PENGAMATAN PROSES PRODUKSI DAN
KOMERSIALISASI SUMUR GAS G-1 DENGAN METODE
COMPRESSED NATURAL GAS (CNG)
LAPORAN KERJA PRAKTIK
Oleh:
Dewi Kusumaningtyas
101316045
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI
UNIVERSITAS PERTAMINA
LEMBAR PERSETUJUAN LAPORAN KERJA PRAKTIK
Judul Kerja Praktik
: PENGAMATAN PROSES PRODUKSI DAN
KOMERSIALISASI SUMUR GAS G-1 DENGAN
METODE COMPRESSED NATURAL GAS (CNG)
Nama Mahasiswa
: Dewi Kusumaningtyas
Nomor Induk Mahasiswa
: 101316045
Program Studi
: Teknik Perminyakan
Fakultas
: Fakultas Teknologi Eksplorasi dan Produksi
Tanggal Seminar
: Periode 1 Agustus 2019 sampai 31 September 2019
Jakarta, 31 Juli 2019
MENYETUJUI,
Pembimbing Instansi
(Sarah Risda Nafisah)
NIP : 19260012
Pembimbing Program Studi
(Iwan Setya Budi, M.T.)
NIP : 116158
KATA PENGANTAR
Puji syukur penulis panjatkan kepada Tuhan yang Maha Esa yang telah memberikan rahmat dan karunianya, sehingga penulis dapat menyelesaikan laporan Kerja Praktik ini. Kegiatan Kerja Praktik, merupakan salah satu mata kuliah yang berbobot 2 sks yang wajib ditempuh oleh seluruh mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Pertamina. Laporan Kerja Praktik ini dibuat dan disusun sebagai pelengkap Kerja Praktik yang telah dilaksanakan selama 8 minggu di PT. Pertamina Hulu Energi Tuban East Java, khususnya di divisi produksi dan komersial yang dibimbing langsung oleh Mas Bayu Rizky Nugroho dan Kak Sarah Risda Nafisah.
Dengan selesainya laporan Kerja Praktik ini tidak terlepas dari bantuan banyak pihak yang telah memberikan dukungan, masukan, dan kritik yang membangun kepada penulis. Untuk itu penulis mengucapkan banyak terima kasih kepada :
1. Dr. Agus Astra Pramana DN., M.Si., M.Sc. selaku Ketua Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Pertamina yang telah membantu penulis untuk mendapatkan tempat Kerja Praktik yang melebihi ekspektasi dari penulis.
2. Ibu Ludovika Jannoke selaku Koordinator Pembimbing Kerja Praktik Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Pertamina.
3. Bapak Iwan Setya Budi selaku Dosen Pembimbing Kerja Praktik yang telah banyak membimbing penulis selama masa Kerja Praktik.
4. Bapak Riko Meidiya Putra selaku Operation Manager PT. Pertamina Hulu Energi Tuban East Java yang sudah membimbing, dan mendidik penulis dengan sepenuh hati sehingga penulis dapat menjadi pribadi yang lebih baik dari sebelumnya.
5. Kak Sarah Risda Nafisah dan Mas Bayu Rizky Nugroho selaku Pembimbing Instansi yang telah membimbing dan mendidik penulis tentang komersial dan produksi dalam industri migas di PT. Pertamina Hulu Energi Tuban East Java.
6. Kakung Ratman, Mama Sari, Papa Fajar, Adik Harya, dan seluruh keluarga penulis yang telah mendukung dan menyemangati penulis selama menjalani Kerja Praktik.
7. Teman-teman penulis, yaitu : M. Fatah A’la, Nurjanah Ajeng Firdaus, Iqra Nurhuda, dan
seluruh teman-teman penulis saat menjalani Kerja Praktik yang selalu memberikan semangat kepada penulis.
Penulis menyadari bahwa masih banyak kekurangan dari Laporan Kerja Praktik ini, baik dari materi maupun penyajiannya, mengingat kurangnya pengetahuan dan pengalaman penulis. Oleh karena itu, kritik dan saran yang membangun sangat penulis harapkan.
Terima kasih, Jakarta, 31 Juli 2019
i DAFTAR ISI HALAMAN DAFTAR ISI... i DAFTAR TABEL... ii BAB I PENDAHULUAN... 1
1.1 Latar Belakang Pemilihan Topik Kerja Praktik ... 1
1.2 Tujuan... 1
1.3 Tempat dan Waktu Pelaksanaan... 1
BAB II PROFIL PERUSAHAAN... 2
2.1 Sejarah Singkat Perusahaan... 2
2.2 Penempatan Peserta Kerja Praktik Di Dalam Perusahaan ... 3
BAB III KEGIATAN KERJA PRAKTIK... 4
3.1 Safety Induction ... 4
3.2 Pemahaman Prinsip-Prinsip Perminyakan dan Pengenalan Software... 4
3.3 Kunjungan ke Vendor Pompa ESP untuk Menyaksikan Proses DIFA ... 5
3.4 Menyaksikan Proses Inspeksi Rig ... 6
3.5 Menyaksikan Rapat-Rapat ... 6
BAB IV HASIL KERJA PRAKTIK... 7
4.1 Kondisi Reservoir dan Skenario Produksi Sumur G-1 ... 7
4.2 Kondisi Produksi dan Komersialisasi Sumur G-1 ... 7
4.3 Alur Produksi Sumur G-1 ... 9
BAB V TINJAUAN TEORITIS ... 13
5.1 Natural Gas... 13
5.2 Diagram Fasa Wet Gas... 13
5.3 Compressed Natural Gas... 14
BAB VI KESIMPULAN DAN SARAN ... 15
DAFTAR PUSTAKA... LAMPIRAN...
ii
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1 Peta Lokasi Blok Tuban milik PT PHE TEJ ... 3
Gambar 3.1 Pembuatan Cetakan Difuser dan Impeler ... 5
Gambar 3.2 Pelepasan Komponen Pompa ESP... 5
Gambar 4.1 Kurva Produksi Sumur G-1 ... 8
Gambar 4.2 Kurva History dan Forecast Sumur G-1... 9
Gambar 4.3 Kepala Sumur G-1... 10
Gambar 4.4 Manifold ... 10
Gambar 4.5 High Pressure Separator dan Low Pressure Separator ... 11
Gambar 4.6 Gas Metering ... 11
Gambar 4.7 Condensate Tank ... 11
Gambar 4.8 Flare Tower ... 12
Gambar 5.1 Diagram Fasa Wet Gas ...,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,, 13
Gambar 5.2 Filling Station CNG ... 14
1
BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Pemilihan Topik Kerja Praktik
Seiring dengan perkembangan zaman yang semakin maju seperti ini, peningkatan kebutuhan manusia akan bahan bakar terutama bahan bakar fosil merupakan hal yang sangat wajar. Untuk itu, mahasiswa S1 Teknik Perminyakan Universitas Pertamina sebagai calon pekerja dunia migas tentunya dituntut untuk dapat menemukan solusi dari peningkatan kebutuhan bahan bakar fosil yang masih menjadi pilihan pertama konsumen di Indonesia.
Bahan bakar fosil dalam dunia migas tentunya berupa minyak bumi dan gas alam, yang pemanfaatannya sudah dimulai sejak zaman Belanda menjajah Indonesia. Periode produksi minyak bumi dan gas alam yang sudah berlangsung sejak lama, membuat lapangan-lapangan migas di Indonesia masuk dalam kategori lapangan tua atau biasa disebut Browm Field.
Kondisi cadangan migas di lapangan tua sudah sepatutnya tidak sebanyak lapangan muda atau hasil temuan baru.
Oleh karena itu, lulusan S1 Teknik Perminyakan saat ini dituntut untuk dapat memproduksikan cadangan migas yang terdapat di lapangan tua yang notabene sudah tidak sebanyak dan semudah lapangan yang baru berproduksi. Menipisnya cadangan migas, membuat perusahaan-perusahaan migas juga harus memproduksi lapangan migas yang mempunyai cadangan sedikit namun tetap ekonomis.
Hal ini membuat penulis ingin mengamati faktor-faktor apa saja yang membuat suatu sumur gas di Pertamina Hulu Energi Tuban East Java yang produksinya sudah menipis tetapi masih diproduksikan sampai saat ini dan tentunya masih ekonomis.
1.2 Tujuan
Tujuan dari kerja praktik kali ini adalah :
1. Untuk memenuhi syarat kelulusan mata kuliah wajib Kerja Praktik.
2. Mahasiswa dapat merasakan dan memahami bagaimana keadaan dunia kerja saat ini sehingga nantinya mahasiswa diharapkan untuk lebih siap untuk menghadapi persaingan yang ada di dunia kerja berbekal dengan ilmu pengetahuan dan ketrampilan yang didapat saat kerja praktik.
3. Mahasiswa dapat mengetahui keadaan nyata suatu sumur gas yang masih di produksikan.
4. Mahasiswa dapat mengetahui faktor-faktor apa saja yang mempengaruhi pertimbangan untuk tetap memproduksikan suatu sumur kecil jika meilik dari segi keekonomisan.
1.3 Tempat dan Waktu Pelaksanaan
Kegiatan Kerja Praktik ini dilaksanakan pada tanggal 10 Juni 2019 sampai dengan 31 Juli 2019, bertempat di PT Pertamina Hulu Energi Tuban East Java yang berlokasi di Perkantoran Arkadia Gedung D Lantai 11, Jakarta Sel
2
BAB II
PROFIL PERUSAHAAN 2.1 Sejarah Singkat Perusahaan
Pertamina Hulu Energi Tuban East Java (PHE - TEJ) merupakan salah satu Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) minyak dan gas bumi (Migas) yang berlokasi di Provinsi Jawa Timur. Berdasarkan UU No. 8 Tahun 1971 yang mengatur tentang kebijakan penanganan eksplorasi hasil sumber daya alam khususnya tentang perusahaan tambang minyak dan gas bumi, maka pada tanggal 29 Februari 1988 Trend International Ltd menandatangani kontrak bagi hasil dengan Pertamina, sehingga terbentuklah Joint Operating Body Pertamina-Trend Tuban. Masa kontrak dengan pemerintah di Blok Tuban ini adalah 30 tahun dengan Wilayah Kuasa Pertambangan meliputi 6 kabupaten yaitu Kabupaten Tuban, Bojonegoro, Lamongan, Gresik, Sidoarjo dan Mojokerto dengan Luas 1.478 km2.
Pada tanggal 31 Agustus 1993 berdasarkan Surat Keputusan Direktur Utama Pertamina tentang persetujuan konsesi peralihan kontraktor dari Trend East Java ke Santa FE Energy Resources Java Ltd, JOB Pertamina-Trend Tuban beralih menjadi JOB Pertamina-Santa Fe Tuban.
Berdasarkan SK Direktur Pertamina No. 620/C00000/2001-SI tanggal 2 Juli 2001 tentang peralihan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) dari JOB Pertamina-Santa FE Tuban beralih lagi menjadi JOB Pertamina-Devon Tuban. Pada tanggal 4 Juli 2001 TMT 1 Juli 2002 terjadi peralihan perusahaan kembali dari JOB Devon Tuban menjadi JOB Pertamina-PetroChina East Java berdasarkan Surat Direktur Utama Pertamina No. 553/C00000/2002- SI tanggal 27 Juni 2002 dan No. 562/C00000/2002.
Dengan menggunakan teknik modern, gambaran lengkap mengenai cadangan minyak di Blok Tuban berhasil diperoleh dan setelah mengalami masa yang kurang menggembirakan, akhirnya cadangan minyak ditemukan di Lapangan Mudi pada tahun 1994 dan diproduksi pada bulan Desember 1997. Selanjutnya minyak dialirkan dari ke kapal penyimpanan minyak terapung + 20 kilometer lepas pantai melalui pipa bawah tanah dan laut.
Berdasarkan Keputusan Menteri Energi Dan Sumber Daya Mineral Republik Indonesia No.1793.K/MEM/2018 pada Tanggal 13 April 2018 Wilayah Kerja Tuban diserahkan ke PT PHE Tuban East Java dengan skema Gross Split.
Berdasarkan Surat Menteri Energi Dan Sumber Daya Mineral Republik Indonesia No. 2800/13.MEM.M/2018 perihal Penetapan Operator Baru Lapangan Unitisasi Sukowati Fasilitas Produksi CPA Mudi dan FSO Cinta Natomas ditetapkan bahwa PT Pertamina EP sebagai operator baru untuk lapangan Unitisasi Sukowati fasilitas produksi CPA Mudi dan FSO Cinta Natomas, sedangkan area operasi PT PHE Tuban East Java Area operasi PHE - adalah lapangan Mudi (Tuban) juga terdapat Lapangan Sumber, Lengowangi & South Bungoh (Gresik), Gondang (Lamongan) serta Sumber (Tuban) dan Mudi Office sebagai Kantor Lapangan.
Gambar 2.1 Peta Lokasi Blok Tuban milik PT PHE TEJ 2.2 Penempatan Peserta Kerja Praktik Di Dalam Perusahaan
Penulis selaku peserta kerja praktik ditempatkan di bawah bimbingan Production Engineer
dalam hal mempelajari hal-hal yang berkaitan dengan produksi sumur, metode pengangkatan, jenis reservoir, penanganan fluida yang sudah terproduksi, dan penanganan apabila terjadi kendala saat mengalirkan fluida produksi yaitu gas kepada pembeli. Penulis juga dibimbing langsung oleh Business Planner dalam hal mempelajari urutan proses akan diproduksikannya suatu sumur secara umum, mencari metode yang efisien untuk menjual fluida produksi yaitu gas, dan bagaimana cara agar suatu sumur gas yang memiliki laju produksi rendah dapat tetap ekonomis saat diproduksikan.
BAB III
KEGIATAN KERJA PRAKTIK
3.1 Safety Induction
Kegiatan kerja praktik yang dilakukan penulis merupakan kegiatan kerja praktik yang dilakukan di dalam gedung bertingkat, sehingga adanya safety induction sangat penting untuk diberikan perusahaan kepada penulis di hari pertama penulis dan rekan-rekan kerja praktik berada di lingkungan kerja PT. Pertamina Hulu Energi Tuban East Java.
Tujuan dilakukannya safety induction ini adalah untuk mengkomunikasikan bahaya-bahaya keselamatan dan kesehatan yang berpotensi terjadi di lingkungan kerja sehingga para mahasiswa kerja praktik dapat melakukan tindakan pencegahan dan pengendalian terhadap bahaya tersebut.
Landasan hukum safety induction ini tertera di dalam UU No. 1 Tahun 1970. Bab V tentang Pembinaan pada pasa 9 ayat 1 dan ayat 2 yang menyatakan bahwa:
(1) Pengurus diwajibkan menunjukkan dan menjelaskan pada tiap tenaga kerja baru tentang :
• Kondisi-kondisi dan bahaya-bahaya serta yang dapat timbul dalam tempat kerjanya.
• Semua pengamanan dan alat-alat perlindungan yang diharuskan dalam tempat kerjanya.
• Alat-alat perlindungan diri bagi tenaga kerja yang bersangkutan.
• Cara-cara dan sikap yang aman dalam melaksanakan pekerjaannya.
(2) Pengurus hanya dapat memperkerjakan tenaga kerja yang bersangkutan setelah ia yakin bahwa tenaga kerja tersebut telah memahami syarat-syarat tersebut di atas.
3.2 Pemahaman Prinsip-Prinsip Perminyakan dan Pengenalan Software
Pemahaman ulang prinsip-prinsip perminyakan terutama dalam hal sifat-sifat fluida reservoir sangatlah penting dilakukan jika bekerja di dunia migas, dikarenakan banyaknya pekerja dari berbagai disiplin ilmu yang dapat bekerja di perusahaan migas, tentunya sebagai mahasiswa S1 teknik perminyakan, penulis diwajibkan untuk mengerti dan paham betul tentang kelakuan dari fluida reservoir ini sehingga itulah yang nantinya dapat membuat kita bekerja dengan lebih benar karena sesuai dengan sifat-sifat dari fluida reservoir tersebut.
Pengenalan software dilakukan karena nantinya penulis sebagai mahasiswa kerja praktik yang berada di bawah bimbingan production engineer dan business planner akan mengerjakan beberapa sumur dengan menggunakan software sesuai dengan fungsinya. Penulis tetap diajarkan menggunakan software untuk produksi walaupun nantinya penulis hanya melakukan pengamatan saja sehingga tidak terjadi kesalahan saat membaca data.
3.3 Kunjungan ke Vendor Pompa ESP untuk Menyaksikan Proses DIFA
Penulis sebagai mahasiswa kerja praktik juga diberi kesempatan untuk dapat menyaksikan proses DIFA, yaitu proses pembongkaran alat-alat sehingga dapat diketahui dimana kerusakan pada alat tersebut dan apa penyebabnya. Di tempat pembongkaran tersebut penulis menyaksikan beberapa set pompa ESP yang berasal dari beberapa sumur milik PT Pertamina Hulu Energi Tuban East Java. Pompa-pompa ESP tersebut terdiri dari motor, protector, gas separator/intake, dan pompa. Namun, sebagai mahasiswa kerja praktik yang harus mengikuti pembimbing, kami tidak mendapat kesempatan untuk mengetahui penyebab kerusakan dari masing-masing alat pada saat itu. Sebagai gantinya kami diajarkan bagaimana cara membuat masing-masing komponen dari pompa ESP. Mulai dari pemilihan bahan baku, pengecekan kandungan logam, pelelehan logam, pencetakan, dan quality control sehingga komponen yang dihasilkan mempunyai kualitas yang baik.
Gambar 3.1 Pembuatan Cetakan Difuser dan Impeler
3.4 Menyaksikan Proses Inspeksi Rig
PT Pertamina Hulu Energi Tuban East Java akan melakukan pekerjaan yang memerlukan rig,
sehingga harus dilakukannya inspeksi rig untuk melihat apakah seluruh komponennya berfungsi dan sesuai target penggunaannya atau tidak. Di lokasi penyimpanan rig tersebut juga tersimpan berbagai alat-alat lain yang menunjang proses drilling. Sehingga penulis dapat melihat langsung keseluruhan alat yang nantinya akan diinstal di lokasi pengeboran. Hal itu membuat ilmu pengetahuan yang telah didapat sebelumnya di perkuliahan terasa lebih jelas karena penulis telah melihat yang senyatanya. Terlebih lagi alat-alat yang terdapat di sana belum beroperasi sehingga kami bebas untuk melihat lebih detail tombol-tombol dan tuas-tuas yang ada pada alat-alat tersebut terutama di dalam dog house. Di dalam pengambilan keputusan, banyak hal yang harus dipertimbangkan, mulai dari biaya, asal produk apakah lokal atau import, kemampuan alat, kualitas operator, dan banyak hal lainnya.
3.5 Menyaksikan Rapat-Rapat
Dalam menjalankan proyek-proyek pekerjaan, tim yang bekerja haruslah melakukan rapat, baik rapat dengan internal maupun rapat dengan pihak eksternal. Pihak internal, yaitu orang-orang yang bersangkutan dengan proyek ini yang berasal dari internal perusahaan itu sendiri. Pihak eksternal, yaitu orang-orang yang bersangkutan dengan proyek ini yang berasal dari luar perusahaan, contohnya yaitu kontraktor, SKK Migas, vendor alat-alat, pemerintah daerah tempat dilaksanakan proyek tersebut untuk masalah perizinan dan regulasi, dan lainlain. Rapat yang dilakukan biasanya berulang kali sampai mendapat kesepakatan bersama, perubahan dari rencana awal pun tak jarang terjadi. Faktor-faktor keselamatan, keekonomisan, dan keefisienan biasanya yang merupakan poin penting yang sanggup mengubah dari rencana awal kepada keputusan final.
BAB IV
HASIL KERJA PRAKTIK
Kerja Praktik yang dilakukan penulis merupakan pengamatan dari awal sumur berproduksi sampai hingga saat penulis kerja praktik, meliputi proses produksi dan komersialisasi hasil sumur tersebut kepada pembeli. Lapangan yang penulis amati adalah suatu lapangan gas yang hanya memiliki satu sumur gas yang masih berproduksi sampai saat ini dan memiliki laju produksi sebesar 1.5 MMSCFD. Masih diproduksikannya sumur tersebut tentulah sudah melewati proses penghitungan keekonomisan baik dari pihak PT Pertamina Hulu Energi Tuban East Java dan dari pihak pembeli gas.
4.1 Kondisi Reservoir dan Skenario Produksi Sumur G-1
PT Pertamina Hulu Energi Tuban East Java memiliki dua blok, yaitu West Tuban Block dan East Tuban Block. Di lokasi East Tuban Blok ada suatu lapangan gas di daerah bekas penambangan batu kapur, yang hanya memiliki 1 sumur yang masih diproduksikan. Sumur ini memiliki tipe reservoir wet gas reservoir walaupun perbandingan antara liquid dan gas yang terproduksikannya sangat kecil, namun tetap ada liquid yang terproduksikan sehingga tetap masuk kategori wet gas reservoir. Sumur pada awal produksi memiliki nilai OGIP (Original Gas In Place ) sebesar 7.85 BSCF dan EUR (Estimated Ultimate Recovery) sebesar 5.58 BSCF sehingga RF (Recovery Factor) sebesar 71%. Sumur ini terletak di Desa Suci, Kecamatan Manyar, Kabupaten Gresik, Provinsi Jawa Timur. Lokasi Sumur G-1 ini berada sekitar 200 meter dari kawasan padat penduduk. Di awal produksinya pada tahun 2009 pembeli pertama gas dari sumur ini berjarak 4 kilometer, sehingga untuk menyuplai gas tersebut kepada pembeli, PT Pertamina Hulu Energi Tuban East Java menggunakan pipa 6 inchi sejauh 4 kilometer milik pembeli gas untuk menyalurkan gas tersebut. Pembeli gas tersebut hanya cukup membayar gas yang terhitung pada gas metering yang terinstall sebelum gas memasuki pipa distribusi. Pada awal produksi, sumur ini memiliki laju produksi gas sebesar 5MMSCFD. Dikarenakan sumur ini memiliki produksi liquid, maka kondensat yang dihasilkan haruslah di proses dengan baik. Kondensat yang ada disimpan di tank penyimpanan yang ada di lapangan gas tersebut, sebelum kemudian di transportasikan menggunakan truk penyimpanan untuk dibawa ke Central Processing Area yang berlokasi di Kabupaten Tuban, Jawa Timur yang merupakan lokasi dari West Tuban Block.
4.2 Kondisi Produksi dan Komersialisasi Sumur G-1
Di awal produksinya, Sumur G-1 memiliki pembeli yang terletak 4 kilometer jaraknya dari kepala sumur. Perjanjian antara PT Pertamina Hulu Energi Tuban East Java dengan pembeli gas, yaitu untuk 2.5 tahun dengan laju produksi 5MMSCFD. Namun setengah tahun sebelum selesai perjanjian tersebut, yaitu pada bulan November 2011, laju produksi terus menurun akibat penurunan tekanan reservoir yang sangat tajam yang diakibatkan oleh jauhnya jarak pembeli gas sehingga memerlukan tekanan reservoir yang besar untuk dapat mendorong gas tersebut sampai ke pembeli. Namun, karena dirasa masih ekonomis oleh pembeli, maka pembeli gas pun melakukan perpanjangan kontrak selama 1 tahun. Hal ini dapat dilakukan dengan menurunkan laju produksi menjadi 1.5MMSCFD untuk dapat membuat tekanan reservoir kembali naik sehingga mampu untuk mengantarkan gas sampai kepada pembeli.
Setelah 1 tahun perpanjangan kontrak, pembeli pun memutuskan untuk mengakhiri kontrak pada akhir tahun 2013 karena dirasa sudah tidak ekonomis lagi.
Dikarenakan belum memiliki pembeli, Sumur G-1 sementara harus ditutup sejak akhir tahun 2013 sampai bulan Juli 2016. Pada bulan Juli 2016 PT Pertamina Hulu Energi Tuban East Java memiliki pembeli yang berlokasi tepat disamping lingkungan sumur yang hanya dibatasi dinding beton pemisah berupa fasilitas CNG kecil yang beroperasi setiap hari. Sumur G-1 diproduksikan kembali dengan laju produksi 1 MMSCFD selama satu tahun sampai bulai Mei 2017. Setelah 1 tahun, pembeli ingin meningkatkan pembelian gas menjadi 2 MMSCFD, sehingga laju produksi dinaikkan secara bertahap sampai mencapai 2 MMSCFD. Setelah dapat diproduksikan sebanyak 2 MMCFD, pembeli gas mengalami kesulitan mencari pembeli gas karena terlalu melimpahnya gas yang didapatkan dari PT Pertamina Hulu Energi Tuban East Java. Sehingga mulai dari bulan Juni 2018 sampai bulan Januari 2019 produksi diturunkan menjadi 1.8 MMSCFD. Setelah mengamati kelakuan produksi Sumur G-1, akhirnya produksi diturunkan menjadi 1.5 MMSCFD karena penurunan tekanan reservoir yang tidak dapat dibendung. Perkiraan penutupan sumur diperkirakan bulan Maret 2020. Tentunya setelah diproduksikan sekian lama, jumlah cadangan yang semula tidaklah sama dengan keadaan nyata. Original Gas In Place berubah dari 7.85 BSCF menjadi 9.34 BSCF, Recovery Factor berubah dari 71% menjadi 82%, Estimated Ultimate Recovery berubah dari 5.58 BSCF menjadi 7.65 BSCF, Life time sumur berubah dari 2.5 tahun menjadi 10.73 tahun.
Gambar 4.2 Kurva History dan Forecast Sumur G-1 4.3 Alur Produksi Sumur G-1
Sumur G-1 memiliki laju produksi 1.5 MMSCFD yang dialirkan melalui pipa 4 inchi menuju manifold, kemudian dari manifold langsung dialirkan menjuru High Pressure Separator.
Separator ini berfungsi untuk memisahkan gas dengan kondensat. Kapasitas dari separator ini sebesar 20MMSCFD. Kemudian gas yang dihasilkan dialirkan langsung ke gas metering untuk dihitung jumlah gas yang sampai ke pembeli. Dari gas metering ini gas dialirkan menggunakan pipa 6 inch untuk disalurkan kepada pembeli.
Pada sisi konsumen, pembeli gas memiliki mother station untuk mengolah gas yang didapat sebelum dikompres menjadi CNG. Gas itu kemudian mengalami pemisahan berdasarkan berat jenisnya. Sehingga pengotor-pengotor berupa kondensat akan hilang sempurna. Pada fasilitas tersebut terdapat gas dryer yang memiliki komponen-komponen (heater, regeneration pump, cooling fan, dan filter) yang digunakan untuk memproses lebih lanjut gas yang berasal dari PT Pertamina Hulu Energi Tuban East Java. Pemisahan partikel gas pun dilakukan di Tower A dan Tower B yang dimaksudkan agar tidak terjadi kejenuhan saat separasi berlangsung. Di dalam tower-tower ini terjadi proses molecular shive yang berfungsi untuk memisahkan air, condensate, dan gas. Kemudian gas dialirkan melalui filter outlet yang berfunsi untuk memfilter berat jenis dari gas yang ada. Setelah melalui filter outlet, gas dialirkan melalui
regeneration pump yang berfungsi untuk meneruskan sirkulasi ke heater. Heater dibagi menjadi 2 bagian, yaitu main dan auxiliarly. Main heater berfungsi untuk memanaskan gas sehingga partikel air akan hilang. Auxiliarly heater berfungsi untuk memanaskan lebih lagi untuk memastikan tidak ada partikel air yang ikut terkompres nantinya. Setelah diproses di dalam heater, gas kemudian melewati cooler fan yang berfungsi untuk mendinginkan gas panas yang telah dipanaskan sebelumnya. Gas yang telah dingin dialirkan ke gas srubber untuk
0 4.81 4.875.18 5.094.89 3.41 2.20 1.54 1.59 0.00 0.65 0.78 1.19 1.54 1.962.23 1.79 1.591.671.501.561.801.831.681.501.501.501.501.501.501.501.501.501.50 0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 Q G M M SCF D
History & Forecast
Well G-1
memastikan tidak ada lagi partikel pengotor gas yang ikut bersama dengan gas. Kemudian pengotor-pengotor yang sudah disaring sebelumnya dialirkan ke residu tank. Gas yang sudah bersih dialirkan ke kompresor untuk kemudian ditekan sebesar 3600 psi atau 200 – 250 bar kedalam gas tube di filling station. Gas tube yang tersedia mulai dari ukuran 10 ft (kapasitas 1 truk = 1000Nm3 selama setengah jam), 20 ft (kapasitas 1 truk = 2000Nm3 selama satu jam), 40 ft (kapasitas 1 truk = 4000Nm3 selama 2.5jam), dan 45 ft (kapasitas 1 truk = 6000 Nm3 selama 3 jam). Berdasarkan perhitungan ongkos, lama pengisian dan kapasitas truk, perusahaan pembeli gas tersebut mengatakan bahwa gas tube berukuran 40 ft adalah yang paling efisien.
Kembali ke alur di sumur gas, kondensat yang dipisahkan oleh High Pressure Separator
kemudian dialirkan ke Low Pressure Separator. Pada separator ini, kondensat akan dialirkan ke tanki penyimpanan kondensat, sementara gas yang masih ada akan dialirkan ke gas scrubber kemudian akan dilakukan flaring. Kondensat setelah disimpan akan dimasukkan ke dalam truk dengan muatan 6000 liter yang kemudian akan dibawa ke Central Processing Area.
Gambar 4.3 Kepala Sumur G-1
Gambar 4.5 High Pressure Separator dan Low Pressure Separator
Gambar 4.6 Gas Metering
13
BAB V TINJAUAN TEORITIS 5.1 Natural Gas
Gas alam (Natural Gas) adalah bahan bakar fosil berbentuk gas yang merupakan campuran hidrokarbon yang mempunyai daya kembang besar, daya tekan tinggi, berat jenis jauh lebih rendah dari hidrokarbon lainnya dan dapat ditemukan di alam dalam bentuk gas. Gas dapat terbentuk dari kandungan minyak bumi (associated gas), dari ladang gas bumi (non associated gas), dan dari tambang batu bara (coal bed methane gas). Gas yang ada pada Sumur G-1 merupakan non associated gas. Komposisi utama dari gas alam, yaitu metana (80%), etana (7%), propana (6%), butana (4%), isobutana dan pentana (3%). Selain itu terdapat pula kandungan gas lain seperti helium, nitrogen, dan karbon dioksida. Gas alam biasanya ditambahkan kompenen berbau tidak sedap untuk mendeteksi kebocoran.
5.2 Diagram Fasa Wet Gas
Pada kondisi yang normal, reservoir wet gas memiliki metana yang lebih sedikit yaitu kurang dari 85% dan etana yang lebih banyak. memiliki Gravity sebesar 40 – 60 API, dan memiliki GOR > 50000 scf/stb. Wet gas dalam kondisi reservoir berbentuk gas, walaupun terjadi penurunan tekanan reservoir. Namun saat di kondisi tubing sampai separator, kondisi ini terletak di dalam fasa envelope sehingga menyebabkan fasa liquid terbentuk di permukaan, yang biasa disebut sebagai kondensat.
5.3 Compressed Natural Gas (CNG)
CNG adalah gas alam yang ditekan sebesar 200 sampai 250 bar ke dalam tabung gas untuk memudahkan pengangkutan. CNG sudah menjadi bahan bakar alternatif di Indonesia karena dianggap lebih bersih (memiliki emisi gas buang yang ramah lingkungan) dibandingkan dengan energi fosil lainnya. Gas yang ditekan ke dalam tabung CNG merupakan gas metana yang terkandung dalam gas alam. CNG dapat dltekan dari sistem bertekanan tinggi maupun dari sistem bertekanan rendah. Perbedaannya hanyalah dari segi biaya pembangunan stasiun pengisian dan lamanya pengisian. Karena ditekan dalam tekanan tinggi, tabung CNG haruslah memiliki bahan yang mumpuni, yaitu lapisan alumunium dengan tambahan lapisan fiberglass untuk memperkuat tabung.
Gambar 5.2 Filling Station CNG
15
BAB VI
KESIMPULAN DAN SARAN 6.1 Kesimpulan
Kesimpulan yang didapat dari pengamatan saat kerja praktik adalah :
1. Ada dua cara untuk mentransportasikan gas alam dari sumur ke pembeli gas, yaitu : a. Pipa Gas
Penggunaan pipa gas dapat terjadi pada sumur gas dengan laju produksi rendah dan tetap ekonomis apabila lokasi sumur gas dekat dengan pembeli gas.
b. Ditekan menjadi CNG
Teknik penekanan gas menjadi CNG dapat digunakan apabila lokasi pembeli gas jauh dari sumur gas. Sumur offshore dapat menggunakan teknik ini untuk mentransportasikan gas mereka.
2. Sumur gas minor tetap dapat ekonomis dan turut serta berperan dalam pendapatan negara jika :
a. Pembeli dengan sumur gas memiliki jarak yang dekat sehingga biaya untuk mentransportasikan gas dapat diminimalisir.
b. Pengurasan cadangan gas dapat maksimum apabila pembeli dengan sumur gas memiliki jarak yang dekat sehingga tekanan yang dibutuhkan untuk mengantarkan gas melalui pipa dapat diminimalisir. Hal ini dapat mengurangi kerusakan yang terjadi di reservoir akibat penurunan tekanan.
6.2 Saran
Saran yang dapat diberikan oleh penulis kepada perusahaan :
Sebaiknya berikanlah kesempatan bagi lapangan dengan cadangan-cadangan yang tidak terlalu besar untuk dapat berproduksi, karena dengan penanganan yang tepat, cadangan kecilpun dapat tetap ekonomis dan bermanfaat.
DAFTAR PUSTAKA
Danesh, Ali. (2003). PVT and Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluids. Netherlands: Elsvier.
Economides, Michael J., Sun, Kai., Subero, Gloria. (2006). Compressed Natural Gas (CNG) : An Alternative to Liquefied Natural Gas (LNG). SPE Production & Operation, 318-324. Gallagher, James E. (2006). Natural Gas Measurement Handbook. Houston, Texas : Gulf
Guo, Boyun., Ghalambor, Ali. (2012). Natural Gas Engineering Handbook (2nd ed.). Houston, Texas : Gulf.
Unpublished paper presented at a meeting
Wang, X., Economides, A.M., XGAS, Maronglu-Porcu, M., Economides, M.J. (2009). Compressed Natural Gas for Indonesia. SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition,1-8.
