PENGENALAN FASILITAS PRODUKSI PERMUKAAN DI PT PERTAMINA EP ASSET 5 LAPANGAN BUNYU
LAPORAN KERJA PRAKTEK DI PT PERTAMINA EP ASSET 5 FIELD BUNYU Oleh : DONDY ZOBITANA 12010195
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN AKADEMI MINYAK DAN GAS BALONGAN INDRAMAYU 2016
ABSTRAK PT. Pertamina EP Asset 5 Field Bunyu merupakan salah satu perusahaan yang bergerak dalam bidang eksplorasi minyak bumi yang terletak di daerah Bunyu. Lapangan Pertamina EP Bunyu berlokasi di kecamatan Bunyu Kabupaten Bulungan, Kalimantan Utara. Pada PT. Pertamina EP Asset 5 Field Bunyu kegiatan eksplorasi membutuhkan biaya yang tidak sedikit dan membutuhkan teknologi yang canggih demi mencapai target produksi yang telah di tentukan karena lancarnya kegiatan eksplorasi tidak dapat lepas dari kegiatan pengontrolan secara berkala untuk mengetahui jumlah produksi dan melakukan kegiatankegiatan pembersihan zat-zat impuritis yang dimana semua hal tersebut di lakukan di fasilitas produksi permukaan. Tujuan dari kerja praktek ini adalah untuk mengetahui dan memahami tentang Flow Diagram fasilitas produksi permukaan yang ada di pulau bunyu, mengetahui fungsi dari setiap alat di fasilitas produksi permukaan di lapangan bunyu, mengetahui proses pengumpulan produksi fluida hidrokarbon untuk di simpan di tanki pengumpul, mengetahui cara proses pemisahan air yg ikut teproduksikan untuk di treatment menjadi water injection. Pelaksanaan kerja praktek ini di lakukan pada tanggal 1 Februari sampai 29 Maret 2016. Dalam usaha untuk mendapatkan data-data yang berhubungan dengan objek yang penulis teliti, penulis menggunakan teknik pengumpulan data sebagai berikut. Wawancara khususnya dengan operator sumur, operator gathering station, operator main gathering station, pembimbing lapangan, serta pegawai yang berhubungan dengan objek yang penulis teliti, pengumpulan data tertulis, pengambilan dokumentasi. Sumur yang telah dibor di Area Operasi Bunyu saat ini berjumlah 251 sumur, antara lain terdiri dari 43 sumur produksi minyak, 6 sumur produksi gad, 20 sumur injeksi, 17 sumur kendala mekanis, 125 sumur suspended, dan 40 sumur abandoned atau ditutup. Fasilitas yang terdapat pada lapangan produksi Bunyu yaitu 3 Gathering Station (GS), 1 Early Production Facility (EPF), 2 Stasiun Kompressor Gas (SKG), 1 Main Gathering Station (MGS), 1 Terminal Pengapalan. Alur proses produksi pada lapangan bunyu yaitu Pada awalnya fluida dari sumur – sumur dialirkan ke SP (Stasiun Pengumpul) dan Early Production Facility melaui flowline menuju header manifold. Kemudian pada Early Production Facility dilakukan proses pemisahan antara gas dan liquid melalui separator, lalu liquid yang telah terpisah oleh gas di alirkan ke Main Gathering Station. Sedangkan gasnya di alirkan ke scrubber untuk dijadikan gas kering (dry gas). Setelah itu gasnya di alirkan ke Stasiun Kompressor Gas Nibung yang akan di distribusikan ke PLN Bunyu dan PLN Tarakan.
ii
CURRICULUM VITAE Personal Detail Name NIM Mailing Address Contact Number O
: Dondy Zobitana : 12010195
: Sakapurun Street No. 33 Kapuas City,Central Kalimantan
: 082217464484
:
[email protected]
Place, Date of Birth : Kapuas, 11 th July 1994 Sex
: Male
Religion
: Moslem
Nationality
Education Details 2013-Now
: Indonesian
Oil and Gas Academy of Balongan Indramayu Petroleum Engineering, Program D3, Indramayu, Indonesia
2010-2013 Senior High School 02Kuala Kapuas, Central Kalimantan
2007-2010 Junior High School 04 Kuala Kapuas, Central Kalimantan 2001-2007 Elementary School 06 Kuala Kapuas, Central Kalimantan
Organization 2013-Now
Member of IATMI (Association Of Indonesian Petroleum Engineers) 2013-Now Basket Ball Player Of Oil and Gas Academy of Balongan Indramayu 2013-Now Member of Student Units Activity in Departement Basketball, Oil and Gas Academy of Balongan 2012-2013 Basket Ball Player Of senior High School SMAN 02 Kuala Kapuas, Central Kalimantan 2010-2011 School Organization Of Senior High School SMAN 02 Kuala Kapuas, Central Kalimantan
Practical Work 2015
Practicum Of “Penilaian Forrmasi”
2015
Practicum Of Mud Test
2015
Practicum Analysis Of Formation Fluid
2014
Practicum Of Chemistry II
2014
Practicum Of Physics II
2014
Practicum Of Geology
2013
Practicum Of Physics I
2013
Practicum Of Chemistry I
Workshop 2015 Conserving National Energy with Innovative Mindset 2014 Be Successful In Job Hunting
Field Travelling 2015
Education and Training Centers Of Oil and Gas Cepu
2014
Museum Of Petroleum Indonesia
2013
Museum Of Geology Bandung
LEMBAR PENGESAHAN
PENGENALAN FASILITAS PRODUKSI PERMUKAAN DI PT PERTAMINA EP ASSET 5 LAPANGAN BUNYU
Diajukan guna memenuhi syarat mata kuliah kerja praktek pada Jurusan Teknik Perminyakan Akademi Minyak dan Gas Balongan
Oleh : DONDY ZOBITANA NIM : 12010195
Proposal ini telah disetujui dan disahkan oleh Dosen Pembimbing Kerja Praktek
Dosen Pembimbing
Ismanu Yudiantoro, S.T, M.T
iii
LEMBAR PERSEMBAHAN Ucapan terima kasih, puji dan syukur hendaknya selalu saya panjatkan kepada Allah SWT yang telah memberikan kesehatan, berkah, rahmat dan hidayahnya sehingga saya bisa menyelesaikan laporan ini. Kata dan ucapan terima kasih sebesar-besarnya saya persembahkan kepada ibu dan bapak serta kakak saya , Beserta teman-teman saya di Indramayu dan di Kalimantan Tengah yang telah memberikan motivasi, dorongan dan semangat kepada saya. Lembar persembahan ini khususnya saya persembahkan bagi kedua orang tua saya, karena tanpa mereka saya bukan apa-apa.YOU GIVE ME SPIRIT AND POWER FOR MY LIFE, THANK’S FOR EVERYTHING MOM, DAD AND I PROMISE WILL GIVE YOU THE BEST.
iv
KATA PENGANTAR
Puji syukur kepada Tuhan Yang Maha Esa, atas berkat dan kasih-Nya penulis dapat menyelesaikan Laporan Kerja Praktek yang berjudul “Penanganan Peralatan Produksi di Permukaan pada Sumur Minyak dan Gas”. Pada kesempatan ini, penulis mengucapkan terimakasih kepada : 1. Ibu Ir. Hj. Hanifah Handayani, M.T selaku ketua Yayasan Bina Islamy. 2. Bapak H. Drs. Nahdudin Islami, M.Si selaku Direktur Akamigas Balongan. 3. Bapak Dwi Arifiyanto, S.T, selaku Dosen Pembimbing dan Kepala Program Studi Teknik Perminyakan. 4. Kedua Orangtua yang telah memberi dukungan baik moril ataupun materil. 5. Bapak Ismanu Yudiantoro, ST.MT, selaku Dosen Pembimbing dalam kerja praktek ini. 6. Bapak Afrizal, selaku Junior Production Engineer dan pembimbing Kerja Praktek PT. Pertamina EP Asset 5 Bunyu Field. Penulis menyadari bahwa laporan ini masih belum sempurna, oleh karena itu penulis harapkan kritik dan saran yang bersifat membangun. Semoga laporan ini bermanfaat bagi semua yang membacanya.
Indramayu ... Juni 2016
Penulis
v
DAFTAR ISI
Halaman JUDUL .............................................................................................................................i ABSTRAK .......................................................................................................................ii LEMBAR PENGESAHAN ............................................................................................iii LEMBAR PERSEMBAHAN .........................................................................................iv RIWAYAT HIDUP .........................................................................................................v KATA PENGANTAR.....................................................................................................x DAFTAR ISI....................................................................................................................xii DAFTAR TABEL ...........................................................................................................xvi DAFTAR GAMBAR.......................................................................................................xvii DAFTAR LAMPIRAN ...................................................................................................xvix BAB I PENDAHULAN.................................................................................................1 1.1
Latar Belakang...........................................................................................1
1.2
Tema ..........................................................................................................3
1.3
Tujuan........................................................................................................3 1.3.1 Tujuan Umum................................................................................3 1.3.2 Tujuan Khusus ...............................................................................4
1.4
Manfaat......................................................................................................5 1.4.1 Bagi Perusahaan ............................................................................5 1.4.2 Bagi Akademis Teknik Perminyakan Akmigas Balogan .............6 1.4.3 Bagi Mahasiswa.............................................................................6
xii
xiii
1.5
Waktu dan Tempat Pelaksanaan................................................................6
1.6
Ruang Lingkup Kerja Praktek ...................................................................7
BAB II DASAR TEORI.................................................................................................8 2.1
Definis Produksi Minyak dan Gas.............................................................8 2.1.1 Production On Field .....................................................................8 2.1.2 Production by Manifold dan Gathering Station............................8
2.2
Jenis Metode Produksi...............................................................................9 2.2.1 Natural Flow` ................................................................................9 2.2.2 Artificial Lift ..................................................................................10
2.3
Jenis dan Fungsi Peralatan Produksi Migas ........................................................ 12
2.3.1 Wellhead........................................................................................12 2.3.2 Flow line .......................................................................................12 2.3.3 Truckline .......................................................................................13 2.3.4 Manifold ........................................................................................13 2.3.5 Header line....................................................................................14 2.3.6 Separator.......................................................................................14 2.3.7 Gas Scrubber.................................................................................15 2.3.8 Free Water Knock Out ..................................................................15 2.3.9 Flash Chamber..............................................................................15 2.3.10 Expansion Vessel...........................................................................15 2.3.11 Chemical Electric..........................................................................15 2.3.12 Tanki Pengumpul ..........................................................................16 2.3.13 Bak Oil Catcher.............................................................................16
2.3.14 Transfer Pump..............................................................................16 2.3.15 Heat Exchanger.............................................................................16 2.3.16 Loading Terminal..........................................................................17 BAB III METODOLOGI PENELITIAN .....................................................................18 3.1
Orientasi Lapangan....................................................................................18
3.2
Metode Wawancara ...................................................................................18
3.3
Studi Literatur............................................................................................18
BAB IV GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN .........................................................33 4.1
Sejarah PT. PERTAMINA EP ..................................................................33
4.2
Visi dan Misi PT. Pertamina EP................................................................36
4.3
Profil PT. Pertamina EP Asset Field Bunyu .............................................37
4.4
Visi dan Misi PT. Pertamina EP Asset 5 Field Bunyu..............................40
BAB V PEMBAHASAN .................................................................................................24 5.1
Pengenalan Lapangan Bunyu ....................................................................24
5.2
Pengenalan Fasilitas Produksi di Field Bunyu ..........................................27 5.2.1
Early Production Facilities (EPF) ..............................................27
5.2.2
SKG (Stasiun Kompresor Gas) Nibung ......................................27
5.2.3
Gathering Station (GS) ...............................................................28
5.2.4
Main Gathering Station ...............................................................35
5.2.5
Loading Terminal ........................................................................41
BAB VI KESIMPULAN .................................................................................................46 DAFTAR PUSTAKA LAMPIRAN
DAFTAR GAMBAR
Halaman Gambar
2.1 Early Production Facility...................................................................... 11
Gambar 2.2 Flowline................................................................................................. 12 Gambar 2.3 SKG Nibung .......................................................................................... 13 Gambar 2.4 Stasiun Pengumpul................................................................................ 15 Gambar 2.5 Manifold ................................................................................................. 16 Gambar
2.6 Header Gathering Station ........................................................................ 18
Gambar
2.7 Header Early Produciton Facility ............................................................. 20
Gambar
2.8 Separator............................................................................................. 21
Gambar 2.9 Gas Scrubber............................................................................................... 24 Gambar 2.10 Tanki Tampung Gathering Station...................................................... 25 Gambar
2.11 Tanki Tampung Early Production Facility......................................... 27
Gambar 2.12 Tanki Tes Gathering Station ............................................................... 28 Gambar 4.1 Tanki Tes Early Production Facility .................................................... 35 Gambar 4.2 Oil Catcher Gathering Station ............................................................... 37 Gambar 4.3 Transfer Pump ....................................................................................... 41 Gambar 4.4 Main Gathering Station ......................................................................... 41 Gambar 4.5 Chemical Pump .................................................................................... 42 Gambar 4.6 Tanki Free Water Knock Out ................................................................ 43 Gambar 4.7 Tanki Tampung ..................................................................................... 46 Gambar 4.8 Oil Catcher ............................................................................................ 53
Gambar 4.9 WIP........................................................................................................ 56 Gambar 5.1 Nutt Shell Filter..................................................................................... 64 Gambar 5.2 Pompa Injeksi........................................................................................ 66
DAFTAR LAMPIRAN
1. Tabel Kegiatan Kerja Praktek Pada Minggu Pertama 2. Tabel Kegiatan Kerja Praktek Pada Minggu Kedua 3. Tabel Kegiatan Kerja Praktek Pada Minggu Ketiga 4. Tabel Kegiatan Kerja Praktek Pada Minggu Keempat
xxiv
DAFTAR TABEL Halaman Tabel
4.1 Sumur Produksi Di Distrik I Dan Distrik II................................................... 45
Tabel
5.1 Tabel Acuan Penggunaan Separator .............................................................. 81
xvi
1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1
Latar Belakang Kegiatan produksi migas merupakan kegiatan yang memiliki perhatian yang cukup besar. Kegiatan ini memiliki resiko yang sangat besar baik pada segi biaya maupun resiko keselamatan kerjanya. Sumber Daya Manusia (SDM) serta peralatan yang memadai termasuk syarat mutlak yang diperlukan di dunia migas agar kegiatan ini dapat berjalan dengan lancar. Lancarnya proses produksi tidak dapat lepas dari kegiatan pengontrolan secara berkala untuk mengetahui jumlah produksi, melakukan kegiatan pembersihan zat-zat impuritis yang tidak ekonomis untuk di produksikan, bahkan dapat membuat kerusakan pada fasilitas produksi permukaan seperti korosi, penyumbatan pada lubang pipa, dan juga abrasive serta prosedur yang benar dalam memproduksikan maupun mengirim hasil produksi menuju proses lebih lanjut, dimana semua hal tersebut di laksanakan di fasilitas produksi permukaan. Oleh karena itu, sangat diperlukan adanya fasilitas produksi untuk melakukan kegiatan tersebut. Hal ini menjadi Latar Belakang penulis untuk dapat membahas mengenai Pengenalan tentang Fasilitas Produksi.
1.2
Tema Tema yang diambil dalam Kerja Praktek ini adalah “PENGENALAN FASILITASS PRODUKSI PERMUKAAN DI PT PERTAMINA EP ASSET 5 LAPANGAN BUNYU” adapun dari tema tersebut menyesuaikan dengan yang ada di kantor maupun di lapangan.
1.3
Tujuan Kerja Praktek Mengingat
proses
pemahaman operasi lapangan
belajar
mengajar di bangku kuliah dan
adalah dua hal yang sangat diperlukan
mahasiswa di waktu kerja nanti, maka beberapa hal yang ingin dicapai pada kegiatan kerja praktek ini antara lain: 1.3.1
Tujuan Umum 1. Mendapat gambaran tentang proses operasi lapangan migas secara menyeluruh. 2. Melatih dan memberi pengalaman kepada calon sarjana Teknik Perminyakan agar memiliki kemampuan di dalam memecahkan masalah-masalah yang berhubungan dengan dunia Perminyakan 3. Melatih calon sarjana Teknik Perminyakan agar memiliki kemampuan di dalam menerapkan ilmu pengetahuan yang telah diperoleh di bangku kuliah pada kondisi yang sebenarnya.
2
4. Untuk mengetahui aplikasi pengangkatan dan pengujian sumur minyak dan gas yang diterapkan di PT. PERTAMINA EP Asset 5 Bunyu Field. 5. Melatih calon sarjana teknik perminyakan
agar memiliki
kemampuan bekerja baik secara individual maupun team work di dalam memecahkan masalah-masalah yang berhubungan dengan dunia perminyakan. 6. Untuk mendapatkan data lapangan yang dapat di gunakan sebagai bahan Kerja Praktek. 1.3.2 Tujuan Khusus 1. Mengetahui dan memahami tentang Flow Diagram fasilitas produksi permukaan yang ada di pulau bunyu. 2. Mengetahui fungsi dari setiap alat di fasilitas produksi permukaan di lapangan bunyu. 3. Mengetahui proses pengumpulan produksi fluida hidrokarbon untuk di simpan di tanki pengumpul. 4. Mengetahui cara proses pemisahan air yg ikut teproduksikan untuk di treatment menjadi water injection. 5. Mengetahui permasalahan yang terjadi pada Fasilitas produksi atau troubleshooting
3
1.4
Manfaat Adapun manfaat yang diperoleh dalam pelaksanaan tugas akhir yang sudah dilaksanakan : 1.4.1 Bagi Perusahaan 1. Perusahaan
dapat
memanfaatkan
tenaga
mahasiswa
yang
melaksanakan tugas akhir dalam membantu menyelesaikan tugastugas untuk kebutuhan di unit-unit kerja yang relevan. 2. Dapat diperoleh informasi mengenai kerja praktek dan dapat dipergunakan untuk pengambilan langkah selanjutnya. 3. Perusahaan mendapat alternatif calon karyawan pada spesialisasi yang ada pada perusahaan tersebut. 4. Menciptakan
kerjasama
yang
saling
menguntungkan
dan
bermanfaat antara perusahaan tempat tugas akhir dengan jurusan teknik perminyakan AKAMIGAS BALONGAN. 1.4.2 Bagi Akademis Teknik Perminyakan Akamigas Balongan 1. Sebagai sarana pemantapan keilmuan bagi mahasiswa dengan mengaplikasikannya didunia kerja. 2. Sebagai sarana untuk membina kerjasama dengan perusahaan di bidang perminyakan.
4
3. Menambah perbendahaan literatur untuk dijadikan sebagai bahan perbandingan dan masukan bagi pihak yang bersangkutan.
1.4.3 Bagi Mahasiswa 1. Dapat mengenal secara dekat dan nyata kondisi dilingkungan kerja yang sebenarnya. 2. Dapat mengaplikasikan keilmuan mengenai teknik perminyakan yang diperoleh dibangku kuliah dalam melaksanakan tugas akhir. 3. Dapat memberikan konstribusi yang positif terhadap perusahaan tempat mahasiswa melaksanakan kerja praktek.
1.5
Waktu dan Tempat Pelaksanaan a. Waktu Waktu pelaksanaan Kerja Praktek ini berlangsung mulai tanggal 1 februari sampai 30 Maret 2016. b. Tempat Tempat pelaksanaan Kerja Praktek dilaksanakan di PT.PERTAMINA EP Asset 5 Bunyu Field.
1.6
Ruang Lingkup Kerja Praktek
5
Ruang lingkup dari Kerja Praktek ini adalah mempelajari dan memahami system kerja pada bagian Rencana dan Engineering, Petroleum Engineering (PE), Production Operation (PO), Work Over Well Service (WOWS)
6
BAB II TINJAUAN TEORI
2.1. Definisi Produksi Minyak dan Gas Produksi adalah suatu kegiatan migas untuk mengangkat fluida hidrokarbon keatas permukaan. Perbedaan antara produksi dengan lifting adalah hidrokarbon yang di ada di reservoir di angkat sampai ke permukaan dan langsung di jual ke klien yang menandatangi kontrak penjualan, sedangkan produksi adalah kegiatan semua hidrokarbon yang di angkat untuk di simpan terlebih dahulu. Secara umum, ada 2 cara sistem produksi minyak yang kita kenal yaitu : 2.1.1
Production On Field Cara memproduksikan minyak yang langsung di sumur tersebut, baik dengan tanki maupun truk vakum. Hal ini dilakukan adalah : a. Mengurangi back pressure pompa – pompa sumur, sehingga kemampuan pompa bisa optimum. b. Ketiadaan material flowline.
2.1.2
Production by Manifold dan Gathering Station Cara memproduksikan minyak dengan membangun fasilitas flowline dan digabung di dalam header manifold yang akhirnya ditransfer ke Gathering Station dengan membangun fasilitas produksi yang komplit, sehingga di dalam gathering station ini
8
terjadi pemisahan antar fluida, baik terhadap gas, air maupun minyak. Untuk itu fasilitas produksi baik tanki, Free Water Knock Out, dan pompa.
2.2. Jenis Metode Produksi Dalam industri perminyakan dikenal beberapa jenis metode berdasarkan produksi. 2.2.1
Natural Flow Natural flow adalah jenis metode produksi yang tidak memerlukan bantuan pengangkatan buatan, karena tekanan reservoir yang masih mampu mengangkat fluida hidrokarbon keatas permukaan untuk diproduksikan. Biasanya sumur ini ditemukan dilapangan baru dikarenakan tekanan reservoir sumur yang masih tinggi. Pada sumur natural flow wellhead yang digunakan adalah chrismas tree. Christmas tree merupakan susunan kerangan (valve) yang berfungsi sebagai pengamanan dan pengatur aliran produksi di permukaan yang dicirikan oleh jumlah sayap/lengan (wing) dimana choke atau bean atau jepitan berada. Peralatan pada x-mastree terdiri: Manometer tekanan dan temperatur, ditempatkan pada tubing line dan casing line.
9
Gambar 2.1 Wellhead dengan X-mast Tree (sumber dokumentasi pribadi, April 2016) Master valve, berfungsi untuk membuka atau menutup sumur, jumlahnya satu atau tergantung pada kapasitas dan tekanan kerja sumur. Wing valve, terletak di wing/lengan dan jumlahnya tergantung kapasitas dan tekanan kerja sumur yang berfungsi untuk mengarahkan aliran produksi sumur. Choke/bean/jepitan, merupakan valve yang berfungsi sebagai penahan dan pengatur aliran produksi sumur, melalui lubang (orifice) yang ada. Ada dua macam choke, yaitu : Positive choke
: merupakan valve dimana lubang (orifice)
yang ada sudah mempunyai diameter tertentu, sehingga pengaturan aliran tergantung pada diameter orificenya. 10
Adjustable choke
: choke ini lebih fleksible karena diameter
orifice dapat diatur sesuai posisi needle terhadap seat sehingga pengaturan alirannya pun fleksible sesuai keperluan (tekanan dan laju aliran). Check valve, merupakan valve yang hanya dapat mengalirkan fluida pada satu arah tertentu yang berfungsi untuk menahan aliran dan tekanan balik dari separator. Pada x-mastree, check valve ini ditempatkan setelah choke sebelum masuk flowline. 2.2.2
Artificial Lift Kemampuan berproduksi suatu sumur minyak dan gas akan mengalami penurunan sebagai akibat terjadinya perubahan kondisi pengurasan. Perubahan ini disebabkan oleh penurunan dari kemampuan reservoir untuk mengalirkan fluida ke lubang sumur. Keadaan
ini
dapat
menyebabkan
sumur
tidak
berproduksi
secara natural flow atau mungkin masih mampu berproduksi secara natural flow tetapi pada laju reaksi yang rendah. Jika minyak yang terdapat dalam reservoir masih mempunyai nilai ekonomis, maka perlu diusahakan untuk memproduksi sisa minyak tersebut dengan teknik pengangkatan buatan (artificial lift). Metode pengangkatan minyak dan gas bumi menggunakan alat bantu atau pompa. Pada sumur ini wellhead yg digunakan di modifikasi sesuai dengan alat bantu yang digunakan. Jenis-jenis alat
11
bantu pengangkatan minyak adalah Gas Lift, Sucker Rod Pump, Electric Submersible Pump, dan Progresive Cavity Pump. Gas
Lift
biasanya
digunakan
saat
sumur
yang
sedang
diproduksikan mengandung banyak gas, gas diinjeksikan ke dalam anulus-anulus tubing, dan tubing di design sedemikian rupa. Sehingga gas yg diinjeksikan bisa membantu hidrokarbon naik kepermukaan. Sucker Rod Pump adalah pompa angguk yang biasanya digunakan untuk di sumur dengan kedalaman rendah. Electrical Submersible Pump biasanya digunakan untuk sumur dalam, dan saat produksi harian mencapai 100.000 bbl, motor yang ditanam didalam fluida, menjadi ciri khas dari ESP ini. Progresive Cavity Pump biasanya digunakan untuk sumur dalam, perbedaan mendasar dari ESP adalah motor yang terdapat pada PCP ini berada diatas permukaan. 2.4. Jenis dan Fungsi Peralatan Produksi Migas a. Wellhead Adalah kepala sumur yang digunakan untuk menyambung tubing dan sebagai tempat pengatur aliran awal lintasan hidrokarbon. Wellhead untuk sumur natural flow adalah chrismas-tree. Wellhead terdiri dari single wing dan double wing pemilihan atau penggunaan wellhead ini bergantung pada banyaknya hidrokarbon yang harus diangkat
12
kepermukaan.
Penggunaan
wellhead
bergantung
pada
metode
pengangkatan fluida yang digunakan. b. Flowline Flowline merupakan pipa penyalur fluida Hidrokarbon dari suatu kepala sumur menuju tempat pemisahan. Flowline biasanya memiliki diameter antara 2 – 4 inch tergantung dari design dan kapasitas produksi sumur. Agar aliran tidak kembali dalam sumur (back flow) maka pada tiap flowline di pasang check valve. Jalur dimana flowline berada sebaiknya ditimbun pada kedalaman yang aman walaupun telah dilindungi dengan casing pendukung tetapi apabila tidak ditimbun maka flowline tersebut harus diletakan di atas support karena untuk mencegah cepat terkena korosi dan kerusakan lainnya. Demikian juga jalur pemasangan pipa dipilih tempat-tempat yang aman baik secara culture budaya maupun secara kondisi teknik sehingga mudah untuk melakukan pengawasan dan perbaikan dan kadang-kadang jika memungkinkan jalur flowline sampai ke stasiun pengumpul mengikuti rute jalan umum atau jalan inspeksi perusahaan. Design flowline ditentukan oleh:
Kapasitas Alir
Kapasitas Aliran Maksimum
Penurunan Tekanan
Tekanan Maksimum
Laju Korosi
13
c.
Trunkline Adalah pipa besar yang menghubungkan antar stasiun pengumpul ke stasiun pengumpul utama, diameter trunkline berkisar antara 4 – 10 inch.
d. Manifold Adalah kumpulan dari valve-valve yang berfungsi untuk mengatur aliran fluida produksi dari masing-masing sumur dan menyatukan aliran menuju separator untuk dipisahkan sesuai berat jenis dari masingmasing fluida. e. Header Line Adalah pipa berukuran lebih besar dari flowline yang berfungsi untuk menyatakan fluida produksi. Header terdiri dari tiga jenis yaitu header produksi, header test dan header cadangan.
Header produksi digunakan untuk menginjeksikan chemical demulsifier
Header cadangan digunakan apabila header produksi tidak dapat digunakan atau saat mengalami kerusakan.
Header test digunakan untuk mengetahui laju aliran fluida dan mengetahui perkiraan fluida yang terproduksikan dalam satu hari.
f.
Separator Adalah alat pemisah minyak dan gas bumi yang menggunakan prinsip separasi flash pada tekanan dan temperatur tetap. Fungsi utama separator adalah memisahkan minyak, air dan gas tergantung mana
14
yang lebih dominan. Mekanisme pemisahan gravity settling atau centrifugal force. Ketika minyak dan air tercampur dengan intensitas tertentu, air akan tampak jelas berada di bagian bawah campuran. Pada perbatasan diantaranya akan terbentuk emulsi. Agar pemisahan sempurna, maka separator harus: Mengontrol dan mengarahkan energi fluida yang masuk pada saat memasuki separator. Memiliki waktu tinggal yang lama. Jenis separator berdasarkan fungsinya:
Gas scrubber Jenis ini dirancang untuk memisahkan butir cairan yang masih terikut dengan gas hasil pemisahan tingkat pertama, karena alat ini ditempatkan setelah separator atau sebelum dehydrator atau kompresor untuk mencegah cairan masuk ke dalam alat.
Free Water Knock Out Jenis ini dibagi menjadi 2 Free water knock out (FWKO) atau Total liquid knock out (TLKO) yang digunakan untuk memisahkan cairan dari aliran gas yang bertekanan tinggi (>125 psi)
Flash Chamber Alat ini digunakan pada tahap lanjut dari proses pemisahan secara kilat dari separator. Alat ini bekerja sebagai pemisahan tempat kedua, dan alat ini bekerja pada tekanan rendah (<125 psi).
15
Expansion Vessel Alat ini digunakan untuk proses pengembangan pada pemisahan bertemperatur rendah yang dirancang untuk menampung gas hidrat yang terbentuk pada proses pendinginan dan mempunyai tekanan kerja antara 100-1300 psi.
Chemical Electric Merupakan pemisahan tingkat selanjutnya untuk memisahkan air dan cairan hasil separasi tingkat sebelumnya secara elektris. Menggunakan
prinsip
katoda
dan
anoda
pada
umumnya
memudahkan proses pemisahan. g. Free Water Knock Out (FWKO) Fungsinya bejana FWKO adalah memisahkan air dari minyak. FWKO bisanya di pasang pada aliran cairan sesudah separator. Air keluar dari bawah dan minyak mentah dari atas. Bila minyak masih mengandung emulsi, maka biasanya minyak dilewatkan kedalam heater treater untuk memecahkan emulsi dengan pemanasan. h. Tanki Pengumpul Adalah tangki pengumpul hidrokarbon sementara di manifold dan SPU serta sebagai tempat untuk memisahkan minyak dan air yang masih menyatu akan didiamkan selama beberapa jam untuk dilakukan settling, agar minyak berada diatas dan air berada dibawah. i.
Bak Oil Catcher (BOC) Bak Oil Catcher merupakan tempat penampungan minyak yang tercecer, misalnya saja minyak yang tercecer dari pompa. 16
j.
Pompa Transfer Pompa yang digunakan untuk memompa minyak dari tanki menuju heat exchanger setelah melalui heat exchanger barulah dialirkan menuju fasilitas loading trucking.
k. Heat Exchanger Adalah pemanas yang digunakan untuk memanaskan minyak sebelum minyak masuk kedalam loading trucking. Kisaran panas yang diberikan untuk minyak adalah 150°-160° F. i. Loading Terminal Dari salah satu tugas dan tanggung jawab Loading Terminal adalah mendistribusikan
minyak
mentah,
yang
dimaksud
dengan
mendistribusikan minyak mentah adalah kegiatan operasi yang berkaitan dengan pendistribusian minyak mentah dari suatu fasilitas penampung (Loading Terminal) sampai ke kapal tanker.
17
BAB III METODOLOGI PENELITIAN
3.1 Waktu dan Tempat Penelitian Pelaksanaan kerja praktek ini di lakukan pada tanggal 1 Februari sampai 29 Maret 2016 di PT.Pertamina EP Asset 5 Pulau Bunyu Lapangan Fasilitas Produksi Bunyu Nibung.
3.2 Teknik Pengumpulan Data Dalam mendapatkan data-data yang berhubungan dengan objek yang sedang diteliti, penulis menggunakan teknik pengumpulan data sebagai berikut. 3.2.2 Wawancara Wawancara merupakan teknik pengumpulan data dengan mengadakan komunikasi secara langsung terhadap pembimbing lapangan dan para pegawai di PT.Pertamina EP Asset 5 Pulau Bunyu Lapangan Fasilitas Produksi Bunyu Nibung yang berwenang memberikan data-data yang di butuhkan dalam pembuatan laporan kerja praktek, serta membandingkan data yang di dapat selama perkuliahan dengan data yang ada di lapangan. Penulis melakukan metode ini sejak hari pertama melakukan kerja praktek di PT Pertamina EP Asset 5 pulau bunyu, wawancara ini di lakukan kepada operator-operator yang bertugas mengoperasikan Gathering Station dimana operator tersebut menjelaskan tentang fungsi serta prinsip kerja dari alat yang
18
19
menunjang kegiatan produksi pada lapangan produksi bunyu. Hal yang sama penulis lakukan juga di fasilitas lain seperti Main Gathering Station dan Stasiun Kompressor Gas dimana fasilitas produksi yang di gunakan lebih kompleks dan untuk mengetahui kegunaan dari setiap alat harus melakukan komunikasi dengan operator yang sedang mengoperasikan fasilitas tersebut. 3.2.3 Pengumpulan Data Tertulis Dilakukan dengan mempelajari literature serta segala sesuatu yang ada kaitannya dengan objek yang sedang di teliti dan dapat menunjang pembuatan laporan kerja praktek ini sehingga dapat mempertegas teori dari keperluan analisa mendapatkan data yang benar. Sehingga penulis dapat mengetahui secara pasti dan jelas mengenai permasalahan yang ada kemudian dapat di cari solusi pemecahannya. Dalam metode ini penulis melakukannya dengan cara membaca katalog beberapa alat yang di gunakan di fasilitas produksi tersebut, katalog tersebut di gunakan untuk mengetahui spesifikasi yang tepat untuk di gunakan pada fasilitas produksi lapangan bunyu agar tidak mengalami kendala ketika menghadapi fluida hidrokarbon yang sedang di produksi pada lapangan bunyu. 3.2.4 Pengambilan Dokumentasi Pengambilan dokumentasi merupakan teknik pengambilan data secara langsung berupa gambar yang dilakukan oleh penulis dengan memfoto ibjek yang sedang di teliti. Penulis melakukan metode ini di setiap fasilitas produksi yang di datangi untuk mengetahui secara jelas bentuk alatnya, metode ini di lakukan dengan maksud untuk sebagai bahan laporan yang penulis kerjakan.
20
Proses dokumentasi melalui foto harus di lakukan dengan izin terlebih dahulu kepada Safety Officer sebagai komitmen kita mengutamakan keselamatan kerja.
BAB IV GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN
4.1
Sejarah PT. PERTAMINA EP PERTAMINA adalah perusahaan minyak dan gas bumi yang dimiliki Pemerintah Indonesia (National Oil Company), yang berdiri sejak tanggal 10 Desember 1957 dengan nama PT PERMINA. Pada tahun 1961 perusahaan ini berganti nama menjadi PN PERMINA dan setelah merger dengan PN PERTAMIN di tahun 1968 namanya berubah menjadi PN PERTAMINA. Dengan bergulirnya Undang Undang No. 8 Tahun 1971 sebutan perusahaan menjadi PERTAMINA. Sebutan ini tetap dipakai setelah PERTAMINA berubah status hukumnya menjadi PT PERTAMINA (PERSERO) pada tanggal 17 September 2003 berdasarkan Undang-Undang Republik Indonesia Nomor 22 tahun 2001 pada tanggal 23 November 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi. PT PERTAMINA (PERSERO) didirikan berdasarkan akta Notaris Lenny Janis Ishak, SH No. 20 tanggal 17 September 2003, dan disahkan oleh Menteri Hukum & HAM melalui Surat Keputusan No. C-24025 HT.01.01 pada tanggal 09 Oktober 2003. Pendirian Perusahaan ini dilakukan menurut ketentuanketentuan yang tercantum dalam Undang-Undang No. 1 tahun 1995 tentang Perseroan Terbatas, Peraturan Pemerintah No. 12 tahun 1998 tentang Perusahaan Perseroan (Persero), dan Peraturan Pemerintah No. 45 tahun 2001
18
tentang Perubahan atas Peraturan Pemerintah No. 12 tahun 1998 dan peralihannya berdasarkan PP No.31 Tahun 2003 "TENTANG PENGALIHAN BENTUK PERUSAHAAN PERTAMBANGAN MINYAK DAN GAS BUMI NEGARA
(PERTAMINA)
MENJADI
PERUSAHAAN
PERSEROAN
(PERSERO)". Sesuai akta pendiriannya, Maksud dari Perusahaan Perseroan adalah untuk menyelenggarakan usaha di bidang minyak dan gas bumi, baik di dalam maupun di luar negeri serta kegiatan usaha lain yang terkait atau menunjang kegiatan usaha di bidang minyak dan gas bumi tersebut. Adapun tujuan dari Perusahaan Perseroan adalah untuk: Mengusahakan
keuntungan berdasarkan prinsip pengelolaan Perseroan secara
efektif dan efisien. Memberikan
kontribusi dalam meningkatkan kegiatan ekonomi untuk
kesejahteraan dan kemakmuran rakyat. Untuk mencapai maksud dan tujuan tersebut, Perseroan melaksanakan kegiatan usaha sebagai berikut:
Menyelenggarakan usaha di bidang minyak dan gas bumi beserta hasil olahan dan turunannya.
Menyelenggarakan kegiatan usaha di bidang panas bumi yang ada pada saat pendiriannya, termasuk Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi (PLTP) yang telah mencapai tahap akhir negosiasi dan berhasil menjadi milik Perseroan. 19
Melaksanakan pengusahaan dan pemasaran Liquified Natural Gas (LNG) dan produk lain yang dihasilkan dari kilang LNG.
Menyelenggarakan kegiatan usaha lain yang terkait atau menunjang kegiatan usaha sebagaimana dimaksud dalam nomor 1, 2, dan 3. Sesuai dengan ketentuan dalam Undang-Undang MIGAS baru,
Pertamina tidak lagi menjadi satu-satunya perusahaan yang memonopoli industri MIGAS dimana kegiatan usaha minyak dan gas bumi diserahkan kepada mekanisme pasar.
Gambar 4.1 Logo Pertamina Logo PT.Pertamina merupakan elemen yang membentuk huruf “P” yang secara keseluruhan merupakan representasi bentuk panah yang terdiri dari 3 warna. Semua itu mempunyai arti, yaitu : Panah
: Dimaksud bahwa PT.Pertamina yang bergerak maju dan progesif
Biru
: Berani, handal dan dapat dipercaya serta tanggung jawab
20
Hijau
: Mencerminkan sumber daya energi berwawasan lingkungan
Merah
: Berarti keuletan dan ketegasan serta keberanian dalam menghadapi tantangan
4.3
Visi dan Misi PT. Pertamina EP Visi Menjadi Perusahaan Minyak Nasional Kelas Dunia Misi Menjalankan usaha inti minyak, gas, dan bahan bakar nabati secara terintegrasi, berdasarkan prinsip-prinsip komersial yang kuat Tata Nilai
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.
Competitive (Kompetitif) Mampu berkompetisi dalam skala regional maupun internasional, mendorong pertumbuhan melalui investasi, membangun budaya sadar biaya dan menghargai kinerja
Confident (Percaya Diri) Berperan dalam pembangunan ekonomi nasional, menjadi pelopor dalam reformasi BUMN, dan membangun kebanggaan bangsa
21
Customer Focused (Fokus Pada Pelanggan) Beorientasi pada kepentingan pelanggan, dan berkomitmen untuk memberikan pelayanan terbaik kepada pelanggan.
Commercial (Komersial) Menciptakan nilai tambah dengan orientasi komersial, mengambil keputusan berdasarkan prinsip-prinsip bisnis yang sehat.
Capable (Berkemampuan) Dikelola oleh pemimpin dan pekerja yang profesional dan memiliki talenta dan penguasaan teknis tinggi, berkomitmen dalam membangun kemampuan riset dan pengembangan.
4.4
Profil Perusahaan 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 127.635 BOPD untuk minyak dan sekitar 1.054 million standard cubic feet per day (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 22
dilakukan dengan cara dioperasikan sendiri (own operation) dan kerja sama dalam bentuk kemitraan, yakni 4 proyek pengembangan migas, 7 area unitisasi dan 52 area kontrak kerjasama kemitraan terdiri dari 27 kontrak Technical Assistant Contract (TAC), 25 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, yakni Rantau, Pangkalan Susu, Lirik, Jambi, dan Ramba di Asset 1, Prabumulih, Pendopo, Limau dan Adera di Asset 2 , Subang, Jatibarang dan Tambun di Asset 3, Cepu di Asset 4 serta Sangatta, Bunyu, Tanjung, SangaSanga, Tarakan dan Papua di Asset 5. 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.
23
4.5
Visi dan Misi PT. Pertamina EP Asset 5 Bunyu Field a. Visi Menjadi Pertamina EP Kelas Dunia b. Misi Melaksanakan pengusahaan sektor hulu minyak dan gas dengan berwawasan lingkungan, sehat dan mengutamakan keselamatan serta keunggulan yang memberikan nilai tambah bagi pemangku kepentingan (Establish Green. Healthy, Save and Excellence Oil and Gas Upstream Bussiness That Provides Added Values To Stakeholder)
4.6
Sejarah singkat PT. Pertamina EP Asset 5 Bunyu Field Upaya untuk mengeksplorasi lapangan bunyu diawali dengan penemuan sumur minyak oleh perusahaan minyak Belanda, Baataafache Petroleum Maatchapij (BPM). Survey lapangan minyak di pulau ini dilakukan tahun 1901 yang 20 tahun kemudian (1922) eksplorasi dan eksploitasi lapangan ini dilanjutkan oleh Nederlandsche Indische Aardolie Maatschappij (NIAM), perusahan patungan BPM dengan Pemerintah Belanda. Awalnya selama 21 tahun hingga tahun 1921 telah dibor 16 sumur yang diberi kode B-001 sampai B-016, dan di tahun berikutnya giliran B-017 secara resmi juga mulai beroperasi. Sayangnya dibandingkan dengan Lapangan Tarakan yang bersebelahan pulau dengan Pulau Bunyu yang sejak masa
24
Pemerintahan Belanda dikenal sebagai pulau yang kaya minyak, laporan produksi Lapangan Bunyu tidak terekam dengan baik. Lapangan Tarakan yang memproduksi 80000 ton minyak perbulannya semasa Perang Dunia ke II menjadi target utama serbuan tentara Jepang ke Hindia Belanda guna memenuhi kebutuhan minyak bala tentaranya, ini berbalikan dengan lapangan Bunyu yang produksi minyaknya relatif masih kecil. Selanjutnya bersamaan dengan mulai berkecamuknya Perang Dunia ke II yang efeknya sampai ke wilayah Hindia Belanda, antara tahun 1937 – 1952 produksi minyak di Lapngan Bunyu ditutup untuk sementara. Pasca Perang Dunia ke II, pada tahun 1952 Lapangan Bunyu kemali beroperasi. Eksplorasi ini dilakukan oleh NIAM yang dimasa itu sahamnya sebagian telah dimiliki oleh perusahaan Amerika Serikat. Tahun 1959 NIAM berubah menjadi PT. Pertambangan Minyak Indonesia (Permindo) yang sahamnya 50% milik pemerintah Indonesia dan 50% lagi milik pemerintah Belanda. Tak lama kemudian pemerintah Indonesia menarik sahamnya dari Permindo yang kemudian dilikiuidasi dan membentuk perusahaan minyak milik Negara, PT. Pertamina. Selanjutnya melalui Peraturan Pemerintah No. 198 Tahun 1961 didirikanlah perusahaan Negara yang diberi nama PN. Pertambangan Minyak nasional yang yang disingkat PN. Permina. Dalam perkembangannya seiring dengan penyatuan PN Pertamin dan PN Permina menjadi PN. Pertamina, pengoperasian field Bunyu kemudian berpindah ke Pertamina. Selama satu tahun lebih antara 1993 – 1994 field 25
Bunyu sempat dioperasikan oleh PT. Ustraindo Petrogas bersama dengan field Prabumulih, Pendopo (Sumatera Selatan), dan Jatibarang (Jawa Barat) oleh Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral diberikan kuasa untuk mengelola lapangan – lapangan minyak tersebut. Selanjutnya hingga kini field Bunyu dioperasikan oleh Pertamina EP Region Kawasan Timur Indonesia yang berubah menjadi Pertamina EP Asset 5. Luas Wilayah Kerja Pertambangan (WKP) PT.Pertamina EP Asset 5 Bunyu Field 187,5 km2 dengan rata-rata produksi minyak sebesar BOPD dan gas sebesar MSCFD. Bunyu Field mempunyai daerah kerja meliputi Bunyu, Tapa, Sembakung dan Mangkudulis adalah daerah kerja ARCO yang telah habis masa kontrak pengelolaan pada tahun 1984, yang terletak didaratan Kalimantan Timur, dan hingga sekarang kedua struktur saat ini dikelola oleh TAC PT. MEDCO E&P, selanjutnya PT. MEDCO menyerahkan kepada UP V ( Refinery Unit V ) terhitung mulai tanggal 01 April 2010. Sumur yang telah dibor di Area Operasi Bunyu saat ini berjumlah 251 sumur, antara lain terdiri dari 43 sumur produksi minyak, 6 sumur produksi gad, 20 sumur injeksi, 17 sumur kendala mekanis, 125 sumur suspended, dan 40 sumur abandoned atau ditutup. Dalam usaha untuk meningkatkan produksi minyak, rencana tahun 2013 di Area Operasi Bunyu akan dilakukan pemboran sekitar 13 hingga 18 sumur di beberapa titik baru. Minyak yang dihasilkan ini lalu dikapalkan ke Kilang Pertamina Unit Pengolahan V dalam periode tertentu dengan jumlah rata-rata 110.000 hingga 26
200.000 barrel per sekali pengapalan ( tergantung kapasitas kapal Tanker ). Sedangkan gas yang dihasilkan selain disalurkan ke kilang methanol PT Medco Methanol Bunyu. juga untuk proses pengangkatan minyak (gas lift) di struktur Bunyu. Selain dari Area Operasi Bunyu - DOH Kalimantan, PT Medco Methanol Bunyu juga mendapatkan pasokan gasnya dari TAC PT Exspan Tarakan.
27
BAB V PEMBAHASAN
5.2
Pengenalan Lapangan Bunyu Bunyu Field merupakan salah satu lapangan produksi migas yang di miliki oleh PT Pertamina Asset 5 yang ada di daerah Kalimantan Utara, Kabupaten Bulungan. Bunyu Field mempunyai daerah kerja meliputi:
Bunyu
Sembakung
Mangkudulis Sumur yang telah dibor di Area Operasi Bunyu saat ini berjumlah
251 sumur, antara lain terdiri dari:
43 sumur produksi minyak
6 sumur produksi gas
20 sumur injeksi
17 sumur kendala mekanis
125 sumur suspended
40 sumur abandoned atau ditutup Sumur di lapangan bunyu terbagi menjadi 2 yaitu sumur B ( bunyu )
dan sumur BN ( bunyu nibung ). Sumur B termasuk sumur – sumur tua, sedangkan untuk sumur BN merupakan sumur – sumur baru. Hasil produksi minyak dari lapangan bunyu berkisaran 4700 bbl/d dan produksi gas 8059 Mscf dengan water cut rata-rata yang di hasilkan
24
oleh tiap sumur yaitu sebesar 90%. Di Bunyu Field, sumur yang dihasilkan teknik produksinya dengan natural flow (sembur alam) yang pada umumnya berupa sumur gas, serta menggunakan artificial lift (sembur buatan) yang semuanya sumur minyak. Artificial lift yang digunakan (sampai penulis melakukan observasi) adalah:
Gas Lift
Electrical Submersible Pump (ESP) Tetapi yang banyak bahkan lebih 90 % memakai Gas Lift , karena
biaya perawatan dan operasionalnya murah serta lebih cocok dengan masalah yang terjadi di lapangan Bunyu Field yang banyak memiliki masalah kepasiran. Sedangkan Electrical Submersible Pump (ESP) merupakan peralatan yang operasionalnya merupakan peralatan yang disewa oleh pihak ketiga. Minyak yang dihasilkan oleh lapangan produksi Bunyu kemudian dikapalkan ke Kilang Pertamina Unit Pengolahan V dalam periode tertentu dengan jumlah rata-rata 110.000 hingga 200.000 barrel per sekali pengapalan ( tergantung kapasitas kapal Tanker ). Sedangkan gas yang dihasilkan selain disalurkan ke kilang methanol PT Medco Methanol Bunyu dan juga untuk proses pengangkatan minyak (gas lift) di struktur Bunyu. Selain dari Area Operasi Bunyu - DOH Kalimantan, PT Medco Methanol Bunyu juga mendapatkan pasokan gasnya dari TAC PT Exspan Tarakan. Namun sejak tahun 2010 Kilang Methanol yang di operasikan oleh PT Medco sudah tidak beroperasi lagi karena kendala teknis, sehingga gas yang
25
di hasilkan oleh lapangan produksi Bunyu di gunakan untuk menghidupkan Generator listrik tenaga gas alam yang di miliki oleh Perusahaan Listrik Negara dan juga di gunakan untuk city gas. Fasilitas yang terdapat pada lapangan produksi Bunyu yaitu: 3 Gathering Station (GS) 1 Early Production Facility (EPF) 2 Stasiun Kompressor Gas (SKG) 1 Main Gathering Station (MGS) 1 Terminal Pengapalan Alur proses produksi pada lapangan bunyu yaitu Pada awalnya fluida dari sumur – sumur dialirkan ke SP (Stasiun Pengumpul) dan Early Production Facility melaui flowline menuju header manifold. Kemudian pada Early Production Facility dilakukan proses pemisahan antara gas dan liquid melalui separator, lalu liquid yang telah terpisah oleh gas di alirkan ke Main Gathering Station. Sedangkan gasnya di alirkan ke scrubber untuk dijadikan gas kering (dry gas). Setelah itu gasnya di alirkan ke Stasiun Kompressor Gas Nibung yang akan di distribusikan ke PLN Bunyu dan PLN Tarakan. Pada Stasiun Pengumpul penyaluran fluida hampir sama dengan proses di Early Production Facility. Di instalasi Stasiun Pengumpul ini fluida juga awalnya dipisahkan melalui separator untuk pemisahan gas dan liquid. Gas yang telah terpisah dialirkan ke scrubber kemudian di alir ke Stasiun Kompressor Gas Bunyu yang akan di injeksikan ke sumur sebagai
26
sumber tenaga pengangkatan buatan Gas Lift. Liquid yang terpisah dari gas masuk ke dalam bultank dan ada juga ke tanki test untuk pengujian produksi sumur. Setelah itu liquid pada instalasi Stasiun Pengumpul di alirkan ke Main Gathering Station. Pada Main Gathering Station liquid yang telah dialirkan dari Early Production Facility dan Stasiun Pengumpul masuk ke tanki 3 untuk pemisahan minyak dan air. Dari tanki 3 minyak yang telah di pisahkan dialirkan ke tanki 1 dan 2, sedangkan airnya masuk ke tanki 4. Dari tanki 4 air tersebut dialirkan ke Nut Shell Filter untuk memisahkan air dengan sisa-sisa minyak yang teremulsi pada air tersebut. Setelah di filter air di alirkan ke tanki 5 dan di injeksikan kembali ke sumur. Minyak yang ada pada tanki 1 dan 2 dialirkan ke terminal. Pada instalasi terminal di lakukan proses pengambilan sample, temperatur, volume fluida, serta kualitas minyak yang telah dikumpulkan dari Main Gathering Station. Setelah proses tersebut minyak yang telah diuji memenuhi standar kemudian di lakukan pengapalan. Untuk lebih jelasnya bisa melihat flowchart tentang alur produksi di Lapangan Bunyu dan Bunyu Nibung.
27
Gambar 5.1 Flow Diagram Alur Produksi Lapangan Bunyu (sumber laporan produksi bulanan lapangan bunyu, April 2016)
5.2
Pengenalan Fasilitas Produksi di Field Bunyu 5.2.1 Early Production Facilities (EPF) Early Production Facilities (EPF) merupakan tempat menampung fluida produksi sementara dalam bentuk gross yang kemudian akan dipisahkan antara liquid dan gas. Perbedaannya adalah Early Production
28
Facilities masih disewa oleh PT Pertamina EP Bunyu Field, sementara Stasiun Pengumpul 2 dan Stasiun Pengumpul 3 adalah milik PT PERTAMINA EP Bunyu Field.
Gambar 5.1 Early Production Facility (sumber dokumentasi pribadi, April 2016) Dari Early Production Facilities (EPF), fluida gas akan dialirkan menuju Stasiun Kompresor Gas (SKG) Nibung dan fluida liquid akan dipompakan menuju Main Gathering Station (MGS).
Gambar 5.2 Flowline (sumber dokumentasi pribadi, April 2016)
29
5.2.2 SKG (Stasiun Kompresor Gas) Nibung Stasiun Kompresor Gas (SKG) Nibung merupakan tempat gas dikompres sehingga tekanan gas akan meningkat fluida gas yang kemudian dilakukan treatment sehingga gas terbebas dari fluida liquid. Gas yang telah diproses di Stasiun Kompressor Gas Nibung akan difungsikan untuk : 1. Injeksi gas lift (Kompresor 4) 2. Perusahaan Listrik Negara (PLN) di Bunyu dan Tarakan (Kompresor 1 dan 2). 3. Suplai jaringan gas bagi penduduk Pulau Bunyu
Gambar 5.3 Station Kompressor Nibung (sumber dokumentasi pribadi, April 2016) 5.2.3 Gathering Station (GS) Stasiun Pengumpul merupakan tempat pengumpulan minyak dan gas yang diproduksi dari beberapa sumur produksi. Sumur-sumur produksi dibagi berdasarkan jaraknya untuk mengalirkan fluida ke setiap stasiun
30
pengumpul. Berikut ini merupakan peralatan yang ada di stasiun pengumpul:
Gambar 5.4 Tanki Tampung Gatherinng Station (sumber dokumentasi pribadi, April 2016) 1. Manifold Manifold adalah sekumpulan valve yang dideretkan untuk mengatur aliran masuk ke header dan separator yang dikehendaki, dikelompokan menjadi tiga, Low Pressure , Medium Pressure dan High Pressure, berdasarkan Tekanan Sumur (Pwh).
Gambar 5.5 Manifol (sumber dokumentasi pribadi, April 2016) Ada 2 macam manifold: Production manifold → group Test manifold 31
2. Header Merupakan pipa berukuran lebih besar dari flowline yang berfungsi untuk menyatukan fluida produksi dari sumber-sumber produksi dan mengalirkannya ke fasillitas pemisah.
Gambar 5.6 Header Gathering Station (sumber dokumentasi pribadi, April 2016)
Gambar 5.7 Header Early Production Facility (sumber dokumentasi pribadi, April 2016) Ada dua jenis header yaitu: 1. Header Gabungan, merupakan header yang bertujuan untuk mengumpulkan minyak langsung menuju tangki gabungan tanpa melalui test.
32
2. Header
Test,
merupakan
header
yang
bertujuan
untuk
mengumpulkan minyak dari salah satu sumur produksi untuk di test rate produksinya yang nantinya menuju separator test dan tank test. 3. Separator Pemisahan gas yang terlarut pada cairan biasanya dilakukan dengan menggunakan alat yang disebut dengan separator minyak dan gas, yang mana didefenisikan sebagai tabung bertekanan dan bertemperatur tertentu yang digunakan untuk memisahkan fluida produksi ke dalam fasa cairan dan fasa gas.
Gambar 5.8 Separator Horizontal (sumber dokumentasi pribadi, April 2016) Fungsi utama separator: 1. Unit pemisahan utama cairan dan gas. 2. Melanjutkan proses dengan memisahkan kemungkinan pelepasan gas dari cairan. 3. Untuk mengontrol penghentian kemungkinan pelepasan gas dari cairan. 4. Memberikan waktu yang cukup untuk pemisahan antara minyak dan air yang ikut terproduksi. 5. Melakukan treatment lainnya jika mungkin.
33
4. Gas Scrubber Gas yang sudah dipisahkan dari liquidnya di separator, kemudian kembali difilter di gas scrubber. Gas scrubber digunakan untuk meyakinkan bahwa gas tidak mengandung material atau liquid yang dapat merusak peralatan, sehingga scrubber harus dipasang untuk melindungi peralatan seperti kompresor degrydator, sweetener, matering, dan regulator.
Gambar 5.9 Gas Scrubber (sumber dokumentasi pribadi, April 2016) Kegunaan dari scrubber adalah membersihkan gas yang akan digunakan untuk: Bahan bakar heater, boiler, pompa, generator dan mesin-mesin dengan bahan bakar gas. Power Plant untuk menghasilkan listrik Gas scrubber ini juga terdiri dari tipe vertikal, sama seperti halnya pada separator. Gas yang sudah direfilter di gas scrubber, kemudian disalurkan Gas Kompressor untuk menghasilkan gas yang bertekanan tinggi sehingga dapat di salurkan sesuai kebutuhan, baik sebagai gas injeksi pada gas lift maupun sebagai pembangkit listrik.
34
5. Tanki Tampung Tanki tampung merupakan tanki penampungan sementara minyak dari sumur produksi yang kemudian akan dikirim ke Main Gathering Station.
Gambar 5.10 Tanki Tampung Gathering Station (sumber dokumentasi pribadi, April 2016)
a. Tanki Test, merupakan tanki untuk menampung minyak dari sumur produksi yang di test rate produksinya.
Gambar 5.12 Tanki Test Gathering Station (sumber dokumentasi pribadi, April 2016)
35
Gambar 5.13 Tanki Test Early Production Facility (sumber dokumentasi pribadi, April 2016) 6. Bak Oil Catcher (BOC) Bak Oil Catcher merupakan tempat penampungan minyak yang tercecer, misalnya saja minyak yang tercecer dari pompa.
Gambar 5.14 Oil Cather Gathering Station ( sumber dokumentasi pribadi, April 2016) 7. Pompa Pompa merupakan alat untuk metransfer minyak dari stasiun pengumpul menuju Main Gathering Station.
36
Gambar 5.15 Pompa Transfer (sumber dokumentasi pribadi, April 2016) 5.2.4
Main Gathering Station (MGS) Setelah minyak dari sumur dialirkan ke stasiun pengumpul dan
dilakukan pengukuran antara gross dan net oil maka minyak akan dialirkan ke Pusat Pengumpul Produksi, kemudian liquid tersebut terlebih dahulu masuk kedalam tangki FWKO (Free Water Knock Out), pada tanki Free Water Knock Out akan dilakukan pemisahan antara minyak dan air. Pada tanki Free Water Knock Out proses yang dilakukan sangat sederhana dimana pemisahan dilakukan berdasarkan massa jenis fluida, minyak yang berada diatas air akan dialirkan ke tanki tampung melalui sebuah pipa yang berada pada posisi/ketinggian tertentu dan air akan mengalir kedalam tangki air melalui pipa yang berada di dasar tanki, setelah itu air formasi ini akan dialirkan ke nut shell filter lalu kemudian ke tanki clean water yang kemudian di injeksikan ke sumur injeksi dengan menggunakan pompa injeksi. Berikut ini merupakan asset yang terdapat di Main Gathering Station :
37
Gambar 5.16 Main Gathering Station (sumber dokumentasi pribadi, April 2016) 1. Chemical Pump Merupakan pompa chemical yang menginjeksikan demulsifier untuk memisahkan minyak dari kandungan air (sludge).
Gambar 5.17 Chemical pump (sumber dokumentasi pribadi, April 2016) 2. Tanki Free Water Knock Out Tanki Free Water Knock Out berguna untuk memisahkan kandungan minyak dari air dengan penambahan demulsifier atau dibantu dengan pemanasan dan metode Settling dengan prinsip perbedaan densitas dan pengendapan secara gravitasi dimana perbedaan densitas dari minyak dan air akan membuat air mengendap dan keluar dari minyak. Dalam tangki
38
penampungan, cairan disteam dengan suhu 55-65 0C dan tekanan 0,5 Ksc, steam yang digunakan dihasilkan dari boiller hingga mencapai standar kandungan Base Sediment and Water kurang dari 0,5 % dimana prinsip dasar bahwa titik didih minyak lebih rendah dari pada titik didih air sehingga pada saat suhu tanki naik diatas titik didih minyak, maka minyak dan air akan terpisahkan.
Gambar 5.18 Tangki Free Water Knock Out (sumber dokumentasi pribadi, April 2016) 3. Tanki Tampung Merupakan tanki penampungan yang digunakan untuk menampung minyak yang telah siap dikirim ke Loading Terminal untuk dikapalkan.
Gambar 5.19 Tangki Tampung Main Gathering Station (sumber dokumentasi pribadi, April 2016)
39
4. Oil Catcher Merupakan
wadah
atau
tempat
yang
berfungsi
menangkap/mengumpulkan fluida atau minyak yang terikut dengan air pada saat proses drain air dari tangki penampung produksi. Tempat ini juga sebagai penampung fluida yang diproduksi dari tiap – tiap sumur yang dialirkan ke tanki setempat, sehingga pengambilannya dilakukan dengan Road Tanker.
Gambar 5.20 Oil Catcher Main Gathering Station (sumber dokumentasi pribadi, April 2016) 5. Water Injection Pond Merupakan tempat penampungan air dari pemisahan minyak, yang nantinya akan diinjeksikan melalui sumur injeksi.
40
Gambar 5.21 Water Injection Pond (sumber dokumentasi pribadi, April 2016) 6. Water Pond Merupakan tempat penampungan air yang digunakan untuk menyuplai hot tank dan untuk kebutuhan sehari-hari. 7. Nut Shell Filter Nut shell filter merupakan tangki yang berfungsi sebagai unit untuk memisahkan atau membersihkan kandungan minyak yang masih terkandung didalam air. Proses pemisahan pada Nut Shell Filter menggunakan “pikan” sebagai media untuk memfilter kandungan minyak yang masih terkandung didalam air setelah melalui tangki Free Water Knock Out. Terdapat 3 unit tangki Nut Shell Filter pada Main Gathering Station dengan kapasitas sebesar 7000 bbl/day setiap tangki.
41
Gambar 5.22 Nut Shell Filter Main Gathering Station (sumber dokumentasi pribadi, April 2016) 8. Pompa Injeksi Pada Main Gathering Station terdapat 5 pompa injeksi yaitu 5 unit pompa sentrifugal untuk memompakan air dari tanki air bersih menuju Gathering Station 1, Gathering Station 2, Gathering Station 3 menuju sumur sumur pressure maintenance yang berada disekitar Main Gathering Station Pompa sentrifugal yang digunakan untuk memompakan air ke sumur sumur pressure maintenance memiliki kapasitas pompa sebesar 15000 bbl/day per-pompa.
Gambar 5.23 Pompa Injeksi Main Gathering Station (sumber dokumentasi pribadi, April 2016)
42
5.2.5
Loading Terminal Dari salah satu tugas dan tanggung jawab Loading Terminal adalah
mendistribusikan minyak mentah, yang dimaksud dengan mendistribusikan minyak
mentah
adalah
kegiatan
operasi
yang
berkaitan
dengan
pendistribusian minyak mentah dari suatu fasilitas penampung (Loading Terminal) sampai ke kapal tanker. Minyak yang ada selalu di periksa dan diukur BS&W (Base sediment and Water), Density, dan temperature yang akan digunakan untuk mengetahui / menghitung jumlah minyak dalam keadan standar 15º C dan volume faktor koreksinya. Minyak yang masuk ke Loading terminal terlebih dahulu diproses untuk mengurangi kadar air di boiler. Liquid yang ada dialirkan ke tanki Free Water Knock Out yang berguna untuk memisahkan kandungan minyak dari air dengan penambahan demulsifier atau dibantu dengan pemanasan dan metode Settling dengan prinsip perbedaan densitas dan pengendapan secara gravitasi dimana perbedaan densitas dari minyak dan air akan membuat air mengendap dan keluar dari minyak. Dalam tanki penampungan, cairan di steam dengan suhu 55-65 0C dan tekanan 0,5 Ksc, steam yang digunakan dihasilkan dari boiler hingga mencapai standar kandungan Base Sediment and Water kurang dari 0,5 % dimana prinsip dasar bahwa titik didih minyak lebih rendah dari pada titik didih air sehingga pada saat suhu tangki naik di atas titik didih minyak, maka minyak dan air akan terpisahkan. Setelah Minyak mentah terpisah dari kandungan air dan sedimen, maka minyak disimpan dalam tanki pengumpul dan siap
43
dikapalkan.Volume dalam tanki pengumpul dapat dihitung dari tinggi cairan pada tanki pengumpul. Tinggi level air dapat diketahui dengan Water Finding Paste, yang dioleskan ke meteran pengukur yang dimasukkan ke dalam tanki, pasta yang melekat pada meteran akan berubah warna menjadi merah apabila terjadi kontak dengan air.Peralatan di loading terminal tidak jauh berbeda dengan peralatan di Main Gathering Station, berikut merupakan peralatan yang terdapat di loading terminal : 1. Chemical Pump Merupakan pompa chemical yang menginjeksikan demulsifier untuk memisahkan minyak dari kandungan air. 2. Tangki Tampung Merupakan tanki penampungan yang digunakan untuk menampung minyak yang telah siap dikirim ke Tanker. 3. Oil Catcher Merupakan
wadah
atau
tempat
yang
berfungsi
menangkap/mengumpulkan fluida atau minyak yang terikut dengan air pada saat proses drain air dari tanki tampung. Tempat ini juga sebagai penampung fluida yang diproduksi dari tiap – tiap sumur yang dialirkan ke tanki setempat, sehingga pengambilannya dilakukan dengan Road Tanker. 4. Sludge Pond Merupakan salah satu fasilitas pengolahan limbah sehingga tidak merusak lingkungan sekitar. Air dan lumpur yang ikut terproduksikan
44
dengan minyak dialirkan melalui saluran air ke dalam sludgepond ini untuk di lakukan pemisahan antara air, minyak dan dan lumpur. Setelah dari fasilitas ini air lalu diinjeksikan ke dalam sumur kembali. 5. Bioremediasi Merupakan lahan yang digunakan untuk mengolah lumpur/sludge yang tercampur dengan minyak untuk bisa ditanami lagi. 6. Pompa Transfer Merupakan pompa yang digunakan untuk mentransfer minyak dari tangkitampung (loading terminal) ke tanker. 7. Water Disposal Merupakan tempat penampungan air dari pemisahan minyak, yang nantinya akan ditransfer ke MGS untuk selanjutnya diinjeksikan melalui sumur injeksi.
5.2.5
Pengapalan Pengapalan dapat dilakukan apabila kandungan pada minyak bumi
seperti Densitas, Temperatur, Cerat air atau Endapan air pada Oil Storage dan tinggi cairan telah memenuhi standar dan telah diperiksa oleh SKK MIGAS. Pengapalan merupakan kegiatan akhir dari Operasi Produksi minyak, setelah pengapalan minyak dikirim ke tempat pengolahan yang dalam hal ini Bunyu Field akan mengirim ke PERTAMINA UP V Balikpapan untuk kemudian diolah menjadi Bensin, minyak tanah, solar dan lain-lain. Pada saat pengiriman minyak ke tanker melalui Trunk Line
45
dilaksanakan menggunakan 4 pompa transfer, maka tekanan up stream harus sama dengan tekanan down stream untuk memastikan tidak ada masalah pada trunk line. Pengapalan ke UP V Balikpapan, dilakukan minimal sebulan sekali. Langkah-Langkah Sebelum Pengapalan Crude Oil a) sebelum menerima crude oil di loading terminal, tentukan tangki yang akan digunakan untuk menimbun crude oil tersebut b) ukur stok awal, temperature, dan BS&W c) crude oil yang akan dikirim keloading terminal harus dilengkapi data jam pengiriman, volume, dan BS&W d) BS&W crude oil yang akan dikirim tidak boleh melebihi dari 0.5% karena tanki loading terminal merupakan tanki timbun yang siap dikapalkan, bukan tanki yang harus dilakukan cerat dan sebagainya. e) Semua pergerakan crude oil diloading terminal harus didukung dengan tank tiket yang memuat data: lapangan/lokasi , nomor urut, tanggal, waktu ukur, nomor tanki, asal/tujuan, jenis minyak, tinggi lubang ukur, minyak+air, air bebas, tebal minyak, suhu, densitas/API/SG pengukuran, API @ 150c dan BS&W f) Tank diberi nomor yang berbeda dengan tujuan: 1. Memberikan identifikasi dari setiap pergerakan minyak dan persediaan minyak 2. Memudahkan dalam pengelompokan data pergerakan / persediaan minyak.
46
3. Memudahkan dalam penyimpanan (arsip) 4. Memudahkan dalam pemeriksaan (audit) 5. Sumber mengenai tangki yang bersangkutan. g) Jika pengiriman crude oil telah selesai, petugas dibagian pengiriman memberikan informasi kepada petugas loading terminal. h) Setelah kondisi dalam tanki timbun diperkirakan sudah diam tenang, dilakukan pengukuran tinggi cairan (stok akhir) sehingga didapat jumlah crude oil yang diterima yaitu stoc akhir dikurang stok awal. i) Dilakukan pengambilan sampel untuk pengukuran BS&W, density, dan temperature yang akan digunakan untuk menghitung / mengetahui jumlah minyak dalam keadaan standar 150c dan volume factor koresi.
47
BAB VI
KESIMPULAN Dari hasil kerja praktek yang telah dilakukan di PT. Pertamina EP BUNYU FIELD didapatkanlah beberapa kesimpulan antara lain sebagai berikut: 1. Sumur yang telah dibor di Area Operasi Bunyu saat ini berjumlah 251 sumur, antara lain terdiri dari: 43 sumur produksi minyak 6 sumur produksi gas 20 sumur injeksi 17 sumur kendala mekanis 125 sumur suspended 40 sumur abandoned atau ditutup. 2. Fasilitas produksi yang di miliki oleh PT Pertamina EP Asset 5 Bunyu untuk menunjang kegiatan produksinya yaitu terdapat:
3 Gathering Station (stasiun Pengumpul)
1 Early Production Facility
1 Main Gathering Stasiun ( Stasiun Pengumpul Utama)
1 Terminal Loading.
3. Alur produksi pada lapangan bunyu adalah produksi dari sumur Bunyu di alirkan dan di tampung sementara di Gathering station sedangkan sumur Bunyu Nibung di alirakan dan di tampung sementara di early production facilities, lalu gross ( minyak dan air ) yang terdapat pada Gathering Station dan Early Production Facility akan di alirkan menuju Main Gathtering Station sedangkan gas dari Early Production Facility akan di alirkan menuju Stasiun Kompresor Gas Nibung dan Gas dari Gathering Station 1,2 dan 3 di alirkan ke Stasiun Kompresor Gas Bunyu. Lalu air dan minyak yang ada di
46
Main Gathering Station akan di pisahkan, dimana minyak akan di alirkan menuju ke Terminal untuk selanjutnya proses pengapalan menuju Refinery Unit 5 sedangkan air yang telah terpisah dengan minyak di Main Gathering Station akan di injeksi kembali ke sumur-sumur injeksi air. 4. Manifold adalah sekumpulan valve yang dideretkan untuk mengatur aliran masuk ke header dan separator yang dikehendaki, dikelompokan menjadi tiga, Low Pressure, Medium Pressure dan High Pressure berdasarkan Tekanan Sumur (Pwh). 5. Header merupakan pipa berukuran lebih besar dari flowline yang berfungsi untuk menyatukan fluida produksi dari sumber-sumber produksi
dan
mengalirkannya ke fasilitas pemisah. 6. Separator didefenisikan sebagai tabung bertekanan dan bertemperatur tertentu yang digunakan untuk memisahkan fluida produksi ke dalam fasa cairan dan fasa gas. 7. Gas Scrubber digunakan untuk meyakinkan bahwa gas tidak mengandung material atau liquid yang dapat merusak peralatan. 8. Tanki tampung merupakan tanki penampungan sementara minyak dari sumur produksi yang kemudian akan dikirim ke Main Gathering Station. 9. Bak Oil Catcher merupakan tempat penampungan minyak yang tercecer, misalnya saja minyak yang tercecer dari pompa. 10. Pompa merupakan alat untuk metransfer minyak dari stasiun pengumpul menuju Main Gathering Station. 11. Chemical pump merupakan pompa chemical yang menginjeksikan demulsifier untuk memisahkan minyak dari kandungan air (sludge). 12. Tanki Free Water Knock Out berguna untuk memisahkan kandungan minyak dari air dengan penambahan demulsifier atau dibantu dengan pemanasan dan metode Gravity Settling dengan prinsip perbedaan densitas dan pengendapan secara gravitasi dimana perbedaan densitas dari minyak dan air akan membuat air mengendap dan keluar dari minyak.
47
13. Bak
oil
catcher
merupakan
wadah
atau
tempat
yang
berfungsi
menangkap/mengumpulkan fluida atau minyak yang terikut dengan air pada saat proses drain air dari tangki penampung produksi. 14. Water injection pond merupakan tempat penampungan air dari pemisahan minyak, yang nantinya akan diinjeksikan melalui sumur injeksi. 15. Water pond merupakan tempat penampungan air yang digunakan untuk menyuplai hot tank dan untuk kebutuhan sehari-hari. 16. Nut shell filter merupakan tangki yang berfungsi sebagai unit untuk memisahkan atau membersihkan kandungan minyak yang masih terkandung didalam air. 17. Sludge Pond merupakan salah satu fasilitas pengolahan limbah sehingga tidak merusak lingkungan sekitar. 18. Usaha yang dilakukan PT PERTAMINA EP ASSET 5 Bunyu Field untuk meningkatkan produksi adalah Reaktivasi sumur sumur lama adalah maintenance sumur dan sembur buatan. 19. Metode pengangkatan buatan yang digunakan di PERTAMINA EP ASSET 5 Bunyu Field adalah Gas Lift dan Electric Submersible Pump ( ESP ). Kedua metode ini di pilih berdasarkan ketersedian produksi gas yang mencukupi dan adanya masalah kepasiran. 20. Hasil produksi minyak dari lapangan bunyu adalah berkisaran 4700 bbl/d. 21. Hasil produksi gas dari lapangan bunyu adalah berkisar 8059 Mscf. 22. Jumlah minyak yang bisa dikapalkan dari PT.Pertamina EP Asset 5 Bunyu Field ke RU V Balikpapan rata-rata sebesar 110.000 hingga 200.000 barrel per sekali pengapalan.
48
DAFTAR PUSTAKA
Herrawan, Heru, ST. 2005. “Modul Kuliah P4 Artificial Lift”. Akamigas Balongan : Indramayu. Jalu, Amrizal. 2013. Laporan Kerja Praktek. Indramayu: Akamigas Balongan Suyono. 2010. Laporan Kerja Praktek. Indramayu: Akamigas Balongan
LAMPIRAN
