Laporan Kp Fransiskus Os_12215007.docx

OVERVIEW PT PERTAMINA EP ASSET 1 LAPANGAN PANGKALAN SUSU

LAPORAN KERJA PRAKTIK Karya tulis sebagai salah satu syarat untuk memenuhi Mata Kuliah TM 3000 Kerja Praktik dan Penulisan Laporan pada Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung

Oleh

FRANSISKUS ONDIHON SITOMPUL NIM: 12215007 (Program Studi Teknik Perminyakan)

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

ABSTRAK OVERVIEW PT PERTAMINA EP ASSET 1 LAPANGAN PANGKALAN SUSU Oleh

Fransiskus Ondihon Sitompul NIM: 12215007 (Program Studi Teknik Perminyakan)

Lapangan Pangkalan Susu merupakan lapangan tua yang telah berproduksi sejak tahun 1885. Proses eksplorasi dan pengembangan lapangan ini diawali oleh Perusahaan Bataafsche Petroleum Maatschappij (BPM) yang merupakan anak perusahaan SHELL. Setelah tahun 1945, Pertamina mulai mengakuisisi dan melanjutkan eksplorasi hingga menemukan 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. Ruang lingkup pengamatan berfokus kepada sistem peralatan rig, peralatan laboratorium, alur minyak sampai ke Stasiun Pengumpul Minyak (SPM), dan pengambilan sampling gas. Selain tinjauan terhadap fasilitas permukaan, dilakukan juga tinjauan terhadap profil sumur Z pada lapangan Pangkalan Susu. Profil sumur Z meliputi sejarah sumur, data sumur, dan data fluida reservoir. Metode pelaksanaan penelitian ini meliputi studi observasi, wawancara dan studi literatur. Studi observasi dengan melakukan pengamatan secara langsung ke lapangan Pangkalan Susu. Studi observasi juga dilakukan dengan observasi ke Laboratorium Uji Sampel. Wawancara yaitu dengan berdiskusi dengan pembimbing berada di Lapangan Pangkalan Susu PT PERTAMINA EP Asset 1 dan Kepala Laboratorium Uji Sampel Lapangan Pangkalan Susu PT PERTAMINA EP Asset 1. Metoda pelaksanaan terakhir meliputi studi literature mengenai sistem peralatan rig, prinsip kerja alat-alat di laboratorium dan desain metoda pengangkatan buatan yang sesuai dengan sumur Z pada lapangan Pangkalan Susu. Metoda pengangkatan buatan atau disebut artificial lift meliputi electrical submersible pump, sucker rod pump, dan gas lift. Desain diambil dari berbagai sumber baik buku, paper, dan sumber elektronik dari internet serta mengumpulkan hasil dokumentasi sebagai data penunjang. Hasil penelitian adalah pemaparan mengenai fasilitas permukaan, alur tahapan produksi, dan tinjauan sumur Z pada lapangan Y PT PERTAMINA EP Asset 1 serta metoda pengangkutan buatan yang sesuai pada sumur Z lapangan Pangkalan Susu. Kata kunci: fasilitas permukaan, alur tahapan produksi, uji lab

1

ABSTRACT AN OVERWIEW OF PT PERTAMINA EP ASSET 1 FIELD PANGKALAN SUSU By

Fransiskus Ondihon Sitompul NIM: 12215007 (Undergraduate’s Program in Petroleum Engineering)

Field Pangkalan Susu is an old field that has been producing since 1885. The process of exploration and field development is initiated by the Company Bataafsche Petroleum Maatschappij (BPM) which is a subsidiary SHELL. After 1945, Pertamina began to acquire and continue the exploration to discover the structure of 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 and Paluh Sani. The scope of observation focus on rig equipment, laboratory equipment, the flow of oil to the Main Gathering Station (MGS), and gas sampling. Beside the review of surface facilities, we present a review of the profiles of Z-well on the Pangkalan Susu Field. Profile of Z-well include the history of the well, the well data, and the data reservoir fluids. Methods of execution of this study include observational studies, interviews and literature studies. Observational studies with direct observation to the field Pangkalan Susu. Observational studies were also conducted with observation to Sample Test Laboratory. The interview is to discuss with the counselor is in Pangkalan Susu Field Asset PT Pertamina EP 1 and Head of Laboratory Test Samples Pangkalan Susu Field Asset PT Pertamina EP 1. Last implementation method includes the study of the literature on rig equipment system, the working principle of the tools in the laboratory and the design of artificial lift methods that fit well Z on field Pangkalan Susu. Artificial lift method called artificial lift includes electrical submersible pump, sucker rod pump, and gas lift. Design taken from various sources, both books, paper, and electronic resources on the internet as well as collecting data about the results of the documentation. The results show the exposure of the surface facilities, production stages and reviews well Z on the PT Pertamina EP Asset 1 Pangkalan Susu Field and artificial transportation method corresponding to it. Keywords: surface facilities, workflow stages of production, test lab

2

OVERVIEW PT PERTAMINA EP ASSET 1 LAPANGAN PANGKALAN SUSU HALAMAN PENGESAHAN Oleh

Fransiskus Ondihon Sitompul NIM: 12215007 (Program Studi Sarjana Teknik Perminyakan)

Institut Teknologi Bandung

Menyetujui Dosen Wali Tanggal …………………….

______________________

(Ir. Nenny Miryani Saptadji, Ph. D.)

3

HALAMAN PERUNTUKAN

Dipersembahkan kepada orang tua, adik kakak, serta teman-teman Petrosium untuk bantuan dan dukungannya

4

KATA PENGANTAR PT PERTAMINA EP ASSET 1 merupakan perusahaan yang menyelenggarakan kegiatan usaha di sektor hulu minyak dan gas bumi dengan wilayah kerja meliputi lapangan Rantau, Pangkalan Susu, Lirik, Jambi, dan lapangan Rambi. PT PERTAMINA EP ASSET 1 lapangan Pangkalan Susu berada di sekitar 110 km sebelah barat laut kota Medan. Penulis mengucapkan terimakasih yang sebesar-besarnya kepada PT PERTAMINA EP ASSET 1 lapangan Pangkalan Susu yang telah memberikan izin kepada penulis untuk melakukan kerja praktek di wilayah kerjanya. 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 lapangan Pangkalan Susu, masyarakat, institusi lain maupun teman-teman Mahasiswa Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung. Oleh karena itu, Penulis ingin menyampaikan terima kasih kepada: 1. Tuhan Yesus yang memberikan kesehatan dan kelancaran selama saya melaksanakan Kerja Praktik ini. 2. Orangtua dan keluarga yang telah memberikan dukungan dan semangat serta doa. 3. Zuher Syihab S.T., Ph.D., selaku Ketua Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung, yang telah menyetujui pengajuan permohonan KP. 4. Ir. Nenny Miryani Saptadji, Ph. D., selaku dosen wali yang senantiasa membimbing dan mengarahkan ilmu dalam pelaksanaan kerja praktek kali ini. 5. Seluruh dosen Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung yang telah memberikan pengetahuan, berbagi pengalaman, dan selalu menularkan semangatnya. 6. Rahmat Ardiansyah dan Brian Karnanto Putro selaku mentor yang selalu memberikan bimbingan, perhatian, dan bantuan kepada Penulis selama program berlangsung. Penulis menyadari bahwa laporan kerja praktek ini masih jauh dari sempurna. Oleh karena itu, Penulis selalu terbuka dengan kritik dan saran dari berbagai pihak terkait dengan Penulisan laporan kegiatan KP ini. Penulis berharap laporan ini dapat memberi manfaat, baik bagi Penulis sendiri maupun untuk para pembaca.

Pangkalan Brandan, Juli 2018

Fransiskus Ondihon Sitompul

5

DAFTAR ISI ABSTRAK ................................................................................................1 ABSTRACT................................................................................................3 Halaman Pengesahan ................................................................................5 Halaman Peruntukan .................................................................................7 Kata Pengantar ..........................................................................................8 Daftar Isi ...................................................................................................9 Daftar Gambar ........................................................................................10

Bab I

Pendahuluan ........................................................................... 10 I.1 Latar Belakang .................................................................10 I.2 Maksud dan Tujuan .........................................................10 I.3 Ruang Lingkup ................................................................11 I.4 Waktu dan Pelaksanaan ...................................................11 I.5 Metode Pelaksanaan ........................................................11 I.6 Sistematika Penulisan ......................................................11

Bab II

Tinjauan Pustaka ......................................................................13 II.1 Sistem Peralatan Pemboran ...........................................13 II.2 Metode Pengangkatan Fluida Pada Sumur....................20 Teori Dasar ......................................................20 Metode – Metode Artificial Lift ......................21

Bab III Overview Fasilitas Permukaan ...............................................28 III.1 Overview Laboratorium ................................................28 Laboratorium Uji Gas ....................................28 Laboratorium Uji Air .....................................29 Laboratorium Uji Minyak .............................29 III.2 Overview Pengukuran Bottom Hole Pressure (BHP) ...35 III.3 Overview Design ESP...................................................37 III.4 Overview Rig pada Lapangan Y ...................................40

6

III.5 Overview Pengambilan Sampel dan Pengujian Kandungan Gas ............................................................41 III.6 Overview Main Gathering Station (MGS) ....................45 III.7 Overview HSSE ............................................................46

Bab IV Simpulan dan Saran ................................................................50 IV.1 Simpulan .......................................................................50 IV.2 Saran .............................................................................51

Daftar Pustaka .....................................................................................52

7

DAFTAR GAMBAR

Gambar II-1 Derrick ................................................................................................................ 13 Gambar II-2 Substructure ........................................................................................................ 14 Gambar II-3 Block and Tackle ................................................................................................ 14 Gambar II-4 Mud Pit ................................................................................................................ 16 Gambar II-5 Drillpipe .............................................................................................................. 17 Gambar II-6 Drillcollar ............................................................................................................ 17 Gambar II-7 BOP ..................................................................................................................... 18 Gambar II-8 Cara Kerja SRP ................................................................................................... 21 Gambar II-9 Upstroke and Dwonstroke ................................................................................... 21 Gambar II-10 Sucker Rod Pump.............................................................................................. 22 Gambar II-11 Hyrdaullic Pumping Unit (HPU) ...................................................................... 23 Gambar II-12 Cara Kerja Gas Lift ........................................................................................... 24 Gambar II-13 Komponen ESP ................................................................................................. 26 Gambar II-14 Hydraulic Jet Pump (HJP)................................................................................. 27 Gambar II-15 Cara Kerja JHP.................................................................................................. 28 Gambar II-16 Komponen Permukaan HJP .............................................................................. 29 Gambar II-17 Flow Regime ..................................................................................................... 30 Gambar II-18 Drag Force......................................................................................................... 31 Gambar II-19 Liquid Loading-loss if gas velocity over time .................................................. 31 Gambar II-20 Cycle of Plunger................................................................................................ 32 Gambar II-21 Komponen PCP ................................................................................................. 34 Gambar II-22 Strator dan Rotor PCP ....................................................................................... 34 Gambar III-1 Layar Gas Chromatography............................................................................... 28 Gambar III-2 Alat Uji H2S ...................................................................................................... 29 Gambar III-3 Alat Uji Tekanan Uap ........................................................................................ 30 Gambar III-4 Kinematic Viscosity Bath .................................................................................. 31 Gambar III-5 Alat Uji Warna ................................................................................................... 31 Gambar III-6 Penentuan Pour Point......................................................................................... 32

8

Gambar III-7 Penentuan Flash Point........................................................................................ 33 Gambar III-8 Penentuan Persenan Kandungan Minyak .......................................................... 33 Gambar III-9 Tabel Densitas ................................................................................................... 34 Gambar III-10 Automated Heated Ooil Test Centrifuge ......................................................... 34 Gambar III-11 Tabung Ukur .................................................................................................... 35 Gambar III-12 AMERADA ..................................................................................................... 36 Gambar III-13 Rangkaian Lubricator ...................................................................................... 37 Gambar III-14 Pump Performance Curves .............................................................................. 37 Gambar III-15 Total Dynamic Head ........................................................................................ 38 Gambar III-16 Moody Diagram ............................................................................................... 40 Gambar III-17 Bomb Gas ........................................................................................................ 41 Gambar III-18 Wash Bottle ..................................................................................................... 42 Gambar III-19 Dehydration Unit (DHU) ................................................................................. 43 Gambar III-20 H2S Removal ................................................................................................... 43 Gambar III-21 H2S Scavenger................................................................................................. 44 Gambar III-22 Digital Dew Point Tester ................................................................................. 45 Gambar III-23 Tanki E............................................................................................................. 46 Gambar III-24 Security ............................................................................................................ 47 Gambar III-25 Tempat Pembuangan Limbah .......................................................................... 48

9

Bab I

Pendahuluan

I.1 Latar Belakang 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.

I.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. Mengetahui fasilitas permukaan yang dimiliki oleh Pertamina EP-Asset 1 Lapangan Pangkalan Susu . 3. Melakukan tinjauan sumuran dari lapangan 4. Mengetahui alur produksi dan distribusi minyak Pertamina EP-Asset 1 Lapangan Pangkalan Susu.

10

I.3 Ruang Lingkup Penulisan Laporan Akhir Kerja Praktik ini berfokus kepada sistem peralatan rig, peralatan laboratorium, pengangkatan buatan, alur minyak sampai ke SPM, dan pengambilan sampling gas.

I.4 Waktu dan Pelaksanaan Kerja praktik berlangsung selama 11 hari yang terhitung mulai tanggal 06 Agustus 2018 – 16 Agustus 2018 di Pertamina EP-Asset 1 Lapangan Pangkalan Susu, Sumatera Utara.

I.5 Metode Pelaksanaan Pelaksanaan kerja praktik ini dilakukan melalui beberapa metode meliputi: 1. Melakukan studi observasi lapangan, dengan melakukan pengamatan secara langsung ke Lapangan yang dibimbing oleh pembimbing dari Pertamina EP-Asset 1 Lapangan Pangkalan Susu. 2. Melakukan studi wawancara, dengan berdiskusi dengan pembimbing berada di lapangan dan laboratorium. 3. Melakukan studi literature dari berbagai sumber baik buku, paper, dan sumber elektronik dari internet serta mengumpulkan hasil dokumentasi sebagai data penunjang.

I.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 Pustaka yaitu pembahasan mengenai sistem peralatan rig dan metode pengangkatan fluida pada sumur. Bab III Pelaksanaan Kerja Praktik yang akan memuat deskripsi aktivitas, metode, pengamatan dan analisis data dari pengambilan sampel gas.

11

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

12

Bab II

Tinjauan Pustaka

II.1 Sistem Peralatan Pemboran dan Metode Pengangkatan Fluida pada Sumur Sistem Peralatan Pemboran Sistem peralatan pemboran merupakan rangkaian komponen yang diperlukan dalam melakukan suatu pengeboran sumur yang apabila tidak tersedia akan menimbulkan masalah pada saat melakukan pengeboran. Sistem peralatan pemboran terdiri dari antara lain : sistem pengangkatan, sistem sirkulasi, sistem rotasi, sistem pencegahan sembur liar, dan sistem daya.

II.1.1.1 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. Komponenkomponen utama dari hoisting system antara lain: derrick dan substructure, block dan tackle serta drawwork. Derrick dan Substructure diperlihatkan pada gambar II.1 dan gambar II.2. Fungsi dari derrick adalah menyediakan ruang ketinggian vertikal yang diperlukan untuk mencabut dan menurunkan pipa dari dan ke dalam sumur.

Gambar II-1 Derrick

13

Gambar II-2 Substructure

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. 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 diantaranya adalah: cable tool rig, land rig, standard derrick, portable rig, conventional rig, dan marine rig.

Block and Tackle

Gambar II-3 Block and Tackle

14

Block dan tackle merupakan bagian yang terdiri dari crown block, travelling block, drilling line, hook dan elevator seperti yang dapat dilihat pada gambar II-3 berikut. Crown Block merupakan katrol diam yang terletak di atas derrick. Travelling Block merupakan katrol yang bergerak naik dan turun sambil bergantung dibawah crown block dan juga berfungsi sebagai tempat melilitkan drilling line. Drilling line merupakan sebauh tali baja yang berfungsi menghubungkan semua komponendalam hoisting system. Hook diartikan sebagai peralatan berbentuk kait besar yang terletak di bawah traveling block untuk menggantungkan swivel dan drillstem selama proses pengeboranberlangsung. Elevator merupakan suatu penjepit yang sangat kuat untuk memegang drillpipe dan drill collar sehingga dapat dimasukkan dan dikeluarkan dari dan ke dalam lubang bor. Ada dua tipe dari elevator yaitu bottle neck dan collar lift. Bottle neck berfungsi untuk memegang drill pipe. Sementara itu collar lift berfungsi untuk memegang drill collar. Drawwork merupakan peralatan mekanik yang merjadi otak dari derrick. Fungsi drawwork yaitu diantaranya merupakan pusat pengontrol bagi driller yang menjalankan operasi pemboran, merupakan tempat bagi gulungan drilling line, dan sebagai tempat meneruskan daya dari prime mover ke rotary table dan catheads. Cat head merupakan 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.

II.1.1.2 Sistem Sirkulasi (Circulating System) Fungsi utama dari sistem sirkulasi adalah mengangkat serpihan cutting dari dasar sumur ke permukaan. Aliran dari fluida pemboran akan melalui steel tanks ke mud pump. Lalu dari mud pump ke high pressuresurface connection dan ke drillstring. Dari drillstring ke bit. Selanjutnya dari nozzle bit ke annulus sampai permukaan. Hingga sampai di contaminant-removal equipment dan kembali ke suction tank. Peralatan utama dari circulating system terdiri dari mud pump, mud pits, mud mixing equipments, dan contaminant removal. Mud pump berfungsi untuk memompa fluida pemboran dengan tekanan tinggi. Mud pits 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 seperti yang dapat dilihat pada gambar II-4 dibawah.

15

Gambar II-4 Mud Pit Mud mixing equipment adalah alat berbentuk corong yang dipakai untuk menambahkan bahan-bahan padat ke dalam fluida pemboran saat treatment di dalam mud pit. Contaminant Removal merupakan peralatan yang berfungsi untuk membersihkan fluida pemboran yang keluar dari lubang sumur setelah disirkulasikan, terdiri dari mud gas separator, shale shaker, degasser, desander, dan desilter. Mud gas separator berfungsi memisahkan gas dari fluida pemboran. Shale shaker berfungsi memisahkan cutting berukuran besar dari fluidapemboran. Degasser berfungsi memisahkan gas dari fluida pemboran secara kontinu. Desander berfungsi untuk memisahkan pasir dari fluida pemboran. Dan terakhir desilter berfungsi memisahkan fluida pemboran dari partikel yang lebih kecil dari pasir.

II.1.1.3 . Rotating System Rotary system termasuk semua peralatan yang digunakan untuk mentrasmisikan putaran meja putar ke bit. Bagian utama dari rotary system adalah swivel, kelly, dan rotary drive. Swivel berfungsi sebagai

penahan

beban

drillstring

dan

bagian

statis

pada

drillstring

yang berputar. 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 berfungsi meneruskan daya dari drawworks ke 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 merupakan pipa baja yang digantung 16

di bawah kelly untuk mentransmisikan putaran ke bit. Porsi utama dari drillstring sendiri adalah drillpipe. Heavy Weight Drillpipe mempunyai dinding yang tebal dengan berat 2-3 kali drillpipe standard. Drill Collar seperti yang dapat diamati pada gambar II-5 berikut merupakan pipa baja penyambung berdinding tebal yang terletak di bagian bawah drillstem di atas bit. Fungsi utamanya untuk menambah beban yang terpusat pada bit. Bit merupakan ujung dari drillstring yang menyentuh formasi, diputar dan diberi beban untuk menghancurkan serta menembus formasi seperti pada gambar II-6 dibawah.

Gambar II-5 Drillpipe

Gambar II-6 Drillcollar

17

II.1.1.4 Sistem Pencegahan Sembur Liar (BOP System) 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. BOP dapat dilihat seperti pada gambar II-7 berikut.

Gambar II-7 BOP

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 BOP Stack, accumulator, dan supporting system. BOP Stack merupakan 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 : i.

Annular 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.

ii.

Ram Preventer Menutup lubang bor pada waktu rangkaian pipa bor berada pada lubang. Ram preventer memiliki tiga jenis yang berbeda, yaitu pipe ram, blind ram, dan shear ram. Dimana fungsi pipe ram adalah menutup sumur jika ada pipa ukuran tertentu. Blind ram untuk menutup sumur jika tidak ada pipa didalamnya. Shear Ram untuk menutup sumur apabila terjadi kick dengan memotong pipa yang ada di dalamnya. 18

iii.

Drilling Spool dan Casing Head 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.

Accumulator merupakan suatu alat yang 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. Supporting system merupakan alat untuk pencegahan blow out prevention system antara lain choke manifold dan kill line. Choke manifold merupakan alat yang bekerja pada BOP stack dengan high pressure line disebut choke line. Fungsi utamanya adalah membantu menjaga back pressure dalam lubang bor untuk mencegah terjadinya intrusi fluida formasi. Kill line merupakan alat yang bekerja dengan BOP stack. Lumpur berat dipompakan melalui kill line kedalam lumpur bor sampai tekanan hidrostatik lumpur dapat mengimbangi formasi.

II.1.1.5 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 dua antara lain diesel electric type dan direct drive type. Power system terdiri dari prime mover, system transmisi, dan sistem penggerak listrik. Prime mover merupakan motor utama yang menyalurkan tenaga ke sistem-sistem lainnya dalam operasi pengeboran. Sistem transmisi berfungsi untuk menyalurkan tenaga dari prime mover ke bagian sistem peralatan pemboran. Sistem pengerak 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. 19

II.2

Metode Pengangkatan Fluida Pada Sumur Teori Dasar

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.

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 SRP (Sucker Rod Pump), HPU (Hydraulic Pumping Unit), Gas Lift, ESP (Electrical Submersible Pump), HJP (Hydraulic Jet Pump), Plunger Lift, dan PCP (Progressive Cavity Pump).

20

Metode – Metode Artificial Lift II.2.2.1 Sucker Rod Pump 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. Sucker Rod Pump ini dapat dilihat seperti pada gambar II10 dibawah.

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. Skema ini dapat dilihat pada gambar II-8 dan II-9 berikut.

Gambar II-8 Cara Kerja SRP

Gambar II-9 Upstroke and Dwonstroke 21

Gambar II-10 Sucker Rod Pump

Kelebihan – kelebihan penggunaan SRP antara lain adalah komponen permukaan mudah diperbaiki, mudah diketahui jika mati, mudah mengatur laju produksi, dapat digunakan untuk sumur bertekanan rendah, dan dapat diaplikasikan pada temperatur tinggi dan minyak yang viscous. Sementara kekurangan SRP antara lain: memerlukan tempat luas, tidak efektif dipasang di offshore, tidak efektif pada sumur miring (friksi berlebih), efisiensi rendah pada sumur gas / gor tinggi, dan kedalaman sumur terbatas (sesuai kapasitas rod).

II.2.2.2 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 II-11 berikut.

HPU terdiri atas komponen- komponen diantaranya power pack, hydraullic jack, dan peralatan bawah permukaan. Komponen – komponen HPU antara lain : 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. 22

2. Hydraulic Jack dan Peralatan Bawah Permukaan Komponen – komponen yang termasuk bagian hydraulic jack adalah sensor (S), menara, stroke, hydraulic hose.Peralatan bawah permukaan adalah tubing, working barrel, plunger, standing valve, traveling valve, gas anchor, dan sucker rod string.

Gambar II-11 Hyrdaullic Pumping Unit (HPU)

II.2.2.3 Gas Lift Teknologi Gas Lift meningkatkan laju produksi minyakdengan menginjeksikan gas yang terkompresi kedalam bagian dalam tubing melalui annulus casing-tubing dan orifice yang terpasang pada tubing string (mandrel). Saat memasuki tubing, gas yang terkompresi memengaruhi aliran fludia dengan 2 cara yakni energi dari ekspansi mendorong oil ke permukaan dan adanya gas sehingga mengakibatkan densitas efektif fluida berkurang, dan lebih mudah terangkat ke permukaan. Cara kerja gas lift dapat dilihat pada gambar II-2 berikut.

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 23

kedalam tubing maka kolom cairan dalam tubing akan lebih ringan dan aliran cairan workover ke permukaan akan berlanjut.

(1)

(2)

(4)

(3)

Gambar II-12 Cara Kerja Gas Lift 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.

24

Pada Gambar 4 ditunjukkan bahwa semua cairan workover telah terangkat dan sumur berproduksi secara sembur buatan. Katup operasi (4) akan 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 antara lain: pasir yang terproduksi tidak mempengaruhi instalasi gas lift, umur peralatan tahan lama, biaya operasi relatif kecil, ideal untuk sumur dengan gor yang tinggi, dan dapat digunakan untuk sumur dengan laju produksi tinggi dan sumur yang dalam. Sementara itu, kekurangan gas lift hanya ada dua yakni konsumsi gas terus menerus sehingga ketersediaan gas harus terjamin dan tidak baik untuk sumur yang mengandung paraffin.

II.2.2.4 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. Komponen – komponen ESP terdiri dari komponen bawah permukaan dan komponen permukaan. Komponen bawah permukaan terdiri atas : pompa, motor, kabel elektrik, dan gas separator. Sementara komponen permukaan terdiri atas : motor controller, transformator, dan kabel elektrik. Seperti pada gambar II-13.

Kelebihan dari penggunaan ESP antara lain bisa diterapkan pada sumur miring, bisa diterapkan pada sumur dengan laju produksi tinggi, mudah dipasang dan diaplikasikan, bisa dipakai di onshore dan offshore, dan biaya lifting yang murah. Sementara itu, kekurangan ESP diantaranya : penggunaan kabel dapat rusak pada temperatur tinggi, memerlukan listrik bertegangan tinggi, tidak dapat diterapkan pada multi komplesi, dan biaya perbaikan yang mahal.

25

Gambar II-13 Komponen ESP

II.2.2.5 HJP (Hydraulic Jet Pump) HJP bekerja dengan power fluid dan nozzle seperti dapat dilihat pada II-15 berikut. 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.

26

Gambar II-14 Hydraulic Jet Pump (HJP)

27

Gambar II-15 Cara Kerja JHP

Komponen- komponen HJP dapat dilihat pada gambar II-14 diatas dan gambar II-16 dibawah dimana terdiri atas: komponen permukaan dan komponen bawah permukaan. Untuk komponen permukaan diantaranya : multiplex plunger pump, electric motor, booster pump, reservoir vessel, cyclone cleaning system, dan interconnected piping. Sementara komponen bawah permukaan diantaranya : packer, jet pump, bottom hole assembly, dan standing valve.

Keuntungan Hydraulic Jet Pumping diantaranya: tidak ada peralatan yang bergerak, dapat menanggulangi solid dan dapat digunakan untuk sumur miring, tidak memerlukan rig untuk penggantian pompa (disebabkan adanya wear maupun perubahan produktivitas), komplesi yang sederhana, dapat menginjeksikan bahan-bahan kimia melalui power fluid, tidak memerlukan rig pada saat penggantian zona, biaya yang rendah, tidak ada peralatan yang bergerak, dapat menanggulangi solid dan dapat digunakan untuk sumur miring, tidak memerlukan rig untuk penggantian pompa (disebabkan adanya wear maupun perubahan produktivitas), dan komplesi yang sederhana.

28

Gambar II-16 Komponen Permukaan HJP

Adapun kekurangan – kekurangan penggunaan HJP antara lain : efisiensi sistem mekanik yang rendah (sekitar 30%) akibat kehilangan tekanan yang besar karena pemakaian nozzle, biaya bahan energi yang tinggi, biaya perawatan peralatan permukaan yang tinggi jika menggunakan pompa piston, serta pemakaiannya yang belum terlalu banyak dikenal dan pemasaran dan pengetahuan produk yang rendah.

II.2.2.6 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 dapat dilihat berdasarkan gambar II-17 dibawah. Sumur gas bertekanan tinggi memproduksikan gas yang membawa liquid (air atau kondensat) dalam bentuk mist. Setelah kecepatan aliran gas di sumur turun akibat adanya penurunan tekanan reservoir, kapasitas gas yang dapat terangkat semakin berkurang. Ketika kecepatan gas turun sampai pada level critical, 29

liquid akan mulai terakumulasi di dalam sumur yang mengakibatkan terbentuk flow regime annular yang berangsur-angsur dapat menjadi flow regime slug. Akumulasi liquid mengakibatkan meningkatnya tekanan bottomhole yang mengakibatkan turunnya produksi gas. 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.

Gambar II-17 Flow Regime Pada gambar II-18 dapat dilihat bahwa 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. Sehingga terjadi liquid loading seperti pada gambar II-19 dibawah. Persamaan II.1 berikut merupakan persamaan Turner.

𝑉𝑐 = 1.593

𝜎 1⁄4 (𝜌𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑 −𝜌𝑔𝑎𝑠 )1⁄4

(II. 1)

𝜌𝑔𝑎𝑠 1⁄4

30

Gambar II-18 Drag Force

Gambar II-19 Liquid Loading-loss if gas velocity over time

Dalam pengoperasion 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 31

(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. Seperti yang dapat diamati pada gambar II-20 berikut.

Gambar II-20 Cycle of Plunger

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. Keuntungan – keuntungan penggunaan plunger lift adalah biaya energi yang rendah, dampak yang kecil pada lingkungan sumur, capital investment yang rendah, biaya perawatan yang rendah, tidak menggunakan energi dari luar, menggunakan energi sumur sendiri untuk mengangkat fluida, tidak memerlukan rig untuk instalasi, dapat digunakan untuk sumur miring, dan dapat membersihkan sumur dari deposit paraffin. Sementara itu plunger lift membutuhkan perhatian khusus (engineering supervision) agar dapat bekerja dengan baik, berbahaya pada saat plunger melesat dengan kecepatan yang tinggi karena dapat mengakibatkan kerusakan permukaan, volume fluida yang ingin dibuang terbatas dan memiliki batasan GLR agar bekerja optimal. Batasan – batasan penggunaan plunger lift antara lain: spesifik GLR harus sekitar 7001000, potensi volume yang kecil (30m3/day) dan produksi solid yang besar. 32

Karakteristik sumur yang cocok untuk dilakukan metode pengangkutan buatan Plunger Lift adalah sumur yang produksi utamanya gas, sumur yang berproduksi pada atau sekitar laju alir kritis, sumur dengan jumlah solid terakumulasi yang tinggi, sumur yang memproduksi minyak ringan, kondensat maupun air, sumur dengan volume yang kecil atau marginal dan sumur dengan tubing yang tidak beraturan (memiliki perbedaan diameter).

II.2.2.7 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). PCP bekerja 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.

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. Seperti dapat diamati pada gambar II21 dan II-22 berikut, komponen – komponen pendukung lainnya diantaranya: rotor, stator, rod string, production tubing, coupling / centralizer, wellhead drive, prime mover dan flow line.

33

Gambar II-21 Komponen PCP

Gambar II-22 Strator dan Rotor PCP

Keuntungan – keuntungan penggunaan PCP adalah: efisiensi seluruh kinerja sistem tinggi antara 55-75 %, kemampuan produksi dalam mengatasi permasalahan kepasiran dan padatan lainnya, toleransi tinggi terhadap adanya gas, tidak terdapat valve yang dapat menyebabkan 34

penyumbatan atau gas lock, fleksibel untuk mengatur laju yang diinginkan, pemasangan dan operasi mudah, low maintenance, dapat dipasang pada deviated atau horizontal well, tidak membutuhkan banyak area di permukaann, tidak membuat kebisingan, range SG oil yang dapat diangkat 5-42 API. Sementara itu PCP memiliki kekurangan diantaranya: laju produksi terbatas (maksimum 600 bbl/d), kedalaman pemasangan terbatas (maksimum 9800 ft), tidak tahan temperatur tinggi (maksimum 212oF) namun dapat diatasi dengan menggunakan elastomer khusus, sensitif terhadap fluida yang mengandung bahan kimia atau asam (H2S), adanya gas akan menurunkan efisiensi volumetric, sensitif terhadap tekanan yang berlebihan (over pressure), sensitif terhadap pump off, dan kegagalan umumnya terjadi pada stator dan rotor.

35

Bab III

Overview Fasilitas Permukaan

III.1 Overview Laboratorium PT PERTAMINA EP ASSET 1 Laboratorium PT PERTAMINA EP ASSET 1 Lapangan Pangkalan Susu merupakan fasilitas yang berfungsi untuk mengecek kandungan baku mutu minyak dan gas yang telah diproduksikan, baik dari lapangan Pangkalan Susu maupun dari lapangan Rantau di Aceh Timur. Laboratorium dibagi menjadi 3 bagian berdasarkan jenis fluida yang diuji yaitu : lab uji gas, lab uji air, dan lab uji minyak.

Lab Uji Gas Gas Chromatography adalah alat yang digunakan untuk menentukan komposisi natural gas seperti dapat dilihat contohnya pada gambar III-1. 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, sebaliknya lapisan materil yang diam disebut stationary phase.

Gambar III-1 Layar Gas Chromatography Ketika fasa bergerak membawa sample melewati stationary phase, sebagian komponen sample akan 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

Lab Uji Air Lab Uji Air terdiri dari uji kandungan padatan dan analisa kadar asam sulfat. TSS atau kepanjangannya Total Suspended Solids merupakan partikel- partikel padatan yang bercampur bersama air saat diproduksikan. Uji air dilakukan dengan menggunakan alat bernama Milipore Test. Prinsipnya adalah Gravitmetric dan Particle Counting. Dimana Gravimetric merupakan metode penyaringan dengan mempertimbangkan berat pada particle. Dan Particle Counting merupakan metode penyaringan dengan mempertimbangkan jumlah dan ukuran partikel, bukan beratnya. H2S merupakan asam sulfat yang dimana bersifat korosif dan menyebabkan penipisan pada flowline. Pengujian dilakukan dengan mereaksikan cadmium asetat dengan sampel gas. Hasil reaksi akan menghasilkan cadmium sulfat yang berwarna kekuning-kuningan.

Gambar III-2 Alat Uji H2S . Lab Uji Minyak Laboratorium pengujian kandungan minyak bertujuan untuk mengecek kandungan minyak dan karakteristik sampel minyak apakah sudah sesuai dengan baku mutu. Adapun pengujian sample minyak terdiri atas : penentuan vapor pressure, penentuan viscositas, penentuan pour point, penentuan flash point, penentuan persenan kandungan minyak, penentuan densitas, penentuan volume Basic Sediment and Water (BSW), penentuan Volume Penguapan dengan Uji Penguapan.

29

1. 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. Alat dapat dilihat seperti pada gambar III-3 berikut.

Gambar III-3 Alat Uji Tekanan Uap 2. 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 30

mana beban tekanan pada cairan utamanya terletak pada densitas cairan tersebut. Alat dapat dilihat seperti pada gambar III-4 berikut.

Gambar III-4 Kinematic Viscosity Bath 3. Penentuan Warna Penentuan warna minyak dengan menggunakan warna pembanding (liquid jernih). Dimana bernilai 0 apabila tidak berwarna dan 8 apabila keruh. Alat dapat dilihat seperti pada gambar III-5 berikut.

Gambar III-5 Alat Uji Warna

31

4. 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. Alat dapat dilihat seperti pada gambar III-6 berikut.

Gambar III-6 Penentuan Pour Point

5. 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. Alat dapat dilihat seperti pada gambar III-7 berikut.

32

Gambar III-7 Penentuan Flash Point

6. Penentuan Persenan Kandungan Minyak Penentuan persenan kandungan minyak dengan melakukan distilasi bertingkat. Prinsip dasar penyulingan bertingkat ialah perbedaan titik didih diantara fraksi- fraksi minyak mentah. Jika perbedaan titik didih tidak berbeda jauh maka penyulingan tidak dapat dilakukan. Hidrokarbon dengan titik didih yang rendah akan terpisah lebih dulu, disusul dengan hidrokarbonn yang memiliki titik didih yang lebih tinggi. Alat dapat dilihat seperti pada gambar III-8 berikut.

Gambar III-8 Penentuan Persenan Kandungan Minyak

33

7. Penentuan Densitas Penentuan densitas terukur minyak dengan menggunakan tabel 53 ASTM 1P (Density Reduction to 15C). Prinsipnya adalah 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. Alat dapat dilihat seperti pada gambar III-9 berikut.

Gambar III-9 Tabel Densitas 8. Penentuan Volume Basic Sediment And Water (BSW) 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. Alat dapat dilihat seperti pada gambar III-10 berikut.

Gambar III-10 Automated Heated Ooil Test Centrifuge

34

9. 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. Alat dapat dilihat seperti pada gambar III-11 berikut.

Gambar III-11 Tabung Ukur III.2 Overview 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. Alat dapat dilihat seperti pada gambar III-12 dan II-13 berikut.

35

Gambar III-12 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. 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.

36

Gambar III-13 Rangkaian Lubricator

III.3 Overview Design ESP Centrifugal pump terdiri dari multistage pump yang terdapat impeller dan diffuser. Impeller memiliki centrifugal pump yang menghasilkan tekanan dengan rotasi van pada impeller. Fungsi utamanya adalah untuk mentransfer energi dengan merotasi ke fluida yang dilewati sehingga menghasilkan energi kinetik. Sementara diffuser bertujuan untuk mengubah energi kinetik yang dihasilkan impeller menjadi energi potensial. Hal tersebut akan menaikkan tekanan discharge.

Gambar III-14 Pump Performance Curves 37

Dari kurva seperti pada gambar III-14 diatas 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) Total dynamic head merupakan besaran tekanan yang dibutuhkan pada pompa ESP dengan mempertimbangkan kedalaman, friksi, dan tekanan tubing. Nantinya akan berguna untuk menentukan ukuran pompa. Seperti ditunjukkan pada gambar III-15 berikut.

Gambar III-15 Total Dynamic Head

38

Total dynamic head merupakan penjumlahan dari net vertical lift, friction loss, dan tubing head pressure. Total dynamic head dapat dicari dengan menggunakan persamaan III.1 berikut. TDH = Net Vertical Lift + Friction Loss + Tubing Head Pressure

(III.1)

NVL merupakan jarak vertikal dari tempat fluida yang diproduksi, dihitung dengan persamaan III.2 berikut. 𝑃 𝑤𝑓

𝑁𝑉𝐿 = 𝑑 𝑝𝑒𝑟𝑓 − 𝐺 𝑎𝑣𝑔

(III.2)

TFL merupakan tekanan yang hilang di tubing string selama proses pumping ditentukan melalui korelasi. Korelasi yang dapat digunakan adalah Darcy Weisbach dan Hazen-Williams atau menggunakan Moody Diagram seperti pada gambar III.16 dibawah. Persamaan III.3 berikut merupakan persamaan Darcy Weisbach. Sementara persamaan III.4 merupakan persamaan Hazen- Williams. 𝑓𝑝𝑣2

∆𝑃 = 2𝑔𝑐𝑑

(III. 3) 100𝑄

𝑓 = 2.803 (34.3𝐶) 𝐼𝐷^ − 4.865

(III.4)

THP merupakan tubing head pressure yakni tekanan yang harus dipompa terhadap back pressure yang diakibatkan oleh choking di well head dan tekanan flowline. Penentuan wellhead pressure dapat dilakukan dengan menggunakan persamaan III.5 berikut. 𝑇𝐻𝑃 =

𝑤𝑒𝑙𝑙ℎ𝑒𝑎𝑑 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑢𝑟𝑒

(III.5)

0.433 𝑥 𝑆𝐺

39

Gambar III-16 Moody Diagram III.4 Overview Rig Sumur berada pada kedalaman 1049 m dibawah lapisan permukaan. Sumur telah berproduksikan minyak. Saat ini sumur sedang menggunakan Hydrolic Pumping Unit (HPU). 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. Tes alir merupakan kegiatan yang bertujuan untuk mengetahui apakah tekanan sudah konstan dan pompa bekerja dengan baik. Adapun kendala- kendala yang sedang dihadapi sumur saat ini yakni adanya masalah pada valve, sumur yang tidak menghasilkan aliran, dan masalah kepasiran.

40

III.5 Overview Pengambilan Sampel dan Pengujian Kandungan Gas Pengambilan dan Pengujian Sampel Gas 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 (gambar III.17) 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 III-17 Bomb Gas Selanjutnya adalah melakukan pengujian asam sulfat. 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 41

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 (gambar III.18) 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 III-18 Wash Bottle Alat yang digunakan untuk mengurangi kandungan H2S pada gas terdiri atas Dehydration Unit (DHU), H2S removal, dan H2S Scavenger. Dehydration Unit (DHU) Dehydration Unit bekerja dengan cara menghilangkan uap air yang ada pada 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 yang mengandung uap air (Rich Glycol) dialirkan ke Boiler.Pada boiler Rich Glycol dipanaskan dengan temperatur di bawah 42

titik didih Glycol dan di atas titik didih air. Uap air akan dibuang bersama dengan H 2S yang ada di dalamnya, dan glycol yang sudah bersih (Lean Glycol) akan kembali digunakan untuk membersihkan gas pada contactor. Alat dapat dilihat pada gambar III.19 berikut.

Gambar III-19 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. Alat dapat dilihat pada gambar III.20 berikut.

Gambar III-20 H2S Removal 43

H2S Scavenger Alat ini bekerja dengan cara memungut kandungan H2S dalam gas dengan cara menyemprotkan senyawa amine (Triazine Hydrogen Sulfide). Alat dapat dilihat pada gambar III.21 berikut.

Gambar III-21 H2S Scavenger 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. Selanjutnya dilakukan pengujian dew point temperatur gas. Tujuan dari pengujian ini adalah untuk mengetahui temperatur dimana gas mengembun menimbulkan titik-titik air. Adapun tahapannya yakni : 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. 44

4. Buka valve pada pipa produksi, atur tekanan pada alat digital dew point tester (gambar III.22) 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 III-22 Digital Dew Point Tester

III.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 seperti dapat dilihat pada gambar III.23 berikut. Alur pengiriman minyak ke Sale Point dimulai dari stasiun pengumpul dimana minyak dari stasiun pengumpul dikirim ke MGS melalui Road Tank dan Pipeline. 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. Warna pasta untuk mengukur ketinggian air akan lebih cerah dan pasta untuk mengukur ketinggian

45

minyak akan ada bagian yang hilang. Lihat ketinggian kedua cairan tersebut lalu dilakukan konversi ketinggian (mm) ke volume minyak (barrel) menggunakan tabel. Lalu setelah dilakukan pengukuran volume, minyak kemudian dialirkan ke MGS yang berfungsi sebagai penampungan produksi minyak gross. MGS di lapangan Lapangan Y antara lain adalah tanki 17, 28, A, dan B. 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 Lapangan Y 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. Air yang berasal dari hasil pemisahaan di terminal, akan ditampung di bak dan akan dipompa kan menuju sumur-sumur kembali untuk dilakukan water injection. Setelah 2 bulan minyak akan dipompakan ke SPM (Single Point Mooring) untuk dilakukan penjualan minyak melalui kapal

Gambar III-23 Tanki E III.7 Overview HSSE Penerapan HSSE di PT PERTAMINA EP ASSET 1 meliputi aspek kesehatan, keselamatan, dan keamanan serta lingkungan. Kesehatan adalah aspek penting dalam bekerja dan beraktivitas, sehingga terdapat program untuk mendukung kesehatan pekerja. Dengan

46

tujuan mencegah penyakit akibat kerja. Menciptakan iklim kerja yang sehat serta mendukung kesehatan pekerja secaea optimal. Aspek keselamatan merupakan prioritas utama yang tidak dapat diabaikan. Pencapaian target produksi dan keberhasilan pemasaran akan menjadi percuma jika aspek keselamatan dalam bekerja. Oleh karena itu, di lingkungan PT. PT PERTAMINA EP ASSET 1 Asset 1 diwajibkan menggunakan alat pelindung, antara lain: rompi, sepatu berbahan tebal, helm, kacamata, masker ear plug/ ear muff. Selain itu juga diadakan training HSSE untuk Karyawan PT PERTAMINA EP ASSET 1 Asset 1 baik di Kantor maupun Lapangan sesuai dengan pekerjaannya. PT PERTAMINA EP ASSET 1 Asset 1 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. Keamanan merupakan faktor utama untuk terciptanya suasana kerja yang kondusif sehingga meningkatkan produktivitas pekerja dan peralatan kerja. PT PERTAMINA EP ASSET 1 mempunyai SMP (Sistem Manajemen Pengamanan) yang terpadu yang disusun Kepolisian RI seperti dilihat pada gambar III-24 berikut.

Gambar III-24 Security Di PT PERTAMINA EP ASSET 1 Lapangan Pangkalan Susu penerapan safety sangat ketat. Di setiap facility yang dkunjungi, diharuskan untuk menggunakan visitor card.

Aspek

lingkungan menjadi prioritas utama dalam unit operasi, dimana proses eksplorasi, produksi, pengolahan, distribusi, maupun penyimpanan harus mengedepankan aspek lingkungan yang 47

ramah lingkungan tanpa pencemaran emisi/radiasi maupun limbah beracun serta meningkatkan pemakaian energi secara efisien.

Gambar III-25 Tempat Pembuangan Limbah Di Lapangan Pangkalan Susu, terdapat tempat pembuangan dan pengolahan limbah yang terpadu. Dengan demikian, limbah tidak mencemari selat di sekitar area kerja PT PERTAMINA EP ASSET 1. Tempat pembuangan limbah dapat dilihat seperti pada gambar III.25 berikut.

48

Bab IV

SIMPULAN DAN SARAN

IV.1 Simpulan 1. Kerja Praktek ini sangat membantu dalam memahami apa yang selama ini kami pelajari dalam perkuliahan karena yang kami dapat diperkuliahan menjadi sangat jelas karena turun langsung ke lapangan, mulai dari nama-nama alat, proses-proses di dalamnya, dan juga menambah ilmu pengetahuan. 2. Fasillitas permukaan pada lapangan ini sudah lumayan baik. Hal ini dikarenakan segala aspek baik teknis maupun non teknis sudah disediakan dan dijalankan dengna baik. 3. Penggunaan metode artificial lift jet pump pada sumur “Z” tidak efisien karena biaya operasi pompa yang tinggi, efisiensi pompa yang rendah, serta penggunaan dan pengetahuan produk yang rendah. SRP/HPU bisa digunakan untuk meningkatkan produksi sumur “Z” dengan penambahan downhole gas separator serta memperhatikan kemampuan surface dan subsurface tools. Metode Gas Lift dapat juga digunakan untuk meningkatkan produksi sumur “Z” karena prinsipnya yang menurunkan gradien tekanan fluida namun tetap memperhatikan kesesuaian desain terhadap karakteristik sumur. ESP dapat digunakan untuk meningkatkan produksi sumur “Z” 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. 4. Alur produksi dan distribusi minyak dirasa sudah sangat tepat, dengna menggunakan truck untuk menghindari pencurian yang rawan terjadi di sekitar areal lapangan. ESP dapat digunakan untuk meningkatkan produksi sumur “Z” 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.

50

IV.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. 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.

51

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).

52