebutuhan daya (Bhp) yang digunakan oleh pompa perlu diperhatikan sehingga pompa tersebut mampu berkerja dengan baik. Selama pompa bekerja, terjadi gesekan pada shaft dan beberapa faktor yang mampu mengurangi kinerja pompa, oleh karena itu efisiensi pompa menjadi salah satu faktor dalam perhitungan horsepower pada pompa. Nilai brake horsepower (bhp) pada pompa merupakan hasil bagi dari hydraulic power (hyd hp) dengan efisiensi pompa. Nilai brake horsepower

pada pompa yang gunakan dalam pengembangan lapangan Haurgede dapat dilihat pada Tabel C-1. Perhitungan brake horsepower pompa tertera pada Lampiran C-1. 4.3.3. Net Positive Head Pump Net Positive Suction Head (NPSH) pada pompa terbagi menjadi

NPSHR dan NPSHA.


79

79


•

Net Positive Suction Head Required (NPSHR)

NPSHR merupakan tekanan minimum yang harus dimiliki titik suction pada pompa yang diperlukan untuk mencegah kavitasi pada

pompa. •

Net Positive Suction Head Available (NPSHA)

NPSHA merupakan tekanan head yang sebenarnya (actual) pada titik suction diatas liquid vapor pressure pada temperatur operasi pompa. Nilai NPSHA pada pompa yang digunakan dalam pengembangan lapangan Haurgede dapat dilihat pada Tabel C-2. Perhitungan NPSHA pompa tertera pada Lampiran C-2. 4.3.4. Kesimpulan

Berdasarkan studi konseptual yang dilakukan, spesifikasi pompa dalam perencanaan main production facility lapangan Haurgede dapat dilihat pada tabel 4.8 Table 4.8 Spesifikasi Pompa Pada Perencanaan Main Production Facility No

Spesifikasi

Skenario 1

Skenario 2

Reciprocating Multistage

Reciprocating Multistage

1

Jenis

2

Adiabatic Efficiency (%)

60

60

3

Capacity (bpd)

900

900

4 5 6 6

Pressure drop (psi) Duty (hp) Bhp (hp) NPSH (ft)

24,2 0,61 0,63 7,4

23,9 0,58 0,59 11,7


80

80


BAB V PENUTUP 5.1. Kesimpulan

Berdasarkan berbagai simulasi dan perhitungan yang dilakukan, dapat disimpulan hasil dari kedua skenario sebagai berikut: 1. Pada skenario 1, gas dikompresi dari tekanan 130 psig ke 400 psig menggunakan kompresor reciprocating multistages dan didistribusikan menuju SP Cilamaya Utara sejauh 33 Km menggunakan pipa dengan nominal diameter 6 inch. Liquid hasil pemisahan dipompa menuju SP Cilamaya Utara menggunakan centrifugal pump dengan menggunakan pipa dengan nominal diameter 4 inch. Fasilitas produksi utama yang diperlukaan antara lain HP production separator kap. 4 MMscfd, 900 BLPD; LP separator; Prod. Scrubber kap. 4 MMsfcd; Production tank 2 unit kap. 500 bbls. 2. Pada skenario 2, gas dikompresi dari tekanan 30 psig ke 190 psig menggunakan kompresor reciprocating multistages dan didistribusikan menuju SP Cilamaya Utara sejauh 33 km menggunakan pipa dengan nominal diameter 6 inch. Liquid hasil pemisahan dipompa menuju SP Cilamaya Utara menggunakan centrifugal pump dengan menggunakan pipa dengan nominal diameter 4 inch. Fasilitas produksi utama yang diperlukan LP production separator kap. 2 MMscfd, 900 BLPD; Prod. Scrubber kap. 2 MMsfcd; Production tank 2 unit kap. 500 bbls. 3. Pada kedua skenario diatas perlu dilakukan kajian lebih lanjut untuk menghitung kebutuhan fasilitas utilitias dan keekonomian project sehingga dapat dipilih skenario terbaik. 5.2. Saran

1. Sebaiknya

digunakan

simulator

lain

untuk

membandingkan

hasil

perancangan line sizing agar perancangan dapat lebih tepat.


81

81


2. Sebaiknya menggunakan data yang lebih spesifik mengenai kondisi permukaan tanah pada perancangan pipa agar hasil yang diperoleh dapat lebih akurat. 3. Sebaiknya juga dilakukan analisis terhadap aspek ekonomi dalam perancangan pipa, kompresor, dan pompa.


82

82

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 DAFTAR PUSTAKA

American Petroleum Institutute. 2002. Recommended Practice for Design and Installation of Offshore Production Facilities 5th Edition Section 14E .

Texas: American Petroleum Institutute Production Department. Dokumen Put on Production Lapangan Haurgede Field Subang. 2018 Gas Processors Association. 1998. Engineering Data Book FPS Version Volume I & II Sections 17 eleventh edition . Tulsa : Gas Processors Suppliers

Association.


83

83


Lampiran A Perhitungan Fluida Line Sizing


84

84

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 1. Liquid a. Menentukan Nilai SCH, inside diameter dan wall thickness pipa

Untuk menentukan nilai inside diameter dan e/D yang bertujuan digunakan untuk melakukan perhitungan fluida line sizing yaitu dengan mengacu tabel 17-26 yang terdapat pada buku GPSA Section 17 Hal. 24 sebagai berikut :

Berdasarkan tabel 17-3 diketahui bahwa untuk nominal diameter 3, 4, dan 6 dengan SCH nilai ID (inch) berturut-turut adalah 2,9 ; 3,826 ; 5,761 dan wall thickness (inch) 0,3; 0,337; 0,432. b. Menentukan nilai e/D dan Roughness

Untuk menentukan nilai e/D dan Roughness dengan melihat Fig 17-3 dari buku GPSA section 17 Halaman 5. Dengan menggunakan data inside diameter yang telah diperoleh serta memilih bahan pipa yang akan digunakan.


85

85


Pada kasus ini, bahan pipa yang digunakan yaitu commersial steel.

Berdasarkan grafik di atas, diketahui hasil plotting nilai inside diameter dan bahan commersial steel diperoleh nilai e/D pada masing-masing nominal diameter 3, 4, dan 6 adalah berturut-turut 0,00058; 0,00043; 0,00029. Serta nilai Roughness untuk commersial steel adalah 0,00015. c. Menghitung nilai liquid density

Untuk menghitung nilai liquid density dengan menggunakan persamaan :

 



= ( oil x fraksi oil) + ( water x (1-fraksi oil))


86

86


Contoh perhitungan liquid density pada case tekanan feed 200 psig :

  = (44,41 3  0,1235) 63,38 3 10,1235 = 60,4886539099657 lb/ft3 d. Menghitung nilai liquid specific gravity

Untuk menghitung nilai liquid specific gravity dapat menggunakan persamaan :

=    Contoh perhitungan liquid specific gravity pada case tekanan feed 200 psig :

 60, 4 88  = 63,38 3 3 = 0,95438 e. Menghitung nilai velocity liquid

Untuk menentukan nilai velocity liquid yaitu dengan menggunakan persamaan 2.1 dalam buku API section 14E halaman 20 :

 = 0,12 

Dengan, v = kecepatan cairan, ft/s

Q = laju alir cairan, BFPD d = diameter dalam pipa, ft Contoh perhitungan velocity minyak pada nominal diameter 3 inci :

1  = 0,122,9904, 


87

87

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 f.

Menghitung nilai Bilangan Reynold

Untuk menetukan nilai bilangan reynold dapat menggunakan persamaan 2.3 buku API section 14 :

= .. 

Dengan, Re = bilangan Reynold

   

= densitas, lb/ft3 = diameter dalam pipa, ft

= kecepatan fluida, ft/s = viskositas fluida, lb/ft.s Contoh perhitungan bilangan Reynold pada diameter 3 inci :

  60,48 /3 0, 2 4157   12, 9 003  = 0,0007353  . = 256337,985 g. Menghitung nilai moody friction fator Untuk menghitung nilai moody friction factor dapat menggunakan persamaan :

 =

1,325  ln3,7   Re5,7,4

Dengan, Re = bilangan reynold f = moody friction factor Contoh perhitungan moody friction factor pada diameter 3 inci :

 =

1,325  1 5, 7 4 ln3,7  0,00058  256337,985, = 0,018968397


88

88


h. Menghitung nilai pressure drop per 100 ft Untuk menghitung nilai pressure drop per 100 ft dapat menggunakan persamaan 2.2 dalam buku API halaman 20 :

. 0, 0 0115 . . ∆=  

Dengan, = pressure drop, psi/100ft = moody friction factor Ql = liquid flowrate, barrel/day Sl = liquid specific gravity di = inside diameter pipa, inch

∆ 

Contoh perhitungan pressure pada nominal diameter 3 inci :

x 0,95438  0, 0 0115  0, 0 18968397 x 904, 1 ∆ = 2,9 ^5 = 0,082964654 /100 ft

Catatan: Data-data yang digunakan sebagai parameter dalam perhitugan

diperoleh dari simulasi Aspen HYSYS 7.3. Hasil perhitungan dapat dilihat pada Tabel A-1.


89

89


Tabel A-1 Liquid Line Sizing Input Data Description

Outlet Liquid Skenario 1 Outlet Liquid Skenario 2

Stream No.

Criteria

Pressure psig

Temp F

Oil Flowrate BPD

Oil Viscosity Cp

Oil Density Lb/ft3

Water Flowrate BPD

Water Viscosity

Water Density Cp

Min. Velocity ft/s

Max. Velocity Ft/s

5

58,45

131,9

0,660

44,57

753,3

1,145

63,37

3

15

5

57,33

105,9

0,8639

45,82

753,3

1,164

63,40

3

15

19

Pipe Data Nominal Diameter inch

3 4 6 3 4 6

SCH

80 80 80 80 80 80

Inside Diameter inch

2,9 3,826 5,761 2,9 3,826 5,761

Max. Pressure Drop Psi/100 ft

Calculation

Wall Thicknes Roughness inch inch

0,3 0,337 0,432 0,3 0,337 0,432

Ɛ/D

0,00058 0,00043 0,00029 0,00058 0,00043 0,00029

0,00015

0,00015

Liquid Flowrate BPD

Liquid Density lb/ft3

Liquid Specific Gravity

Liquid Viscosity cP

Liquid Viscosity lb/ft.s

885,2

60,4886

0,9545

1,0943

0,000735

859,2

61,2332

0,9658

1,127

0,000757

Reynold Number

Moody Friction Factor

250979,3 190235,2 126339,2 239448,3 181495,1 120534,7

0,01899 0,01864 0,01879 0,01906 0,01873 0,01892


90 90


Result Skenario

1

2

Nominal Diameter Pipe Inch

3 4 6 3 4 6

Velocity ft/s

12,63 7,26 3,20 12,26 7,04 3,11

OK OK OK OK OK OK

Pressure Drop psi/100 ft

0,0796 0,0195 0,00255 0,0762 0,0187 0,00244

Length (33 Km) ft

108268

108268

Pressure drop/33 KM

Remarks

86,25 21,17 2,76 82,51 20,28 2,65

OK OK OK OK OK OK

NOTE: berdasarkan tabel diatas, nominal pipe size yang sesuai digunakan dalam transportasi liquid menuju SP Cilamaya Utara pada

skenario 1 dan 2 adalah 4 inch.


91 91

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 2. Gas a. Menghitung nilai velocity

Untuk menghitung nilai velocity pada gas digunakan persamaan 2.13 dalam buku API section 14E halaman 33 sebagai berikut :

= 60 ... .

Dengan, Vg = Kecepatan Gas, Ft/S Q = gas flowrate, MMscfd T = suhu operasi, °R P = tekanan operasi, psia

Di = inside diameter pipa, ft Contoh perhitungan velocity gas pada nominal diameter 3 inci :

 568,97   = 60  0,96862,9 3,97 115  = 1,36 x 102 ft/s

b. Menghitung nilai specific gravity gas

Untuk menghitung nilai specific gravity gas dapat menggunakan persamaan 17-3 dalam buku GPSA section 17 halaman 2, sebagai berikut :

Di mana,

 = 

MW udara = 28,964 Contoh perhitungan specific gravity gas pada case tekanan feed 200 psig :

35  = 28, 27,9647 = 0,94425


92 92

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 c. Menghitung nilai pressure drop per 100 ft

Untuk menghitung nilai pressure drop per 100 ft pada fluida gas dapat menggunakan persamaan :

....  . ∆=12,6 .

Dengan, Q = gas flow rate, MMscfd T = suhu aliran, °R f = moody friction factor L = panjang operasi, ft P = tekana, psia d = inside diameter pipa, inch




93 93


Tabel A-2 Gas Line Sizing Input Data Description

Stream No.

Pressure psig

Pressure psia

Temp. F

Temp. R

Gas Rate MMscfd

Mol weight

Comp. Factor Z

Cp/Cv

Viscosity Cp

Viscosity lb/ft.s

Outlet Gas (Skenario 1)

8

100

114,7

94,2

568,97

3,974

27,35

0,9686

1,26

8,18E-06

0,01217

100

114,7

108,8

568,97

2,041

27,99

0,9692

1,248

8,35E-06

0,01242

Re

Moody Friction factor

Outlet Gas (Skenario 2)

Criteria



Skenario

Max. Velocity ft/s

. v2 lb/ft.s2

1

40

6000

2

40

6000

Nominal Diameter inch

SCH

3 4 6 3 4 6

80 80 80 80 80 80

Calculation


2,9 3,826 5,761 2,9 3,826 5,761

Inside Diameter ft

0,24157 0,31871 0,47989 0,24157 0,31871 0,47989

Wall Thickness inch

0,3 0,337 0,432 0,3 0,337 0,432

Roughness inch

0.00015

0.00015

Ɛ/D

0,0006 0,00043 0,00031 0,0006 0,00043 0,00031

Density lb/cuft

0,545

0,543

2,19E+06 1,66E+06 1,10E+06 1,10E+06 8,33E+05 5,53E+05

0,0176 0,0165 0,0158 0,0179 0,0169 0,0163


94 94


Skenario

1

2

Result

Nominal Diameter Pipe Inch

3 4 6 3 4 6

Velocity ft/s

1,36E+02 7,82E+01 3,45E+01 6,99E+01 4,02E+01 1,77E+01

Not OK Not OK OK Not OK Not OK OK

MW udara

28,9647

28,9647

Pressure psi/100 ft

7,769 1,823 0,224 2,125 0,503 0,063

Length ft

108268

108268



Pressure psi/33KM

. v2 lb/ft.s2

Remarks

8411,7 1973,4 242,76 2301,2 544,12 67,91

1,61E+04 3,33E+03 6,48E+02 2,66E+03 8,77E+02 1,71E+02

Not OK OK OK OK OK OK

NOTE: berdasarkan tabel diatas, nominal pipe size yang sesuai digunakan dalam transportasi gas menuju SP Cilamaya utara pada skenario

1 dan 2 adalah 6 Inch.


95 95

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 3. Two-phase fluid a. Menghitung nilai gas liquid ratio

Untuk menghitung nilai gas liquid ratio dapat menggunakan persamaan :

Dengan,

    =       10^6

R = gas liquid ratio (ft3/barrel) *gas flow rate (MMscfd) *oil dan water flow rate (barrel/day) Contoh perhitungan nilai R pada inlet HP separator dengan tekanan feed 200 psig :

3,97   10^6  = 154755,2/ = 4368,675759 ft3/barrel b. Menghitung nilai densitas campuran

Untuk menghitung nilai densitas campuran dapat menggunakan persamaan 2.15 pada buku API section 14E halaman 34, sebagai berikut :

   2,7       = 12409198, 7      Dengan, P = tekanan operasi, psia Sl = liquid specific gravity R = rasio gas/liquid, ft3/barrel pada kondisi standar T = suhu operasi, °R Sg = gas specific gravity Z = faktor kompresibilitas gas


96 96


Contoh perhitungan nilai gas/liquid mixture density pada inlet HP separator dengan tekanan feed 200 psig :

  ft3 1240  0, 9 4688  164, 7  2, 7  4368, 6 75759  0, 9 439  164, 7  barrel = ft3 x 519,38 R x 0,9444 198,7  164,7   4368,675759 barrel = 1,732387161 lb/ft3

c. Menghitung nilai erosional velocity

Untuk menghitung nilai erosional velocity dapat menggunakan persamaan 2.14 dalam buku API section 14E halaman 34, sebagai berikut :

  = √

Dengan,

Ve = kecepatan erosional fluida, ft/s c = empirical constant



= densitas campuran gas/liquid, lb/ft3 Contoh perhitungan nilai Ve pada inlet HP separator dengan tekanan feed 200 psig :

100 = √1,732387161 lb/ft3 = 75,97619187 ft/s

d. Menghitung nilai velocity fluida

Untuk menghitung nilai velocity dari fluida two-phase dapat menggunakan persamaan 2.16 dalam buku API section 14E halaman 35, sebagai berikut :

 9,35  21, 2 5 =  DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS DIPONEGORO

97 97


Dengan, A = minimal area pada bagian pipa yang boleh disilangkan, in2/1000 barrrels liquid per day. Contoh perhitungan velocity pada case tekanan feed 200 psig dan nominal diameter 3 inch :

    519,38  0, 9 444  4368, 6 75759 9,35  21, 2 5  164, 7  = 0,25  3,14  2,9 = 94,15749447 ft/s

e. Menghitung nilai total liquid plus vapor rate

Untuk menghitung nilai total liquid plus vapor rate dapat menggunakan persamaan 2.18 dalam buku API section 14E halaman 36, sebagai berikut :

 = 3180      14,6    

Dengan,Qg = gas flow rate, MMscfd

Sg = gas specific gravity (udara=1) Sl = liquid specific gravity Contoh perhitungan nilai total liquid plus vapor rate pada inlet HP separator dengan tekanan feed 200 psig :

 = 3180  3,972   0,943908  14,6  909,8  0,9

468)

= 24491,64892 lb/ft3

f.

Menghitung nilai pressure drop per 100 ft

Untuk menghitung nilai pressure drop per 100 ft pada two-phase dapat menggunakan persamaan 2.17a dalam buku API secton 14E halaman 36, sebagai berikut :

−   5  10 ∆=  


98 98


Dengan, W = total liquid plus vapor rate Di = inside diameter (inch)



m = mixture density (lb/ft3)




99 99


Tabel A-3 Multiphase Line Sizing Input Data Description

Stream No.

Inlet HP Separator (Skenario 1) Inlet Separator (Skenario 2)

Criteria

Temo F

Gas rate MMscfd

Oil rate BPD

Water rate BPD

Gas Mol. Weight

Comp. Factor Z

Oil Density lb/ft3

Water Density lb/ft3

Constant of Erosional

Min. Velocity ft/s

1

150

59,71

3,972

154

755,2

909,2

27,34

0,9444

43,51

63,39

100

10

6720

1

50

57,42

2,041

108,6

753,8

27,99

0,9767

45,63

63,41

100

10

6720

101,508

Pipe Data Nominal Diameter inch

SCH

3 4 6 3 4

80 80 80 40 40

6

40



Pressure psig


2,9 3,826 5,761 3,068 4,026 6,065

2 m.vm 2

lb/ft. s

Erosional velocity ft/s

Calculation Wall Thicknes inch

0,3 0,337 0,432 0,216 0,237 0,2

MW udara

Gas Specific Gravity

Mixed Density ρ m. Lb/ft3

W (lbs/h)

0,94688

28,9647

0,94391

1,73239

24491,65

0,96635

0,97049

18201,24

0,00015

2366,65

Roughness inch

Gas Liq. Ratio cuft/barrel

Frak. Flow oil

Liquid Density

Liq. Specific Gravity

0,00015

4368,676

0,169379

60,0227

0,00015

2366,65

60,0773

0,94744

DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS DIPONEGORO 100

100


Result Description

Inlet HP Separator Inlet LP Separator

Nominal Diameter Inch 3 4 6 3 4 6

Velocity ft/s 94,158 54,096 23,859 127,0071 77,67524 39,45697

OK OK OK OV OK OK

Pressure Drop psi/100 ft



8,440557 2,11172 0,272817 6,279176 1,613654 0,207982

15358,7 5069,5 986,2 15654,83 5855,417 1510,915

v2 actual lb/ft.s2

m .

Not OK OK OK NOT OK OK OK

Length ft (500 m) 1640

1640

Pressure drop 138,4 34,6 4,47 102,978 26,464 3,411

Remarks

Dipilih

Dipilih

NOTE: berdasarkan tabel diatas, nominal pipe size yang sesuai digunakan dalam flowline HP Separator pada skenario 1 adalah 4 Inch.


101


Lampiran B Perhitungan Break Horsepower (Bhp) Kompresor


102


Perhitungan Break Horsepower (Bhp) Kompresor Brake horsepower pada kompresor ini dihitung pada kondisi

isentropik dan politropik berdasarkan Gas Processors Suppliers Associaton (GPSA) tahun 1998 dalam Section 13 (Compressors and Expanders ).

C-101

Parameter

Temperature (⁰R)

Pressure (Psia)

•

Inlet

Outlet

517,97

675,97

144,7

414,7

Z factor

0,947

(Cp/Cv) avg

1,278

Mol. Weight

27,35

Mass flow (lb/min)

199,3

Ƞis (efficiency)

0,7

Ƞ p (efficiency)

0,7159

Isentropic Calculation

Perhitungan

Bhp

kompresor

secara

isentropic

berdasarkan

perhitungan data His, Ghp, dan mechanical losses. Nilai His dapat diperoleh berdasarkan persamaan (1).

k−/k Z T  P vg  H = W k−/k [P 1] ................................(1) (GPSA E13, 1998)


103


,−/, 1545 0, 9 47×517, 9 7 414, 7 H = 27,35 1,2781/1,278 (149,7) 1 H =32797 Nilai Ghp, mechanical losses dan Bhp dapat dihitung menggunakan persamaan (2), (3) dan (4).

 Ghp= ƞ 

.................................................................(2) (GPSA E13, 1998)

332797 = 282,3 hp Ghp= 199, 0,733000 ℎ  = Ghp, ℎ  = 282,3, = 9,56 hp   = Ghpℎ   = , 

.................................................(3) (GPSA E13, 1998)

s ..................(4)

(GPSA E13, 1998)

•

Polytropic Calculation

Bhp kompresor secara polytropic dihitung berdasarkan data Hp, Ghp, dan mechanical losses. Nilai Hp diperoleh dari persamaan (5).

 = ƞƞ

................................................................................ (5) (GPSA E13, 1998)

Nilai His diperoleh dari pers (1).

H = ×,,  =33556 Nilai Ghp, mechanical losses, dan Bhp dapat dihitung menggunakan

persamaan (6), (3), dan (4).


104


 Ghp= ƞ 

. ................................................................... (6)

333556 = 282,3 hp Ghp= 0,199, 715933000 Mechanical losses = 282,3, = 9,57 hp Bhp=335569,57  = , 

(GPSA E13, 1998)


diperoleh dari simulasi Aspen HYSYS 7.3. Hasil perhitungan Bhp kompresor dapat dilihat pada Tabel B-1.


105


Tabel B-1 Break Horsepower (Bhp) Kompresor Isentropic Calculation Skenario

Zavg

R

T1 °R

T2 °R

MW

k

P2 Psia

P1 Psia

His

w lb/min

Ƞis

Ghp

Mech. Losses

1

0,947

1545

517,97

675,97

27,35

1,278

414,7

144,7

32797

199,3

0,7

282,3

9,56

291,853

2

0,981

1545

515,01

737,27

27,99

1,228

204,7

44,7

49013

104,6

0,7

221,83

8,68

230,509

Bhp (Hp)

Polytropic Calculation Skenario

Zavg

1

0,947

2

0,981

R

T1 °R

T2 °R

1545 517,97 675,97 1545 515,01 737,27

MW

k

P2 Psia

P1 Psia

w lb/min

Ƞis

Ƞp

Hp

Ghp

Mech. Losses

Bhp (Hp)

27,35

1,278

414,7

144,7

199,3

0,7

0,716

33556

282,16

9,57

27,99

1,228

204,7

44,7

104,6

0,7

0,737 51624

221,83

8,68

291,72 230,509


106


Lampiran C Perhitungan Break Horsepower (Bhp) dan Net Positive Suction Head (NPSH) Pompa


107

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 1. Perhitungan Break Horsepower (Bhp) Pompa

E-1

Parameter

Nilai

∆P (Psi)

25,04

Q (gpm)

26,283

e (%)

60

Bhp pompa dapat dihitung berdasarkan data Q,

∆P,

dan e dengan

menggunakan rumus (1).

ℎ  = ,×∆ ×

................................................... (1)

Keterangan: Q

= rate of liquid flow, gpm

∆P

= Pressure drop, psi

e

= efisiensi pompa

Sehingga,

283×25,04 ℎ = 26,1714×0,6 ℎ = 0,6399 ℎ


108

Laporan Praktek Kerja PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon 2018 2. Perhitungan Net Positive Suction Head (NPSH) Pompa Parameter

Nilai

Pi (Psia)

16,7

Pvp (Psia)

14,34

Specific Gravity

0,955

Nilai NPSH dapat dihitung menggunakan persamaan (1).

 ,  × −      =    × .................................(1) (GPSA E12, 1998) Keterangan: Pi

= Tekanan pada inlet pump (psia)

Pvp

= Liquid Vapor Pressure (psia)

Sp gr

= specific gravity

zi

= ketinggian inlet pump (ft)

vi

= kecepatan aliran fluida pada inlet pump (ft/s)

g

= percepatan gravitasi (32,2 lb/ft2)

Sehingga,

 2,31×16,714,34 2, 3 05 = 0,955 1,64 2×32,2  = ,  Catatan: Data-data yang digunakan sebagai parameter dalam perhitugan

diperoleh dari simulasi Aspen HYSYS 7.3. Hasil perhitungan Bhp pompa dan NPSH pompa dapat dilihat pada Tabel C-1 dan Tabel C-2.


109


Tabel C-1 Break Horsepower (Bhp) Pompa Skenario

∆P (psi)

Q (gpm)

e

Bhp (HP)

1 2

25,04 23,97

26,28 25,5062

0,6 0,6

0,6399 0,5945

Tabel C-2 Net Positive Suction Head (NPSH) Pompa

Skenario

Pi (Psia)

Pv (Psia)

Sg

Zi (ft)

Vi (ft/sec)

g (ft2 /sec)

NPSHA (ft)

1 2

16,7 16,7

14,34 12,50

0,955 0,965

1,64 1,64

2,305 2,200

32,2 32,2

7,42 11,74


110

Laporan KP PT. Pertamina EP Asset 3

Recommend Documents