Posted by 
اَلسَّلاَمُ عَلَيْكُمْ وَرَحْمَةُ اللهِ وَبَرَكَاتُه
(Assalamu’alaikum Warahmatullahi Wabarakaatuh)
Puji Syukur Kehadirat Allah Swt, yang Telah Memberikan Rahmat, Taufik dan Hidayah-Nya kepada Kita Semua sehingga Kita Masih Hidup Dapat di Dunia ini, dan Semoga Kita Semua Selalu Mendapat Inayah dan Lindungan dari Allah Swt, Aamiin ...
Shalawat serta Salam kepada Sang Revolusioner Dunia, Junjungan Alam, Nabi Besar Muhammad Saw, yang telah Membimbing Kita dari Zaman Kebodohan Menuju Zaman Penuh dengan Ilmu Pengetahuan Seperti saat ini.
Kegiatan departemen produksi adalah mengontrol semua kegiatan produksi minyak, gas dan pengolahan air dari reservoir, mengatur laju alir tiap sumur, melakukan tes terhadap minyak dan gas, Workover Injeksi Gas, Injeksi Air (WaterFlooding), Gas Lift dan membuat laporan produksi harian (Daily Report) atau disebut juga Morning Report. Pada tanggal 22 September 2007 didapat laporan jumlah sumur dan produksi PetroChina International Jabung Ltd. Jumlah sumur yang berproduksi di Blok Jabung dan blok Bangko sebanyak 177 sumur, dan 94 sumur Produksi, adapun rata–rata laju produksi minyak perhari sebesar 10.500 barrel. Laju produksi gas rata–rata perhari 262,601 MMScf, laju produksi kondensat rata-rata perhari 7711 barrel serta produksi air rata–rata perhari sebesar 28.871 barrel, laju produksi Propane rata–rata 8.879 MT perhari dan Butane rata- rata 4.939 BOE, serta sekitar 28.433 MSCFPD gas yang terproduksi di bakar di Flare dan sekitar 9.974 MMSCFD digunakan sebagai gas injection.(Gas lift)
A. Central Processing Station (CPS)
Central Processing Station (CPS) adalah pusat pengolahan minyak dari tiap-tiap sumur pada PetroChina Internationa Jabung Ltd yang berada di Geragai. Semua produksi minyak dari sumur–sumur di South Jabung antara lain North Gragai Field, Makmur Field langsung dikumpulkan di Central Processing Station(CPS). Sedangkan produksi yang berasal dari wilayah North Jabung terdiri dari Gemah, Ripah, North Betara, NEB (North East Betara), SWB (South West Betara), SW (South Betara) dikumpulkan terlebih dahulu di Gemah Station kemudian dialirkan melalui Pipe Line menuju ke Central Processing Unit (CPS), dengan jarak 34,8 km dimana waktu pengiriman dari Gemah ke CPS selama 14 jam.
Fungsi utama dari fasilitas yang ada di CPS adalah mengolah minyak mentah dari sumur-sumur menjadi minyak dan gas yang diinginkan, dengan menggunakan alat Separator. Separator adalah alat yang digunakan untuk memisahkan fluida dengan sistem tiga fasa antara lain minyak, gas dan air. Dalam unit CPS ini terdapat fasilitas–fasilitas produksi untuk pengolahan minyak,air dan gas. Produk yang dapat dipasarkan ataupun membuangnya sebagai sesuatau yang dapat diterima oleh lingkungan.
Separator berfungsi untuk memisahkan gas,minyak serta air yang berasal dari fluida sumur. Dengan cara ini cukup banyak dihilangkannya hidrokarbon ringan untuk menghasilkan minyak mentah yang stabil dengan tekanan uap yang sesuai dengan kriteria pasar. Diagram alir CPS akan memberikan gambaran proses pengolahan fluida dipermukaan.
1. Proses Pengolahan Minyak
Fluida yang mengalir dari sumur-sumur dialirkan menuju ke Manifold melalui Flow Line, sedangkan untuk fluida yang berasal dari Makmur well akan terlebih dahulu dimasukkan ke Slug Catcher karena fluida yang berasal dari Makmur Wellsbanyak mengandung kotoran seperti kepasiran dan emulsi. Fungsi dari Slug Catcher yaitu untuk menyaring segala kotoran-kotoran yang terbawa oleh minyak dari dalam sumur seperti pasir, emulsi dll. Sedangkan untuk minyak yang berasal dari Gemah Station dikirim melalui pipa dan diterima di Pick Receiver. Kemudian untuk fluida di Slug Cather tersebut dialirkan dan masuk ke Test Separator (PV-3420) dengan tekanan 150 psi sebagai tempat pemisahan sementara dengan.sistem tiga fasa antara lain minyak, air dan gas. Dan ada juga fluida yang dari Slug Catcer langsung masuk ke1STSTG Separator (PV-3400) kemudian masuk ke Heater. Sedangkan fluida yang bertekanan tinggi (High Pressure) akan masuk ke HP Separator (PV-3430) dengan tekanan 545 psi kemudian fluida dari HP separator bertekanan 545 psi dan Test Separator 150 psi masuk ke Heater.Sedangkan untuk minyak yang yang berasal dari Gemah Station melalui penerimaan di Pick Receiver akan langsung masuk juga ke Heater. Fungsi Heateryaitu digunakan untuk memanaskan fluida sehingga mempermudah terjadi memisahkan elmulsi antara minyak dan air.
Setelah itu minyak dialirkan menuju ke 2rdSTG Separator (PV-3410) untuk pemisahan minyak berikutnya, yang mana minyak tersebut masih mengandung air dan gas, kemudian minyak yang telah dipisahkan dari 2rdSTG Separator (PV-3410) dengan tekanan standart 47 psi dialirkan menuju Storage Tank sebagai tempat penampungan sementara. Tetapi terlebih dahulu dialirkan menuju ke Gas Boot untuk pemisahan selanjutnya antara minyak dan gas dengan cara menurunkan tekanan di Storage Tank Minyak ini ada tiga buah memiliki fungsi yaitu mengisi minyak dari 2rdSTG Separator (PV-3410), standbay dan mengeluarkan atau tansfer. Setelah dari Storage Tank oil minyak dikirim ke Fix Prossecing Unit (FPU) dengan bantuan Tansfer Pump sebanyak tiga buah, hal ini penyalurannya harus bergantian dengan kondensat karena pipa yang digunkan hanya satu jalur pipa. Fungsi Tansfer Pump disini yaitu untuk mendorong mengalirkan minyak ke Fix Processing Unit (FPU). Selanjutnya oil dikapalkan ke pembeli atau konsumen dimana terlebih dahulu di tes di meter bank apakan sudah sesuai dengan kandungan minyak yang diinginkan pembeli.
Proses pengolahan minyak lebih jelasnya dapat dilihat pada skema proses pengolahan minyak pada bagian lampiran B CPS-Simplified Flow Diagram.
2. Proses Pengolahan Gas
Gas yang berasal dari sumur North Geragai dengan High Pressure masuk ke HP Separator dengan tekanan 545 psi gas dialirkan ke Hamilton Plant kemudian masuk ke Natural Gas Fractination (NGF) Plant dan bergabung dengan NGL dari Betara dari sini kemudian butane dan propane masuk ke Storage Tank selanjutnya dikirim ke Fix Prosecing Unit (FPU), untuk proses yang lain gas yang berasal dari sumur North Geragai, Betara dan Makmur masuk ke CPS separator yaitu Separator Tes, 1ststg Separator (PV-3400) dan dari 2rdSTG Separator (PV-3410). Kemudian masuk ke kompresor 5100, 5200 dan 5300 disini gas yang berbentuk Natural Gas Liquid (NGL) yang bertekanan 450 psi akan dikirim ke Natural Gas Fraksination (NGF) untuk diolah lagi menjadi propane dan butane. Untuk gas yang bertekanan 1100 psi keluar dari 2ndDiscard digunakan untuk proses gas Injection Well. Sedangkan untuk gas yang keluar dari compresor 3rdDiscard dengan tekanan 2000 psi akan digunakan untuk proses Gas Lift Well yaitu proses pengangkatan minyak dengan menggunakan minyak dengan menggunakan bantuan gas. Well-well yang menggunakan gas lift di wilayah North Geragai (NG) antaranya adalah : NG#6, NG#9, NG#10, NG#14 NG#22, NG#28 dan NG#32. Sedangkan Lapangan Makmur yang menggunakan gas lift adalah MK#4, MK#12, MK#13, MK#16, MK#19, MK#20, MK#23 dan MK#24. Gas yang berasal dari keluar dari HP separator dengan tekanan 545 psi sebagian masuk ke JT plant dimana Discharge kompresor yang digunakan yaitu 2000 psi dengan menggunakan Compresor 5400 dan 5500.
Fuel gas digunakan sebagai bahan bakar Generator Listrik dan Gas Blanket yaitu gas yang mengisi ruang vacum yang terdapat didalam pipa dan tangki penampungan ketika fluida dialirkan, lalu gas yang keluar dari fuel gas separator diproses lagi di gas scrubber untuk dikeringkan sampai diperoleh yang siap pakai. Gas yang masih terdapat bersama-sama denagn minyak ditangkap di Gas Boot, kemudian dari sini gas ada yang dialirkan flare dan ada yang dialirkan kembali ke Booster Compresor. Fluida selain gas ringan yang telah mengalami pemisahan fuel gas diseparator di drain masuk ke sum tank untuk kembali diproses di separator.
Proses pengolahan gas untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada skema proses pengolahan gas pada lampiran B Simplified CPS Gas Flow Diagram.
3. Proses Pengolahan Air
Air yang sudah terpisahkan pada Test Separator, 1STSTG Separator (PV-3400) dan 2rdSTG Separator (PV-3410) disalurkan ke Production Water Skim Tank TK-101dengan kapasitas 10.000 bbl., kemudian dengan bantuan pompa, air yang masih mengandung minyak dialirkan ke Media Filter (Media Filter F-7700 dan F-7710) untuk disaring sehingga air yang keluar dari media filter benar-benar air murni dan minyak yang tersisa kemudian kembali diolah lagi. Media Filter F-7700 dan F-7710 ini dilakukan pembersihan media filter yang disebut dengan Backwash Cycle. Pada proses Backwash Cycle ini semua air dari tank yang masuk ke Production Water Skim Tank TK-121 di stop dan tidak ada air yang berada dalam Production Water Skim Tank TK-121, pada proses Backwash Cycle ini kotoran-kotoran yang berupa karat-karat pada tank dan mercury di dalam tank akan dibersihkan dengan menggunakan chemical berupa SI (Scale Inhibitor) dan KI (Korotin Inhibitor).
Air yang keluar dari Production Water Storange Tank TK-126 dengan kapasitas 10.000 bbl. Selanjutnya dengan bantuan Reda Pump sebanyak 6 buah dimana fungsi dari Reda Pump yaitu untuk memompa air agar dapat dibuang ke penampuangan atau To Disposal Well, Seven Stages Water Treatmen Pond yaitu tujuh kolam dimana kolam pertama dilakukan lagi proses pemisahan air dan minyak yang masih terkandung dalam air dan juga untuk proses Injection Wells (Water Flooding) sumur-sumur yang menggunakan Injection Water sumur Makmur #3, #8, #10, #10D dan #21.
Proses pengolahan air untuk lebih jelasnya dapat dilihat ada skema proses pengolahan air pada lampiran B Simplified CPS Water Treatment Flow Diagram.
B. JT Plant
JT Plant adalah tempat pemisahan gas yang berasal dari CPS dengan metode destilasi dari tiap-tiap sumur dengan menggunakan JT Valvesebagai penurunan tekanan (mengubah dari fase gas ke fase liquid).
Proses pengolahan gas pada JT Plant melalui proses pendinginan dan untuk JT Plantsendiri menggunakan JT Valve. Proses JT Plant yaitu gas yang dihasilkan dari CPS masuk ke Injection Compresor CP-5100,Cp5400 dan CP-5500 kemudian masuk ke Gas Exchanger E-200 Fungsi Exchanger yaitu untuk menurunkan tekanan. Dengan bantuan glikol supaya air yang berada pada pipa dapat diikat oleh glikol. Kemudian masuk ke Gas Exchanger E-201dan tekanan turun menjadi 1200 psi dengan menggunakan JT valve kemudian masuk ke separator dengan temperatur 12 OF setelah itu kembali ke Gas Exchanger E-201 kemudian masuk ke HP Separator dengan tekanan 550 psi berupa liqud hidrocarbon seperti C1, C2, C3kemudian gas berupa C1 dan C2 disalurkan ke Hamilton Plant. Sedangkan untuk fluida di HP Separatoryang dilevel bawah masuk ke De-Ethanizerdengan pressure 260 psi. pada de-ethanizer ini gas yang berupa C1 dan C2 dikirim ke CPS 1STSTG separator (PV-3400) dan untuk yang disini terjadi melalui C3+ dimasukkan ke Reboiler De-Ethanizeruntuk pemanasan dimana panasnya disuplay dari hot oil surge tank. Kemudian dikirim ke LPG Storage Tank supaya tekanan untuk pengiriman ke LPG Storage Tank tetap konstan dilakukan compres dengan menggunakan Debutaniser Condenser. Proses pengolahan pada JT Plant dapat dilihat pada lampiran B JT Plant Proces Flow Diagram
C. Hamilton Plant
Hamilton Plant adalah tempat pemisahan Gas yang ada di CPS, pemisahan gas menggunakan metode Destilasi dari tiap-tiap sumur yang berproduksi pada Gragai, untuk penurunan tekanan yang ada digunakan Propane Refigram penerunan yang dimaksud dengan penurunan tekanan ialah merubah fase Gas menjadi Liquid.
Gas yang berasal dari CPS dialirkan menuju Inlet Seperator V-120 dengan tekanan pada Separator390 psi untuk dilakukan pemisahan sebelum menuju Excanger E-130, E-140 dan E-150dan melalui Chiller dimana fungsi Chiller disini yaitu untuk mencairkan gas agar berubah fasa menjadi liquid. Gas yang ada pada Exchanger terlebih dahulu mengalami pertukaran suhu, gas tersebut di injeksi dengan Glycol untuk mengikat air yang terkandung didalam minyak, dengan demikian gas yang ada dalam Excanger benar-benar murni tanpa ada minyak ataupun air, kemudian dengan tekanan 574 psi dan temperature -10OF gas yang ada pada Excanger dialirkan ke Cold Separator V-160 dimana tekanan separator yaitu 350 psia yang tujuannya untuk memisahkan antara 2 fasa yaitu gas dan liquid (Glycol dengan gas). Untuk Glycoldialirkan ke Storage dan Gas dialirkan ke High Seperator untuk dipisahkan kembali. Gas yang berasal dari HP Seperator V-170 dengan tekanan 350 psi dialirkan ke GP 3400 di CPS. Sedangkan untuk Propane dan Butane dialirkan ke De-ethanaser Tower C-190 untuk metane dan ethane yang masih terdapat pada De-ethanaser Tower dialirkan ke Ciller untuk mendinginkan gas selanjutnya masuk ke Deethaniser Revlux Acumulator dan selanjutnya dikirim ke DP 3400 di CPS. Sedangkan untuk C3+dari De-ethanaser Tower kemudian dipanaskan terlebih dahulu di Reboiler E-200 selanjutnya didinginkan di Condenser EA-270 dan dimasukkan ke Deethaniser Revlux Acumulator selanjutnya dikirim ke LPG Storage
Proses pengolahan Hamilton Plant untuk lebih jelas dapat dilihat pada lampiran B LPG Proces Flow Diagram
D. Natural Gas Fractination (NGF)
Natural Gas Fractination (NGF) adalah pusat pemisahan gas dengan menggunakan sistem metode Destilasi dari tiap-tiap sumur yang ada di wilayah Jabung Block maupun bangko block di PetroChina International Jabung Ltd. Pada Natural Gas Fractination (NGF) ini produk yang dihasilkan dari proses fraksinasi atau pemisahan dengan destilasi yaitu berupa Propane (C3H8), Butane (C4H10) dan Condensate (C5+).
Proses Natural Gas Fractination untuk Propane (C3H8) yaitu gas yang berasal dari JT Plant, Hamilton Plant dan Betara Gas Plant(BGP) kemudian masuk ke NGL storage 770-V131 A dan 770-V131 B kemudian melalui Shut Down Valve (SDV) 770-SDV-002A/B tekanan diset pada 300 psig jika tekanan melebihi dari 300 psig maka gas akan dibuang dan pressure akan diset pada 300 psig. Kemudian gas dialirkan pada NGL Feed dengan menggunakan Pompa 77-P-101 A/B/C dimana pada NGL Feed ini memiliki temperature 87 OF dan pressure 300 psig, pada NGL feed ini terjadi pertukaran panas atau Transfer Seet. Kemudian masuk ke Depropaniser Tower 710-C102. fungsi dari Depropaniser Tower 710-C102 ini adalah untuk pemisahan Propane dan Butane dimana fluida yang mempunyai fraksi yang lebih ringan akan keatas yaituPropane (C3H8) dan fraksi yang berat akan ke bawah yaitu Butane (C4H10) dan Condensate (C5+). Pada Depropaniser ini memiliki temperature 171 F dan 290 psig dimana proses pemanasannya dengan menggunakan Reboiler 710-E-103A/B. kemudian pada temperatue 125 F dan 243 psig masuk ke Depropaniser Condenser 710-E-102 untuk mendinginkan gas dimana disini terjadi penurunan temperature dan pressure menjadi 125 F dan 240 psig. Selanjutnya kemudian masuk ke Depropaniser Reflux, disini terjadi pengaturan temperature pada Top Depropaniser dan manten komposisi untuk menyiram butane dengan menggunakan reflux agar komposisi butane yang semakin banyak turun ke bawah kemudian dengan bantuan Reflux Pump 710-P-101A/B sisa butane yang masuk ke Depropaniser dan yang benar-benar propane masuk ke Treater 710-V-202C3. Fungsi Treater disini yaitu untuk menyaring kandungan H2S yang masih ikut pada Propane (C3H8) selanjutnya dimasukkan ke Propane Storage Sphere Tank 770-V-230 dengan kapasitas 225 Metricton. Dengan bantuan Propane Shipping Pump Propane (C3H8) dikirim ke Fix Processing Unit (FPU) dengan kapasitas 730 Metricton.
Natural Gas Fractination untuk Butane (C4H10) caranya sama dengan proses pada Propane (C3H8) hanya yang beda jenis yaitu Debutaniser Tower.
Proses pemisahan Gas di NGF di bagi menjadi beberapa seksi:
1. High pressure Gas system
Adalah suatu sytem yang menggunakan tekanan Gas tinggi terdiri dari Inlet Flow Control System, Inlet Meter, Inlet Separator, Cold Separator, Residu Gas Compressor dan Residu Meter.
2. Hot Oil System
Hot Oil Systemadalah suatu system yang berfungsi untuk menyuplai panas pada reboiler dan Reconsentrator yang ada di NGF. Hot oil system terdiri dari Hot Oil Heater, Hot Oil Pump, Hot Oil Surge Tank, Reboiler dan Tabung Glycol Reconcentrator
3. Refrigeration System
System ini menggunakan pendingin campuran (Mixed Refrigerant) dengan menggunakan ethane, propane dan sejumlah kecil butane. System ini didesain dengan suhu oprasi 200 F. penggunaan Mixer Refrigerant ini bertujuan untuk menhindari kompresor beroperasi dalam keadaan kosong.
4. Glycol
Suatu system yang fungsinya untuk menghilangkan uap air dari aliran gas pada temperatur terendah, temperatur ini disebut Dew Point. Pada pengolahan LPG digunakan Glycol sebagai cairan Hydroscopic dimana uap air didalam aliran gas menjadi terlarut dalam aliran pelarut Glycol yang agak murni.
5. Product Fractionation
Fraksinasi atau pemecahan gas-gas yang ada dengan cara mengatur temperare dan tekanan sesuai jenis gas yang akan diolah menjadi sebuah produk yang dapat bermanfaat, adapun produk dari hasil fraksinasi gas di NGF antara lain Butane, Propane dan Kondensat.Selain difarksinasi menjadi produk butane, propane dan kondensat, gas yang ada juga digunakan untuk injeksi sumur yang ada.
proses pengolahan pada Natural Gas Fractination (NGF) untuk lebih jelas dapat dilihat pada lampiran B Natural Gas Fractination (NGF) Plant
E. Laboratorium Production
Laboratorium Production adalah suatu sub bagian dari production departemen dimana laboratorium ini berfungsi untuk meneliti kandungan minyak, gas dan water yang ada di CPS dan NGF serta meneliti kandungan air yang akan diinjeksi maupun dibuang.
Fungsi dari laboratorium secara umum adalah menunjang kegiatan operasional yaitu dengan cara :
1. Menganalisa kualitas dan komposisi produk yang dihasilkan yaitu berupa gas alam seperti Propane (C3H8), Butane (C4H10), Kondensat serta Crude Oil
2. Mengontrol kualitas bahan–bahan kimia (Chemical) yang akan digunakan dalam Portable Water Treatment.
3. Menganalisa kualitas air buangan (Disposal Well) dan untuk selanjutnya dilaporkan kepada environmental section.
4. Mengevaluasi penggunaan production Chemical atau zat-zat kimia
5. Mengontrol pemakaian serta dosis produk kimia yang akan digunakan didalam proses produksi.
Laboratorium NGF terdiri dari atas 2 yaitu :
1. Chemistry Laboratory
Chemistry Laboratory yaitu Menganalisa komponen-komponen dan kualitas produk Crude Oil serta Water yang dihasilkan dari reservoir maupun air yang dipakai dalam sehari-hari diperusahaan.
Adapun parameter–parameter yang diperoleh dari Chemistry Laboratory :
a. Hydrocarbon Liquid Analisis :
· Komposisi : C2 – C5
· Viscosity fluida yaitu kemampuan fluida utuk mengalir
· Banyaknya kandungan sediment dan air didalam crude oil
· Kemampuan suatu fluida untuk dapat dituangkan (Pour Poin) tekanan minimum suatu fluida dapat menguap (Reid Vapour Pressure)
· Air yang terbebaskan dari fluida
· Kandungan OAPI grafity, Bs & W
· Kandungan gas didalam minyak
b. Water Analisis
· Menganalisa kandungan keasaman air (PH )
· Kandungan moineral yang terdapat pada air seperti : Fe, NH3, Ba2+
· Kandungan minyak yang terdapat pada air (Oil Content)
· Menentukan Chemical Oxygen Deman (COD)
2. Gas Laboratory
Menganalisa komponen-komponen dan kualitas produk yang dihasilkan yaitu berupa Propane (C3H8), Butane (C4H10) serta Kondensat
Adapun parameter – parameter yang akan diperoleh dari gas laboratory adalah :
a. Mengetahui Rate Vapour Pressure (RVP)
b. Mengetahui Spesifik Gravity (SG) gas
c. Melihat kompsisi dari gas seperti Metane (CH4), Ethane (C2H6), (C3H8), Butene (C4H10), CO2, N2, O2 dengan menggunakan alat Kromatografi Density.
d. Menganalisa kandungan H2S dengan H2S Analizer
e. Titik mengembun atau titik dimana air dan hidrokarbon mulai mengembun (Water and Hydrokarbon dew Point)
Alat-alat utama yang digunakan di laboratorium PetroChina International Jabung Ltd antara lain :
f. Chromatograph yaitu alat yang berfungsi untuk menganalisa kandungan komposisi gas dan kondensate.
g. Spektrofotometer yaitu alat yang berfungi untuk menganalisa zat-zat kimia yang terdapat pada suatu sample. Dimana prinsip kerja dari alat ini adalah dengan menggunakan sinar ultraviolet.
h. Hydrometer yaitu suatu lat yang digunakan untuk mengukur derajat API dari crude oil dan kondensate.
i. Water Bath yaitu suatu alat yang berfungsi untuk memanaskan sample yang akan di analisa. Alat ini digunakan untuk mempercepat pemisahan minyak dan air.
j. Sentrifuge Machine berfungi untuk mempercepat pemisahan antara air, minyak dan emulsi. Alat ini mempunyai kecepatan putaran lebih dari 1000 rpm permenit.
k. Reat Vapuor Pressure (RVP) berfungsi untuk mengetahui seberapa besar pressure (P).
l. Reactor COD yaitu suatu alat yang digunakan memanaskan reagen COD
m. Karl Fischer yaitu alat yang berfungsi untuk mengukur kadar air yang terlarut didalam gas.
n. Orsat yatu suatu alat yang digunakan untuk mengukur kandungan CO2 yang terkandung didalam gas.
Sample oil yang diambil dari well-well dimasukkan dalam suatu tabung kemudian dipanaskan di dalam water bath supaya dapat mempercepat pemisahan air dan minyak. Kemudian masukkan Hydrometer didalam tabung untuk mengukur nilai APIobs dan temprature. APIobsyaitu nilai derajat API yang dapat dilihat secara nyata dengan menggunakan Hydrometer. Pada pembacaan Hydrometer ini dimana untuk mementukan APIobs dibaca nilai-nilai dari atas ke bawah, sedangkan untuk mementukan temperature dibaca nilai dari bawah ke atas. Setelah diketahui nilai APIobs dan temperature maka dilakukan penentuan derajat API yang sebenarnya dengan cara melihat tabel konversi API Gravity Reduction to 60OF
Cara mengetahui emulsi yaitu dengan cara :
1. Sample minyak dari well-well dipanaskan dengan menggunakan water bath agar dapat mempercepat pemisahan minyak dan air.
2. Masukkan kedalam sentrifuge machine kemudian putar dengan kecepatan ± 1000 Rpm dengan waktu ± 5 menit.
3. Masukkan fluida tersebut kedalam cup (sejenis tabung) kemudian tunggu beberapa saat samapai terjadi pemisahaan antara minyak (dibagian atas), water (dibawah) dan emulsi (antara minyak dan water) sesuai dengan berat jenis fluida, dimana fluida yang lebih berat berat jenisnya akan dibawah.
4. Hitung ketinggian kosentrasi minyak, water dan emulsi pada cup
Tabel I. Karakteristik Minyak Mentah
No | TEST | Unit | Nilai |
1 | Specific Gravity @ 60/60°F | 0.8104 | |
2 | °API Gravity @ 60 °F | 43.1 | |
3 | Kinematic Viscosity | cSt cSt cSt | '@ 100 °F 1.928 '@ 122 °F 1.63 ‘@ 140 °F 1.44 |
4 | Pour Point | °F | 50 |
5 | Flash Point | °F | Below 0 |
6 | Reid Vapor Pressure @ 100 °F | PSI | 4.8 |
7 | Water Content | Vol. % | < 0.05 |
8 | Water and Sediment | Vol. % | < 0.05 |
9 | Salt Content as NaCl | lbs/1000 bbl | < 1 |
10 | Salt Content as NaCl | Weight % | < 0.003 |
11 | Total Acid Number | MgKOH/g | 0.202 |
12 | Strong Acid Number | MgKOH/g | Nil |
13 | Weight % | 0.08 | |
14 | Aphaltenes | Weight % | 0.2 |
15 | Wax Content | Weight % | 10.74 |
16 | Congealing Point of Pet. Wax | °F | 128 |
17 | Conradson Carbon Residue | Weight % | 0.86 |
18 | Ash Content | Weight % | 0.002 |
19 | Hydrogen Sulphide | ppm Wt | Nil |
20 | Mercaptan | ppm Wt | 30.7 |
21 | Basic Nitrogen | Weight % | 0.002 |
22 | Characterization Factor | KUOP | 11.9 |
Sumber : Laboratorium NGF PetroChina International Jabung Ltd
Tabel II. Karakteristik Condensate
No | TEST | Unit | Nilai |
1 | Specific Gravity @ 60/60°F | 0.6892 | |
2 | °API Gravity @ 60 °F | 73.8 | |
3 | Kinematic Viscosity | cSt cSt cSt | '@ 60 °F 0.686 '@ 70 °F 0.662 ‘@ 80 °F 0.64 |
4 | Pour Point | °F | Below -50 |
5 | Flash Point | °F | Below 0 |
6 | Reid Vapor Pressure @ 100 °F | PSI | 422 |
7 | Water Content | Vol. % | < 0.05 |
8 | Water and Sediment | Vol. % | < 0.05 |
9 | Salt Content as NaCl | lbs/1000 bbl | < 1 |
10 | Salt Content as NaCl | Weight % | < 0.0001 |
11 | Total Acid Number | MgKOH/g | 0.42 |
12 | Strong Acid Number | MgKOH/g | Nil |
13 | Weight % | 0.015 | |
14 | Aphaltenes | Weight % | < 0.0 |
15 | Wax Content | Weight % | 10.36 |
16 | Congealing Point of Pet. Wax | °F | 126 |
17 | Conradson Carbon Residue | Weight % | 0.003 |
18 | Ash Content | Weight % | 0.001 |
19 | Hydrogen Sulphide | ppm Wt | Nil |
20 | Mercaptan | ppm Wt | 4.65 |
21 | Basic Nitrogen | Weight % | 0.002 |
22 | Characterization Factor | KUOP | 12.6 |
Sumber : Laboratorium NGF PetroChina International Jabung Ltd
Tabel 1II Spesifikasi Sales Gas
No | TEST | Unit | Nilai |
1 | Dew Point | °F | < 55 |
2 | GHV (Gross Heating Value) | Btu/scf | 950 - 1250 |
3 | Wobbe Index | Btu/scf | 1.320 |
4 | CO2 | Vol. % | < 5 |
5 | Na | ppmw | < 0.5 |
6 | H2S | ppmw | < 8 |
7 | Total | ppmw | < 30 |
8 | Total Inert | Vol. % | < 10 |
9 | O2 | Vol. % | < 0.1 |
10 | Lead | ppmw | < 1 |
11 | Magnesium | ppmw | < 2 |
12 | H2O | Lbs/mmscf | < 15 |
13 | Methane | Vol. % | > 80 |
14 | Particulates | ppmw | < 3 |
Sumber : Laboratorium NGF PetroChina International Jabung Ltd
G. Peralatan Produksi
Dalam kegiatan suatu produksi minyak dan gas bumi diperlukan peralatan yang dapat digunakan untuk kelangsungan suatu produksi. Alat-alat tersebut antara lain :
1. Sumur dan Kepala Sumur
Peralatan kepala sumur meliputi semua alat-alat dipermukaan yang terdiri atas Casing, Tubing dan X-Mas Tree. X-mas tree adalah suatu alat yang berfungsi untuk memisahakan lubang casing dengan tubing, mengontrol aliran fluida, mengontrol tekanan dari aliran produksi dan untuk menahan semua peralatan yang ada didalam sumur. X-Mas Tree ini terdiri dari peralatan valve-valve yang digunakan untuk mengontrol aliran fluida dari dalam sumur. Peralatan wellhead dibagi menjadi tiga bagian antara lain bagian bawah yang digunakan untuk memasang pipa disumur disebut dengan casing head, bagian tempat menggantung tubing dan tepat dihubungkan dengan casing head dan X-Mas Tree yang dihubungkan dengan Tubing Head
2. Seperator
Seperator adalah sutu alat yang digunakan untuk memisahkan fluida antara lain minyak, gas dan air (separator 3 fasa) dimana prinsip kerjanya dengan menggunakan gaya gravitasi dan pengaruh Spesifik Gravity (SG) atau massa jenis suatu fluida.
Fungsi utama separator antara lain :
a. Sebagai unit pemisahkan utama cairan dari gas.
b. Melanjutkan proses dengan memisahkan gas ikutan dari cairan.
c. Mengontrol penghentian kemungkinan pelepasan gas dari cairan
d. Memberikan waktu (Retention Time) yang cukup untuk memisahan minyak dan air yang ikut terproduksi.
Prinsip kerja separator yaitu fluida masuk keseparator melalui inlet dan mengenai inlet diverter sehingga disini terjadi perubahan momentum secara mendadak. Pada Inlet Diverter ini terjadi pemisahan awal antara cairan dan gas dengan adanya gaya massa jenis fluida yaitu fluida yang mempunyai massa jenis lebih berat kan dibagian bawah dan massa
Bagian-bagian separator :
a. Inlet Diverters berfungsi sebagai alat pemisah pertama kali sewaktu fluida masuk keseparator
b. Defoaming Plate berfungsi untuk membantu penggabungan butiran-butiran gas menjadi besar dan dapat keluar dari mist extractor benar-benar gas.
c. Mist Extractor berfungsi untuk menyaring gas-gas yang akan keluar dari separator sehingga yang keluar benar-benar gas.
3. Heater
Heater adalah suatu alat yang digunakan untuk memanaskan fluida sehingga mempermudah terjadi memisahkan elmulsi antara minyak dan air, sistem pemanasan pada Heater yaitu air dialirkan pada pipa menuju heater dengan dipanaskan dengan menggunakan temperature 130 OF dari hasil pembakaran gas yang berada didalam Heater dengan pressure 1 psig dan temperature 150 OF sehingga ikut memanaskan minyak yang terdapat pada heater. Adapun jenis Heater yang ada di CPS ialah Indirect Fired Heater yang mempunyai kapasitas gas 2.5 MMSCF.
4. Degassing Boots
Degassing Boots adalah suatu alat yang berbentuk tabung vertikal yang dilalui oleh minyak setelah minyak keluar dari separator. Fungsi utama dari Degassing Boots adalah untuk memisahkan kandungan gas yang masih terdapat pada minyak. Gas dapat muncul karena adanya penurunan tekanan sehingga kelarutan minyak terhadap gas akan berkurang. Tekanan kerja dari Gas Boot ini hanya sedikit di atas tekanan atmosfer.
5. Tangki Penampungan
Tangki penampungan minyak (Oil Storange Oil) di Centaral Processing Station (CPS) ada tiga buah dengan kapasitas masing-masing 10.000 bbl. Tangki untuk minyak adalah TK-8400, TK-8500, TK-8410. Minyak yang telah bersih dan disimpan di ketiga buat tangki tersebut dimana masing-masing tangki dapat berfungi sebagai penampung, pengirim dan stanbay. Minyak dipompa dengan menggunakan Transfer Pump untuk dikirim ke Fix Processing Unit (FPU) di Offshore. Sedangkan tangki penampungan air (Production Water Skim Tank) ada dua buah dengan kapasitas 10.000 bbl yaitu TK-121 dan TK-126, air disini dapat digunakan sebagai Injeksi Well dan Disposel Well dengan menggunakan bantuan pompa reda. Dan untuk penampungan kondensat (Kondensate Tank) dengan kapasitas 10.000 bbl adalah TK-101.
6. High Pressure dan Low Knock Out Drum
High Pressure dan Low Knock Out Drum Adalah alat yang digunakan sebagai tempat transit gas yang bertekanan tinggi dari Separator dan bertekanan yang rendah dari gas boot yang akan dibakar dan kemungkinan masih mengandung liquid.
7. Komperesor
Komperesor adalah suatu alat yang digunakan untuk memampatkan gas. Kompresor yang ada di CPS terdiri atas tiga yaitu Injection Compressor, Booster Compressor, Fuel Compressor. Injection compressor yaitu kompresor yang berfungsi untuk menghasilkan gas yang bertekanan tinggi diaman digunakan untuk proses gas lift dan gas injection. Di Central Processing Station (CPS)terdapat lima
Booster compressor yaitu compresor berfungsi sebagai cadangan untuk meningkatkan tekanan jika tekanan yang masuk pada tahap pertama pada Injection compressor tidak mencapai 150 psi. sehingga dibantu dengan menggunakan Booster compressor. Fuel Compressor yaitu compresor yang berfungsi untuk menghasilkan gas yang digunakan untuk bahan bakar generator sebagai pembangkit tenaga listrik., salain itu juga digunakan untuk pengganti Injection Compressor.
8. Pig Launcher dan Pig Receiver
Pig Launcher dan Pig Receiver yaitu alat yang berfungsinya untuk membersihkan pipa dengan cara Pig berjalan dengan menggunakan bantuan atau didorong oleh minyak yang akan dikirim ke suatu tempat. Dengan adanya Pig ini maka pipa dapat bersih dari kotoran-kotoran endapan seperti pasir dan dapat mengurangi terjadinya korosi pada pipa. Peluncuran Pig dilakukan bila ingin menganti minyak di dalam pipa dengan iar untuk pekerjaan perbaikan yang khusus dan juga Pig diluncurkan untuk membersihkan pipeline dari endapan padatan untuk menhindari terjadinya korosi dan memperbesar diameter pipa.
Type-type Pig dibagi menjadi tiga macam antara lain :
a. Pig Scraper, Pig Soft dan Abrasive. Pic Scraper adalah pig yang berbentuk silinder yang mempunyai pisau-pisau penggaruk, sikat kawat dan gigi penggiling. Pic Scraper ini biasanya digunakan untuk membersihkan pipa ketika akan melakukan pengiriman minyak dari station satu ke station lain.
b. Pic Sotf adalah pig terbuat dari silinder karet yang lembut. Biasanya Pig Softini lebih besar diameternya dari pada pipa yang akan dilalui Pig Soft. Pig Soft akan didorong oleh fluida yang mengalir, dengan demikian ukuran Pig Soft akan mengecil dengan adanya pengaruh tekanan fluida yang mengalir sehingga pig dapat mampu membersihkan pipa. Biasanya Pig Soft sebagai pendukung jika Pig Scraper yang digunakan tidak sampai tujuan sesuai waktu yang ditentukan maka digunakanlah Pig Soft.
c. Abrasive yaitu Pig dimana mempunyai diameter hampir sama dengan nominal Inside Diameter pipa. Yang terdiri dari Comressed Foam Rubberyang dilapisi dengan plastik Abrasifyang dapat mengikis dinding pipa. Ini umumnya digunakan untuk peluncuran Soft Pig
Gambar Pig Scraper
9. Gas Scubber
Gas Scubber adalah suatu alat yang digunakan untuk mendeteksi atau melihat apakah gas tersebut tidak mengandung material atau fluida yang dapat merusak peralatan. Alat ini biasanya dipasang pada kompresor, Regolator dan Dehydrator.
10. Falre
Falre yaitu sebagai tempat pembakaran gas-gas yang tidak digunakan lagi karena gas-gas tersebut menganndung komponen-komponen yang lebih berat dari udara bebas, dimana jika tidak dibakar gas-gas tersebut akan mengendap kepermukaan dan berbahaya bagi penduduk disekitar tempat produksi minyak dan gas bumi.
H. Betara Gas Plant (BGP)
Bahan baku utama pada Betara Gas Plant (BGP) adalah gas alam yang berasal dari sumur-sumur gas dalam perut bumi hasil eksplorasi dan pengeboran, yang terdapat di Notrh East Betara (NEB) dan Gemah. Gas-gas tersebut memiliki kandungan komposisi dan karakteristik gas alam tertentu yang memerlukan proses pengolahan baik secara kimia maupun fisika. Bila ditinjau dari sifat fisiknya gas alam merupakan senyawa berfase gas yang mempunyai nilai pembakaran Gravimetric yang tertinggi, yakni sekitar 55.900 kJ/kg atau 24.000 Btu/lbm. Nilai pembakaran Volumetric gas alam adalah sekitar 37.000 kJ/m3 atau 1.000 Btu/ft3 pada 1 atm dan 200C (680F), merupakan bahan paling mudah dibakar dan bercampur dengan udara secara sempurna.
Bila ditinjau dari susunan senyawa-senyawa penyusunnya gas alam terdiri dari senyawa hidrokarbon utama Methane, Ethane, Propane, Butane, Pentanedan Heksane serta gas non hidrokarbon seperti N2, CO2, H2S dan jarang ditemukan Heptane dan Octane.
Proses pengolahan gas pada Betara Gas Plant (BGP) adalah sebagai berikut Fluida yang berasal dari sumur-sumur dialirkan ke BGP Inlet Facilities melalui Nort East Betara (NEB
Pada bagian Tube Side Pretreatment Gas-Gas Exchanger-1 mengalir residu gas dari Membrane menuju Amine Contactor sedangkan pada Pretreatment Gas-Gas Exchanger-2 mengalir Dry Raw Gas yang akan masuk ke Membrane. Heat Exchanger terakhir dengan tipe pretreatment gas Chiller (610-E-103) yang mendinginkan Raw Gas hingga 680F. Temperatur ini diharapkan dapat mencegah terbentuknya Hydrate pada aliran gas. Dari Chiller, selanjutnya raw gas masuk ke Feed Gas Separator (610-V-201) untuk memisahkan liquid hidrokarbon dan air dari gas, kemudian gas masuk ke Pretreatment Filter Coalescer (610-F-101A/B) untuk menghilangkan kontaminan pada gas sebelum masuk ke Memguard Adsorbers pada tekanan 676 psia dan 690F. Selanjutnya Proses regenerasi gas panas menggunakan panas yang memanfaatkan Waste Heat Recovery Unit dan regenerasi gas dingin menggunakan 2 sistem yaitu Regeneration Gas Cooler (610-E-105) dan Pretreatment Regeneration Gas Chiller (610-E-106).Proses adsorpsi terdiri dari 4 tahap, yaitu : Adsorpsi, Transition, Heating dan Cooling. Sebelum masuk ke Membrane Unit (610-PK-101A/B), Dry Raw Gas dari Memguard Adsorber di alirkan ke dua Parallel Preheater. Kedua Preheatertersebut disediakan untuk menangani dua kondisi temperatur gas umpan, disebut 140 case dan 85 Case. Heater tersebut berfungsi untuk menyediakan sisa superheat yang cukup untuk mencegah destruksi integritas membrane oleh liquid yang terkondensasi. Temperatur operasi Inlet Membrane yang harus dipenuhi adalah 1100F. Kemudian gas dialirkan ke Membrane unit untuk mengurangi kandungan CO2 dalam Feed Gas kira-kira dari 41.7% mol turun menjadi 19.7% mol (140 case) dan menghasilkan gas produk sekitar 160 MMSCFD.
Residu pada 633 psia dan 920F dikirim ke Gas-Gas Exchanger untuk membuat Raw Gas menjadi dingin pada Pretreatment System. Gas dicampur dengan sisa gas Regenerasi kemudian dikirim ke Amine Unit untuk penghilangan CO2 selanjutnya. Kandungan CO2pada gas campuran meningkat dari 19.7% mol menjadi 21.3% mol akibat pencampuran dengan sisa gas regenerasi yang tinggi CO2. Permeate gas yang kaya akan CO2 pada tekanan 20 psia dan 920F dikirim ke Thermal Oxidizer Unit (615-PK-102A/B).
Vapor yang telah didinginkan dari Low Temperature Separator pada 772 psia dan 130F mengalir ke Turbo Expander. Terjadi proses ekspansi menjadi 271.4 psia Yields campuran dua fase pada -550F yang diumpankan ke Bottom Absorber (655-C-101). Booster Compressor / Turbo Expander dimana menjalankan kompresor sentrifugal dan mengekspansi sendiri. Proses expansi ini berlangsung bersamaan dengan proses Refrigerantdalam aliran proses. Proses ini menghasilkan sejumlah kecil liquid hidrokarbon pada aliran Outlet (sekitar 13%), dimana Liquid ini dikembalikan pada proses Hydrocarbon Liquids. Selanjutnya gas masuk ke Carm Compresor untuk melakukan pemisahan antara liquid dengan air. Dimana gas yang msih terkandung air dibuang dengan cara didinginkan terlebih dahulu dengan menggunakan Compresor Disc Chiller agar air membeku dan terpisah dari gas. Selanjutnya gas masuk ke Nolsheves dan Dehydrated gas yang telah didinginkan setelah memasuki Chiller masuk ke Low Temperature Separator (655-V-202). Vessel Low Temperature Separator ini beroperasi pada tekanan 780 psia dan 130F. Vessel ini memisahkan Liquid hidrokarbon yang terkondensasi dengan Vapor.
Hidrokarbon liquid ini diturunkan tekanannya dengan cara dilewatkan melalui Control Valve 655-LV-108. dua fase masuk ke Cold Box Chiller melalui Stream ke enam pada tekanan 460 psia dan temperatur -4.50F. Selanjutnya dilakukan The Over Head Recycle Process. Pada proses ini, Overhead Vapor dari De-Ethanizer pada tekanan 428 Psia dan temperatur -3.5oF didinginkan hingga -82.7oF melalui Absorber Overhead Chiller (655-E-104) kemudian dialirkan melewati 655-PV-138A untuk digunakan sebagai Reflux pada Absorber dengan tekanan 264.2 Psia dan temperatur -102oF. Selanjutnya gas dialirkan menuu Section K/O Drum untuk dilakukan penyaringan terakhir gas yang mengandung amine. Selanjutnya gas di proses pengkompresasian terakhir yaitu pada Sales Gas Compressor (650-K-101 A/B/C) dimana tekanan pada aliran gas meningkat dari 225.6 Psia hingga 1180 Psia. Kompresor yang digunakan adalah kompresor jenis Centrifugal Multi Stage dengan dua tahap dan menggunakan External Intercooler. Motor induksi yang digunakan sebesar 5800 KW dan bersama Gear menggerakkan kompresor.
1st Stage pada kompresor mengkompres Sales Gas dari 111.6 MMSCFD hingga 471 Psia dan menaikkan temperatur hingga 230oF. Gas tersebut kemudian didinginkan dengan menggunakan Sales Gas Compressor Intercoolers (650-E-102 A/B/C) hingga temperaturnya mencapai 110oF. Stream yang keluar terbagi menjadi dua, dimana Stream gas pertama sebesar 11.6 MMSCFD dialirkan menuju Fuel Gas System. Sedangkan Stream gas kedua sebesar 100 MMSCFD dikompres kembali pada 2ndstage kompresor hingga tekanannya naik sampai 1180 Psia.
Sales Gas bertekanan tinggi sebelum keluar dari kompresor harus didinginkan terlebih dahulu dengan menggunakan Sales Gas Compressor After Coolers (650-E-103 A/B/C) hingga temperaturya tidak melebihi 120oF, kemudian baru dialirkan menuju Sales Gas Metering Unit (650-PK-101).
Sebelum masuk ke metering, Sales Gas dari BGP digabung dengan sales gas yang berasal dari NGF. Kemudian gabungan Sales Gas tersebut dikirim ke PT. Perusahaan Gas Negara (PGN).
Gambar Instalasi Betara Gas Plant (BGP)
Gambar Betara Gas Plant (BGP)
I. North East Betara (NEB) Station
North East Betara (NEB ) Station adalah station pengumpul minyak dari well-well yang ada diwilayah betara seperti dari North East Betara (NEB ), South East Betara (SWB), West Betara (WB). North East Betara (NEB
Gas-gas yang berasal dari wilayah Betara seperti North East Betara (NEB), South East Betara (SWB), West Betara (WB) yang melalui pipa dikirim ke NEB Station. Setiba di NEB Station gas-gas tersebut masuk ke 1st Separatoruntuk dilakukan pemisahan awal antara fluida (minyak dan air) dengan gas dimana gas langsung masuk kekompresor dan dinginkan dengan Coller dan dikirim langsung ke Betara Gas Plant (BGP). Sedangkan untuk fluida dari 1st Separator masuk ke 2rd Separator untuk dilakukan pemisahan selanjutnya antara fluida dengan gas, untuk gas yang masih ada pada 2rd Separator dimasukkan ke Gass Boot untuk pemisahan. Kemudian gas tersebut masuk ke kompresor dan didinginkan dengan menggunakan coller dan dikirim ke Batara Gas Plant (BGP). Sedangkan gas yang tidak digunakan dibuang melalui Flare Pit (tepat pembakaran gas yang tidak dimanfaatkan). Untuk fluida dari 2rd Separator masuk kepenampungan berupa tanki-tanki selanjutnya dikirim ke GemahStation dengan menggunakan bantuan Pic Launceragar perjalanan minyak ke Gemah Station berjalan dengan lancar dimana Pic Launcerberfungsi untuk membersihkan pipa dari endapan-endapan kontoran pasir maunpun yang lainnya.
J. Gemah Station
Gemah Station Station adalah station pengumpul minyak-minyak mentah dari Ripah, North East Betara (NEB West Betara (WB), dan Bangko.Sedangkan untuk Gemah Station sendiri terdapat beberapa sumur antara lain gemah # 13, # 21, # 29, # 31, dan # 30.
Minyak yang berasal dari sumur-sumur yang ada di North East Betara (NEB) dan sekitar Gemah Station dikirim ke Gemah Station melalui pipa, setiba di Gemah Station minyak diterima di Pig Receiver dan masuk ke Separator PV-7000, disini terjadi pemisahan gas dan fluida. Untuk gas yang keluar dari Separator PV-7000 masuk ke kompresor untuk dimampatkan dan kemudian masuk ke Coller untuk pendinginkan gas kemudian dikirim ke Betara Gas Plant(BGP). Sedangkan untuk fluida dari Separator PV-7000 masuk ke 2rd Separator untuk pemisahan selanjutnya dimana minyak dikirim ke Central Processing Unit (CPS) dengan menggunakan pipa line dimana pengiriman minyak dibantuan dengan Pig Launcer, dimana jarak antara Gemah Station dengan Central Processing Unit (CPS) 34,8 km dengan waktu tempuh kira-kira 14 jam. Sedangkan untuk gas yang tidak dimanfaatkan yang tidak digunakan dibakar di Flare. Air yang berasal dari reservoir yang ikut terproduksi bersama dengan minyak di Gemah Stationini dibuang di Disposel Well
K. Weirline dan Coil Tubing
1. Wireline
Wireline yaitu tes sumur dengan menggunakan weirline unit untuk mengetahui sifat fisik reservoir, Boundary dan Well Deliverability dari suatu sumur. Salah satu sumur di PetroChina Intenational Jabung Ltd. yang dilakukan Weirlineadalah Gemah 31 dengan menggunakan Botton Hole Pressure Build Up Survey , tes ini dilakukan untuk mengetahui kondisi reservoir, Boundary dan Well Deliverability dari sumur Gemah 31.
a. Persiapan Botton Hole Pressure Build Up Survey
· Siapkan test Separator dan fasilitas dipermukaan pada lokasi sumur yang akan ditess
· Rig OP (RU) Lubricator dan Slickline Unit. Tes lubrictor pada 2000 psi untuk melihat apakan terjadi kebocoran atau tidak.
· Rig In Hole (RIH) dengan 2.72” Gauge Cutter ke 7830’ MD untuk pembersihan tubing dengan Put Out Of Hole (POOH)
· RIH dengan 2.81” IB ke X Landing Nipple pada 7690’ MD untuk korelasi kedalaman POOH dilakukan korelasi dengan dikurangi 21 ft setiap interval kedalaman (dalam WLM).
· RIH dengan 2.72” Gauge Rig dan Dummy Gauges ke 7830’ MD POOH
· Lakukan tes sumur dengan Tes Separator menggunakan 16/64” choke, harus konstan selama 2 jam (hingga laju alir stabil) sebelum melakukan Running Survey.
· Siapkan 2 ea Electric Memory Record (EMR) Quartz Gauges. Tes kedua gauges pada permukaan denagn mengukur tekanan pada permukaan dan temperatur selama 15 menit dan ambil datanya. Program ini tidak akan berjalan jika pembacaan Gauge tidak benar dengan ukuran range tidak cocok.
b. Flowing Gradient Survey.
· MU ea Electric Memory Record (EMR) quartz gauges.
· Letakkan Gauges didalam Lubricatordan Equalize dengan tekanan sumur pada sumur yang masih Flow atau mengalir. Setiap 10 menit lubricator berhenti (sewaktu Lubricator dimasukkan kedalam sumur) untuk mengambil data tekanan lubricator dengan menggunakan head weight tester.
· RIH dengan Gauges, setiap 10 menit berjalan berhenti pada gradien atau kedalam 250’, 500’, 1000’, 2000’, 3000’, 4000’, 5000’, 6000’, 7000’, 7500’ dan 7811’ MD dimana sebelumnya dilakukan korelasi terlebih dahulu dengan mengurangi 21 ft setiap interval kedalaman (dalam WLM)
· Gauge dibawah, record Flowing Botton Hole Pressure (FBHP) untuk 12 jam (hingga laju alir stabil) teliti laju alirnya , ukur laju alir produksi minyak, gas dan air dan FTHP setiap 30 menit.
c. Static Botton Hole Pressure (BHP) dengan Tekanan Build Up Survey
· Setelah 12 jam dalam periode mengalir, kemudian matikan sumur selama 30 jam. Record SITP dan tekanan Casingsetiap 15 menit untuk 2 jam pertama dan kemudian setiap 2 jam, kemudian matikan sumur dan selalu pantau dengan melakukan komunikasi dengan Jakarta
· POOH dengan gauge, setiap 10 menit berhenti Static Gradien pada 7811’, 7500’, 7000’, 6000’, 5000’, 4000’, 3000’, 2000’, 1000’, 500’ dan 250’ MD. Setiap 10 menit hentikan Lubricator Record tekanan lubricator dengan Dead Weight Tester.
· RD Slickline ambil data dan kirim data kasar yang telah diperoleh ke jakarta jakarta
· Masukkan kembali 16/64 choke ke sumur produksi setelah terlebih dahulu mengkonfirmasi ke manager lapangan atau ke engineering jakarta
d. Data-data dan Informasi yang Didapat Dari Botton Hole Pressure Build Up Survey
Adapun data-data yang diperoleh dari Electric Memory Record (EMR) yang dimasukkan kedalam well antara lain :
· Pressure, yaitu tekanan didalam sumur setiap 10 menit sekali Electric Memory Record (EMR) berhenti pada setiap interval kedalaman yang telah ditentukan.
· Temperature, yaitu temperature didalam sumur setiap 10 menit sekali Electric Memory Record (EMR) berhenti pada setiap interval kedalaman yang telah ditentukan.
· Boundary
· Well Delivarability
Dari data-data yang telah didapat diatas maka kita dapat memplot antara lain:
· Pressure (P) Vs Depth (d), yaitu untuk menentukan atau melihat kandungan apakah minyak, kondensate, gas atau air disetiap interval depth dengan cara mencari slope atau gradien kemiringan tiap-tiap kedalaman.
· Temperature (T) Vs Depth (d) yaitu untuk mengetahui titik kebocoran pada tubing dengan cara melihat apakah grafik Temperature (T) Vs Depth (d) mengalami lengkungan yang cukup runcing secara tiba-tiba atau tidak.
e. Gradien Of Subtances (psi/ft) berdasarkan Maestro Service Company
· Kandungan gas : < 0.13
· Kandungan kondensate : 0.230 – 0.290
· Kandungan Oil : 0.290 – 0.390
· Kandungan Water : 0.420 – 0.495
Alat-alat yang digunakan untuk kegiatan weirline:
a. Weight Indicator, yaitu alat yang digunakan untuk melihat seberapa beban dan apakah ada sesuatu didalam sumur.
b. Stuffing Box, yaitu bagian yang berfungsi sebagai penahan lubricator yang ada dibawah Stuffing Box dan sebagai tempat Pulley.
c. Lubricator, yaitu berfungsi sebagai penahan tekanan dari dalam sumur dan juga sebagai alat untuk memasukkan EMR kedalam sumur.
d. Blow Out Preventer (BOP) yaitu untuk mencegah terjadinya blow out
e. Three Connection, yaitu alat yang terletak antara BOP dan cristmasster
f. Tool String, yaitu tempat diletakkannya EMR
Bagian-bagian Tool String dari atas ke bawah yaitu :
· Rope Socket
· 5 ft Steam
· Anti Blow Out
· 5 ft Steam
· Knuckle Joint
· Shock Adsorber
· EMR
· Knuckle Joint
· EMR
Alat-alat yang digunakan jika tool string lepas atau patah didalam sumur
· Blind Box yaitu alat untuk memotong wireline
· JDC Running yaitu alat untuk menurunkan Plug kedalam Seating Nipple
· GS Pulling yaitu alat yang digunakan untuk mencabut Plug
Gambar Alat Wireline EMR
L. Coil Tubing
Coil Tubing Sand Clean Out adalah pembersihan tubing dengan cara pengangkatan pasir-pasir yang menumpuk disekitar tubing maupun produksi pasir dari reservoir yang ikut terproduksi bersama-sama minyak dari dalam reservoir. Untuk sumur produksi PetroChina International Jabung Ltd yang mengalami masalah kepasiran adalah sumur makmur # 22, hal ini disebabkan pasir direservoir ikut terproduksi bersama-sama dengan minyak hal ini dikarenakan sedimentasi direservoir tidak baik. Untuk mengatasi masalah tersebut maka dilakukan Coil Tubing.
Cara mengatasi masalah kepasiran disekitar tubing yang menyebabkan tubing terhambat atau buntu sehingga pasir ikut terproduksi kepermukaan yaitu :
1. Pasir yang ada disekitar Tubing dan yang ada direservoir yang lepas-lepas dari induk pasir dan mudah terangkat dibersihkan dengan cara diangkat kepermukaan dengan menggunakan Coil Tubing.
2. Masukkan pasir buatan yang memiliki ukuran butir sama sesuai dengan kondisi direservoir, fungsi ukuran butir yang sama disini supaya mempunyai Permeabilitasyang baik yaitu kemampuan fluida untuk mengalir. Adapun fungsi pasir yaitu untuk mengimbangi produksi pasir yang keluar dari reservoir sehingga dapat menghambat pasir yang keluar, pasir keluar dari reservoir dikarenakan sedimentasi jelek sehingga dengan adanya tekanan reservoir yang kuat pasir pun ikut naik keatas bersama-sama dengan minyak.
3. Kemudian setelah pasir dimasukkan ke reservoir lakukan Packing yaitu menekan pasir yang telah dimasukkan kereservoir supaya padat dan dapat menekan pasir yang akan keluar dari reservoir
4. Masukkan Chemical SC Resin keseluruh perforasi dengan cara memasukkan Coil (pipa elastis) yang telah diisi Chemical SC Resin dan kemudian dibuang ke reservoir untuk mengikat sand-sand direservoir.
5. Lakukan pembersihan tubing dari sisa-sisa pasir yang melekat ditubing dengan cara memasukkan Chemical seperti HCl yaitu dapat berubah menjadi Gell didalam sumur dan kemudian mengikat atau melekat pada pasir-pasir dan kemudian dapat diangkat kepermukaan.
6. Sumur yang telah dibersihkan dari masalah kepasiran dapat dilakuakan produksi kembali.
Alat-Alat yang digunakan pada coil tubing
1. Kosnec, yaitu alat yang berfungsi untuk mengatur coil (pipa elastis) yang akan dimasukkan kedalam sumur agar tidak berpindah dari tempatnya.
2. Injector, yaitu alat yang berfungsi sebagai tempat komponen-komponen pendukung untuk memasukkan Coil Tubing seperti rantai, gigi rantai.
3. Stuffing Box, yaitu alat yang berfungsi untuk memegang atau menahan pressure dari dalam sumur agar tidak keluar.
4. Riser yaitu alat yang digunakan sebagai penghubung antara stuffing box dengan BOP.
5. Blow Out Preventer (BOP), untuk mencegah terjadinya Blow Out
6. Wellhead (kepala sumur)
7. Drum yaitu alat untuk menggulung coil (pipa elastis)
8. Coil yaitu pipa elastis untuk membersihkan tubing dengan cara memasukkan chemical atau fluida kedalam coil.
9. Power Pack yaitu alat yang sebgai tenaga penggerak utama coil tubing
comment 0 Post a Comment
more_vert