PHE NSB
BAB I PENDAHULUAN
1.1
Latar Belakang
Indonesia adalah negara yang kaya akan sumber daya alam yang terhampar dari Sabang sampai Marauke, baik itu sumber daya alam yang berasal dari laut, darat maupun yang terkandung dalam perut bumi yang terjadi akibat adanya pelapukan fosil dalam waktu yang cukup lama. Sumber daya alam berupa minyak dan gas bumi merupakan sektor yang menjadi penyumbang utama dalam anggaran pendapatan dan belanja negara (APBN). Minyak bumi dan gas adalah sumber daya alam yang bernilai ekonomis dan memberikan kontribusi yang sangat penting dalam kehidupan manusia. Teknologi dan industri merupakan satu kesatuan yang saling memberikan pertumbuhan oleh karena itu tidak bisa disalahkan kalau manusia terus berpacu dengan teknologi. Seiring berjalannya waktu teknologi terus mengalami perkembangan yang sangat pesat, baik itu teknologi te knologi komputer, perminyakan dan lainnya. Perkembangan teknologi yang canggih dan modern mempunyai peranan yang sangat penting dalam perkembangan suatu industri. Setiap industri tidak akan menghasilkan suatu produk yang maksimal tanpa didukung oleh teknologi yang memadai. Meskipun setiap industri telah berusaha untuk menghasilkan produk yang baik, tetap saja mengalami kendala dalam pengoperasian maupun mengoperasikan mesin produksi, hal ini dapat terjadi karena faktor alam, faktor peralatan yang digunakan, maupun faktor manusia itu sendiri. PERTAMINA HULU ENERGI PHE NSB & PHE NSO sebagai sebuah perusahaan berkantor pusat di Jakarta dan mempunyai cabang hampir diseluruh Indonesia. Tentu saja untuk sebuah perusahaan yang besar mereka pasti memiliki sistem keamanan yang sangat mutakhir dimana itu meliputi Emergency Shut Down (ESD), Pada APO sendiri sampai saat ini masih mempunyai empat cluster yang masing – masing – masing Cluster masih aktif, yaitu Cluster I , Cluster II, Cluster III, dan Cluster IV. Untuk point A merupakan tempat terminal dari gas yang di hasilkan pada setiap cluster, dimana semua hasil setiap cluster di koodirnir artinya gas di alirkan melalui pipa ke point A. Tujuan yaitu untuk mengetahui mengetahui berapa banyak produksi gas itu sendiri, baik itu presure (tekanan), suhu, dan komposisinya. Setelah melalui point A barulah kemudian gas tersebut dikirim ke 1
PHE NSB
PT.PAG (Perta Arun Gas) dan National Project (PT.PIM sebagai bahan baku urea) dan (PT.KKA).
1.2
Tujuan umum
1.2.1 Tujuan Umum Praktek Praktek Kerja Lapangan (PKL)
1. Melihat, mengetahui dan memahami secara langsung penerapan ilmu yang didapat pada bangku kuliah. kuliah. 2. Mengetahui permasalahan-permasalahan yang timbul di industri serta mencari solusi penyelesaiannya. 3. Belajar berdisiplin dan bermasyarakat sesuai dengan tuntutan dunia industriMenjalin kerjasama yang baik antara Politeknik Negeri Lhokseumawe dengan pihak industri/perusahaan. 4. Mengetahui akan rangkaian proses produksi yang ada pada PERTAMINA HULU ENERGI NSB. 5. Berlatih berkerja disiplin dan bertanggung bertanggung jawab sebagai seorang perkerja. 6. Mengetahui fungsi dari peralatan- pelaratan proses. 7. Dapat mengaplikasikan ilmu-ilmu yang telah di dapat di PERTAMINA HULU ENERGI NSB.
1.2.2 Tujuan Khusus Praktek Kerja Lapangan (PKL)
Menerapkan ilmu dalam penanggulangan masalah yang berhubungan dengan masalah pada masing-masing program studi yang ada di Politeknik Negeri Lhokseumawe. Berpikir dengan wawasan teknologi, bekerjasama dengan orang lain dari berbagai bidang keahlian dan tingkat.
Membiasakan
diri
bekerja
secara
profesional
di
wilayah
kerja
dari
perusahaan.Mengetahui dan mengenal teknologi teknologi jaringan sebagai media komunikasi.
1.3
Batasan masalah
Berdasarkan latar belakang yang telah dirumuskan diatas,maka yang menjadi rumusan masalah adalah “ Menjelaskan bagaimana sistem yang terjadi di Produced Water Injection kerja dari produced water injection dari alat D-418 ke GW-06/07.
2
PHE NSB
1.4
Lokasi dan Waktu Pelaksanaan Praktek Kerja Lapangan
Tempat penulis melakukan Praktek Kerja Lapangan (PKL) atau disebut juga On Job Tranining (OJT) adalah di PERTAMINA HULU ENERGI PHE NSB dan PHE NSO Point “A”. Wilayah kerja Aceh Production Operation Operation (APO). Tepatnya pada departemen Central Control Room point A & Central Control Room Cluster IV PERTAMINA HULU ENERGI. Waktu pelaksanaannya dimulai tanggal 01 Agustus dan berakhir pada 30 September 2017.
1.5
Manfaat Pelaksanaan Praktek Kerja Lapangan(PKL) Lapangan(PKL)
1.5.1 Bagi mahasiswa/i
1.
Memperoleh pengetahuan yang berguna bagi perwujudan kerja yang akan di hadapi setelah selesai mengikuti studinya.
2.
Memperoleh kesempatan untuk melatih keterampilan dalam melakukan pekerjaan atau kegiatan lapangan.
3.
Dapat mengetahui dan memahami berbagai macam aspek kegiatan dalam perusahaan.
4.
Dapat membandingkan teori-teori yang telah di peroleh di bangku kuliah kuliah dengan di lapangan.
1.5.2
Bagi Politeknik Negeri Lhokseumawe. Lhokseumawe.
1. Mempererat kerja sama antara perusahaan dengan Teknik Kimia prodi Teknik Kimia Industri Politeknik Negeri Lhoksemawe. 2. Sebagai bahan masukan dari pimpinan perusahaan dalam rangka memajukan sumber daya manusia (SDM).
1.5.3
Bagi perusahaan
1. Melihat
penerapan
teori-teori
ilmiah
yang
dipraktekkan
mahasiswa/mahasiswi. 2. Dapat melihat perusahaan perusahaan dari sudut pandang mahasiswa/mahasiswi. 3. Sebagai bahan masukan atau usulan sebagai perbaikan perusahaan.
3
oleh
PHE NSB
1.6
Metodelogi Metodelogi Penulisan
Metodelologi penulisan yang dilakukan adalah sebagai berikut : 1. Studi di APO APO Central Control Room (CCR) dan Cluster -IV PERTAMINA PERTAMINA HULU ENERGI NSB. 2. Mencari bahan yang mendukung dalam penulisan baik itu di Perpustakaan, internet, dan manual operating yang ada. 3. Bertanya langsung kepada Engineer, karyawan , dan Operator yang ada di APO CCR dan Cluster-IV. 4. Studi langsung langsung ke lapangan.
4
PHE NSB
BAB II TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN 2.1
Profil Pertamina Hulu Energi
Pertamina Hulu Energi (PHE) mengoperasikan Lapangan Arun di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam sebagai KKKS (Kontraktor Kontrak Kerja Sama/Cooperation Contract Contractor) bagi Badan Pelaksana Kegiatan Hulu Minyak dan Gas (SKKMIGAS). PERTAMINA HULU ENERGI juga mengoperasikan South Lhoksukon A dan D, serta lapangan gas lepas pantai North Sumatera Offshore. PT PERTAMINA HULU ENERGI (PHE) merupakan anak perusahaan PT Pertamina (Persero). Perusahaan ini menyelenggarakan usaha hulu di bidang minyak, gas bumi dan energi lainnya. Melalui pengelolaan operasi dan portofolio usaha sector hulu minyak dan gas bumi serta energi lainnya secara fleksibel, lincah dan berdaya laba tinggi, PHE mengarahkan tujuannya menjadi perusahaan multi nasional yang terpandang di bidang energi, dan mampu memberikan nilai tambah bagi stakeholders bagi stakeholders.. Pertamina (Persero), secara langsung kendalinya di bawah PHE. Dalam perannya sebagai sub-holding
yang
membawa
anak-anak
perusahaan
pemegang
PI
( Participating ( Participating
Interest), Interest), PHE berbeda dibandingkan dibandingkan dengan anak perusahaan Pertamina lainnya. lainnya. Sedangkan di luar negeri, PHE memiliki satu anak perusahaan yaitu, PHE Australia yang memiliki 10% license license di Blok VIC/L26, VIC/L27 dan VIC L/28 BMG Australia. Di samping itu PHE juga bekerja sama dengan mitra untuk mengelolalahan di Blok SK-305 Sarawak, Malaysia; Blok-13 di lepas pantai Laut Merah, Sudan, Blok-3 Qatar, Blok 17-3 Sabratah dan Blok 123-3 Sirte yang berlokasi di Libya. Sebagai perusahaan induk bagi seluruh anak perusahaan pemegang PI, PHE memiliki peranan yang besar bes ar dalam peningkatan produksi Pertamina melalui optimalisasi produksi di lapangan yang dimiliki maupun akuisisi wilayah kerja eksplorasi dan produksi, baik di dalam maupun di luar negeri. Bahkan, boleh disebutkan bahwa PHE merupakan satu-satunya kendaraan PT Pertamina (Persero) yang menjalankan bisnis di luar negeri. PHE tidak hanya bertindak sebagai pengelola portofolio bisnis, namun di lapangan, terutama untuk luar negeri. Walau memiliki banyak anak perusahaan, bentuk organisasi PHE
5
PHE NSB
tidak bersarna munefektif, karena PHE memiliki pekerja yang mempunyai pengalaman dan kapabilitas tinggiuntuk membuat analisis cermat serta menghasilkan keputusan tepat dalam menjalankan bisnis .
2.2 MASUKNYA PERTAMINA HULU ENERGI
Dibawah ini tercantum mulai beroperasinya ExxonMobil di Indonesia sampai kepada pengalihan kontrak kerja ke PT. PERTAMINA HULU ENERGI dan kemajuan-kemajuan yang telah diperoleh di lapangan Arun Field . 1.
Tahun1898 Kantor pemasaran dibuka di Indonesia.
2.
Tahun 1912 Dimulainya kegiatan eksplorasi.
3.
Tahun 1968 Awal operator KKS di Provinsi Aceh .
4.
Tahun 1971 Penemuan Lapangan Arun.
5.
Tahun 1973 Penandatanganan anak kontrak LNG pertama dengan Jepang.
6.
Tahun 1977 Dimulainya kegiatan di Cluster-III Cluster-I II Lapangan Arun.
7.
Tahun 1978 Dimulainya kegiatan di Cluster-II Cluster-I I Lapangan Arun.
8.
Tahun 1981 Penandatanganan kontrak LNG kedua dengan Jepang.
9.
Tahun 1982 Dimulainya kegiatan di Cluster-I Lapangan Arun.
10. Tahun 1986 Pengiriman gas pertama ke pabrik pupuk PT Pupuk Iskandar Muda. 11. Tahun 1988 Pengiriman gas pertama ke PT Kertas Kraft Aceh. 12. Tahun 2000 Exxon
Mobil Oil Indonesia Indonesia bergabung bergabung menjadi Exxon Mobil
Corporation. 13. Pada tanggal 1 Oktober 2015 pengalihan Operational Blok NSO (Offshore) dan B (Onshore) dari Exxon Mobil ke PHE, dan Blok NSO dan B yang sebelumnya masing-masing di operasikan oleh Exxon Mobil Oil Indonesia (EMOI).
2.3
Gambaran Umum Perusahaan
Perusahaan PERTAMINA HULU ENERGI yang merupakan pengalihan kontrak kerja dari Exxon Mobil Oil Indonesia pada tanggal 1 Oktober 2015. Operator ship untuk masing-masing blok secara penuh (100%) di pegang oleh anak perusahaan pertamina yaitu PHE NSO dan PHE NSB. Sebelum pengalihan kontrak kerja ke PT PERTAMINA HULU ENERGI, Mobil Oil dan Exxon Mobil telah melakukan kegiatan operasional di Lapangan 6
PHE NSB
Arun atau dikenal dengan sebutan Arun Field. Lapangan Arun mulai ditemukan pada awal tahun 1971 melalui pengeboran awal pada sumur observasi Well A-1. A-1. Berdasarkan pada penemuan tersebut maka dikembangkanlah pengeboran pada sumur-sumur observasi lainnya la innya sebelum pada akhirnya dibangun beberapa unit fasilitas produksi yang disebut dengan Clusters Operation yang terdiri dari Cluster-I, Cluster-II, Cluster-III dan Cluster-IV. Peta dari hasil survei yang dilakukan terhadap reservoir (tempat pengambilang gas alam) sehingga dilakukan pembangunan tempat pengambilan gas dan hidrocarbon dapat dilihat pada gambar 2.1
Gambar 2.1 Daerah Produksi Arun Field (Sumber Perpustakaan Point A PHE NSB) Cluster yang pertama sekali dibangun dan di fungsikan adalah Cluster-III yang mulai dioperasikan pada bulan Mei tahun 1977. Berikutnya dibangun Cluster-II dan mulai dioperasikan pada bulan Februari tahun 1978, selanjutnya ditambah dengan pembangunan Cluster-I yang mulai dioperasikan pada bulan September tahun 1982 dan Cluster yang terakhir sekali dibangun adalah Cluster-IV yang mulai dioperasikan pada bulan Juni tahun 1983. Mobil Oil Indonesia Incorporated juga membangun fasilitas pendukung lainnya seperti Gas Injection Compressors (unit penginjeksian kembali gas alam kedalam perut bumi) dan Power Generator (Unit Pembangkit Tenaga Listrik). Dua unit Gas Injection Compressor di bangun di Cluster-III dan satu unit Gas Injection Compressor di bangun di Cluster-II. Sedangkan untuk Power Generator keempat-empat unitnya di bangun di Point A dengan kapasitas terpasang masing-masing unit Power unit Power Generator adalah adalah 4,4 mega watt. 7
PHE NSB
Untuk memenuhi suplai gas kepada konsumen yang telah mengikat kontrak pembelian dengan Pemerintah Republik Indonesia maka di adakan lah penambahan dua unit fasilitas produksi lainnya yaitu Operasi daerah terpencil atau disebut dengan Remote Area Operation(South Operation(South Lhoksukon-Pase) dan operasi lepas pantai yang disebut dengan North Sumatera Offshore Operation (NSO-Offshore). Operasi daerah terpencil atau Remote Area Operation yang dikenal dengan sebutan South Lhoksukon Pase Operation di bangun di daerah Seureuke, Kecamatan Langkahan Kabupaten Aceh Utara Nanggroe Aceh Darussalam berjarak 35 kilometer dari Kantor Induk yang berlokasi di Point A dan mulai dioperasikan pada bulan Desember tahun 1996. Operasi lepas pantai atau North atau North Sumatera Offshore Operation di bangun di laut lepas yang berjarak 100 KM laut dari bibir pantai Lhokseumawe ke arah utara pulau Sumatera dan mulai dioperasikan pada bulan Juli tahun 1999. Semua fasilitas produksi PERTAMINA HULU ENERGI (PHE) pada saat ini tidak lagi beroperasi pada kapasitas maximum seiring dengan berkurangnya cadangan gas alam yang ada dalam perut bumi atau dikenal dengan sebutan Hydrocarbon Reservoir. Reservoir. Hal ini terlihat dari menurunnya volume produksi pada setiap Cluster Operation Operation termasuk dari remote area South Lhoksukon Pase Operation.
2.3.1
Point A
Point A merupakan kantor utama PT.PERTAMINA HULU ENERGI NSB yang bertanggung jawab atas semua area lapangan produksi yang memiliki Production Control Room,main Office Utility Building,tempat ibadah,Power Plan,Laboratorium,Mesh hall dan lain sebagainya. CCR mempunyai kepanjangan dari Central Control Room yang dimaksudkan disini adalah yang berkaitan dengan proses produksi,fungsi dari CCR adalah mengontrol semua aktivitas yang terjadi disebuah lapangan yang dioperasikan. Adapun tempat yang dioperasi kan di POINT A adalah power Plan dan Scrapper Trap Area. Umumnya CCR mengontrol Flow,Pressure,Level dan Temperature agar proses berjalan dengan normal.
8
PHE NSB
2.3.1.1 Scrapper Trap Area
Scrapper Trap area merupakan suatu area yan berfungsi untuk melakukan proses:
o
Metering
Pigging
Gas fuel for Power Gas Turbine
Metering Proses pengukuran gas dan condensate yang dihasilkan dari semua cluster yang dimana proses metering tersebut berlokasi di Srapper Trap Area proses di Point A. Proses metering gas menggunakan alat ukur yang disebut Orifice Plate.
o
Pigging Pigging adalah aktifitas pembersihan bagian dalam pipa dari kotoran atau material yang dianggap bisa menghambat laju fluida atau merusak bagian dalam pipa dengan cara scrap atau swab dengan menggunakan pig . Pig merupakan sebuah istilah yang berasal dari U.S yang berarti Pipeline Intergrity Gathering. Untuk pipeline PIG Condensate dilauncher dan direceiver dari pipa 42 inci sedangkan untuk pipelina PIG fluida gas berukuran 16 inci.
o
Fuel Gas for Power Gas Turbine Proses yang mengalirka bahan bakar yang digunakan oleh Power Gas Turbine (PGT). Sebelum bahan bakar di supply ke power Gas Turbine bahan bakar diproses terlebih dahulu karena bahan bakar dari prose scrapper Trap area mungkin masih ada liquid yang terikut dalam bahan bakar(gas) yang dapat menyebabkan kerusakn pada turbine seperti terjadinya perkaratan pada komponen-komponen turbine dan pembakaran menjadi tidak sempurna.
2.3.1.2 Utility Building
Utility Building merupakan suatu area yang berfungsi untuk melakukan proses:
o
Fire And Water System
Instrument Air compressor
Produced Water System
Fire And Water System 9
PHE NSB
Fire and water system merupakan sistem yang berfungsi sebagai water supply ke seluruh area kerja di Point A apabila terjadi kejadian seperti kebakaran dan lain-lain. Air yang digunakan untuk mensupply ke seluruh area kerja tersebut dihasilkan dari sumur air yang terdapat di Point A dan juga hasil pemisahan dari Cluster yang memproduksi air yang langsung di transfer ke point A untuk diproses kembali sehingga layak untuk digunakan. o
Instrument Air Compressor Air Instrument Compresssor merupakan proses untuk menghasilkan udara yang digunakan untuk seluruh peralatan instrumentasi yang menggunakan sistem pneumatic sebagai tenaga penggerak dan kebutuhan kebutuhan utility . Instrument air adalah sebagai tenaga pneumatic yang disupply untuk peralatan-peralatan instrument seperti valve dan lain-lain. Utility air adalah suatu unit yang berfungsi sebagai air supplier(penyuplai udara) untuk keperluan sehari-hari di pabrik untuk keperluan maintanance,mechanical dan lain-lain.
o
Produced Water System Produce water system adalah istilah yang digunakan di industri migas yang merupakan sistem yang memproses air yang digunakan untuk kebutuhan disekitar area. Air yang diambil dari well point A dan dari hasil sisa pengolahan dari Cluster akan diproses di Treatment Water System sebelum didistribusikan keseluruhan area kerja agar layak digunakan.
o
Power Plant Area Power Plant area merupakan suatu area yang berfungsi untuk melakukan proses:
Power Distribution Secara ringkas Power Plant Area merupakan pembangkit tenaga listrik dengan memanfaatkan equipment power gas turbin yang berfungsi menggerakkan generator untuk menghasilkan tenaga listrik. Tenaga listrik yang berfungsi menggerakkan generator untuk menghasilkan tenaga listrik.
10
PHE NSB
2.3.2
Cluster IV
Cluster IV merupakan suatu lapangan produksi minyak dan gas bumi yang bergerak dibidang eksploitasi dan eksplorasi. Eksplorasi merupakan kegiatan untuk mencari minyak dan gas bumi didalam perut bumi melalui teknologi survey pencitraan bawah tanah,eksplorasi mencakup penyelidikan atas wilayah atau lokasi yang diperkirakan mengandung mineral berharga tersebut, proses eksplorasi jauh lebih mudah karena banyak cadangan migas yang letaknya sangat dekat ke permukaan bumi bahkan ada yang merembes ke permukaan tanah. Obyek kegiatan eksplorasi adalah suatu tempat di dalam bumi yang disebut reservoir yaitu wadah tempat minyak dan gas.kegiatan eksplorasi bisa diteruskan ke tahap produksi apabila hasil uji kandungan lapisan sumur (well test) yang ditemukan akan mampu mengalirkan minyak atau dalam jumlah yang memadai artinya secara ekonomi akan menguntungkan, setelah tahap eksplorasi proses industri hulu migas berlanjut ke tahap produksi atau disebut eksploitasi.eksploitasi merupakan kegiatan untuk mengambil minyak atau gas dari dalam perut bumi untuk kemanfaatan ekonomi,tahap ini disebut juga tahap “menuai hasil” setelah melalui tahap krisis itu kegagalan di tahap eksplorasi.untuk produksi minyak mengalirkan migas dari permukaaan reservoir ke permukaan tanah pada awal produksi umumnya dapat dilakukan tanpa alat bantu, hal ini disebabkan tekanan reservoar masih sangat tinggi sehingga minyak atau gas dari reservoir akan terangkat ke permukaan dengan sendirinya yang disebut natural flowing. Namun disaat tekanan reservoir semakin menurun diperlukan teknologi tambahan untuk mengeksploitasi kandungan minyak bumi tersebut. Dibawah ini merupakan penjelasan kegiatan eksploitasi yang ada dilapangan produksi Cluster IV PT.Pertamina Hulu Energy. Proses lapangan produksi PT.Pertamina Hulu Energi khususnya cluster IV meliputi pendingin gas,proses pemisahan/separasi gas dan proses pengeringan gas (Dehydration) untuk mengurangi kadar liquid yang terkandung didalam gas. 2.3.2.1 Proses Pendinginan Gas
Merupakan proses untuk mendekati dew point/nilai pengembunan untuk mendapatkan ethane dan hydrocarbon yang lebih berat sebagai condensate yang lebih banyak yang bertujuan untuk mengkondensasikan gas atau perubahan wujud benda ke wujud yang lebih padat, seperti gas (uap) menjadi cairan. Kondensasi terjadi ketika uap didinginkan menjadi cairan, tetapi dapat juga terjadi bila sebuah uap dikompresi (tekanan ditinggikan) menjadi 11
PHE NSB
cairan, atau mengalami kombinasi dari pendinginan dan kompresi. Cairan yang telah terkondensasi dari uap di sebut condensate. Sebuah alat yang digunakan untuk mengkondensasi uap menjadi cairan disebut cooler/condenser, cooler pada umumnya adalah sebuah equipment pendingin fluida dengan media air atau udara dengan bantuan fan yang diciptakan untuk berbagai tujuan,memiliki rancangan yang bervariasi dan banyak ukurannya. Gas dari wellhead masuk ke header kemudian diturunkan tekanannya melalui wellstream cooler dan memasuki production separator. Hidrokarbon yang terkondensasi dari gas,dipisahkan di production separator. 2.3.2.2 Proses Pemisahan/separasi Pemisahan/separasi
Adalah proses untuk memisahakan hidrokarbon yang mana pemisahan ini dipisahkan di production separator. Secara umum separator berfungsi untuk memisahkan dua atau tiga phase, sedangkan di Cluster IV sendiri hanya memisah fluida produksi menjadi dua phase yaitu gas dan liquid. Supaya pemisahan lebih sempurna maka sebuah separator harus : 1. Mengontrol dan mengarahkan aliran fluida-fluida yang masuk pada saat memasuki separator. 2. Memiliki residence time (waktu tinggal) yang cukup lama. 3. Meminimalkan terjadi turbulensi gas dan menurunkan kecepatan gas. 4. Mencegah terjadinya pencampuran kembali gas,air dan minyak. 5. Adanya Pressure Control yang memadai untuk outlet gas. 6. Adanya Level Control yang memadai. 7. Memiliki peralatan pengaman jika terjadi Over Pressure. 8. Memiliki alat-alat visual untuk pemeriksaan kondisi-kondisi operasi. Gas yang telah dipisahkan dari production separator memasuki proses low pressure Dehydration facilities untuk dihilangkan kandungan liquidnya kemudian di naikkan pressure dan kembali memasuki proses High Pressure Dehydration facilities sebelum di jual.
12
PHE NSB
2.3.2.3 Proses Dehydration
Cairan dan uap yang dikandung oleh gas alam yang di produksikan dari reservoir harus di pisahakan agar memenuhi syarat lebih kecil dari 2 – 2 – 4 4 lb/MMSCF. Jika produksi gas kandungan airnya lebih besar dari syarat maka harus di lakukan proses lebih dahulu sebelum dijual,dibakar sebagai bahan bakar dan dikirim ke konsumen, tujuan proses ini adalah : 1. Mencegah terjadinya hydrate dalam hydrate dalam pipa transmisi. 2. Menyesuaikan syarat kontrak yang telah ditetapkan. 3. Mencegah korosi dalam pipa. 4. Mencegah terjadinya pembekuan pada proses pendinginan. pe ndinginan. Dehydration adalah proses pengolahan gas alam untuk mengurangi dan mengeluarkan kandungan air. Teknik dehydration terdiri dari : 1. Absorbtion menggunakan liquid desiccant (desikan cair) 2. Adsorption menggunakan solid desiccant (desikan padat) 3. Dehydration dengan menggunakan pendingin. Sedangkan di Cluster IV sendiri untuk proses dehydrationnya menggunakan pendingin yang memanfaatkan gas propane untuk menurunkan suhu gas supaya liquid terlepas dari gas. Berikut pada gambar 2.2 ditunjukkan peta alur pengaliran gas asalm kering dari setiap lokasi fasilitas produksi di daerah operasi APO yang bermuara ke kilang PT.PAG Blang Lancang Lhokseumawe,dan dapat dilihat pada gambar 2.2.
13
PHE NSB
Gambar 2.2 Alur aliran gas alam kering dari sumber produksi ke kilang PT.PAG (Sumber Perpustakaan Point A PHE NSB)
2.3.3
Organisasi Perusahaan dan Tenaga Kerja.
Untuk dapat mencapai efisiensi dan produktifitas kerja yang tinggi sebagaimana yang harapkan oleh perusahaan, maka pengelolaan sumber daya manusia harus dilakukan secara optimal sehingga mampu memberikan hasil yang maksimal untuk mencapai target produksi yang telah ditetapkan oleh perusahaan.
2.3.4 Struktur Organisasi Perusahaan
Berdasarkan struktur organisasi yang ada sekarang, maka perincian tenaga kerja pada perusahaan Pertamina Hulu Energi adalah sebagai berikut : Aceh Production Operation Manager Field Manager, membawahi 4 divisi yang terdiri dari
Operation
Superintendent
(OP.Supt),
Maintenance
Superintendent,
SCM
Superintendent, dan Security dan Security Superintendent. Dari setiap divisi – – visi visi tersebut membawahi beberapa Senior Supervisor dan setiap Senior Supervisor membawahi beberapa Supervisor dan dari setiap Supervisor membawahi beberapa tenaga Teknisi atau Operator lapangan. Tenaga kerja bantuan harian juga dipekerjakan pada beberapa bagian Departemen Operasi dan Departemen Pemeliharaan untuk membantu tenaga kerja ahli dalam 14
PHE NSB
menyelesaikan tugas sehari – – hari. hari. Hal ini dilakukan untuk memenuhi kebutuhan tenaga kerja dalam jumlah yang cukup untuk menyelesaikan tugas-tugas penting dan urgensinya tinggi bagi kelangsungan hidup hidup fasilitas proses operasi pada bagian produksi. Skema Organisasi Perusahaan pada Perusahan PERTAMINA HULU ENERGI (PHE NSB) & (PHE NSO) di Aceh Production Operation Lapangan Arun (Arun Field), Field), dapat dilihat pada gambar 2.3 sampai 2.7
2.3.4.1 Departemen Produksi APO Field Manager
APO Asset Coordinator
Arun Sls & ERT Senior Supervisor
Operasional Shift Supervisor Arun, SLS&ERT
NSO Offshore Point A & Senior Supervisor
Operasional Shift Supervisor NSO Offshore
Field Maintenance Superintendent
APO CCR Shift Leader & Lab.
Gambar 2.3 Top Departemen Produksi (Sumber Perpustakaan Point A PHE NSB)
15
PHE NSB
2.3.4.2 Departemen Maintenance
Machinery Maintenance & Reability
Gambar 2.4 Departemen Maintenance ( Sumber Perpustakaan Point A PHE NSB)
2.3.4.3 Departemen SCM Field SCM Superintendent
Ground Transport Coordinator
Field Service & Marine Base
Camp & Catering Coordinator
Warehouse Officer
Gambar 2.5 Departemen SCM (Sumber Perpustakaan Point A PHE NSB)
2.3.4.4 Departemen Security Security Superintendent
Administrator
APO Specialist
16
PHE NSB
Gambar 2.6 DepartemenSecurity(Sumber Perpustakaan Point A PHE NSB)
2.3.4.5 Departemen (ICT)
Gambar 2.7 2.7 Departemen (ICT) (Sumber Perpustakaan Point A PHE PHE NSB) NSB) Berdasarkan kepada status ketenagakerjaan maka pegawai perusahaan di PERTAMINA HULU ENERGI Indonesia dibagi menjadi 2 kategori yaitu, Pegawai Reguler dan Pegawai Sub-Kontraktor dengan komposisi sebagai berikut: 1. Pegawai Reguler di APO
: 113 orang
2. Pegawai Sub-Kontraktor di APO
: 524 524 orang
2.4
Keselamatan Kerja
Sesuai
dengan
Peraturan
Pemerintah
No.1
tahun
1970,
maka
Perusahaan
PERTAMINA HULU ENERGI (PHE) menerapkan suatu kebijakan keselamatan kerja dengan tujuan untuk mencapai Zero mencapai Zero Acident and No Body Get Hurt, dengan cara memberikan pelatihan yang sangat memadai kepada setiap pegawai sesuai dengan kebutuhan masing – masing pegawai tersebut. Pelatihan serupa juga diberikan kepada pegawai sub-kontraktor yang mempunyai perjanjian ikatan kerja waktu tertentu dengan Perusahaan PERTAMINA HULU ENERGI NSB, hal ini dilakukan untuk memaksimalisasi pencegahan terhadap kecelakaan kerja baik di lingkungan perusahaan maupun diluar jam kerja. Alat pelindung diri yang sesuai diwajibkan untuk dipakai oleh setiap pegawai pada saat melakukan aktifitas kerja di lapangan. Alat pelindung diri seperti sepatu pengaman kaki ( safety safety shoes), shoes), baju terusan penolak api (fire retardance coverall), coverall), topi pengaman kepala (safety hard head), head), kaca mata pengaman (safety glasses) glasses) dan sarung tangan ( glove) glove) adalah 17
PHE NSB
kebutuhan perlindungan yang sangat minimum yang harus dipakai oleh setiap pegawai / karyawan saat melakukan aktifitas. Pegawai bahkan akan mendapat teguran dari atasannya apabila kedapatan tidak menggunakan alat pelindung diri yang lengkap dan sesuai dengan yang dibutuhkan pada saat bekerja. Para perkerja juga harus membuat permit kerja, karena dalam permit itu para pekerja bisa mendapatkan izin kerja dan bisa melakukan pekerjaan di lapangan ini juga termasuk dalam Safety khusus untuk pekerjaan bagi para pekerja. Tujuan dari Kesehatan Dan Keselamatan Kerja : 1.
Tenaga kerja dan setiap orang lainnya yang berada ditempat kerja selalu dalam keadaan selamat den sehat.
2. Peralatan dapat dipergunakan dengan aman dan efisien. 3. Proses produksi dapat berjalan dengan lancar sehingga dapat menghasilkan hasil yang aman. 4. Agar lingkungan kerja dapat diperlihara dengan aman. 5. Sebagai alat kerja dapat diperlihara dengan aman 6. Sebagai alat untuk mencapai derajat kesehatan tenaga kerja yang setinggi-tingginya. 2.5
Kegiatan Pertamina Hulu Energi di Indonesia
Saat ini PERTAMINA HULU ENERGI memiliki 43 di seluruh Indonesia :
Gambar 2.8 Peta Kegiatan Pertamina Hulu Energi (Sumber Perpustakaan Point A PHE NSB)
18
PHE NSB
2.5.1 Aceh Production Production Operation PHE NSB NSB dan PHE NSO NSO
PERTAMINA HULU ENERGI mengoperasikan Ladang Arun di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam sebagai Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) bagi Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas (SKKMIGAS). Afiliasi PERTAMINA HULU ENERGI Indonesia juga mengoperasikan lapangan South Lhoksukon A dan D, selain di North Sumatera Offshore (NSO) yang merupakan ladang gas lepas-pantai di Sumatera Utara. Gas dari Arun field ini di kirimkan kefasilitas PT.PAG Natural Gas Liquefaction Liquefaction (NGL), kemudian gas ini diproses menjadi gas alam cair ( liquid natural gas), gas ), atau “LNG”. Pertamina Hulu Energi juga telah memasok gas kepada pabrik pupuk local dan pabrik kertas. Pada puncaknya, Ladang Arun memproduksi sekitar 3,4 MMSCFD (1994) dan sekitar 130.000 barrel kondensat per hari (1989).
19
PHE NSB
BAB III FASILITAS OPERASI Pada Aceh Production Operation (APO) proses-proses yang terjadi mulai dari pengambilan gas sampai dengan proses dimana gas tersebut telah siap untuk dikirim ke point “A” yaitu dapat dilihat pada gambar 3.1 yaitu aliran diagram proses di Aceh Production Operation (APO) dan unit Fasilitas Operasi dan sarana Penduduknya,seperti pada gambar berikut,
,
Gambar 3.1 Aliran diagram proses di Aceh Production Operation (APO)
3.1 Sumur Produksi
Disetiap Cluster pada Arun Field banyaknya sumur yang masih beroperasi berbeda beda , Cluster-I jumlah sumur keseluruhan 21 buah sumur, dan sekarang masih berproduksi 7 sumur (4 sumur online dan 3 sumur cycling), Cluster-II jumlah sumur keseluruhan 21 buah 20
PHE NSB
sumur , yang masih berproduksi 10 sumur (8 sumur online 2 sumur shut in to cycling) , ceased flow 10 sumur dan yang tidak berproduksi lagi saat ini ( abandon) yaitu 1 buah sumur
, Cluster III jumlah sumur keseluruhan 20 buah sumur , yang masih berproduksi 15 sumur , ceased flow 3 sumur dan yang sudah tidak berproduksi lagi saat ini (abandon) yaitu 2 buah
sumur , dan yang terakhir yaitu Cluster -IV jumlah sumur keseluruhan 17 buah sumur , yang masih berproduksi 8 sumur , ceased flow 6 sumur dan dan yang tidak berproduksi lagi saat ini (abandon) yaitu 3 sumur. Untuk setiap sumur yang tidak lagi beroperasi disebabkan karena sumber gas alam ada pada cadangan produksi sumur tersebut sudah tidak mampu lagi untuk keluar yang disebabkan oleh tekanan yang lebih rendah dari tekanan rata-rata,sumur sumur produksi yang lain dan juga cadangan gas alam yang ada pada sumur tersebut sudah tidak bisa di produksikan. Di arun field terdapat dua jenis well ada yang Single Loop dengan tekanan 5000 psig dan ada Double Loop dengan tekanan 10.000 psig. Pada saat gas alam masih melimpah dan tekanan masih sangat tinggi digunakan well Double Loop, yang tujuanya adalah supaya pipa pada aliran well tersebut seimbang , dan tidak mengalami goncangan ,
dan pada saat
sekarang dengan kondisi gas yang semakin menipis, digunakan yang Single Loop , karena tekanan sudah tidak tinggi lagi , dan yang Double Loop masih digunakan. Pada Cluster-IV gas alam yang keluar dari setiap sumur produksi di alirkan melalui pipa gas ukuran 8 inci ke pipa pengumpulan induk gas alam yang berukuran 30 inci sebelum memasuki pendinginan gas alam yang disebut dengan inlet well stream cooler, hal ini dilakukan untuk memudahkan pengumpulan gas alam dari semua sumber sumur produksi sebelum di alirkan ke fasilitas pendigin gas alam. Berikut ini adalah gambar dari proses yang terjadi pada train 1 well stream coller dan dapat di lihat pada gambar 3.2
21
PHE NSB
Gambar 3.2 flow gas dari wellhead menuju wellstream cooler Berikut ini adalah gambaran kondisi sumur produksi yang digunakan di fasilitas produksi yang ada pada Cluster-IV, seperti terlihat pada gambar di bawah ini :
Gambar 3.3 Tipikal sumur produksi Cluster-IV
22
PHE NSB
Di setiap sumur produksi, terdapat satu buah katup induk utama atau disebut dengan master valve -1 (MV-1), kemudian di susul dengan 1 buah katup pendamping katup induk utama disebut dengan dengan master Valve-2 (MV-2) berikutnya disusul dengan katup pengaman pertama disebut dengan safety valve -1 (SV-1) dan pada puncak sumur produksi terdapat 1 buah katup pelepasan gas pada saat aktivitas perbaikan sumur produksi yang disebut dengan crown valve digunakan untuk menambahkan pengamanan ganda apabila terjadi kebocoran pada pipa gas basah. Semua katup yang terpasang pada sumur-sumur produksi di operasikan dengan menggunakan fasilitas udara bertekanan dan minyak hidraulic yang dibantu oleh sistem elektrik (Elektrik Power Supply) sehingga katup-katup ada pada sumur produksi dapat di operasikan secara local atau secara jarak jauh (remote) kecuali katup induk utama yang disebut dengan Master Valve-1 (MV-1) yang hanya dapat dioperasikan secara manual. Katup induk utama ini di operasikan secara outomatic untuk menghindari kegagalan operasional pada saat tidak sedianya fasilitas bantu operasi seperti udara bertekanan , minyak hidrolic atau sistem elektrik. Hal ini dilakukan untuk memberikan pengaman yang cukup kepada sumur produksi dan menghindari sekecil mungkin kegagalan operasi yang bisa berakibat fata l kepada sumur produksi itu sendiri atau kepada para operatornya saat melakukan inspeksi ke setiap sumur pada setiap saat yang telah dijadwalkan. Sumur-sumur produksi di bordengan kedalaman yang bervariasi rata-rata kedalaman dari pada semua sumur produksi adalah 10.000 kaki, ada yang di bor vertikal dan ada juga di bor hrizontal. Setiap sumur produksi di pasang alat pencegah ledakan sumur tiba-tiba atau di sebut dengan well blow-outpreventer (BOP). (BOP). Pemasangan ini dilakukan untuk menghindari terulang kembali kejadian yang menimpa sumur produksi Arun Operation pada tahun 1987 dulu . Di setiap sumur produksi juga di pasang alat pemantau tekanan gas yang disebut dengan pressure gauge dan alat pemantau suhu yang disebut dengan Temperature gauge. Kedua alat ini di pantau secara terjadwal untuk mengetahui sedini mungkin apabila terjadi perubahan tekanan atau suhu sumur produksi yang tidak bisa ditoleril. Untuk keperluan pemantauan jarak jauh disetiap sumur dipakai juga alat ala t pemantau tekanan jarak ja rak jauh disebut juga presure transmiter. Kedua alat ini di pantau melalui ruang monitor operasi di ruang Control Room Cluster -IV. 23
PHE NSB
Fasilitas pendukung lainnya yang ada pada sumur produksi adalah panel, alat bantu produksi secara lokal atau disebut dengan local dengan local panel . Lokal panel tersebut dilengkapi 3 buah tangki minyak hidrolik yang bertekanan rata-rata 3000 psig untuk alat bantu untuk mengoprasikan katup-katup sumur produksi. Untuk menghindari efek pencemaran lingkungan dengan sebab tetesan gas cair yang keluar dari setiap penyambungan pipa atau saluran sambung lainnya yang gagal, maka pada setiap sumur produksi dilengkapi dengan bak penampungan cairan yang terkontakminasi atau disebut well cellar. cellar. Bak ini akan di kosongkan secara terjadwal apabila permukaan cairan terkumpul dalam bak tersebut sudah mencapai permukaan yang tidak dapat ditolerirkan lagi. Cairan ini diangkat dengan mobil pengangkut cairan kotor (Vacum Truck) ke tempat perjernihan air limbah atau disebut dengan water treatmend plant. Apabila ada keadaan darurat, maka sumur-sumur produksi yang ada di Cluster-IV dapat ditutup secara automatic dengan menggunakan fasilitas remote control atau penutupan sumur-sumur dalam keadaan darurat yang disebut dengan emergency shut down (ESD) system. Tombol system. Tombol emergency shut down system di pasang di ruang monitor Cluster-IV, untuk menutupkan sumur-sumur produksi di Cluster-IV dan juga satu buah tombol Emergency Shut Down System dipasang dilokasi South Lhoksukon-D untuk menutup sumur-sumur produksi yang ada di South Lhoksukon Cluster-D. Tombol Emergency Shut Down System yang di pasang di lokasi Cluster-IV dioperasikan oleh petugas yang mengawasi Cluster-IV hanya apabila di perlukan dan pengoperasianya harus atas intruksi dari operator yang memonitor operasi di ruang kontrol Cluster-IV. Tombol-tombol Emergency Shut Down Sytstem tersebut di operasikan menggunakan fasilitas elektronik sistem yang dikombinasikan dengan alat bantu udara bertekanan dan minyak hidraulic. Tombol-tombol Emergency Shut Down Sytstem tersebut dapat berkerja secara automatic dan manual. Untuk menutup sumur-sumur produksi secara s ecara darurat, maka operator yang ada di South Lhoksukon Cluster bisa langsung menekan tombol Emergency Shut Down Sytstem yang ada di tempat tersebut sesuai kebutuhan, sekaligus secara keseluruhan tergantung bagaimana kebutuhan Emergency tersebut. Tombol Emergency Shut Down Sytstem tersebut akan berkerja secara automatic apabila hal-hal seperti yang tersebut dibawah ini ter penuhi yaitu: -
Hilangnya arus listrik yaitu 125 Volt DC power.
-
Berkurangnya tekanan udara dari 110 psig sampai ke 70 psig.
-
Berkurangnya tekanan minyak hidrolic dari 3000 psig sampai ke 1500 psig. 24
PHE NSB
-
Terjadi peledakan pipa gas yang mengakibatkan berkurangnya tekanan gas dalam pipa pada batas yang telah ditentukan.
Skema dibawah ini adalah gambaran sederhana cara kerja kombinasi antara minyak hidraulic (Hydraulic Oil), udara bertekanan bertekanan (Air Supply) Supply) dan tenaga elektrik arus lemah (Elecetric Power Supply) 125 Volt DC dalam mengoperasikan katup-katup yang ada pada semua sumur produksi dan dapat dilihat pada gambar 3.4 berikut ini :
Hydraulic Quick
KatupUtama
Hydraulic Supply Line
Air Supply Line
Solenoid Valve
Electric power supply
Gambar 3.4 Schematic Drawing of Hydraulic Valve Operation
3.2
Fasilitas Pendinginan Gas alam
Gas basah dari sumur-sumur produksi, baik yang di Cluster-IV maupun di Cluster-Cluster lain dikumpulkan kedalam satu pipa penampung induk masukan gas gas basah yang disebut dengan inlet well stream cooler header. Fasilitas proses di Cluster-IV di bagi kepada dua jalur aliran atau disebut dengan train yaitu proses train-1 dan proses train-2. Pembagian ini dimulai semenjak gas basah memasuki inlet well stream cooler header. Ukuran pipa gas inlet well stream cooler header masing-masing adalah 16 inci dan panjang keseluruhnya 50 meter. Gas basah yang terkumpul dalam pipa ini kemudian dengan cara berkesinambungan di alirkan ke fasilitas pendinginan gas basah yang disebut dengan Wellsteam Cooler Train-1 dan Wellstream Cooler Train-2. Gas basah yang keluar dari fasilitas pendinginan kemudian di alirkan ke dalam fasilitas pemisahan gas, minyak kondensat dan air yang disebut dengan condensat and water separator. 25
PHE NSB
Fasilitas pendinginan gas basah atau yang disebut dengan Wellstream Cooler di lengkapi dengan beberapa komponen penunjang lainnya seperti berikut: -
Motor listrik atau disebut dengan Elektric dengan Elektric Motor.
-
Pipa pendingin atau disebut dengan Cooler tube.
-
Pipa penyalur masukan atau disebut inletriser.
-
Pipa penyalur keluaran atau disebut outletriser.
-
Pipa pengumpulan masukan atau disebut inlet wellstream header.
-
Sudu-sudu pendingin atau disebut dengan fin-fan cooler.
-
Kipas pendinginan disebut dengan cooler fan.
Proses kerja pendinginan gas basah adalah gas basah yang terkumpul di dalam inlet well stream header masing-masing train di alirkan melalui pipa inlet riser yang yang berukuran 6 inci kedalam cooler tube yang berukuran 1-1/4 inci didinginkan dengan menggunakan kipas cooler fan yang berukuran 4 meter untuk menurunkan suhu gas basah tersebut dari suhu ratarata 235 °F ke suhu rata-rata 110 °F (suhu dulu ). Suhu Current rata-rata 170°F ke suhu ratarata 96°F. Dikarenakan kondisi sekarang tekanan gas sudah rendah maka temperature pun menurun.
3.3 Fasilitas Pemisahan Gas, Minyak Kondensat dan Air (Production Separator) Separator)
Gas yang keluar dari sistem pendinginan gas basah dari masing – masing train memasuki unit pemisahan gas atau disebut juga dengan Three Phase Separator (D-416), untuk kemudian dengan menggunakan fasilitas pemisahan gas basah dan cairan, gas tersebut dipisahkan menjadi tiga klasifikasi pokok yaitu gas kering (dry gas), minyak kondensat (condensate) dan air ikutan produksi (produced water). Proses pemisahan ini mengacu pada sistem pemisahan secara grafitasi yaitu cairan yang massa jenisnya lebih berat seperti air akan turun ke lapisan separator yang paling bawah sedangkan yang massa jenisnya lebih ringan seperti minyak kondensat akan terapung di separator bagian tengah dan gas yang massa jenisnya lebih ringan diantara air dan minyak kondensat akan naik dengan sendirinya ke permukaan separator yang paling atas dan dengan mudah dialirkan ke fasilitas proses selanjutnya. Pemisahan akan lebih sempurna apabila kondisi suhu dan tekanannya berada pada posisi yang stabil yaitu tidak fluktuative atau at au berubah-ubah selama proses pemisahan tersebut 26
PHE NSB
terjadi. Berikut ini adalah typical dari alat pemisahan yang digunakan pada cluster IV, dapat dilihat pada gambar dibawah ini :
Gambar 3.5 Tipikal Produksi Separator Cluster-IV
3.4 Unit Pendinginan Gas (Propane Chiller)
Gas kering yang keluar dari unit pemisahan dan telah terpisah dari cairan atau liquid lainnya dari masing-masing train belum sempurna kering dan suhunya perlu diturunkan dahulu tampa menurunkan tekanannya, sebelum memasuki fasilitas pendingin gas atau disebut dengan Propane Refgeration System System dari masing-masing train yang terdiri dari beberapa fasilitas fasil itas yaitu, Scrubber (D-4504 dan D-4505), Booster Compresor (K-4504dan (K-4504dan K4505), Condenser (E-4504 dan E-4505), Accumulator (D-4507), Propane Propane Chiller (E-4501 (E-4501 dan E-4502). Gas yang keluar dari unit pemisahan atau separation unit dari masing-masing train tersebut dialirkan ke dehydration Low Pressure Unit (E-418) untuk penurunan tekanan setelah penerapan pada Production Separator. Kemudian gas kering yang telah tersaring impuritis tersebut dialirkan ke unit High unit High Presurre Pr esurre Dehidration Unit , kemudian di alirkan ke propane Refrigeration atau unit pertemuan awal antara gas kering dengan Propana . Gas 27
PHE NSB
masuk kedalam Propane Chiller dimana terjadi kontak antara propane dan Gas yang terjadi diantara Tube (gas) and Shell (Propane). Uap air yang ada setelah proses pendinginan karena gas terjadi kondensasi dialirkan melalui pipa menuju Booster Kompresor guna menaikkan tekanannya kembalikan ke dehydration. 3.5 Booster Kompressor
Booster compresor
merupakan unik peningkatan tekanan fluida
gas dari Arun
cluster dan South Lhoksukon Lhoksukon sampai ke point “A” dan dan ke point” B” ( ( PT.PERTA ARUN GAS). Peningkatan Peningkatan tekanan terjadi dengan di kompres oleh compressor LP LP K-4920B/K4930B dan HP K-4920A/K-4930A yang di gerakan oleh KGT- 4920 sehingga tekanan gas yang rendah sekitar 30 psig menjadi tekanan yang tinggi sekitar 320 psig. Proses ini dilakukan untuk mempercepat aliran gas.
28
PHE NSB
BAB IV TUGAS KHUSUS 4.1 Judul Tugas Khusus
Judul yang diberikan kepada penulis saat melaksanakan kerja praktek di PT. PERTAMINA HULU ENERGI NSB adalah: Produced Water Injecti on System.
4.3 Tujuan Khusus
1. Untuk menganalisa pH dan jumlah Hydrocarbon Content yang ada dalam sample Produced Water Injection System. 2. Menghitung total air yang diinjeksi dan jumlah rata-rata ke GW-06/07 selama 1 bulan. 4.4 Waktu dan Tempat Tempat Pelaksanaan Pelaksanaan Tugas Khusus Khusus
Pelaksanaan Kerja Praktek di lakukan di PT.Pertamina Hulu Energi(NSB)Lhoksukon, Aceh Utara dimulai sejak tanggal 01 01 Agustus s/d 30 September Penulis tempatkan di CCR Point- A (Central Control Room) dan Cluster IV.
4.5 Objek Tugas Khusus
Objek yang diambil pada tugas khusus ini adalah Produced Water Injection System merupakan pengolahan air dari hasil produksi yang diinjeksi kembali ke bumi (GW-06/07). Fasilitas Produced Water Injection terdapat di Cluster IV sedangkan sumur injeksi (GW06/07 ) berada jauh dari fasilitas Produced Water Injection yaitu berada di 6 km dari Cluster IV tepatnya di Desa Paya Medru Kecamatan Pirak Timu Kab.Aceh Utara.
4.6 Metode Pelaksanaan Tugas Khusus
Metodelogi yang di lakukan selama melakukan kerja praktek adalah sebagai berikut: 1. Studi langsung dengan operator di CCR di point-A dan Cluster 4. 2. Studi langsung ke lapangan sumur gas. 3. Bertanya langsung kepada Senior Supervisor di lapangan. 4. Dan konsultasi dengan mentor. 29
PHE NSB
4.6.1 Metodelogi Metodelogi percobaan percobaan
Dalam menyelesaikan laporan ini, data yang di peroleh dari Central Control Room di Cluster IV tanggal 01 Agustus 2017 sampai 30 September 2017 berdasarkan data aktual di lapangan Cluster IV.
4.7 Landasan Teori Teori Tentang Tugas Khusus Khusus 4.7.1
Fasilitas Operasi pada Produce Water Injection
Produksi air mengalir melalui serangkaian bejana atau tangki. Air yang dikirim ke Produced Water bertujuan untuk membuang kandungan hidrokarbon dalam air dan memindahkan kandungan uap sebelum dipompakan ke Produced Water Injection Fasilities di Cluster 4 kemudian air disuntikkan ke GW-06/07 oleh pompa G-423D/E/F. Pompa injeksi (G-423E) akan berjalan selama keadaan darurat saja, jika pompa G-423D/F gagal . Pompa G-423E akan bekerja tidak melewati alat Deoiler unit karena pelepasan tekanan kapasitasnya menjadi lebih rendah. 4.7.1.1 Peralatan Yang Digunakan
Adapun alat-alat yang dibutuhkan dan digunakan dalam operasi ini adalah : 1. Degassing Column (F-422). 2. Depressurizing Vessel (D-411). 3. Produce Water Surge Tank(F-420). 4. Produce Water Skim Tank(F-421). 5. Condensate Recovery Pump(G-427B). 6. Produced Water Injection Pumps (G-423D/E/F). 7. Slop Tank(F-409). 8. Ex-used GW-06/07 Wells and Flow Lines 9. CIV-1/11/17 wells,Flow lines & W/S header and (CIV-15 for future) The are still not utilized yet). 10. Chemical Injection Skid 30
PHE NSB
11. Hydro Cyclone Skid (V-451) / (Deoiler) 12. Retention Vessel(F-420A)
4.7.1.2 Sistem Pengontrolan
Pompa yang digunakan pada Produced water merupakan pengontrolan secara Manual-OFF-Auto pengoperasian ada juga yang menggunakan metode manual. Pompa yang digunakan pada Cluster 4 sistem pemberhentian automatis , dengan saklar tekanan High-high dan Low-low yang berada pada jalur pelepasan pompa dan sakelar level dipasang dengan keadaan rendah pada tangki Surge Tank F-420. Alarm visual yang terletak di dalam ruang control dipasang untuk memantau status operasi(Running-Motor Fault) dari setiap pompa. Semua alarm untuk saklar akan ditampilkan pada tanda peringatan dan alaram motor pompa. Pompa akan memulai secara se cara manual dengan menekan tombol Push di ruang control dan kontrol pompa untuk pemberhentian secara otomatis yang dikendalikan oleh Relay logic yang dipasang Annunciator dan relay logic pada control panel . Aliran keluaran dari pompa dilengkapi dengan level kontrol recycle valve, yang akan dikontrol oleh LIC-45055A dan PT-45055A pada aliran keluaran dari pompa. Penurunan tekanan melewati De-oiler hydro-cyclone dikendalikan oleh Pressure Indicator Control . Kinerja Deoiler dikontrol dengan perbedaan rasio tekanan (PDR) pada kisaran 1.7-2.0 psig. 4.7.2
Deskripsi Aliran Proses
4.7.2.1 Overview
Produced Water dari Cluster 1 yang dialirkan ke production separator, kira-kira air yang di transfer ke Cluster 2 sekitar (2000 BPD) yang dipompa oleh Liquid Handling Handling Pump melalui pipa berukuran 6 inci. Penggabungan Produced Water dari Cluster 1&2 dikirim ke Cluster 3 yaitu ke alat Condensate Water Separator (D-318) di Cluster 2 dipompa oleh liquid liquid Handling Pump dan dialirkan oleh Fuel gas 8 inci carbon steel pipeline. Produksi Water Transfer pump (G323E/D) di Cluster 3 ditransfer ke Cluster 4 (Produksi Water Injeksi) ke tangki Surge dan 31
PHE NSB
tangki Skim (F-422 & F-421) pompa transfer yang baru dipasang dengan sistem kontrolnya berkapasitas 2500 BPD . Produced Water Injeksi pada Cluster 4 dari penggabungan air yang dihasilkan dari Cluster 1/2/3 dengan kapasitas 6.500 BPD ke GW 06/07 , De oiler Hydro cyclone yang baru dipasang dibawah aliran pompa injeksi di Cluster 4 dan dirancang untuk menangkap dan menghilangkan tetesan minyak yang relatif kecil dari aliran air . Hal ini dilakukan dalam satu jarak lintasan dan dalam beberapa detik ke aliran air yang melewati lapisan siklon. De-oiler Hydro Cyclone merupakan pemisahan kondensate dalam air oleh karena itu memerlukan tekanan untuk menciptakan aliran yang menyebabkan pemisahan antara tetesan minyak dari air . Air yang ada kandungan minyak dimasukkan pada setiap pipa dimana bentuk inlet Tangensial memaksa campuran cairan berputar dalam keadaan aliran spiral dan sentrifugal post . Pada Cluster 4 terdapat liquid metering yang dipasang De-oiler hydro cyclone yang dapat memantau air dengan kisaran 4000-7500 BPD dengan 4 diameter . Flow dapat di pantau pada komputer diruang dir uang control yang dapat menampilkan laju alir perjam ,harian dan laju alir kumulatif saat ini. Jadi total injeksi current dikurang dengan total injeksi kemarin. 4.7.2
RECOMENDED OPERATING RANGES ( RORs)
Berikut merupakan tabel parameter untuk pengoperasian pada sistem ini. Normal Tag No.
Low Low Trip
Operating
Low Alarm
High High High Alarm Trip
Range
PSHH45059A1/B1
PSLL45059A
---
---
100 psig
---
200psig
50 psig
---
100 psig
---
---
32
PHE NSB
LSLL45057A
4.8
2’2’-0”from the bottom of the
8’8’-0” from the ---
bottom of the
tank
---
---
tank
Data Pengamatan 4.8.1
Data hasil pemantauan pemantauan Air Injeksi Injeksi Ke Sumur Injeksi GW-06/-07 GW-06/-07 Bulan Agustus 2017 Beban Maksimum
No.
Waktu
Debit
Tekanan Injeksi
Injeksi
Sumur (100 Psig)
(16000 BPD)
(Mingguan)
(Harian)
Tekanan
Water
Selubung
Injeksi (BPD)
(Mingguan)
1
01-Agust
5069
2
02-Agust
6703
3
03-Agust
6379
4
04-Agust
6201
5
05-Agust
5753
6
06-Agust
5182
7
07-Agust
8
08-Agust
2222
9
09-Agust
4656
10
10-Agust
3327
11
11-Agust
4737
12
12-Agust
4057
13
13-Agust
4783
14
14-Agust
15
15-Agust
4055
16
16-Agust
5040
17
17-Agust
5765
18
18-Agust
6863
19
19-Agust
5408
47
50
33
0
0
2514
5284
PHE NSB
20
20-Agust
6147
21
21-Agust
22
22-Agust
7626
23
23-Agust
3412
24
24-Agust
4705
25
25-Agust
5085
26
26-Agust
5716
27
27-Agust
5298
28
28-Agust
29
29-Agust
5281
30
30-Agust
5055
31
31-Agust
6227
48
0
45
0
Rata-Rata
4.8.2
4232
4243
5.234,16
Hasil Analisa Sample Produced Water Injection To GW-7
Sample Date / Time 21 Agustus 2017 Sample
: Produced Water
Source
: Water Injection To GW-07
Test Description
pH
Hydrocarbon content
Unit
Spesification
-
-
Ppm
-
34
Method
APHA 4500+
H B
Volumetric
Result
6.6
442298.0
PHE NSB
35
