Laporan Kerja Praktik 2018.docx

LAPORAN KERJA PRAKTIK OVERVIEW PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU

Diajukan sebagai syarat untuk memenuhi Mata Kuliah TM 3000 Kerja Praktek dan Penulisan Laporan Pada Program Studi Teknik Perminyakan

Disusun Oleh : Fransiskus Ondihon Sitompul

12215007

Abed Nego Silaban

12215023

David Jonathan

12215047

Leonardo Sihombing

12215089

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2018

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU

Laporan Kerja Praktek

Diajukan sebagai syarat untuk memenuhi Mata Kuliah TM 3000 Kerja Praktek dan Penulisan Laporan Pada Program Studi Teknik Perminyakan

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU

Tanggal : 06 Agustus 2018 – 16 Agustus 2018

Disusun Oleh :

Fransiskus Ondihon Sitompul

12215007

Abed Nego Silaban

12215023

David Jonathan

12215047

Leonardo Sihombing

12215089

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU

LEMBAR PENGESAHAN

Laporan Kerja Praktek

Diajukan sebagai syarat untuk memenuhi Mata Kuliah TM 3000 Kerja Praktek dan Penulisan Laporan Pada Program Studi Teknik Perminyakan

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU

Tanggal Pengesahan : 16 Agustus 2018

Disusun Oleh :

Fransiskus O. Sitompul 12215007

Abed Nego Silaban 12215023

Leonardo Sihombing 12215089

David Jonathan 12215047

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU

LEMBAR PENGESAHAN

Telah diterima dan disetujui sebagai

Laporan Kerja Praktek

Diajukan sebagai syarat untuk memenuhi Mata Kuliah TM 3000 Kerja Praktek dan Penulisan Laporan Pada Program Studi Teknik Perminyakan

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU

Tanggal Pengesahan : 16 Agustus 2018 Disetujui oleh,

Rahmat Ardiansyah

Brian Karnanto Putro

Pembimbing

Pembimbing

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU

KATA PENGANTAR

Puji dan syukur penulis panjatkan kepada Tuhan Yang Maha Esa, karena berkat rahmat dan karunia-Nya penulis mendapat kesempatan dan menyelesaikan kerja praktik di PT Pertamina EP Asset 1 Field Pangkalan Susu serta penyusunan laporan kerja praktik dengan judul “Overview Pertamina EP – Asset 1 Field Pangkalan Susu” tepat waktu. Kerja Praktik dilaksanakan sebagai salah satu syarat kelulusan mata kuliah TM 3000 Kerja Praktek dan Penulisan Laporan yang wajib untuk dipenuhi oleh mahasiswa Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung. Penulis berusaha melakukan yang terbaik dalam penulisan laporan ini sehingga dapat berguna bagi penulis, PT Pertamina EP Asset 1 Field Pangkalan Susu, masyarakat, institusi lain maupun teman-teman Mahasiswa Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung. Kerja praktik yang dilaksanakan di PT Pertamina EP Asset 1 Field Pangkalan Susu bertujuan memberikan kesempatan dan pengetahuan observasi secara langsung di industri perminyakan.

Dengan

demikian,

mahasiswa

dapat

belajar

mengaplikasikan

dan

membandingkan pengetahuan perminyakan yang diperoleh selama proses perkuliahan dan di dalam lingkungan kerja yang nyata. Selama pelaksanaan kerja praktik dan penyusunan laporan, penulis memperoleh bantuan dari berbagai pihak. Oleh karena itu, penulis berterima kasih kepada pihak yang terlibat dalam proses kerja lapangan yang dilakukan. Penulis juga menyadari bahwa laporan ini belum sempurna. Oleh karena itu, kritik dan saran sangat diharapkan terkait laporan kerja praktik ini. Mohon maaf atas segala kekurangan, semoga laporan kerja praktik ini dapat bermanfaat bagi pembaca dan penulis.

Pangkalan Susu, 16 Agustus 2018

Penulis

i

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU

DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR ........................................................................................................ i DAFTAR ISI...................................................................................................................... ii DAFTAR GAMBAR ......................................................................................................... iv DAFTAR TABEL .............................................................................................................. v BAB I PENDAHULUAN .................................................................................................. 1 1.1

Latar Belakang .................................................................................................. 1

1.2

Tujuan................................................................................................................ 2

BAB II GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN.............................................................. 3 2.1

Sejarah PT Pertamina EP Asset 1 Field Pangkalan Susu .................................. 3

2.2

Visi dan Misi PT Pertamina EP Asset 1 Field Pangkalan Susu ........................ 3

2.3

Struktur Organisasi ............................................................................................ 4

2.4

Unit Kerja Pertamina EP Asset 1 Field Pangkalan Susu................................... 5

2.5

Jumlah Karyawan Pertamina EP Asset 1 Field Pangkalan Susu....................... 5

2.6

Proses Bisnis PT Pertamina EP Asset 1 Field Pangkalan Susu ........................ 6

2.7

Status Sumur PT Pertamina EP Asset 1 Field Pangkalan Susu ........................ 6

BAB III METODE PENGANGKATAN FLUIDA PADA SUMUR ................................ 7 3.1

Teori Dasar ........................................................................................................ 7

3.1.1 Natural Flow (Sembur Alam) ..................................................................... 7 3.1.2 Artificial Lift (Sembur Buatan) .................................................................. 7 3.2

Metode – Metode Artificial Lift ........................................................................ 8

3.2.1 Sucker Rod Pump ....................................................................................... 8 3.2.2 Hydraulic Pumping Unit ........................................................................... 10 3.2.3 Gas Lift ...................................................................................................... 12 3.2.4 Electrical Submersible Pump .................................................................... 14 3.2.5 Hydraulic Jet Pump ................................................................................... 17 3.2.6 Plunger Lift ............................................................................................... 20 3.2.7 Progressive Cavity Pump .......................................................................... 24 BAB IV PROFIL SUMUR “X”........................................................................................ 28 4.1

Sejarah Sumur “X” ........................................................................................... 28

4.2

Data Sumur ....................................................................................................... 28

4.3

Data Fluida Reservoir ...................................................................................... 29 ii

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU

BAB V ANALISIS DAN PEMBAHASAN ..................................................................... 30 5.1

Analisis Sumur ................................................................................................. 30

5.2

Analisis Metode Artificial Lift ......................................................................... 31

5.3

Pembahasan ...................................................................................................... 32

5.3.1 Sucker Rod Pump ...................................................................................... 32 5.3.2 Electrical Submersible Pump .................................................................... 33 5.3.3 Gas Lift ...................................................................................................... 36 BAB VI SIMPULAN DAN SARAN ............................................................................... 39 6.1

Simpulan........................................................................................................... 39

6.2

Saran ................................................................................................................. 39

DAFTAR PUSTAKA ....................................................................................................... 40 LAMPIRAN FOTO – FOTO KUNJUNGAN LAPANGAN ............................................ 4

iii

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1

Diagram Struktur Organisasi ................................................................... 4

Gambar 2.2

Proses Bisnis ............................................................................................ 6

Gambar 3.1

Cara Kerja Sucker Rod Pump .................................................................. 8

Gambar 3.2

Upstroke dan Downstroke SRP ............................................................... 9

Gambar 3.3

Sucker Rod Pump .................................................................................... 9

Gambar 3.4

Komponen – Komponen SRP ................................................................. 10

Gambar 3.5

Hydraulic Pumping Unit ......................................................................... 11

Gambar 3.6

Cara Kerja Gas Lift ................................................................................. 12

Gambar 3.7

Electrical Submersible Pump .................................................................. 15

Gambar 3.8

Diffuser ................................................................................................... 15

Gambar 3.9

Impeller ................................................................................................... 16

Gambar 3.10 Hydraulic Jet Pump ................................................................................. 17 Gambar 3.11 Cara Kerja Hydraulic Jet Pump .............................................................. 18 Gambar 3.12 High Volume dan Sliding Sleeve Jet Pump ............................................ 19 Gambar 3.13 Komponen – Komponen Permukaan HJP .............................................. 19 Gambar 3.14 Flow Regime ........................................................................................... 21 Gambar 3.15 Drag Force .............................................................................................. 21 Gambar 3.16 Liquid Loading – loss of gas velocity over time..................................... 22 Gambar 3.17 Cycle of Plunger ..................................................................................... 23 Gambar 3.18 Komponen – Komponen PCP ................................................................. 25 Gambar 3.19 Stator dan Rotor PCP .............................................................................. 26 Gambar 5.1

IPR Sumur “X” ....................................................................................... 31

Gambar 5.2

Data ESP Pomp Centrilift E127 .............................................................. 34

Gambar 5.3

Pump Curve 60Hz ................................................................................... 34

Gambar 5.4

Pump Curve 70Hz ................................................................................... 35

Gambar 5.5

Perbandingan Frekuensi terhadap Flowrate ............................................ 36

Gambar 5.6

Input Data Gas Lift ................................................................................. 37

Gambar 5.7

Grafik Desain Gas Lift ............................................................................ 37

Gambar 5.8

Desain Valve Gas Lift ............................................................................. 38

iv

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 Data Karyawan ................................................................................................ 5 Tabel 2.2 Status Sumur ................................................................................................... 6 Tabel 4.1 Data Sumur “X” ............................................................................................. 28 Tabel 4.2 Data Potensi Sumur“X” ................................................................................. 29 Tabel 5.1 Parameter Pemilihan Metode Artificial Lift .................................................. 31 Tabel 5.2 Daftar Jenis Pompa ESP ................................................................................ 33 Tabel 5.3 Tipe Impeller dan Kapasitas Penanganan Gas ............................................... 35

v

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

BAB I PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang Dalam menghadapi era globalisasi dan kemajuan teknologi yang signifikan, kita sedang mengalami masa di mana perkembangan ilmu merupakan kunci untuk menghadapinya.Maka dari itu, mahasiswa dituntut untuk memiliki sikap profesional dalam mencari solusi alternatif dari masalah-masalah yang terjadi di industri perminyakan.Karakter yang baik harus dipersiapkan untuk menghasilkan sarjana teknik perminyakan yang memiliki kompetensi baik. Kemampuan teknis adalah hal yang patut dimiliki mahasiswa teknik perminyakan serta memiliki kemampuan berkomunikasi

dan berinteraksi sosial dengan

baik.Dengan kemampuan tersebut, mahasiswa dapat beradaptasi di situasi yang beragam dan menghadapi berbagai tipe kepribadian di industri. Lingkungan sosial, budaya, dan gaya hidup pekerja profesional harus dipahami karena kondisi teori dan praktik tidak selamanya selaras. Dengan demikian, untuk menciptakan jiwa profesional, seorang mahasiswa teknik perminyakan harus mampu mengaplikasikan ilmu pengetahuan yang didapat di lapangan. Dalam rangka mengakomodasi kebutuhan pengalaman kerja secara nyata, Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung (ITB) menjadikan program kerja praktiksebagai mata kuliah wajib.Tujuannya adalah mencetak lulusan yang lebih baik dengan kualitas yang tinggi dan siap kerja. Program ini merupakan cara yang efektif bagi mahasiswa untuk berpartisipasi secara nyata di industri.

1.2 Maksud dan Tujuan Tujuan kegiatan kerja praktik antara lain: 1. Memenuhi syarat kelulusan Mata Kuliah TM 3000 Kerja Praktik dan Penulisan Laporan pada Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung. 2. Melakukan observasi dan membandingkan teori yang didapat dari bangku perkuliahan dalam kondisi nyata di industri perminyakan.

3

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek 3. Memperoleh pengalaman dan ilmu pengetahuan yang lebih luas mengenai proses-proses yang ada di industri perminyakan secara teori dan praktik. 4. Mengetahui kompetensi nyata yang dibutuhkan oleh seorang sarjana teknik perminyakan yang sesuai dengan yang diharapkan oleh industri perminyakan. 5. Memahami dan membiasakan diri di dunia kerja dengan lingkungan perusahaan.

1.3 Ruang Lingkup Penulisan Laporan Akhir Kerja Praktik ini berfokus kepada sistem peralatan rig, peralatan laboratorium, alur minyak sampai ke SPM, dan pengambilan sampling gas.

1.4 Waktu dan Pelaksanaan Kerja praktik berlangsung selama 10 hari yang terhitung mulai tanggal 06 Agustus 2018 – 16 Agustus 2018 di Pertamina EP-Asset 1 Field Pangkalan Susu, Sumatera Utara.

1.5 Metode Pelaksanaan Pelaksanaan kerja praktik ini dilakukan melalui beberapa metode meliputi: 1. Melakukan studi observasi lapangan, dengan melakukan pengamatan secara langsung ke Lapangan X yang dibimbing oleh pembimbing dari Pertamina EP-Asset 1 Field Pangkalan Susu. 2. Melakukan studi observasi lapangan, dengan melakukan pengamatan secara langsung ke Laboratorium Pertamina EP yang dibimbing oleh pembimbing dari Pertamina EP-Asset 1 Field Pangkalan Susu. 3. Melakukan studi wawancara, dengan berdiskusi dengan pembimbing berada di lapangan dan laboratorium. 4. Melakukan studi literature mengenai sistem peralatan rig, prinsip kerja alatalat di laboratorium dan design ESP dari berbagai sumber baik buku, paper, dan sumber elektronk dari internet seerta mengumpulkan hasil dokumentasi sebagai data penunjang.

4

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek 1.6 Sistematika Penulisan Sistematika penulisan Laporan Akhir Kerja Praktik ini disusun sebagai berikut: 

Bab I, Pendahuluan sebagai penyampaian latar belakang pemilihan judul, maksud dan tujuan disusunnya laporan, ruang lingkup yang membatasi masalah dalam laporan, waktu dan pelaksanaan, metode pelaksanaan, dan sistematika penulisan.



Bab II, Tinjauan umum perusahaan yang meliputi sejarah perusahaan.



Bab III, Tinjauan Pustaka yaitu pembahasan mengenai sistem peralatan rig dan metode pengangkatan fluida pada sumur.



Bab IV, Pelaksanaan Kerja Praktik yang akan memuat deskripsi aktivitas, metode, pengamatan dan analisis data dari pengambilan sampel gas.



Bab V, Penutup yaitu akhir dari penulisan yang akan memuat simpulan akhir dari pembahasan serta beberapa saran.

5

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

BAB II GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN

2.1 Sejarah PT Pertamina EP Asset 1 Field Pangkalan Susu PT Pertamina EP Asset 1 Field Pangkalan Susu berada sekitar 110 km sebelah Barat Laut kota Medan atau sekitar 24 km arah Barat kota Pangkalan Berandan. Penemuan sumur minyak pertama di Indonesia pada tahun 1885, yaitu sumur Telaga Tunggal Satu, struktur Telaga Said Kabupaten Langkat.SHELL, melalui anak perusahaannya yang bernama Bataafsche Petroleum Maatschappij (BPM) terus melaksanakan usaha pengeboran yang dikembangkan mulai dari struktur Telaga Said sampai ke struktur Arubay di pesisir Teluk Haru, Pangkalan Susu dan struktur Rantau di Aceh Timur. Sejak Indonesia memproklamirkan kemerdekaannya, Pertamina dan mitra usahanya (Nosodeco) melalui Kontrak Production Sharing yang pertama di Indonesia telah berhasil mengembangkan struktur Paluh Tabuhan Timur, Paluh Tabuhan Barat, Wampu, Diski, Batu Mandi, Besitang, Securai, Polonia, Pantai Pakam Timur, Sungai Buluh, Pulau Sembilan, Tungkam, Pulau Rawa, Paluh Sipat dan Paluh Sani. Saat ini Field Pangkalan Susu termasuk kategori Brown Field, penghasil minyak dan gas yang sudah depleted, dan sudah lebih dari 25 tahun tidak ditemukan cadangan baru.

2.2 Wilayah Geografi dan Topografi PT Pertamina EP Asset 1 Field Pangkalan Susu terletak di Jalan Samudera No. 1, Kelurahan Beras Basah, Pangkalan Susu, Kabupaten Langkat, Sumatera Utara 20858.

2.3 Visi dan Misi PT Pertamina EP Visi (2014-2025): “Menjadi perusahaan eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi kelas dunia (becoming World Class E & P Company)” dimana world class ini terbagi jadi tujuh bagian, yaitu People, Manager-Leader, Organization, Operations, Quality, HSE (Human Safety Environment), Finance.

6

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek Misi: “Melaksanakan pengusahaan sektor hulu minyak dan gas dengan penekanan pada aspek komersial dan operasi yang baik serta tumbuh dan berkembang bersama lingkungan hidup.”

2.4 Struktur Organisasi Operation Planning Struktur organisasi operation planning Pertamina EP Asset1 FieldPangkalan Susu:

Gambar 2.1Diagram Struktur Organisasi

2.5 Unit Kerja Pertamina EP Asset 1 Field Pangkalan Susu Adapun unit kerja di dalam Pertamina EP Pangkalan Susu ini adalah Field Manager (FM), Operation Planning (OP), Petroleum Engineering (PE), WO/WS, Production Operation (PO), RAM, HSSE, HR, Medical, Finance, L & R, SCM dan ICT.

7

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek 2.6 Status Sumur PT Pertamina EP Asset 1 Field Pangkalan Susu Tabel 2.2Status Sumur

8

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

BAB III TINJAUAN PUSTAKA

3.1 Sistem Peralatan Pemboran dan Metode Pengangkatan Fluida pada Sumur 3.1.1Sistem Peralatan Pemboran Sistem peralatan pemboran terdiri dari : a. SISTEM PENGANGKATAN (HOISTING SYSTEM) Fungsi dari hoisting system adalah untuk menyediakan fasilitas dalam mengangkat, menahan dan menurunkan drillstring, casing string dan perlengkapan bawah permukaan lainnya. Komponen-komponen utama dari hoisting system adalah 1. Derrick dan substructure. 2. Block dan tackle. 3. Drawwork. Derrick dan Substructure Fungsi dari derrick adalah menyediakan ruang ketinggian vertikal yang diperlukan untuk mencabut dan menurunkan pipa dari dan ke dalam sumur.

Gambar 1.1 Derrick

Gambar 1.2 Substrcture

Rig floor Rig floor berfungsi untuk menyediakan ruang kerja di bawah lantai rig untuk pressure control valve (blowout preventer). Lantai rig umumnya lebih tinggi dari permukaan tanah dengan menempatkan substruktur. Substruktur harus dapat menopang beban rigdan seluruh peralatan yang ada di atas lantai rig. Istilah-istilah pada rig floor: 1. Rotary table: Peralatan yang berfungsi untuk memutar dan menggantungdrillstring. 2. Rotary drive: Peralatan yang berfungsi meneruskan daya dari drawworks ke 7

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

3. 4. 5. 6. 7.

rotary table. Drawwork: Mekanisme hoisting system pada rotary drilling rig. Driller console:Panel pusat instrumentasi dari rotary drilling rig. Drillpipe tong: Kunci besar yang dipakai untuk memutar bagian drillstring untuk menyambung dan melepas bagian-bagian drillstring. Mouse hole: Lubang di samping rotary table untuk meletakan drillpipe untukdisambungkan ke kelly dan drillstem. Rat hole: Lubang di samping derrick di rig floor untuk meletakkan kelly padasaat tripping in atau tripping out.

Rig Rig merupakan gabungan dari derrick dan substructure. Secara garis besar, rig tergolong menjadi tipe rig dengan kedudukan yang tetap (fixed) dan tipe rig yang dapat bergerak (moveable). Jenisjenis rig: 1. Cable tool rig. 2. Land rig. 3. Standard Derrick. 4. Portable Rig. 5. Conventional Rig. 6. Marine Rig (contohnya:Barge, Jack up,Platform Rig, SemiSubmersible Rig, dan DrillShip). Block dan Tackle Block dan tackle terdiri dari: 1. Crown Block: Katrol diam yang terletak di atas derrick. Gambar 1.5. Block and Tackle 2. Travelling Block: Katrol yang bergerak naik dan turun sambil bergantung dibawahcrown block,tempat melilitkan drilling line. 3. Drilling line: Tali Baja yang berfungsi menghubungkan semua komponendalam hoisting system. 4. Hook: Peralatan berbentuk kait besar yang terletak di bawah traveling blockuntuk menggantungkan swivel dan drillstem selama proses pengeboranberlangsung. 5. Elevator: Suatu penjepit yang sangat kuat untuk memegang drillpipe dan drill collarsehingga dapat dimasukkan dan dikeluarkan dari dan ke dalam lubang 8

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek bor. Ada dua tipe dari elevator: 1. Bottle neck: digunakan untuk memegang drill pipe. 2. Collar lift: digunakan untuk memegang drill collar. Drawwork Drawwork merupakan peralatan mekanik yang merjadi otak dari derrick. Fungsi drawwork yaitu: 1. Pusat pengontrol bagi driller yang menjalankan operasi pemboran. 2. Rumah bagi gulungan drilling line. 3. Meneruskan daya dari prime mover ke rotary table dancatheads. Cat head Sub-bagian dari drawwork yang terdiri dari make-up cathead dan break-out cathead. Cathead digunakan untuk menyambung dan melepas sambungan tetapi tugas yang lebih umum adalah mengangkat peralatan yang ringan dengan catline. b.SISTEM SIRKULASI (CIRCULATING SYSTEM) Fungsi utama dari sistem sirkulasi adalah mengangkat serpihan cutting dari dasar sumur ke permukaan. Aliran dari fluida pemboran melewati: 1. 2. 3. 4. 5.

Steel tanks ke mud pump. Mud pump ke high pressuresurface connection dan ke drillstring. Drillstring ke bit. Nozzle bit ke annulus sampai permukaan. Contaminant-removal equipment dan kembali ke suction tank.

Peralatan utama dari circulating system adalah: Mud pump Mud pump berfungsi untuk memompa fluida pemboran dengan tekanan tinggi. Mud pits Mud pit adalah suatu kolam tempat lumpur sebelum disirkulasikan. Biasanya rig mempunyai dua atau tiga pit dengan ukuran lebar 8 -12 feet, panjang 20 - 40 feet, tinggi 6 - 12 feet, dan volumenya antara 200 - 600 bbl.

9

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

Gambar 1.8 Mud Pit Mud mixing equiment Mixing hopper adalah alat berbentuk corong yang dipakai untuk menambahkan bahan-bahan padat ke dalam fluida pemboran saat treatment di dalam mud pit. Contaminant Removal Peralatan yang berfungsi untuk membersihkan fluida pemboran yang keluar dari lubang sumur setelah disirkulasikan, terdiri dari: 1. Mud gas separator, berfungsi memisahkan gas dari fluida pemboran. 2. Shale shaker, berfungsi memisahkan cutting berukuran besar dari fluidapemboran. 3. Degasser, berfungsi memisahkan gas dari fluida pemboran secara kontinu. 4. Desander, berfungsi untuk memisahkan pasir dari fluida pemboran. 5. Desilter, berfungsi memisahkan fluida pemboran dari partikel yang lebih kecildari pasir.

10

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek c. ROTATINGSYSTEM

Gambar 1.11 Bagian dari Rotating System Rotary system termasuk semua peralatan yang digunakan untuk mentrasmisikan putaran meja putar ke bit. Bagian utama dari rotary system adalah: Swivel Swivel berfungsi sebagai penahan beban drillstring dan bagian statis pada drillstring yang berputar. Kelly Kelly adalah pipa pertama di bawah swivel. Bentuknya dapat berupa segi empat atau segi enam sehingga akan memudahkan rotary table untuk memutar rangkaian di bawahnya. Rotary Drive Rotary Drive berfungsi meneruskan daya dari drawworks ke rotary table. Rotary Table Rotary table berfungsi untuk memutar drillstring melalui kelly, dan untuk menggantung drillstring.Kelly bushing dan rotary bushing dalam rotary table berfungsi untuk memutar kelly. Rotary bushing digerakkan oleh prime mover sedangkan kelly bushing didudukkan di dalam rotary bushing dan ditahan oleh empat penjepit. Drillpipe Drillpipe merupakan pipa baja yang digantung di bawah kelly untuk mentransmisikan putaran ke bit. Porsi utama dari drillstring sendiri adalah drillpipe. Heavy Weight Drillpipe Heavy Weight Drillpipe mempunyai dinding yang tebal dengan berat 2-3 kali drillpipe standard. 11

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek Drill Collar Pipa baja penyambung berdinding tebal yang terletak di bagian bawah drillstem di atas bit. Fungsi utamanya untuk menambah beban yang terpusat pada bit.

Gambar 1.13 Drillpipe

Gambar 1.14 Drill Collar

Bit Bit merupakan ujung dari drillstring yang menyentuh formasi, diputar dan diberi beban untuk menghancurkan serta menembus formasi. d.SISTEM PENCEGAHAN SEMBUR LIAR (BOP SYSTEM)

Gambar 1.18 Blow Out Preventer Fungsi dari sistem BOP adalah untuk menyediakan fasilitas untuk mencegah terjadinya semburan liar (tidak terkontrol) lumpur dari sumur, yang merupakan bahaya utama pada operasi pengeboran. Komponen - komponen Blow Out Preventer System terdiri dari : 1. BOP Stack 12

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek Peralatan pencegah semburan liar ditempatkan pada kepala casing dibawah rotary table. BOP stack (peralatan dengan valve bertekanan tinggi yang didesain untuk menahan tekanan lubang bor bila terjadi kick) meliputi : Annular Preventer Ditempatkan paling atas dari susunan BOP stack. Berisi rubber packing element yang dapat menutup annulus baik lubang dalam keadaan kosong atau ada rangkaian bor. Semakin besar tekanan dari bawah semakin rapat menutupnya. Ram Preventer Menutup lubang bor pada waktu rangkaian pipa bor berada pada lubang. Ram preventer memiliki tiga jenis yang berbeda, yaitu : a) Pipe Ram (menutup sumur jika ada pipa ukuran tertentu) b) Blind Ram (menutup sumur jika tidak ada pipa didalamnya) c) Shear Ram (menutup sumur apabila terjadi kick dengan memotong pipa yang ada di dalamnya) Drilling Spool Terletak diantara preventers. Berfungsi sebagai tempat pemasangan choke line dan kill line. Casing Head Merupakan alat tambahan pada bagian atas casing yang berfungsi sebagai pondasi BOP stack. 2. Accumulator Ditempatkan pada jarak sekitar seratus meter dari rig, bekerja pada BOP stack dengan ”high pressure hydraulic”. Pada saat terjadi kick, kru dapat dengan cepat menutup blow-out preventer dengan menghidupkan kontrol pada accumulator atau remote pada panel yang terletak di lantai bor. Unit ini dijalankan pada saat kru sudah meninggalkan lantai rig pemboran. 3. Supporting System Selain kedua hal diatas, terdapat supporting system untuk blow out prevention system, yaitu : Choke Manifold Bekerja pada BOP stack dengan “high pressure line” disebut “choke line”. Membantu menjaga back pressure dalam lubang bor untuk mencegah terjadinya intrusi fluida formasi.

13

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek Kill Line Bekerja dengan BOP stack, lumpur berat dipompakan melalui kill line kedalam lumpur bor sampai tekanan hidrostatik lumpur dapat mengimbangi formasi.

e. SISTEM DAYA (POWER SYSTEM) Power system merupakan komponen berupa sumber tenaga yang berfungsi untuk menggerakkan semua sistem yang ada dalam proses pengeboran. Sumber daya dari rig biasanya tediri dari mesin diesel dengan pembakaran internal yang diklasifikasikan menjadi : 1. Diesel electric type 2. Direct drive type Power system terdiri dari: 1. Prime mover Prime mover merupakan motor utama yang menyalurkan tenaga ke sistemsistem lainnya dalam operasi pengeboran. 2. Sistem transmisi Sistem transmisi berfungsi untuk menyalurkan tenaga dari prime mover ke bagian sistem peralatan pemboran. 2) Sistem pengerak elektrik Sistem transmisi berupa penggerak elektrik dapat dikelompokkan menjadi 2 jenis yakni: a) Generator DC - motor DC Motor DC yang digerakkan oleh generator DC akan dihubungkan ke prime mover. Salah satu keuntungan sistem ini adalah meningkatnya efisiensi mekanik menjadi 0,85 hingga 0,9 dan mengurangi kebisingan. b) Sistem AC (Alternatic current) dan SCR (sillicone controlled rectifier) Sistem ini lebih banyak digunakan pada rig yang baru. Keuntungan sistem ini adalah biaya pemeliharaannya lebih murah, lebih tahan lama dan lebih ringan dibandingkan mesin DC.

3.1.1 METODE PENGANGKATAN FLUIDA PADA SUMUR a. Teori Dasar 14

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek Natural Flow (Sembur Alam) Produksi pada sumur sembur alam memanfaatkan tekanan alami reservoir untuk mengalirkan fluida dari dasar sumur hingga ke permukaan.Metode ini tentunya hanya dapat digunakan pada sumur dengan tekanan reservoir yang besar dimana tekanan tersebut mampu mendorong fluida sampai ke permukaan. Tekanan reservoir ini berasal dari tekanan formasi diatas reservoir (overburden), tekanan akibat gradien fluida dan tekanan pori batuan reservoir. Kondisi yang terjadi pada sumur sembur alam di lapangan yaitu terjadinya penurunan tekanan reservoir maupun jumlah produksi seiring berjalanya waktu. Proses produksi terhadap fluida reservoir menyebabkan tekanan reservoir pada sumur sembur alam akan menurun yang berdampak pada penurunan tenaga pendorong fluida untuk mengalir. Akibatnya produksi menjadi menurun yang akhirnya akan berpengaruh pada keekonomian dari produksi sumur sembur alam tersebut. Artifical Lift (Sembur Buatan) Pada sumur produksi di suatu lapangan, sumur akan berproduksi dan mengalirkan fluida ke permukaan. Kondisi ini umum terjadi pada sumur baru, ataupun sumur lama dengan tekanan reservoir yang tinggi. Komponen tekanan yang terlibat dalam fasa produksi yakni tekanan reservoir, tekanan dasar sumur, tekanan tubing, tekanan wellhead, tekanan separator, tekanan flowline, dll. Seiring berjalannya waktu, tekanan reservoir akan menurun, dan tekanan reservoir tidak cukup besar untuk melawan komponen tekanan lain sehingga tidak cukup kuat untuk mengangkat fluida hingga ke permukaan. Untuk mengatasi hal tersebut, dibutuhkan metode pengangkatan buatan, yang lazim disebut Artificial Lift.Metode Artificial Lift juga bisa digunakan pada sumur yang bisa berproduksi hingga permukaan secara alami, namun jumlah produksinya sedemikian rupa sehingga tidak ekonomis. Beberapa jenis Artificial Lift antara lain : 1. SRP (Sucker Rod Pump) 2. HPU (Hydraulic Pumping Unit) 3. Gas Lift 4. ESP (Electrical Submersible Pump) 15

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek 5. HJP (Hydraulic Jet Pump) 6. Plunger Lift 7. PCP (Progressive Cavity Pump) 3.1 Metode – Metode Artificial Lift 3.2.1 Sucker Rod Pump Cara Kerja Saat kondisi downstroke, dalam lubang sumur, plunger diturunkan oleh rod.Standing Valve dalam posisi tertutup dan Travelling Valve terbuka, sehingga fluida masuk melalui Travelling Valve dan mengisi ruang diatasnya. Saat kondisi upstroke, Travelling Valve akan tertutup, dan Standing Valve akan terbuka, Hal ini akan mengakibatkan Fluida diatas Travelling Valve terangkat ke atas, sementara fluida masuk ke ruang diatas Standing Valve yang terbuka.

Gambar 3.1 Cara Kerja Sucker Rod Pump

16

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

Gambar 3.2 Upstroke dan Downstroke SRP Komponen Komponen – komponen penyusun SRP adalah :

Gambar 3.3 Sucker Rod Pump

17

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

Gambar 3.4 Komponen – Komponen SRP

Keuntungan/Kelebihan SRP Kelebihan – kelebihan penggunaan SRP adalah : 1. Komponen permukaan mudah diperbaiki 2. Mudah diketahui jika mati 3. Mudah mengatur laju produksi 4. Bisa untuk sumur bertekanan rendah 5. Bisa untuk temperatur tinggi dan minyak yang viscous

Kekurangan SRP Kekurangan – kekurangan penggunaan SRP adalah : 1. Memerlukan tempat luas 2. Tidak efektif dipasang di offshore 3. Tidak efektif pada sumur miring (friksi berlebih) 4. Efisiensi rendah pada sumur gas / GOR tinggi 5. Kedalaman sumur terbatas (sesuai kapasitas rod)

3.2.2 Hydraulic Pumping Unit Pada dasarnya, komponen subsurface dari HPU sama dengan komponen subsurface

dari

SRP.

Demikian

juga

pada

kelebihan

dan

kekurangannya.Perbedaannya adalah pada komponen permukaan. Perhatikan gambar : 18

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

Gambar 3.5 Hydraulic Pumping Unit Komponen – komponen HPU : 1. Power Pack Komponen – komponen yang termasuk bagian power pack adalah cabinet, directional control valve, base filter assembly, EFO valve dan coil, electric motor, pompa, accumulator, pressure gage, hand pump, pressure switch, manifold block, oil site gage, tank weldment, system relief valve, electrical control box, dan flow control valve. 2. Hydraulic Jack Komponen – komponen yang termasuk bagian hydraulic jack adalah sensor (S), menara, stroke, hydraulic hose. 3. Peralatan Bawah Permukaan Komponen – komponen yang termasuk peralatan bawah permukaan adalah tubing, working barrel, plunger, standing valve, traveling valve, gas anchor, dan sucker rod string.

3.2.3 Gas Lift

19

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek Teknologi Gas Lift meningkatkan laju produksi minyakdengan menginjeksikan gas yang terkompresi kedalam bagian dalam tubing melalui annulus casingtubing dan orifice yang terpasang pada tubing string (mandrel). Saat memasuki tubing, gas yang terkompresi memengaruhi aliran fludia dengan 2 cara : 1. Energi dari ekspansi mendorong oil ke permukaan 2. Gas mengakibatkan densitas efektif fluida berkurang, dan lebih mudah terangkat ke permukaan

Cara kerja gas lift :

(1)

(2)

(4)

(3)

Gambar 3.6 Cara Kerja Gas Lift

Penjelasan cara kerja gas lift :

20

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek 1. Pada Gambar 1 ditunjukkan penampang sumur yang siap dilakukan proses pengosongan (unloading). Pada tubing telah dipasang empat katup, yang terdiri dari 3 katup, yaitu katup (1), (2) dan (3), yang akan berfungsi sebagai katup unloading. Sedangkan katup (4) akan berfungsi sebagai katup operasi. Sebelum dilakukan injeksi semua katup dalam keadaan terbuka.Sumur berisi cairan workover, ditunjukkan dengan warna abu kehitaman, dan puncak cairan berada diatas katup unloading (1). Gas mulai diinjeksikan, maka gas akan menekan permukaan cairan workover kebawah, dan penurunan permukaan cairan ini akan mencapai katup unloading (1). Pada saat ini gas akan mengalir dalam tubing melalui katup (1) yang terbuka. 2. Pada Gambar 2 gas injeksi mendorong permukaan cairan workover, dan telah melampaui katup unloading (1) dan mencapai katup unloading (2). Pada saat ini katup unloading (1) tertutup dan gas injeksi mendorong permukaan cairan kebawah. Bagian bawah tubing yang semula berisi cairan workover ditempati oleh fluida formasi. Pada saat ini gas akan masuk kedalam tubing, melalui katup unloading (2) yang terbuka. Dengan masuknya gas injeksi tersebut kedalam tubing maka kolom cairan dalam tubing akan lebih ringan dan aliran cairan workover ke permukaan akan berlanjut. 3. Pada Gambar 3 gas injeksi mendorong permukaan cairan workover, sampai melampaui katup unloading (1), (2) dan (3).

Setiap saat

permukaan kolom cairan workover mencapai katup unloading, maka gas injeksi akan mengalir masuk kedalam tubing dan aliran cairan workover dalam tubing akan tetap berlangsung. Jika permukaan kolom cairan workover mencapai katup unloading (3), maka katup unloading (2) akan tertutup, dan gas injeksi akan masuk melalui katup unloading (3). Selama ini pula permukaan cairan formasi akan bergerak ke permukaan. Pada saat cairan workover mencapai katup terakhir, yaitu katup operasi (4), maka katup unloading (3) akan tertutup dan seluruh cairan workover telah terangkat semua ke permukaan, dan hanya katup operasi yang terbuka. 4. Pada Gambar 4 ditunjukkan bahwa semua cairan workover telah terangkat dan sumur berproduksi secara sembur buatan. Katup operasi (4) akan 21

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek tetap terbuka, sebagai jalan masuk gas injeksi kedalam tubing. Katup ini diharapkan dapat bekerja dalam waktu yang lama. Dimasa mendatang akan terjadi perubahan perbandingan gas-cairan dari formasi, yang cenderung menurun serta peningkatan produksi air, maka jumlah gas injeksi dapat ditingkatkan dan diharapkan katup injeksi dapat menampung peningkatan laju injeksi gas tersebut. Dengan demikian pemilihan ukuran katup injeksi perlu direncanakan dengan baik

Terbukanya dan tertutupnya katup dipengaruhi oleh gaya disekitar dome. Saat gaya yang diberikan oleh dome lebih besar dibanding gaya yang diberikan oleh casing dan tubing, maka valve (katup) akan terbuka. Demikian sebaliknya.

Kelebihan gas lift : 1. Pasir yang terproduksi tidak mempengaruhi instalasi gas lift 2. Umur peralatan tahan lama 3. Biaya operasi relatif kecil 4. Ideal untuk sumur dengan GOR tinggi 5. Bisa untuk sumur dengan laju produksi tinggi dan sumur yang dalam Kekurangan gas lift : 1. Ketersediaan Gas harus terjamin 2. Tidak baik untuk sumur yang mengandung Paraffin

3.2.4 Electrical Submersible Pump Prinsip kerja dari ESP adalah mengurangi tekanan dari Pwf (intake pressure) dan meningkatkan Discharge Pressure dari pompa, sehingga laju produksi dapat meningkat.

22

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

Gambar 3.7 Electrical Submersible Pump Kompononen ESP Komponen – komponen ESP terdiri dari : 1. Komponen bawah permukaan a. Pompa b. Motor c. Kabel Elektrik d. Gas Separator 2. Komponen permukaan a. Motor Controller b. Transformator c. Kabel Elektrik Pompa terdiri dari Rotating Impeller dan Diffuser.

Gambar 3.8 Diffuser 23

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

Gambar 3.9 Impeller Kelebihan ESP Kelebihan – kelebihan ESP adalah : 1. Bisa diterapkan pada sumur miring 2. Bisa diterapkan pada sumur dengan laju produksi tinggi 3. Mudah dipasang dan diaplikasikan 4. Bisa dipakai di onshore dan offshore 5. Biaya Lifting yang murah

Kekurangan ESP Kekurangan – kekurangan ESP adalah : 1. Kabel bisa rusak pada temperatur tinggi 2. Memerlukan listrik bertegangan tinggi 3. Tidak bisa diterapkan pada multi komplesi 4. Biaya perbaikan yang mahal

24

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

3.2.5 HJP (Hydraulic Jet Pump)

Gambar 3.10 Hydraulic Jet Pump Cara Kerja HJP Power fluid yang diberikan tekanan yang tinggi (kecepatan yang rendah) dikonversikan menjadi tekanan yang rendah (kecepatan yang tinggi) dengan menggunakan nozzle.Tekanan pada bagian masuk throat menjadi rendah karena adanya peningkan laju alir dari power fluid.Karena adanya penurunan tekanan mengakibatkan fluida mengalir dari wellbore. Fluida yang telah ditarik (dihisap) akan masuk bersama power fluid yang telah memiliki kecepatan yang tinggi. Setelah bercampur di dalam throat, maka fluida kombinasi akan bergerak ke diffuser. Di dalam diffuser kecepatan fluida kombinasi akan berkurang sehingga tekanannya naik. Dengan demikian fluida akan bisa dialirkan ke permukaan. Tersedia berbagai ukuran nozzle dan throat yang bisa disesuaikan dengan laju alir fluida yang diinginkan atau dibutuhkan.

25

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

Gambar 3.11 Cara Kerja Hydraulic Jet Pump

Komponen HJP Komponen – komponen dalam penggunaan HJP adalah : 1. Komponen permukaan

a. Multiplex plunger pump b. Electric motor c. Booster pump d. Reservoir vessel e. Cyclone cleaning system f. Interconnected piping 2. Komponen bawah permukaan

a. Packer b. Jet pump c. Bottom hole assembly d. Standing valve

26

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

Gambar 3.12 High Volume dan Sliding Sleeve Jet Pump

Gambar 3.13 Komponen – Komponen Permukaan HJP Keuntungan Hydraulic Jet Pumping Keuntungan – keuntungan penggunaan HJP adalah : 1. Tidak ada peralatan yang bergerak, dapat menanggulangi solid dan dapat

digunakan untuk sumur miring 2. Tidak memerlukan rig untuk penggantian pompa (disebabkan adanya

wear maupun perubahan produktivitas) 3. Komplesi yang sederhana 4. Dapat menginjeksikan bahan-bahan kimia melalui power fluid 5. Tidak memerlukan rig pada saat penggantian zona

27

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

6. Biaya yang rendah

Kekurangan HJP Kekurangan – kekurangan penggunaan HJP adalah : 1. Efisiensi sistem mekanik yang rendah (sekitar 30%) akibat kehilangan

tekanan yang besar karena pemakaian nozzle 2. Biaya bahan energi yang tinggi 3. Biaya perawatan peralatan permukaan yang tinggi jika menggunakan

pompa piston 4. Pemakaiannya yang belum terlalu banyak dikenal dan pemasaran dan

pengetahuan produk yang rendah

3.2.6 Plunger Lift Plunger lift adalah metode artificial lift yang didesain pada sumur gas yang menggunakan energi dari sumur itu sendiri (gas atau tekanan) untuk mengangkat fluida yang terakumulasi di tubing dan annulus. Plunger lift menggunakan piston yang bebas untuk bergerak ke permukaan dan bawah permukaan di dalam tubing. Dapat digunakan untuk meminimalkan liquid fallback dan menggunakan energi sumur. Gas Well System : 1. Sumur gas bertekanan tinggi memproduksikan gas yang membawa liquid (air atau kondensat) dalam bentuk mist 2. Setelah kecepatan aliran gas di sumur turun akibat adanya penurunan tekanan reservoir, kapasitas gas yang dapat terangkat semakin berkurang 3. Ketika kecepatan gas turun sampai pada level critical, liquid akan mulai terakumulasi di dalam sumur yang mengakibatkan terbentuk flow regime annular yang berangsur-angsur dapat menjadi flow regime slug 4. Akumulasi liquid mengakibatkan meningkatnya tekanan bottomhole yang mengakibatkan turunnya produksi gas 5. Rendahnya laju produksi gas akan mengakibatkan kecepatan gas yang turun secara signifikan. Sehingga akan terbentuk flow regime bubble di dalam sumur sehingga produksi sangat sedikit 28

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

Gambar 3.14 Flow Regime

Liquid Loading Drag dari aliran gas cenderung untuk mengangkat droplet air yang bereaksi terhadap gravitasi sehingga cenderung untuk jatuh atau tinggal di dasar sumur. Untuk menghitung kecepatan aliran untuk menjaga “liquid drop” tetap berada di dalam aliran digunakan persamaan Turner yaitu dengan menghitung kecepatan kritis yang digunakan untuk mempertahanankan gaya drag. Persamaan turner : 𝑉𝑐 = 1.593

𝜎 1⁄4 (𝜌𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑 − 𝜌𝑔𝑎𝑠 )1⁄4 𝜌𝑔𝑎𝑠 1⁄4

Gambar 3.15 Drag Force

29

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

Gambar 3.16 Liquid Loading – loss of gas velocity over time

Cara Kerja Plunger Lift Operasi plunger terdiri dari periode shut-in dan periode aliran. Periode aliran (flow period) dibagi menjadi periode unloading dan periode aliran yang terjadi saat plunger telah mencapai permukaan. Lamanya periode dipengaruhi oleh kemampuan produksi dari sumur, tekanan dan aplikasi yang digunakan. Siklus kerja plunger dimulai dengan periode shut – in sehingga plunger dapat dimasukkkan ke dalam sumur melalui permukaan. Pada saat yang bersamaan, akan terbentuk tekanan gas dibeberapa tempat seperti casing maupun di reservoir di sekitar sumur. Sumur harus ditutup (shut-in) dalam periode waktu yang cukup sehingga terbentuk tekanan yang cukup untuk mengangkat plunger dan liquid dan untuk menanggulangi tekanan gesek dan line yang terjadi. Setelah tekanan yang diinginkan telah dicapai, maka dilanjutkan dengan periode aliran dan dimulainya proses unloading. Pada awal tahap periode aliran, plunger dan liquid slug akan terbawa kepermukaan. Gas yang berada di atas plunger akan segera mengalir melalui tubing ke flow line. Ketika plunger telah sampai ke permukaan, unloading liquid terjadi.Dengan demikian, sumur dapat berproduksi normal kembali. Siklus akan dimulai kembali dari awal ketika kecepatan aliran telah mencapai laju alir kritis dan terjadi akumulasi liquid di tubing. 30

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

Gambar 3.17 Cycle of Plunger

Keuntungan Plunger Lift Keuntungan – keuntungan penggunaan plunger lift adalah : 1. Biaya energi yang rendah 2. Dampak yang kecil pada lingkungan sumur 3. Capital investment yang rendah 4. Biaya perawatan yang rendah 5. Tidak menggunakan energi dari luar, menggunakan energi sumur sendiri

untuk mengangkat fluida 6. Tidak memerlukan rig untuk instalasi 7. Dapat digunakan untuk sumur miring 8. Dapat membersihkan sumur dari deposit paraffin

Kekurangan Plunger Lift Kekurangan – kekurangan penggunaan plunger lift adalah : 1. Membutuhkan perhatian khusus (engineering supervision) agar dapat

bekerja dengan baik 2. Berbahaya pada saat plunger melesat dengan kecepatan yang tinggi

karena dapat mengakibatkan kerusakan permukaan 3. Permasalahan utama terjadi pada saat plungernya menggantung atau stick 4. Volume fluida yang ingin dibuang terbatas 5. Memiliki batasan GLR agar bekerja optimal

31

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

Batasan Plunger Lift Batasan – batasan penggunaan plunger lift adalah : 1. Spesifik GLR : sekitar 700-1000 2. Potensi volume yang kecil (30m3/day) 3. Produksi solid yang besar

Plunger Lift berfungsi baik pada sumur dengan karakteristik : 1. Sumur yang produksi utamanya gas 2. Sumur yang berproduksi pada atau sekitar laju alir kritis 3. Sumur dengan jumlah solid terakumulasi yang tinggi 4. Sumur yang memproduksi minyak ringan, kondensat maupun air 5. Sumur dengan volume yang kecil atau marginal 6. Sumur dengan tubing yang tidak beraturan (memiliki perbedaan diameter)

3.2.7 Progressive Cavity Pump Progressive cavity pump merupakan pompa dengan tipe ‘positive displacement’ dan secara khusus didesain untuk menahan atau mengurangi abrasi yang terjadi pada proses pemompaan. Positive displacement pump dapat memberikan lebih banyak variasi pumping head dibandingkan pompa centrifugal. PCP dapat digunakan atau beradaptasi pada berbagai situasi pengangkatan (seperti heavy oil, tingginya produksi pasir, sumur yang memiliki kandungan gas yang tinggi, sumur miring maupun horizontal).

Cara Kerja PCP PCPbekerja dengan mengandalkan dua elemen utama yaitu stator dan rotor.Adapun motor drive sebagai prime mover (penggerak) berada di permukaan yang menggerakkan rotor di lubang sumur.Pompa (rotor dan stator) berada di bawah lubang perforasi untuk memastikan bahwa pompa berada di bawah fluid level untuk mengantisipasi loss flow yang terjadi. Fluida mengalir ke dalam stator dan terus mengalir melalui tubing hingga ke permukaan.

32

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek Komponen PCP Komponen yang membedakan PCP dengan metode arlift lainnya adalah bentuk dari pompa PCP yang digunakan di bagian bawah permukaan atau di dalam sumur.Biasanya stator dimasukkan ke dalam sumur dan ditempatkan di bagian dasar tubing produksi.Rotornya disambungkan dengan bagian bawah string sucker rod. Komponen – komponen pendukung lainnya : 1. Rotor 2. Stator 3. Rod string 4. Production tubing 5. Coupling / centralizer 6. Wellhead drive 7. Prime mover 8. Flow line

Gambar 3.18 Komponen – Komponen PCP

33

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

Gambar 3.19 Stator dan Rotor PCP Keuntungan PCP Keuntungan – keuntungan penggunaan PCP adalah : 1. Efisiensi seluruh kinerja sistem tinggi antara 55-75 % 2. Kemampuan produksi dalam mengatasi permasalahan kepasiran dan

padatan lainnya 3. Toleransi tinggi terhadap adanya gas 4. Tidak terdapat valve yang dapat menyebabkan penyumbatan atau gas lock 5. Fleksibel untuk mengatur laju yang diinginkan 6. Pemasangan dan operasi mudah 7. Low maintenance 8. Dapat dipasang pada deviated atau horizontal well 9. Tidak membutuhkan banyak area di permukaann 10. Tidak membuat kebisingan 11. Range SG oil yang dapat diangkat 5-42 API

Kekurangan PCP Kekurangan – kekurangan penggunaan PCP adalah : 1. Laju produksi terbatas (maksimum 600 bbl/d) 2. Kedalaman pemasangan terbatas (maksimum 9800 ft) 3. Tidak tahan temperatur tinggi (maksimum 212oF) namun dapat diatasi

dengan menggunakan elastomer khusus 4. Sensitif terhadap fluida yang mengandung bahan kimia atau asam (H2S)

34

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

5. Adanya gas akan menurunkan efisiensi volumetrik 6. Sensitif terhadap tekanan yang berlebihan (over pressure) 7. Sensitif terhadap pump off 8. Kegagalan umumnya terjadi pada stator dan rotor

35

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek BAB IV PELAKSANAAN KERJA PRAKTIK

4.1 Overview Laboratorium Pertamina EP Kunjungan LAB Dibagi menjadi 3 bagian, yaitu : 1. LAB UJI GAS 2. LAB UJI AIR 3. LAB UJI MINYAK A. LAB UJI GAS Gas Chromatography Definisi : merupakan alat yang digunakan untuk menentukan komposisi natural gas. Prinsip Kerja : Dalam gas chromatography (GC), gas (yang biasa disebut carrier gas) digunakan untuk membawa sample melewati lapisan (bed) material. Karena gas yang bergerak, maka disebut mobile phase (fasa bergerak), sebaliknya lapisan material yang

diam

disebut stationary

phase (fasa

diam).

Ketika

mobile

phase

membawa sample melewati stationary phase, sebagian komponen sample akan lebih cenderung menempel ke stationary phase dan bergerak lebih lama dari komponen lainnya, sehingga masing-masing komponen akan keluar dari stationary phase pada saat yang berbeda. Dengan cara ini komponen-komponen sample dipisahkan.

28

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek B. LAB UJI AIR ANALISA TSS TSS atau kepanjangannya Total Suspended Solids merupakan partikel- partikel padatan yang bercampur bersama air saat diproduksikan.Menggunakan alat bernama Milipore Test. Prinsip Kerja : Gravitmetric dan Particle Counting  Gravimetric, metode penyaringan dengan mempertimbangkan berat pada particle.  Particle Counting, metode penyaringan dengan mempertimbangkan jumlah dan ukuran partikel, bukan beratnya.

ANALISA H2S H2S merupakan asam sulfat yang dimana bersifat korosif.Dapat menyebabkan penipisan pada flowline.Pengujian dilakukan dengan mereaksikan cadmium asetat dengan sampel gas. Hasil reaksi akan menghasilkan cadmium sulfat yang berwarna kekuning-kuningan.

C. LAB UJI MINYAK Penentuan Vapor Pressure Vapor Pressure atau tekanan uap merupakan tekanan yang dibutuhkan suatu zat untuk melepaskan molekul gas yang terlarut ke dalam bentuk uap pada suhu tertentu.Prinsip penentuan vapor pressure di lab ini adalah dengan memasukkan sampel oil kedalam chamber, lalu diset pada suhu tertentu.

29

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

Penentuan Viscositas Dengan menggunakan alat Kinematic Viscosity Bath.Alat ini memutar dan memberikan efek gerakan sentrifugal.Viskositas merupakan parameter penting yang memerlukan perhatian besar tentang aliran fluida.Viskositas adalah sifat fluida yang mendasari diberikannya tekanan terhadap tekanan geser yang diberikan oleh fluida tersebut. Viskositas gas akan bertambah besar dengan naiknya suhu namun apabila sudah melewati suatu tekanan tertentu, naiknya suhu akan mengakibatkan viskositas gas menjadi berkurang, sedangkan viskositas cairan akan berkurang dengan naiknya suhu. Setiap fluida memiliki sifat keengganan untuk mengalir yang umumnya disebut viskositas. Sifat ini mencerminkan adanya tahanan yang dilakukan oleh suatu lapisan fluida terhadap lapisan lain di dekatnya. Viskositas kinematik adalah ukuran keengganan aliran suatu fluida di bawah pengaruh gaya gravitasi dan beban tekanan yang proporsional terhadap densitas fluida. Suatu fluida yang berada di bawah pengaruh gravitasi memiliki beban hidrostatik di mana beban tekanan pada cairan utamanya terletak pada densitas cairan tersebut.

30

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

Gbr Kinematic Viscosity Bath Penentuan Warna Penentuan warna minyak dengan menggunakan warna pembanding (liquid jernih).Dimana bernilai 0 apabila tidak berwarna dan 8 apabila keruh.

Penentuan Pour Point Penentuan temperatur saat minyak yang sudah didinginkan hingga membeku bergerak saat dituang (meleleh).Pour point (titik tuang) didefinisikan sebagai temperatur tertinggi dimana suatu fluida tidak dapat mengalir lagi.Percobaan ini juga menggunakan metode ASTM standar.Percobaan

dilakukan dengan mengamati

keteraliran fluida setiap penurunan temperatur tertentu.

31

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

Penentuan Flash Point Flash point (titik nyala) didefinisikan sebagai temperatur terendah (setelah dikoreksi terhadap tekanan) dimana, bila diberi nyala api akan menyebabkan uap dari fluida tersebut menyala dibawah kondisi percobaan. Nilai ini dapat diukur dengan dua metode, yaitu: Tag Closed Tester dan Pensky Marten Closed Tester. Percobaan dengan Tag Closed Tester dilakukan dengan menempatkan sampel dalam cup tester dengan lid tertutup. Cup ini dipanaskan dengan kenaikan panas yang konstan dan lidah api yang kecil diarahkan pada cup.Titik nyala dicapai bila uap dari sampel terbakar. Pensky Marten Closed Tester bekerja serupa dengan Tag Closed Tester, namun menggunakan sistem pemanasan yang berasal dari powerstat, yang mengatur panas yang diberikan pada cup.

Penentuan Persenan Kandungan Minyak Penentuan persenan kandungan minyak dengan melakukan distilasi bertingkat.rinsip dasar penyulingan bertingkat adalah perbedaan titik didih di antara fraksi-fraksi 32

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek minyak mentah. Jika selisih titik didih tidak berbeda jauh maka penyulingan tidak dapat diterapkan Hidrokarbon yang memiliki titik didih paling rendah akan terpisah lebih dulu, disusul dengan hidrokarbon yang memiliki titik didih lebih tinggi.

Penentuan Densitas Penentuan densitas terukur minyak dengan menggunakan tabel 53 ASTM 1P (Density Reduction to 15C). Prinsip : Mendapatkan nilai SG dengan menggunakan Hidrometer. Lalu mengkalkulasikan API terukur. Hasil API terukur akan disesuaikan dengan data API dari tabel ASTM 1P dengan suhu yang diinginkan.

33

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

Penentuan Volume BSW (Basic Sediment and Water) BSW merupakan impurities pada crude oil. Untuk menentukan volume suspended solids dan air pada sample oil, maka digunakan metoda standard ASTM D4007. Dengan menggunakan Automated Heated Oil Test Centrifuge dan centrifuge tube.Prinsipnya adalah dengan memberikan efek sentrifugal ke liquid yang kemudian akan terjadi settling.

Penentuan Volume Penguapan dengan Uji Penguapan Penentuan volume minyak yang teruapkan dengan memberikan kondisi temperatur lab dan temperatur luar.Prinsipnya adalah menghitung volume minyak diawal dan diakhir pada kondisi di dalam lab dan di luar lab.Menggunakan tabung ukur.

34

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek

4.2 Overview Cara Pengukuran Bottom Hole Pressure (BHP) Bottom Hole Pressure Survey adalah pengukuran tekanan, temperatur dan kedalaman sumur dengan cara menurunkan suatu alat ukur. Adapun salah satu alat ukur yang digunakan adalah AMERADA. Pengukuran dilakukan dengan cara menurunkan rangkaian peralatan AMERADA ke dalam sumur dengan menggunakan bantuan wireline dan mencatat data tekanan, data temperatur dan kedalaman sumur.

Gambar AMERADA Prosedur : 1. Rangkaian lubricator dan weight indicator disusun di atas wellhead. 2. Memasukkan wireline melalui lubang yang ada di lubricator. 3. Menyambungkan wireline dengan jar. Lalu Jar dimasukkan ke dalam rangkaian lubricator. 4. Joint disambungkan dengan menggunakan kopling sehingga rangkaian lubricator berdiri. 5. Dilakukan pengukuran THP dengan memasukkan pressure gauge pada satu lubang di lubricator.

35

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek 6. Setelah THP diukur, Jar diturunkan hingga ke dasar sumur untuk menjajaki lubang sumur. 7. Lalu Jar diangkat, Jar diganti dengan AMERADA. 8. AMERADA dimasukkan langsung ke dasar sumur, dan dibiarkan selama 1 jam untuk mendapatkan tekanan dasar sumur. 9. Dilakukan pengukuran tekanan selang 50 meter selama 15 menit sampai rangkaian AMERADA tiba di permukaan. 10. Kemudian akan diperoleh grafik tekanan terhadap waktu.

Gambar Rangkaian Lubricator

4.3 Overview Design ESP Centrifugal pump Terdiri dari multistage pump yang terdapat impeller dan diffuser

1. Impeller 

centrifugal pump menghasilkan tekanan dengan rotasi van pada impeller

36

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek 

fungsi utama :mentransfer energi dengan merotasi ke fluida yang melewatinyamenjadi energi kinetik

2. Diffuser: Mengkonversi energi kinetik menjadi energi potensial , menaikkan tekanan discharge Proses di sentrifugal pump : Impeller mengambil fluida dan mengubah menjadi energi kinetik. Energi kinetik tersebut kemudian dikonversi menjadi energi potensial Kurva sentrifugal pump menampilkan flow vs head (kedalaman pompa saat akan meninggalkan fluida).

Dari kurva ini kita dapat menentukan head yang dicapai saat produksi, brakr horsepower yang diperlukan dan efisiensi hidrolik pada berbagai laju alir Untuk menentukan efisiensi pompa, proses yang kita lakukan antara lain : 1. Mengukur bottomhole dan reservoir pressure 2. Lakukan test laju alir pada tekanan tertentu 3. Dengan menggunakan persamaan Vogel kita dapat menentukan laju alir pada tiap nilai tekanan 4. Tentukan head / stage 5. Jumlah head/stage didapat melalui proses well logging , lalu didapat number of stage, capacity 6. Dari grafik, kita bandingkan nilai yang sudah kita dapat, jika termasuk daerah yang berwarna kuning, berarti merupakan range nilai yang dapat dikatan nilai yang wajar 7. Didapat jumlah Hp dan efisiensi dari pompa Total Dynamic Head (TDH) TDH = Net Vertical Lift + Friction Loss + Tubing Head Pressure Keterangan : NVL=jarak vertikal dari tempat fluida yang diproduksi TFL =tekanan yang hilang di tubing string selama proses pumping THP = tekanan yang harus dipompa terhadap back pressure yang diakibatkan oleh choking di well head dan tekanan flowline TDH merupakan metode tradisional untuk menentukan ukuran pompa 37

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek Berikut Komponen TDH

𝑃 𝑤𝑓



Penentuan NVL , dihitung dengan persamaan 𝑁𝑉𝐿 = 𝑑 𝑝𝑒𝑟𝑓 − 𝐺 𝑎𝑣𝑔



Penentuan Friction Loss, melalui korelasi. Korelasi yang dapat digunakan adalah Darcy Weisbach dan Hazen-Williams atau menggunakan Moody Diagram



Darcy WeisBach

 

Hazen-Williams Moody Diagram



Penentuan

wellhead

pressure,

38

kita

gunakan

persamaan

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek Kabel Komponen Kabel ada 5 : konduktor, insulation, barrier, kacket, armor

Kabel diperlukan untuk mensuplai motor listrik dengan metode electric submersible Ukuran kabel ditentukan oleh arus, tegangan dan ruang antara tubing collar dan casing Faktor -faktor yang menentukan desain kabel :  Electrical Properties  Dimensi fisik  Environmental resistance  Mechanical Strength  Temperature  Kondisi handling 4.4 Overview Rig pada Lapangan X Spesifikasi Sumur Kedalaman : 1049 m Produksi : Oil Jenis sumur : Merupakan sumur artificial lift dengan menggunakan HPU (Hydrolic Pumping Unit) Keadaan Sumur Proses yang sedang dilakukan yakni sedang mengganti memasukkan plunger dan batang pengisap ke dalam tubing.Kegiatan ini dilakukan karena adanya stuck pada pompa sebelumnya diakibatkan pasir. Sucker rod dimasukkan melalui tubing.Pompa dimasukkan melalui tubing dengan posisi berada diujung batang pengisap. Setelah selesai semua plunger dimasukkan, maka dilakukan tes alir untuk mengetahui apakah tekanan sudah konstan dan pompa bekerja dengan baik Kendala-kendala 1. Masalah pada valve 2. Tidak Ada Aliran 3. Kepasiran

39

4.5 Overview Pengambilan Sampel dan Pengujian Kandungan Gas PENGAMBILAN DAN PENGUJIAN SAMPEL GAS 1. Pengambilan Sampel Gas di Lapangan Pantai Pakam Timur dan Lapangan Wampu Tujuan dari pengambilan sampel gas ini adalah untuk mengetahui komposisi gas yang diproduksikan. Prosedur pengambilan sampel gas : 1. Pastikan valve pada pipa produksi dalam keadaan tertutup. 2. Pasang Bomb gas pada valve yang ada di pipa produksi. 3. Pastikan gas sisa yang ada pada Bomb gas telah terbuang. Dengan cara membuka valve yang ada di Bomb gas lalu valve yang ada pada pipa produksi dibuka. Valve pada pipa produksi dibuka tutup sebanyak tiga kali. 4. Tutup valve pada bagian atas Bomb gas. Buka valve pada pipa produksi dan valve bagian bawah Bomb gas. 5. Tunggu beberapa saat sampai gas mengisi Bomb gas tersebut. 6. Tutup valve pada pipa produksi. Setelah itu tutup valve bagian bawah Bomb gas, dan cabut Bomb gas yang sudah terisi sampel gas.

Gambar Bomb Gas 2. Pengujian Kandungan H2S pada Gas di Lapangan Pantai Pakam Timur Tujuan dari pengujian ini adalah untuk mengetahui secara kualitatif kandungan H2S pada gas.Perlunya dilakukan pengujian H2S dikarenakan H2S bersifat korosif, secara ekonomis mengurangi nilai bakar gas, dan beracun jika dalam jumlah banyak.Gas yang kami uji adalah gas yang mengalir menuju Sale Point, gas yang mengalir sebelum dan sesudah melewati Dehydration Unit (DHU). Prosedur pengujian kandungan H2S : 1. Pastikan valve pada pipa produksi dalam keadaan tertutup. 2. Sambungkan selang ke valve pada pipa produksi dan ke wash bottle yang sudah berisi Cadnium Asetat.

3. Sambungkan selang dari wash bottle ke flowmeter. Kemudian catat volume awal yang ada pada flowmeter. 4. Alirkan gas dengan cara membuka valve produksi secara perlahan. Biarkan sampai ada warna kuning pada pori-pori wash bottle. 5. Setelah muncul warna kuning, tutup valve produksi. 6. Catat volume akhir dan suhu pada flowmeter, beserta tekanan pipa produksi.

Gambar Wash Bottle Alat yang digunakan untuk mengurangi kandungan H2S pada gas  Dehydration Unit (DHU) Dehydration Unit bekerja dengan cara menghilangkan uap air yang ada pada gas. Karena H2S terikat dengan uap air sehingga Dehydration Unit juga mengurangi kadar H2S dalam gas. Cara kerjanya gas yang akan dibersihkan dialirkan dari bagian bawah contactor dan glycol dari atas contactor sehingga terjadi pertemuan antara gas dan glycol. Glycol mengikat uap air yang sekaligus mengandung H2S dan gas mengalir ke atas contactor.Glycol yang mengandung uap air (Rich Glycol) dialirkan ke Boiler.Pada boiler Rich Glycol dipanaskan dengan temperatur di bawah titik didih Glycol dan di atas titik didih air. Uap air akan dibuang bersama dengan H2S yang ada di dalamnya, dan glycol yang sudah bersih (Lean Glycol) akan kembali digunakan untuk membersihkan gas pada contactor.



Gambar Dehydration Unit (DHU) H2S Removal H2S Removal dipasang plat dan saringan yang mengandung granular siliporite. Cara kerjanya, gas dialirkan melalui bagian atas contactor, kemudian gas akan melewati plat dan saringan tersebut. Siliporite akan bereaksi dengan H2S dan gas yang sudah bersih mengalir ke bagian bawah contactor.

Gambar H2S Removal



H2S Scavenger Alat ini bekerja dengan cara memungut kandungan H2S dalam gas dengan cara menyemprotkan senyawa amine (Triazine Hydrogen Sulfide).

Gambar H2S Scavenger Analisa : Setelah dilakukan pengujian pada tiga titik yaitu, pada sebelum dan sesudah DHU serta titik pada Sale Point.Hasil yang didapatkan adalah kandungan H2S sebelum DHU lebih tinggi dibandingkan dua titik lainnya karena pori-pori mulai menguning pada Volume 2 Liter.Sedangkan pada titik sesudah DHU diperoleh Volume 43 Liter.Dan pada titik menuju Sale Point volume yang diperoleh 46 Liter. Terdapat perbedaan volume gas, dikarenakan pada titik sebelum DHU, kandungan H2S masih tinggi.Dan setelah masuk DHU kandungan H2S berkurang karena gas telah dibersihkan dengan Ethylene Glycol, sedangkan pada titik menuju Sale Point H2S kembali dibersihkan dengan menggunakan H2S Scavenger dan H2S Removal.

3. Pengujian Dew Point Temperature Gas Tujuan dari pengujian ini adalah untuk mengetahui temperatur dimana gas mengembun menimbulkan titik-titik air. Prosedur : 1. Pastikan valve pada pipa produksi dalam keadaan tertutup. 2. Sambungkan selang ke valve pada pipa produksi dan ke digital dew point tester. 3. Sambungkan selang dari dew point tester untuk membuang gas ke lingkungan. 4. Buka valve pada pipa produksi, atur tekanan pada alat digital dew point tester pada 100 psi. 5. Amati pada lensa apakah terdapat titik air yang terbentuk. 6. Jika tidak ada, sambungkan selang dari alat dew point tester digital ke tabung propan. 7. Buka valve pada selang yang terhubung dengan tabung propan. 8. Amati pada lensa pada suhu berapa pertama kali terbentuk titik-titik air.

Gambar Digital Dew Point Tester 4.6 Overview Main Gathering Station (MGS) Main Gathering Station berfungsi sebagai stasiun pengumpul utama seluruh produksi minyak dari seluruh stasiun pengumpul sebelum ke SPM (Single Point Mooring). Minyak dikumpulkan ke MGS dengan cara melalui Road Tank dan Pipeline. Alur pengiriman minyak ke Sale Point : 1. Minyak dari stasiun pengumpul dikirim ke MGS melalui Road Tank dan Pipeline. 2. Kemudian minyak tersebut dikumpul ke Bunker. Lalu dilakukan pengukuran volume di bunker. Cara pengukuran volume sebagai berikut : a. Stick diolesi dengan 2 pasta. Pasta pertama diolesi pada bagian dasar stick untuk mengukur ketinggian air dan di bagian atas pada sisi yang lain, diolesi pasta untuk mengukur ketinggian minyak. b. Stick dicelupkan sampai menyentuh ke bagian dasar bunker. Lalu stick diangkat. c. Warna pasta untuk mengukur ketinggian air akan lebih cerah dan pasta untuk mengukur ketinggian minyak akan ada bagian yang hilang. d. Lihat ketinggian kedua cairan tersebut lalu dilakukan konversi ketinggian (mm) ke volume minyak (barrel) menggunakan tabel. 3. Minyak kemudian dialirkan ke MGS yang berfungsi sebagai penampungan produksi minyak gross. MGS di lapangan Pangkalan Susu antara lain adalah tanki 17, 28, A, dan B. 4. Setelah itu minyak dialirkan ke settling point/tanki terminal. Tujuan settling ini adalah memisahkan air dan minyak agar didapatkan minyak yang bersih sebelum dijual. Tanki terminal antara lain tanki C, E, F. Karena tanki C dalam keadaan rusak maka minyak dari Pangkalan Susu dialirkan ke tanki E sedangkan minyak dari Rantau langsung ke terminal F. Minyak dialirkan langsung ke tanki terminal F karena di rantau sudah ada P3 (Pusat Penampungan Produksi). Air hasil settling ditampung di bak dan nantinya akan dipompa ke sumur utuk diinjeksikan. 5. Air yang berasal dari hasil pemisahaan di terminal, akan ditampung di bak dan akan dipompa kan menuju sumur-sumur kembali untuk dilakukan water injection.

6. Setelah 2 bulan minyak akan dipompakan ke SPM (Single Point Mooring) untuk dilakukan penjualan minyak melalui kapal

Gambar Tanki E

4.7 Overview HSSE di Pertamina EP Asset 1 Field Pangkalan Susu Penerapan HSSE di Pertamina 1. Health

“Pertamina menjamin semua pekerja dapat bekerja secara sehat dan dengan gaya hidup yang sehat juga” Kesehatan adalah aspek terpenting dalam bekerja dan beraktivitas, sehingga pertamina mengadakan program untuk mendukung kesehatan pekerjanya Objective : - Mencegah Penyakit akibat kerja -

Menciptakan iklim kerja yang sehat serta mendukung kesehatan pekerja secaea optimal 2. Safety

Karyawan Pertamina menggunakan seragam safety yang lengkap “Pertamina menjamin semua pekerja dan mitra untuk bekerja dengan aman dan dapat selamat kembali kepada keluarga di rumah

Keselamatan adalah prioritas utama yang tidak dapat diabaikan. Pencapaian target produksi dan keberhasilan pemasaran akan menjadi percuma jika aspek keselamatan dalam bekerja. Objective : - tanpa insiden -

Menghilangkan faktor-faktor resiko kerja

Oleh karena itu, di lingkungan PT. Pertamina diwajibkan menggunakan alat pelindung, antara lain : -

Minimal Rompi Sepatu Berbahan Tebal Helm Selain itu juga dapat menggunakan : -helm , - kacamata, -masker ear plug/ear muff

Selain itu juga diadakan training HSSE untuk Karyawan Pertamina baik di Kantor maupun Lapangan sesuai dengan pekerjaannya. Pertamina mengadakan Safety mandatory training, HSSE training module untuk aspek operasi dan HSSE Leadership training untuk standar internasional -

Untuk naik ke jenjang yang lebih tinggi, seorang pekerja wajib mengikuti pelatihan HSSE Objective: -Mempunyai skill dan kemampuan aspek HSE sesuai jabatan dan pekerjaan

3. Security

Pos pengamanan di PT Pertamina “ Pertamina menjamin keamanan pekerja dan mitra serta peralatan kerja terhadap gangguan-gangguan” Keamanan merupakan faktor utama untuk terciptanya suasana kerja yang kondusif sehingga meningkatkan produktivitas pekerja dan peralatan kerja. Pertamina mempunyai SMP (Sistem Manajemen Pengamanan) yang terpadu yang disusun Kepolisian RI Objective : -

Tanpa kehilangan aset akibat pencurian Tanpa terhentinya operasi akibat gangguan keamanan

Di Pertamina EP Pangkalan Susu penerapan safety sangat ketat. Di setiap facility yang kita kunjungi, kita diharuskan untuk menukar kartu visitor card kita ke visitor card khusus di tempat yang kita akan kunjungi. Dengan demikian, tidak sembarang orang dapat masuk ke area tersebut. 4. Environment

Tempat pembuangan limbah pertamina “ Pertamina menjamin lingkungan kerja yang ramah lingkungan , operasi tanpa limbah berbahaya dan ramah lingkingan serta berusaha menekan emisi terhadap lingkungan serta meningkatkan efisiensi energi. Aspek lingkungan menjadi prioritas utama dalam unit operasi , dimana proses eksplorasi, produksi, pengolahan, distribusi, maupun penyimpanan harus mengedepankan aspek lingkungan yang ramah lingkungan tanpa pencemaran emisi/radiasi maupun limbah beracun serta meningkatkan pemakaian energi secara efisien Objective : - Tanpa Pencemaran lingkungan, tumpahan minyak -

Tanpa limbah berbahaya Komitmen dalam pengurangan emisi terhadap lingkungan Komitmen dalam pemakaian energi (energy efficiency)

Di Pertamina EP Pangkalan Susu, terdapat tempat pembuangan dan pengolahan limbah yang terpadu. Dengan demikian, limbah tidak mencemari selat di sekitar area kerja Pertamina

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek BAB VI SIMPULAN DAN SARAN

6.1 Simpulan 1. 2. Kerja Praktek ini sangat membantu dalam memahami apa yang selama ini kami pelajari dalam perkuliahan karena . Apa yang kami dapat diperkuliahan menjadi sangat jelas karena turun langsung ke lapangan, mulai dari namanama alat, proses-proses di dalamnya, dan juga menambah ilmu pengetahuan. 3. Penggunaan metode artificial lift jet pump pada sumur “X” tidak efisien karena biaya operasi pompa yang tinggi, efisiensi pompa yang rendah, serta penggunaan dan pengetahuan produk yang rendah. 4. SRP/HPU bisa digunakan untuk meningkatkan produksi sumur “X” dengan penambahan downhole gas separator serta memperhatikan kemampuan surface dan subsurface tools. 5. Metode Gas Lift dapat juga digunakan untuk meningkatkan produksi sumur “X” karena prinsipnya yang menurunkan gradien tekanan fluida namun tetap memperhatikan kesesuaian desain terhadap karakteristik sumur. 6. ESP dapat digunakan untuk meningkatkan produksi sumur “X” dengan penambahan gas separator dan/atau perubahan jenis impeller untuk mengatasi gas lock, dengan prinsip mengurangi tekanan intake pompa, dan meningkatkan discharge pressure-nya sehingga laju produksi meningkat.

6.2 Saran 1. Terjadi kerusakan pompa pada boiler karena terdapat zat yang membeku pada suhu ruangan. Sebaiknya zat yang digunakan pada Dehydration Unit dipastikan sudah tepat terlebih dahulu.

39

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek 2. Terdapat valve yang terbuka dan membuat air keluar tanpa ada pengawasan. Sebaiknya ini dapat diperhatikan lagi karena air yang keluar bisa saja merusak lingkungan sekitar.

3. Memperbaiki H2S Removal yang rusak untuk mengurangi kandungan H2S pada gas. Karena H2S bersifat korosif dan mengurangi nilai bakar gas yang akan dijual.

39

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek DAFTAR PUSTAKA 1. Guo,Boyun., Lyons, W.C., and Ghalambor,A. : “Petroleum Production Engineering : A Computer Assisted-Approach,” Elsevier Science & Technology Books , 2007. 2. Brown, Kermit E., Beggs, H.Dale. :”The Technology of Artificial Lift Methods,” Volume 1, PennWell Books, Tulsa : 1977. 3. PIPESIM 2008.1 Copyright © 1998-2007 Schlumberger 4. Matthews, C.M., Skoczylas, P., and Zahacy, T.A.: Progressing Cavity Pumping Systems: Design, Operation and Performance Optimization: Short Course Notes, CFER Technologies (2001).

40

PERTAMINA EP – ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU Laporan Kerja Praktek LAMPIRAN FOTO-FOTO KUNJUNGAN LAPANGAN

41