8. Bab 4 - Kegiatan.docx

BAB IV KEGIATAN-KEGIATAN 4.1. Proses Alur Produksi

Gambar 4.1. Alur Proses Produksi Bunyu Field.

Pada area Lapangan Bunyu terdapat berbagai fasilitas produksi yang berfungsi sebagai fasilitas penampung dan fasilitas treatment sehingga fluida yang dialirkan dari sumur produksi siap untuk dikumpulkan dan dikirim ke Refinery Unit V yang berada di Balikpapan.

4.1.1. Gathering Station (GS) dan Test Unit Stasiun Pengumpul merupakan tempat pengumpulan pertama kali minyak dan gas yang diproduksi dari beberapa sumur produksi. Sumur – sumur produksi di bagi berdasarkan jaraknya untuk mengalirkan fluida ke setiap stasiun pengumpul. Dilapangan Bunyu sendiri memiliki 4 stasiun pengumpul yaitu GS I, GS II, GS III dan

32

Test Unit (GS sementara) yang memiliki alur proses yang sama hanya saja gas dari GS I,II dan III dialihkan ke SKG Bunyu. Sementara pada Test Unit, semua fluida yang terdapat pada GS I, II dan III akan ditest rate produksinya.

Gambar 4.2. Skema Alur GS II

Untuk GS I sendiri hanya dialiri 8 sumur produksi (B-176, B179, B-183, B-185, B-186, B-187, B-188, B-189). GS I dulunya berfokus pada water injection. tapi sekarang Water Injection melalui MGS.

Gambar 4.3. GS I.

33

GS II fokus pada sumur produksi yang mana liquidnya akan dialirkan ke MGS, gasnya ke SKG Bunyu.GS II dialiri 11 sumur produksi (B-30, B-116, B-135, B-140, B-146, B-155, B-160, B-164, B-168, B-178, B-182). Disini terdapat 4 Tanki Test dengan tinggi 4,46 m kapasitas 75,8 BBL (2 rusak karena masalah kepasiran), ada 2 Separator Test (1 rusak karena masalah kepasiran), ada 3 Separator Vertical (1 rusak) dan 4 Separator Horizontal dengan kapasitas 30 BBL, pompa transfer terdiri dari 2 pompa torak dan 3 pompa setrifugal. Pompa yang digunakan saat ini yaitu 2 pompa sentrifugal sedangkan satu pompa sentrifugal dalam keadaan rusak. Tangki Tampung (Bulk Tank) ada 2 dengan kapasitas 160 m3 dan 320 m3 (stand by) dan ada Water Pondl yang digunakan untuk Fire Station. Di GS II terdapat istilah salome yang artinya 1 Header digunakan untuk banyak sumur tapi masuknya secara bergantian.

Gambar 4.4. GS II. (Sumber dokumentasi pribadi)

Untuk GS III sendiri fokus pada sumur produksi yang mana liquid nya akan dialirkan ke MGS, gas yang dihasilkan akan dikirim ke SKG Bunyu. GS III dialiri 12 sumur produksi (B-132, B-136, B138, B-141, B-142, B-149, B-153, B-175, B-177, B-180, B-181, B184). 34

Gambar 4.5. GS III.

Aspek keselamatan yang harus ada di unit GS antara lain : Apar, foam untuk mematikan minyak yang tebakar, air untuk mendinginkan tanki dan fire pump. Di unit GS juga terdapat ring line berwarna merah yang berarti line khusus untuk air pemadam.

4.1.2. Main Gathering Station (MGS) Ada beberapa alat yang ada di stasiun pengumpul, diantaranya : manifold, header, separator, scrubber, tanki, BOC. Manifold adalah sekumpulan valve yang dideretkan untuk mengatur aliran masuk ke header dan separator yang dikehendaki, dikelompokan menjadi tiga, LP (±20 psi), MP (±30 psi) dan HP (±40 psi).

35

Gambar 4.6. Header dan Manifold di GS II (Sumber Dokumentasi Pribadi)

Header merupakan pipa berukuran lebih besar dari flowline yang berfungsi untuk menyatukan fluida produksi dari sumber-sumber produksi dan mengalirkannya ke fasillitas pemisah. Header disini pun terdiri dari 2 warna yaitu biru dan perak. Biru artinya header untuk menginjeksikan air ke sumur dan perak artinya header produki dalam bentuk gross dari sumur ke unit pemisahan. 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. Di fasilitas pengumpul ini memakai 2 jenis separator yaitu horizontal dan vertical. Terdapat 2 fungsi separator yaitu separator test untuk mengetahui rate produksi dari salah satu sumur dan separator group untuk mencampurkan gross produksi dari banyak sumur.

36

Gambar 4.7. Separator Vertikal di GS II (Sumber Dokumentasi Pribadi, Oktober 2018)

Gambar 4.8. Separator Horizontal di GS II (Sumber Dokumentasi Pribadi, Oktober 2018)

Separator test nantinya akan mengarah ke tangki test untuk mengetahui jumlah produksi per-harinya sedangkan separator group akan 37mengarah ke bulk tank. Diseparator terdapat suatu komponen yant disebut Senior Daniel Orifice (tidak permanen) dan ada pula Junior Daniel Orifice (permanen),alat ini berfungsi mencatat P.static yang ditandai dengan warna biru dan P.differensial (perbedaan antara tekanan upstream dan downstream) yang ditandai dengan warna merah. Dari kedua jenis pressure tersebut nantinya akan diketahui rate

37

produksi gas per harinya dengan cara memasukkan beberapa data seperti, suhu, P.static,P.diffetential, SG, ϕ Pipe, ID Pipe, ϕ Plat Orifice, flow tipe pada suatu aplikasi. Adapula komponen bernama gas digital flow meter yang memiliki fungsi yang sama dan hasil rate produksi akan ditampilkan dalam bentuk digital. Untuk Daniel Senior sendiri pemakaiannya bisa diganti jika ada kerusakan atau sebagainya dan didalamnya terdapat Plat Orifice. Sedangkan Daniel Junior bersifat permanen, jadi jika ada kendala harus mematikan flow line terlebih dahulu.

Gambar 4.9. Senior Daniel Orifice dan Plate Orifice.

Pada perangkat Daniel Orrifice terdapat suatu kurva yang digunakan

untuk

mencatat

static

pressure

dan

differential

pressure,kurva ini disebut dengan Barton Chart.

38

Gambar 4.10. Barton Chart. (Sumber Dokumentasi Pribadi, Oktober 2018)

Gas yang sudah dipisahkan dari liquidnya di separator, kemudian kembali di filter di gas scrubber. Gas scrubber digunakan untuk meyakinkan bahwa gas tidak mengandung material atau liquid yang

dapat

merusak

peralatan,

contohnya

jika

kompresor

mengkompres gas yang masih mengandung air maka kompresor tersebut dapat rusak bahkan mati dan bila aliran gas dalam ring line masih mengandung air maka dapat menyebabkan scale yang dapat menghambat laju produksi.Setelah itu gas yang sudah difilter tersebut akan diarahkan ke SKG. Lalu Control Valve (berwarna hijau) yang bergerak dengan gas bertekanan rendah akan otomatis membuka jika level fluida sudah tergolong tinggi dan fluida tersebut akan dialirkan ke BOC.

39

Gambar 4.11.Gas Scrubber di GS II (Sumber Dokumentasi Pribadi, Oktober 2018)

Setelah melewati tahapan-tahapan tersebut, fluida akan dialirkan menuju

tanki

tampung.

Tanki

tampung

merupakan

tanki

penampungan sementara minyak dari sumur produksi yang kemudian akan dikirim ke SPU. Unit tanki pun terbagi menjadi 2 yaitu Tanki Test dan Bulk Tank. Tanki Test ditandai dengan adanya skid pada bagian atas tanki yang berfungsi menerima fluida dari Separator Test yang hanya mengalirkan fluida dari salah satu sumur saja untuk di test produksi nya selama 4 jam, yang merupakan akumulasi dari 24 jam untuk mengetahui jumlah produksi per sumur.

40

Gambar 4.12.Tanki Test GS II (Sumber Dokumentasi Pribadi, Oktober 2018)

Bulk Tank menerima fluida dari Separator Group yang menerima gross dari banyak sumur produksi. Bagian atas Bulk Tank terdapat semacam penutup yang harus di buka agar gas yang masih terkandung dalam liquid dapat release karena jika tidak gas tersebut dapat meledakkan tanki. Terdapat 2 unit Bulk Tank yaitu T-204 dengan kapasitas 320 m3 yang beroperasi dan T-203 dengan kapasitas 160 m3 (stand by).

Gambar 4.13.Tanki Tampung GS II (Sumber Dokumentasi Pribadi, Oktober 2018)

Bak Oil Catcher merupakan wadah atau tempat yang berfungsi menangkap / mengumpulkan fluida atau minyak yang terikut dengan

41

air pada saat proses drain air dari sumur-sumur perawatan sebelum dipompakan ke MGS.

Gambar 4.14.Oil Catcher GS II (Sumber Dokumentasi Pribadi, Oktober 2018)

4.1.3. Sounding Sounding adalah kegiatan mengukur tinggi level cairan dalam suatu tangki. Tahap pengukuran adalah sebagai berikut: 1.

Masukkan sounding meter ke dalam tangki yang akan kita ukur.

2.

Pastikan bandul yang terdapat pada sounding meter menyentuh dasar lantai tangki

3.

Angkat sounding meter dan baca tinggi level cairan. Tinggi level cairan yang di dapatkan adalah 240 cm

4.

Oleskan Water Finding Paste pada sounding meter tersebut.

5.

Celupkan ke dalam tangki. Dan diamkan selama kurang lebih 5 menit.

6.

Setelah itu angkat dan pasta akan berubaha warna menjadi warna merah untuk melihat level airnya. Tinggi level air yang di dapatkan adalah 235 cm.

7.

Bersihkan pasta yang terdapat pada sounding meter.

42

8.

Oleskan Gasoline Gauging Paste pada sounding meter tersebut.

9.

Celupkan ke dalam tangki. Dan diamkan selama kurang lebih 5 menit.

10. Setelah itu angkat dan pasta akan berubah warna menjadi warna pink keunguan untuk melihat level minyak. Tinggi level minyak yang di dapatkan adalah 5 cm.

Gambar 4.15. Sounding Meter. (Sumber Dokumentasi Pribadi, Oktober 2018)

Gambar 4.16. Water Finding Paste.

43

(Sumber Dokumentasi Pribadi, Oktober 2018)

Gambar 4.17. Gasoline Gauging Paster. (Sumber Dokumentasi Pribadi, Oktober 2018)

4.1.4. Compressor Gas Station (CGS) / Stasiun Kompresi Gas (SKG) Stasiun Kompressor Gas merupakan tempat gas di kompresi yang mana gas dari stasiun pengumpul masih dalam keadaan low pressure sehingga tekanan gas akan meningkat, fluida gas kemudian dilakukan treatment sehingga gas terbebas dari fluida liquid. Pada lapangan Bunyu terdapat 2 fasilitas SKG yaitu SKG Bunyu dan SKG Nibung.

44

Gambar 4.18. Alur Proses Kompresi Gas di SKG.

Untuk alur proses kompresi gas di SKG adalah sebagai berikut, gas dari GS I, II, dan III masuk melalui Header Suction lalu ke pipa suction dengan suction pressure 15 – 17 psi, kemudian masuk ke Suction Scrubber, disini gas dipisahkan dari kondensat. Setelah itu gas masuk ke mini kompresor untuk memastikan tidak ada kondensat yang terikut ke kompresor. Kemudian gas masuk ke kompresor tingkat satu untuk dimampatkan sehingga pressure yg keluar adalah 90 – 95 psi, selanjutnya gas masuk ke kompresor tingkat dua sehingga tekanannya menjadi 230 – 250 psi, selanjutnya gas masuk ke kompresor tingkat tiga untuk dimampatkan sehingga pressure akhir yang keluar adalah 400 – 450 psi. Setelah keluar dari kompresor, gas masuk ke dalam Discharge Scrubber untuk memastikan kembali tidak ada kondensat yang terikut dalam gas. Selanjutnya gas masuk ke Ring Line dan selanjutnya di alirkan ke GS I, II, dan III untuk diinjeksikan kembali ke sumur (gas lift). Jika terdapat liquid pada tiap Scrubber, maka liquid tersebut akan diarahkan ke separator yang nantinya akan di alirkan ke Tank Condensate untuk ditampung kemudian akan di alirkan ke GS II menggunakan pompa lalu ke MGS.

45

Gambar 4.19. Kompresor.

Untuk kompresor pada SKG Nibung memiliki 2 stage untuk meningkatkan tekanan, sedangkan di SKG Bunyu memiliki 3 stage. Di SKG Nibung terdapat 4 Kompresor, Kompresor 1 dan 2 untuk penjualan PLN Bunyu dan Tarakan, City Gas Bunyu dan Tarakan, Kompresor 3 stand by, Kompresor 4 untuk jaringan. Gas yang masuk ke SKG Nibung sebesar 25 psi dan discharge sebesar +150 psi. Di SKG Nibung ada unit yang bernama Dehidration Unit (DHU) yang berfungsi untuk menghilangkan kandungan air (tapi sudah tidak berfungsi).

Gambar 4.20. SKG Nibung.

46

Gambar 4.21. SKG Bunyu.

Di SKG Bunyu ada 3 Kompresor (2 operasi, 1 stand by). Gas yang masuk ke SKG Bunyu memiliki pressure 17 psi dan discharge sebesar 400 psi. Di SKG Bunyu tidak terdapat DHU seperti di SKG Nibung. Batas

minimum tekanan suction adalah 10 psi dan

maksimalnya 25 psi, jika kurang dari P.min dan lebih dari P.max maka kompresor bisa mati. Gas dari SKG Bunyu yang telah diproseskan difungsikan untuk injeksi gas lift, Power Plant / PLTG dan jika ada kelebihan produksi gas (spillover) akan di transfer ke PLN Tarakan.

Gambar 4.22. Jalur Discharge.

47

4.1.5. Main Gathering Station (MGS)

Gambar 4.23. MGS. (Sumber Dokumentasi Pribadi, Oktober 2018)

Setelah minyak dari sumur dialirkan ke stasiun pengumpul dan dilakukan pengukuran antara gross dan net oil maka minyak akan dialirkan ke Stasiun Pengumpul Utama. MGS sendiri berfungsi sebagai menerima liquid sementara untuk dipisahkan sebelum disalurkan. Gross fluid dari GS I, II, III dan Test Unit masuk ke header melalui manifold, kemudian liquid tersebut terlebih dahulu masuk kedalam wash tank / tanki FWKO (tanki nomor 3) dengan kapasitas 12.000 Bbl untuk dilakukan pemisahan antara minyak dan air.

48

Gambar 4.24.Tangki FWKO. (Sumber Dokumentasi Pribadi, Oktober 2018)

Pada tanki FWKO dilengkapi dengan ATG (Automatic Tank Gauging) yang berfungsi untuk membaca level air dan minyak.

Gambar 4.25.Automatic Tank Gauging. (Sumber Dokumentasi Pribadi, Oktober 2018)

Proses yang dilakukan dalam tanki FWKO sangat sederhana dimana pemisahan dilakukan berdasarkan massa jenis fluida, minyak

49

yang berada diatas air akan dialirkan ke tanki tampung yaitu tanki 1 dengan kapasitas minyak 9.300 Bbl atau tanki 2 dengan kapasitas minyak 9.300 Bbl melalui sebuah pipa yang berada di posisi atas pada ketinggian tertentu, dan air (row water/air kotor) akan mengalir kedalam tangki air (tanki 4) melalui pipa yang berada di dasar tanki. Di MGS sendiri pemisahan liquidnya masih belum sesuai dengan standar EOR yang seharusnya di beri demulsifier, penstabil ph dan chemical untuk mengatur viskositasnya. Setelah itu air formasi ini akan dialirkan ke Nut Shell Filter, di dalam Nut Shell Filter terdapat material pengangkap minyak yang disebut “Pecan”. Setiap 24 jam penyaringan minyak yang terdapat di dalam Vessel akan terjadi back wash secara otomatis dan minyak akan dialirkan ke BOC. Minyak yang terkumpul di BOC akan dihisap menggunakan vacuum truck kemudian dibawa ke GS untuk nantinya dialirkan kembali ke FWKO. Lalu air di NSF kemudian dialirkan ke tanki clean water (tanki 5) yang kemudian di injeksikan kesumur injeksi dengan menggunakan pompa injeksi, Air yang diinjeksikan ke dalam sumur pun memiliki batasan kandungan minyak sebanyak maksimal 15 ppm.

Gambar 4.26. Nut Shell Filter (Sumber Dokumentasi Pribadi, Oktober 2018)

50

Gambar 4.27. Pompa Garbarino (Sumber Dokumentasi Pribadi, Oktober 2018)

Di lapangan Bunyu terdapat 4 pompa Garbarino (1 rusak, 2 stand by, dan 1 beroperasi) dengan kapasitas injeksi yaitu 17.000 BBL/D. Serta tambahan 2 Pompa HPS (Horizontal Pumping System) dengan kapasitas injeksi masing masing sebesar 22.000 BBL/D. Disini terdapat 4 Pompa Transfer ( Pompa Deepblue dan pompa Rurh untuk transfer air dari BOC ke tanki 4, serta Pompa Akai dan Booster untuk mengirim minyak ke Terminal ). BSW di Pertamina adalah < 0,5%. Setelah fluida minyak dan air terpisah di MGS, minyak akan langsung dipompakan ke Loading Terminal.

Gambar 4.28. Alur proses MGS

51

4.1.6. Loading Terminal

Gambar 4.29.Flow Diagram Loading Terminal.

Salah satu tugas dan tanggung jawab Terminal adalah mendistribusikan

minyak

mentah,

yang

dimaksud

dengan

mendistribusikan minyak mentah dari suatu fasilitas penampung sampai ke kapal tanker. Minyak yang ada selalu di periksa dan diukur BSW (Base sediment and Water), Density dan temperature yang akan digunakan untuk mengetahui atau menghitung jumlah minyak dalam keadaan standar 15º C dan volume faktor koreksinya. Minyak dari MGS akan ditampung di tangki 7 dan 8 (tanki produksi / pengumpul).

Gambar 4.30 Tangki 7 dan 8.

52

Lalu kandungan air dan limbah yang terdapat akan di pompakan ke Sludge Pond dan minyak bersihnya di alihkan ke tangki 1 sampai tangki 6 (tangki lifting).

Gambar 4.31.Sludge Pond.

Serta terdapat minyak dari Sembakung yang masuk ke tangki 1 dan 6.

Gambar 4.32. Tangki 1 dan 6

Dan terdapat pula minyak yang berasal dari BTE (Bunyu Tapa Energy) yang di tamping di tangki BTE (19 dan 20).

53

Gambar 4.33 Tangki BTE.

Di terminal terdapat 3 pompa shipping merk caterpillar yang berfungsi mentransfer minyak ke kapal tanker.

Gambar 4.34. Pompa Shipping

4.1.4.1. Analisa Minyak a. Pelaksanaan Analisa 

Siapkan peralatan safety, seperti sarung tangan dan kaca mata safety.

54





Siapkan contoh yang mewakili. 

Ambil sample minyak sebanyak 1000 ml.



Ambil sample minyak sebanyak 50 ml (2 kali).



Demulsifier 10 ppm / 3 tetes.



Condensate 50 ml.

Siapkan peralatan : 

Gelas Ukur 1000 cc.



Hydrometer,

Thermometer

atau

ThermoHydrometer. 

Tube.



Centrifuge.

Gambar 4.35. Alat & Bahan di Laboratorium.

a. Prosedur Percobaan (Perhitungan Density dan Temperature) 

Tuangkan sampel minyak sebanyak 1000 ml kedalam gelas ukur 1000 cc.



Gelas ukuran yang sudah tersisi sample ditaruh ditempat yang datar. Thermo Hydrometer di celupkan didalamnya sampai mengapung beberapa saat dan seimbang.

55



Density harus dibaca dimana terdapat angka terbesar pada perpotongan permukaan minyak dan tanda bacaan ThM yang terapung didapat 800 dan semakin kebawah semakin besar hingga mencapai titik perpotongan permukaan minyak sebanyak 58 jadi density nya sebesar 0.8580.



Untuk melakukan pembacaan temperatur, diusahakan air raksa diujung Thermometer tetap tercelup dalam cairan.



Baca Suhu pada Thermometer.



Suhu pada Thermometer sebesar 30.60C.

Gambar 4.36. Pembacaan Density dan suhu.



Setelah sudah mendapatkan hasil pengukuran maka di catat.



Baca Tabel 53 untuk mendapatkan nilai Density 15 ° C nya.

b.

Prosedur Percobaan (Perhitungan BSW) 

Tuangkan masing – masing sampel minyak sebanyak 50 ml, demulsifier 10 ppm / 3 tetes, condensate 50 ml kedalam 2 tube.

56

Gambar 4.37. Pencampuran Sample.



Masukkan ke 2 tube tersebut kedalam alat centrifuge dengan posisi saling berhadapan.

Gambar 4.38. Posisi Tube.



Atur centrifuge pada 1650 RPM selama 10 menit.



Ambil tube dan amati lalu catat volume BSW.



Volume BSW sebesar 0.1 %.

Gambar 4.39. Volume BS&W.

57

c.

Menghitung Stock Minyak pada Kondisi Net Standard 

Volume Correction Factor (VCF) o

Density 15° C

o

Temperature Minyak di Tanki

o

Tabel 53&54 ASTM

o

Interpolasi

Contoh : Diketahui : o

Suhu Minyak di lab. : 30.6 ° C

o

Density pengukuran : 0,8580

o

Density 15 °C ?

Tabel4.1. Tabel 53.

o

Density 15 ° C : 0,8682

Lalu mencari VCF ?? o

Suhu di Tanki : 35 ° C

o

Density 15 ° C : 0,8682

o

Berapa Volume Correction Factor (VCF) ?

58

Tabel4.2. Tabel 54.

Jadi VCF nya adalah 0,984564 d.

Pengukuran Statik Minyak Mentah Dalam Tangki Pengukuran statik minyak dalam tangki merupakan suatu metode untuk mengukur kedalaman level suatu tangki, air bebas di dalam tangki, serta mengukur suhu minyak dalam tangki. Metode yang digunakan untuk pengukuran statik minyak mentah dalam tanki tergantung dari jenis minyak itu sendiri. Di lapangan bunyu metode pengukurannya menggunakan metode Innage: 

Metode Innage Metode

innage

dapat

digunakan

dengan

pertimbangan jenis minyaknya ringan, kondisi meja ukur tidak berubah (diketahui dengan pengecekan reference depth

masih

sesuai

dengan

data

tank

table),

pengukurannya sendiri dapat sekaligus mengukur free water dalam tangki dan dapat langsung digunakan untuk membaca tank table. Keunggulan lain menggunakan metode innage adalah pengaruh panas minyak terhadap measuring depth tape dapat terabaikan. Adapun prosedur

59

yang dilakukan dalam pengukuran dengan metode innage, sebagai berikut: 

Siapkan peralatan yang diperlukan : o

Measuring Depth tape.

o

Majun (kain lap pembersih).

o

Pasta minyak dan pasta air.

Gambar 4.40 Pasta minyak dan pasta air



Menuju ke tangki yang akan diukur.



Konfirmasi perkiraan tinggi minyak, dapat dibaca di automatic tank gauging, sebelum naik ke tanki.



Naik ke atas tanki, perhatikan faktor keselamatan. Perhatikan arah angin, berdiri di tempat yang aman dan buka penutup lubang ukur.



Baca reference depth.



Lakukan pengukuran : o

Oleskan pasta air pada skala measuring depth tape yang diperkirakan, kemudian turunkan measuring

depth

tape

perlahan-lahan

sedemikian rupa. o

Oleskan pasta minyak pada skala measuring depth tape yang diperkirakan sedemikian rupa.

o

Turunkan measuring depth tape sampai bob menyentuh meja ukur, tetapi pita tetap tegang.

o

Tunggu sejenak sekitar 30-50 detik.

60

o

Tarik / gulung keatas dan baca cut point batas permukaan minyak,

o

Teruskan gulung dan baca cut point batas permukaan free water.

o

Lakukan minimal 2 kali sampai mendapatkan angka identik dan catat pada tank ticket.

e.

Pengukuran Suhu Minyak Mentah Minyak merupakan suatu benda cair, yang volumenya akan berubah pada setiap perubahan suhu, hasil pengukuran pada suhu penyimpanan dinamakan Volume Observed. Agar volume tersebut dapat direkonisiliakan satu sama yang lain maka volume observed harus dirubah menjadi volume standart 150C atau 600F dan standart tata cara pengukuran suhu menggunakan

metode

ASTM

D.1086

atau

API

2543.

Pengukuran suhu dilakukan setelah pengukuran tinggi cairan dan hasil pengukuran ini dicatat dalam tank ticket.

Gambar 4.41. Contoh Tank Ticket.

61

f.

Perhitungan Kuantitas Minyak Perhitungan Kuantitas Minyak Tangki 1 Data Pengukuran : Level Tangki

: 10736mm + 2 = 10738mm

Free Water

: 560mm + 2 = 562mm

Suhu Pengukuran : 35oC Tinggi Meja Ukur : 2 mm = 0,2 cm

Analisa Lab Suhu Crude Oil

: 30.6oC

Density Observed : 0,8580 Density 15 oC

: 0,8682

BS & W

: 0.1

Berapa Net Standart Minyak tangki 1? Penyelesaian

:

Didapat suhu pengukuran = 35oC Dimana suhu tangki 1 dikalibrasi untuk 33oC, Apabila melebihi 33oC memakai rumus {1 + α ( t - 33oC )} Dimana :

t = suhu pengukuran α = Koefisien Muai tangki ( 0.0000348 )



Setelah didapat data-data pengukuran. Didapatkan nilai KMT (Koefsien Muai Tanki) : = 1+0.0000348 ( suhu tangki - suhu awal tangki) = 1+0.0000348 (35oC - 33oC ) = 1.0000696



Volume Nyata :

62

= (Level cairan + Cincin Tabel Fraksi) x Suhu muai : 1000 = (10444932+ 7791.0) x 1.0000696 : 1000 = 10453.451 M3 

Hitung Freewater tangki 1 didapat (Tabel 54 ASTM) : Free Water (560mm)

= 544961 Liter

Cincin Tabel Fraksi (2mm)

= 1945.2 Liter

Hitung : Hitung suhu muai tangki : = 1+0.0000348 ( suhu tangki - suhu awal tangki) = 1+0.0000348 (35oC - 33oC ) = 1.0000696 Free Water

:

= (Level Tangki + Cincin Tabel Fraksi) x Suhu muai : 1000 = (544961 + 1945.2) x 1.0000696 : 1000 = 546.944 M3 

Hitung Vol Kotor nyata: = Vol nyata– Free water = 10453.451 – 546.944 = 9906.507 M3



Hasil sample minyak ditangki 1 yang telah dianalisa di labotorium di dapat Suhu Crude Oil = 30.6o C



Density Observed

= 0.8580

Density 15 oC

= 0,8682

Hitung Faktor Koreksi Volume 150C dengan interpolasi dari tabel 54 FCV = 0.984564



Hitung Vol Kotor dengan Faktor Koreksi dari tabel ASTM 54 Vol Kotor 150C = Vol kotor nyata x factor koreksi volume 63

= 9906.507 x 0.984564 = 9753.590 M3 

Untuk mengetahui nett standart kita harus menganalisa BS & W, dari analisa BS &W dilabotorium didapat : Dimana, BS & W adalah 0.1 = ( 100 – BS & W) / 100 = ( 100 – 0.1) / 100 = 0,999



Hitung Nett Standart / Vol bersih minyak dalam tangki Nett standart = Vol kotor x (1-BS & W) = 9753.590 x 0,999 = 9743.836 M3



Ubah ke Barrel karena PT.Pertamina EP Asset 5 bunyu menggunakan

satuan

Barrel,

untuk

merubahnya

menggunakan persamaan (Nett Standart x 6,293) Net Standart = 9743.846 x 6.293 = 61318.023 Bbl Jadi, Nett Standart yang terdapat pada tangki 1 sebesar 61318.023 Bbl. Hasil analisa BS & W adalah 0.1, dimana minyak yang layak jual memiliki BS & W standart sebesar 0.5.

64

Gambar 4.42. Contoh Tabel Log Produksi Terminal

4.1.7. Pengapalan Proses pengapalan atau Loading Tanker 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 ketempat pengolahan yang dalam hal ini Bunyu Field akan mengirim ke PERTAMINA RU V Balikpapan untuk kemudian diolah menjadi Bensin, minyak tanah, solar dan lain-lain.

65

. Gambar 4.43 Kapal Tanker

4.2. Menghitung Presentase Nilai Water Cut Water cut adalah perbandingan antara volume air dan volume minyak yang terproduksi secara keseluruhan. Langkah-langkah menghitung presentase nilai water cut di Laboratorium : 

Tuangkan sampel fluida ke dalam tabung centrifuge sebanyak 100 ml



Teteskan 3-5 tetes demulsifier. Dan kocok hingga tercampur



Masukkan tabung centrifuge ke dalam centrifuge dengan peletakan yang seimbang.



Atur RPM 1500, RCF 606, dan Temperatur 600C

66

Gambar 4.44 Alat centrifuge



Putar selama 10 menit



Setelah itu, ambil tabung centirufuge dan hitung presentase water cut.



Cara perhitungan : %𝑊𝐶 =

Volume air x100% volume cairan

o Ukur tinggi volume air pada tabung ukur centrifuge dengan penggaris. Cara mengukurnya dengan melihat volume di gelas ukur yang berdekatan dengan batas bawah air dan minyak misalnya berdekatan pada 50 ml, kemudian ukur lagi dengan penggaris dari 50 ml ke 75 ml. 75 ml adalah volume pada gelas ukur batas atas air dan minyak. o Kemudian dikalikan dengan interval 50 ke 75 ml. o Selanjutnya di tambahkan dengan volume pada gelas ukur tempat dimulainya pengukuran. Lalu dikalikan 100% untuk mendapatkan nilai persentase nilai water cut. o Sampel sumur B-178 sebesar 20.4 % dan BN-54 sebesar 68.103%

67

Gambar 4.45 Sampel minyak B-178 dan BN-54

68