1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 latar Belakang
Indonesia adalah negara yang kaya akan sumber daya alam yang terhampar dari sabang sampai marauke, baik itu sumber daya yang berasal dari laut, darat, maupun yang terkandung didalam perut bumi yaitu berupa minyak dan gas bumi yang terjadi akibat adanya pelapukan fosil dalam waktu yang cukup lama. Sumber daya alam berupa minyak dan gas bumi merupakan sektor yang menjadi penyumbang utama dalam anggaran peendapatan dan belanja negara (APBN). Minyak bumi dan gas adalah sumber daya alam yang bernilai ekonomis dan memberikan kontribusi yang sangat penting dalam kehidupan manusia.
Teknologi canggih dan modern mempunyai peranan yang sangat penting dalam perkembangan suatu industri. Setiap industri tidak akan menghasilkan suatu produk yang maksimal tanpa didukung oleh peralatan yang memadai. Meskipun setiap industri telah berusaha untuk menghasilkan produk yang baik, tetap saja mengalami kendala dalam pengoperasian muaupun mengoperasikan mesin produksi, hal ini dapat terjadi karena faktor alam, faktor peralatan yang digunakan, maupun faktor manusia itu sendiri.
Pertamina hulu Energi indonesia merupakan salah satu perusahaan nasional yang berskala internasional dan selalu bertekad untuk merespon terhadap segala kemajuan teknologi yang ada. Sudah sangat banyak perusahaan-perusahaan yang telah bekerja sama baik perusahaan dalam negeri maupun luar negeri, seperti yang sudah kita ketahui bahwa PT. PAG adalah suatu perusahaan yang mengolah gas alam cair atau yang disebut dengan LNG dengan menggunakan proses "crygenic", dan sekaran di PT. PAG tidak lagi memproduksi LNG melainkan Gas. Bukan suatu langkah akhir pengembangan teknologi di indonesia, namun masih banyak persoalan – persoalan untuk pengenmbangan teknologi yang kompleks, sehingga membutuhkan calon calon teknokrat yang handal untuk memenuhi kebutuhan – kebutuhan tersebut.
Teknologi dan alat yang digunakan dalam pengambilan minyak mentah dari dalam well ini meliputi berbagai proses yang menggunakan peralatan industri seperti cooller, production separator, heat exchanger, propane chiller, chiller scrubber, pompa, serta alat – alat lain yang mendukung setiap proses.
Pada APO sendiri sampai dengan saat ini masih mempunyai empat cluster yang masing – masing cluster masih aktif, yaitu cluster I, cluster II, cluster III, dan cluster IV. Untuk point A. Tujuannya yaitu untuk mengetahui berapa banyak produksi gas setiap harinya, selain itu untuk mengontrol proses dan kondisi gas itu sendiri, baik itu pressure(tekanan), temperatur, dan komposisinya. Setelah melalui point A barulah kemudian gas tersebut dikirim ke PT. PAG dan PT. PIM (Pupuk Iskandar Muda) sebagai bahan baku pembuatan urea.
1.2 Maksud dan Tujuan Praktek Kerja Lapangan (PKL)
Adapun maksud dan tujuan dari pelaksanaan praktek kerja lapangan di pertamina hulu energi adalah agar kami sebagai mahasiswa Jurusan Teknik Mesin Prodi Teknik Mesin Produksi dan Perawatan (TMPP) Politeknik Negeri Lhokseumawe yaitu untuk mengetahui proses – proses dan aplikasi ilmu di setiap cluster. Juga diharapkan dapat mengaplikasikan ilmu yang telah diperoleh dibangku kuliah dalam menganalisa proses dan mengetahui permasalahan yang terjadi di dalam dunia industri.
Sasaran dan tujuan umum dari penulisan ini diwujudkan untuk pengembangan wawasan yang sesuai dengan topik yang dibahas berikut:
Mengetahui tentang rangkaian proses produksi yang ada pada PT. Pertamina Hulu Energi NSB
Dapat mengaplikasikan ilmu-ilmu yang telah di dapat saat Kuliah Jurusan Teknik Mesin Prodi Teknik Mesin Produksi dan Perawatan (TMPP) Politeknik Negeri Lhokseumawe.
Mengetahui fungsi dari peralatan – peralatan proses.
Memiliki keterampilan dalam hal penguasaan pekerjaan dan dapat menambah pengalaman untuk terjun ke lapangan industri.
Berlatih bekerja disiplin dan bertanggung jawab sebagai seorang pekerja.
Membina hubungan kerja sama yang baik antara perusahaan dengan Jurusan Mesin Politeknik Negeri Lhokseumawe.
1.3 Manfaat Praktek Kerja Lapangan
1.3.1 Bagi Mahasiswa/i
Memperoleh pengetahuan yang berguna bagi perwujudan kerja yang akan dihadapi setelah menyelesaikan studinya
Memperoleh kesempatan untuk melatih keterampilan dalam melakukan pekerjaan atau kegiatan lapangan.
Dapat mengetahui dan memahami berbagai macam aspek kegiatan dalam perusahaan.
Dapat membagikan teori – teori yang telah diperoleh dibangku kuliah dengan praktek dilapangan.
1.3.2 Bagi Politeknik Negeri Lhokseumawe
Mempererat kerja sama antara perusahaan dengan Jurusan Teknik Mesin prodi Teknik Mesin Produksi dan Perawatan D-IV Politeknik Negeri Lhokseumawe.
Sebagai bahan masukan dari pimpinan perusahaan dalam rangka memajukan pembangunan dibidang pendidikan dan dalam peningkatan sumber daya manusia (SDM).
1.3.3 Bagi Perusahaan
Melihat penerapan teori-teori ilmiah yang dipraktekkan oleh mahasiswa.
Dapat melihat perusahaan dari sudut pandang mahasiswa.
Sebagai bahan masukan atau usulan sebagai perbaikan perusahaan.
1.4 Metodelogi Penulisan
Metodelogi penulisan yang dilakukan adalah sebagai berikut:
Studi di Mechanical Field Maintenance Department, Pertamina Hulu Energi NSB.
Mencari bahan yang mendukung dalam penulisan baik itu di perpustakaan, internet, dan manual operating yang ada.
Bertanya langsung kepada engineer, karyawan, dan operator yang ada di Machine Shop.
Studi langsung ke lapangan.
BAB II
PROFIL PERTAMINA HULU ENERGI NSB
Pertamina Hulu Energi NSB mengoperasikan lapangan arun di provinsi aceh sebagai KKKS (Kontraktor Kontrak Kerja Sama/Cooperation Contract Contractor). Bagi Badan Pelaksana Migas Aceh (BPMA). Afiliasi Pertamina Hulu Energi indonesia juga mengoperasikan South Lhoksukon A dan D, serta lapangan gas lepas pantai Nourth Sumatera Offshore. Sebelum menjadi pertamina hulu energi NSB dulunya adalah Exxon Mobil indonesia kemudian diambil alih oleh Pertamina.
2.1 Gambaran Umum Perusahaan
PT. Pertamina Hulu Energi NSB (PHE) merupakan anak perusahaan PT. Pertamina (persero). Perusahaan ini menyelenggarakan usaha hulu dibidang minyak, gas bumi dan energi lainnya. Melalui pengolahaan operasi dan portofolio. Usaha sektor hulu minyak dan gas bumi serta energi lainya secara fleksibel, lincah dan berdaya laba tinggi, PHE mengarahkan tujuannya menjadi perusahaan multi nasional yang terpandang di bidang energi, dan mampu memberikan nilai tambah bagi Stake holders.
Pendirian PHE, yang resmi beroperasi sejak 1 januarai 2008, merupakan konsekuensi dari penerapan UU Migas 2001 yang membatasi satu badan usaha hanya boleh mengolola satu wilayah kerja. PHE mengolola portolio bisnis migas melalui berbagai skema kemitraan baik di dalam maupun diluar negeri. Berbagai skema tersebut adalah JOB-PSC (Joint Operating Body-Production Sharing Contract) dimana PHE bertindak sebagai operator, termasuk mengelola BLOK ONWJ dan Blok West Madura Offshore, Pertamina Participating Interest (PI) dan juga kemitraan lainnya untuk mengoperasikan blok diluar negeri. Dengan demikian, PHE merupakan induk perusahaan bagi setiap anak perusahaan yang memiliki Participating Interet (PI).
Gambar 2.1 Daerah Produksi Arun Field
Cluster yang pertama kali dibangun dan difungsikan adalah Cluster-III yang dimulai dioperasikan pada bulan Mei tahun 1977. Berikutnya dibangun Cluster-II dan mulai dioperasikan pada bulan Februari tahun 1978, selanjutnya ditambah dengan pembangunan Cluster-I yang mulai dioperasikan pada bulan September tahun 1982 dan Cluster yang akhir sekali dibangun adalah Cluster-IV yang mulai dioperasikan pada bulan Juni tahun 1983 Pertamina Hulu Energi NSB incoorporated juga membangun fasilitas pendukung lainnya seperti Gas Injection Compressor (unit penginjeksian kembali gas alam kadalam perut bumi). Dan Power Generator (unit pembangkit tenaga listrik).
Dua unit Gas Injection Compressor dibangun di Cluster-III dan satu unit Gas Injection Compressor dibangun di Cluster-II. Sedangkan untuk Power Generator berjumlah 4 unit di bangun di point-A dengan kapasitas terpasang masing – masing unit Power Generator adalah 8 MW. Untuk memenuhi Supply gas kepada konsumen yang telah mengikat kontrak pembelian dengan pemerintah republik indonesia maka diadakanlah penambahan dua unit fasilitas produksi lainnya yaitu operasi dearah terpencil. Disebut dengan Remote Area Operation (South Lhoksukon – Pasee) dan operasi lepas pantai yang disebut dengan North Sumatera Offshore Operation (Nso – Offshore).
Operasi daerah terpencil atau Remote Area Operation yang dikenal dengan sebutan South Lhoksukon pasee operation dibangun didaerah Seureuke, Kecamatan Langkahan Kabupaten Aceh Utara Nanggroe Aceh Darussalam. berjarak 35 kilometer dari kantor induk yang berlokasi di point-A dan mulai dioperasikan pada bulan Desember tahun 1996. Operasi lepas pantai atau Nourth Sumatera Offshore Opration dibangun di laut lepas yang berjarak ± 100 km ke laut dari bibir pantai Lhokseumawe ke arah utara Pulau Sumatera dan mulai dioperasikan pada bulan Juli tahun 1999.
Semua fasilitas produksi Pertamina Hulu Energi NSB pada saat ini tidak lagi beroperasi pada kapasitas maksimal seiring dengan berkurangnya cadangan gas alam yang ada dalam perut bumi atau dikenal dengan sebutan Hydrocarbon Reservoir. Hal ini terlihat dari menurunnya volume produksi pada setiap Cluster operation termasuk dari Remote Area South Lhoksukon Pasee Operation. Pada gambar 2.2 ditunjukan peta alur pengaliran gas alam kering dari setiap lokasi fasilitas produksi didaerah operasi PHE NSB. Yang bermuara ke PT. PAG Blang Lancang Lhokseumawe Aceh Utara, dan dapat dilihat pada gambar berikut ini:
Gambar 2.2 Alur aliran gas alam kering dari sumber produksi ke PT.PAG
2.2 Organisasi Perusahaan dan Tenaga Kerja.
Untuk dapat mencapai efesiensi dan produktifitas kerja yang tinggi sebagaimana yang harapkan oleh perusahaan, maka pengelolaan sumber daya manusia harus dilakukan secara optimal sehingga mampu memberikan hasil yang maksimal untuk mencapai target produksi yang telah ditetapkan oleh perusahaan.
2.2.1 Struktur Oganisasi Perusahaan
Berdasarkan struktur organisasi yang ada sekarang, PT. Pertamina Hulu Energi masih menerapkan organisasi yang dulu digunakan Exxon Mobil. Aceh Production Operation Manager (APOM), membawahi 4 divisi yang terdiri dari Operation Superintendent (OPSupt), Maintenance Superintendent, Logistic Superintendent, dan Security Superintendent.
Dari setiap divisi – divisi tersebut membawahi beberapa senior supervisor dan setiap senior supervisor membawahi beberapa supervisor dan dari setiap supervisor membawahi beberapa tenaga teknisi atau operator lapangan.
Tenaga kerja bantuan harian juga dipekerjakan pada beberapa bagian Departemen Operasi dan Departemen Pemeliharaan untuk membantu tenaga kerja ahli dalam menyelesaikan tugas sehari – hari. Hal ini dilakukan untuk memenuhi kebutuhan tenaga kerja dalam jumlah yang cukup untuk menyelesaikan tugas-tugas penting dan urgensinya tinggi bagi kelangsungan hidup fasilitas proses operasi pada bagian produksi.
Skema Organisasi Perusahaan pada Perusahan Pertamina Hulu Energi (PHE NSB) & (PHE NSO) di Aceh Production Operation Lapangan Arun (Arun Field), dapat dilihat pada gambar 2.3 sampai 2.7 berikut ini :
Aceh Production Operation Manager
Aceh Production Operation Manager
Logistik SuperintendentArun,SLS & ERTMaintenance Superintendent
Logistik Superintendent
Arun,SLS & ERT
Maintenance Superintendent
Security SuperintendentPoint A & NSO
Security Superintendent
Point A & NSO
Gambar 2.3 Top Management Level
Pada gambar 2.3 top Management Level Aceh Production Operation Manager (APOM), membawahi 4 divisi yang dapat dilihat pada gambar 2.4 sampai gambar 2.7 berikut ini
Maintenance Superintendent
Maintenance Superintendent
Mechanical .maint. Senior sepervisorInst/electrical Senior SupervisorINSTRUMEN Sr.Supervisor
Mechanical .maint. Senior sepervisor
Inst/electrical Senior Supervisor
INSTRUMEN Sr.Supervisor
Gambar 2.4 Maintenance Team
LoigisticSuperintendent
Loigistic
Superintendent
Service SepervisorFligh Operation Supervisor
Service Sepervisor
Fligh Operation Supervisor
Gambar 2.5 Logistic Team
Security superintendent
Security
superintendent
Deputy Security superintendent
Deputy Security
superintendent
Administration OfficerSecurity AdvisorField Security Coordinator
Administration Officer
Security Advisor
Field Security Coordinator
Gambar 2.6 Security Team
Berdasarkan kepada status ketenaga kerjaan maka pegawai di Pertamina Hulu Energi NSB dibagi menjadi 2 kategori yaitu, pegawai reguler dan pegawai sub – kontraktor dengan komposisi sebagai berikut:
Pegawai reguler di APO : 113 orang
Pegawai sub-kontraktor di APO : 524 orang
Keselamatan Kerja
Untuk keselamatan kerja PHE NSB juga masih menggunakan peraturan yang digunakan oleh perusahaan sebelumnya yaitu Exxonmobil yang menerapkan suatu kebijakan keselematan kerja dengan tujuan untuk mencapai Zero Acident and No Body Get Hurt, dengan cara memberikan pelatihan yang sangat memadai kepada setiap pegawai sesuai dengan kebutuhan masing – masing pegawai tersebut.
Pelatihan serupa juga diberikan kepada pegawai sub-kontraktor yang mempunyai perjanjian ikatan kerja waktu tertentu dengan Perusahaan Pertamina Hulu Energi NSB, hal ini dilakukan untuk memaksimalisasi pencegahan terhadap kecelakaan kerja baik di lingkungan perusahaan maupun diluar jam kerja.
Alat pelindung diri yang sesuai diwajibkan untuk dipakai oleh setiap pegawai pada saat melakukan aktifitas kerja di lapangan. Alat pelindung diri seperti sepatu pengaman kaki (Safety Shoes), baju terusan penolak api (Fire Retendant Coverall), topi pengaman kepala (Safety Hard Head), kaca mata pengaman (Safety Glasses) dan sarung tangan (Glove) adalah kebutuhan perlindungan yang sangat minimum yang harus dipakai oleh setiap pegawai/karyawan saat melakukan aktifitas. Pegawai bahkan akan mendapat teguran dari atasannya apabila kedapatan tidak menggunakan alat pelindung diri yang lengkap dan sesuai dengan yang dibutuhkan pada saat bekerja.
Sebelum memulai pekerjaan semua pegawai diwajibkan untuk membuat analisa keselamatan kerja (Job Safety Analisis), hal ini dilakukan untuk menginspirasi sedini mungkin unsur-unsur yang dapat menyebabkan kecelakaan kerja dan hal-hal yang tidak aman lainnya.
Penerapan aspek Health Safety, Security and Environment (HSSE) secara sempurna adalah keniscayaan bagi perusahaan berkelas dunia. Bagi PHE, komitmen tinggi perusahaan terhadap HSSE terwujud dalam dukungan setiap pihak dalam membudayakan HSSE di lingkungan kerja pada setiap kegiatan operasinya. Dalam upaya mencapai HSSE Operation Excellence, PT Pertamina (Persero) sebagai induk perusahaan mengeluarkan kebijakan HSSE agar terlaksananya sistem pengelolaan HSSE yang terintegrasi dengan kegiatan operasi yang aman, andal, efisien dan berwawasan lingkungan. Kebijakan tersebut menghimbau agar seluruh manajemen ini maupun para pekerja agar bersungguh-sungguh dalam Memberikan prioritas pertama untuk aspek Keselamatan, Kesehatan Kerja dan Lingkungan. Mengidentifikasi potensi bahaya dan mengurangi resikonya serendah mungkin untuk mencegah terjadinya insiden.
Menggunakan teknologi terbaik untuk mengurangi dampak dari kegiatan operasi terhadap manusia, aset dan lingkungan.
Menjadikan kinerja Keselamatan, Kesehatan Kerja dan Lindungan Lingkungan dalam penilaian dan penghargaan terhadap semua pekerja.
Meningkatkan kesadaran dan kompetensi pekerja agar dapat melaksanakan pekerjaan dengan benar dan aman.
Menciptakan dan memelihara harmonisasi hubungan dengan stakeholder di sekitar kegiatan usaha untuk membangun kemitraan yang saling menguntungkan.
Kegiatan Pertamina Hulu Energi di Indonesia
Dengan bentuk demikian, PHE akan terus berkembang, karena setiap ada Participating Interest baru, berarti ada anak perusahaan baru yang akan dikelola oleh PHE. Saat ini, PHE memiliki 54 anak perusahaan di dalam negeri, yang terdiri atas 9 anak perusahaan yang mengelola JOB – PSC (Joint Operating Body – Production Sharing Contract) 29 anak perusahaan pemegang Participating Interest berupa Indonesia Participating Interest dan Pertamina Participating Interest, dan 16 anak perusahaan yang mengolola prroduction sharring contract.
Gambar 2.7 Peta kegiatan Pertamina Hulu Energi di indonesia.
Aceh Production Operation PHE NSB dan PHE NSO
Pertamina Hulu Energi mengoperasikan Ladang Arun di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam sebagai Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) bagi Badan Pelaksana kegiatan hulu Minyak dan Gas Aceh (BPMA) yang dulunya dipegang oleh Exxonmobil Oil Indonesia. Pertamina Hulu Energi NSB juga mengoperasikan lapangan South Lhoksukon A dan D, selain di North Sumatera Offshore (NSO) yang merupakan ladang gas lepas-pantai di sumatera utara. Gas dari ladang ini dikirimkan ke fasilitas PT. PAG, PT. PIM, CITY GAS, KKA, dan PT.GN.
Wilayah Eksplorasi Baru
Wilayah eksplorasi baru PT. Pertamina Hulu Energi NSB terdapat di berbagai daerah hampir seluruh indonesia, berikut gambar peta kegiatan Pertamina Hulu Energi di indonesia:
Gambar 2.8 Wilayah Eksplorasi PHE
Aktivitas eksplorasi memainkan peran penting untuk menjaga dan menambah cadangan migas baru di dalam maupun di luar negeri. Aktivitas ini sejalan dengan strategi perusahaan untuk pertumbuhan aset melalui Exploration Activity.
Inovasi baru dan strategi yang cerdas dan tepat dibutuhkan untuk meningkatkan keberhasilan kegiatan eksplorasi. Strategi PT. PHE NSB untuk mendukung keberhasilan eksplorasi adalah:
Mengaplikasikan konsep – konsep baru.
Mengaplikasikan teknologi maju dan tepat guna
Bekerjasama dengan Strategic Partner yang telah menguasai Advance Exploration Technology.
BAB III
FASILITAS OPERASI
Pada Aceh Produkction Operation (APO), proses-proses yang terjadi mulai dari pengambilan gas sampai dengan proses dimana gas tersebut telah siap untuk di kirim melalu Point "A" yaitu dapat dilihat pada gambar 3.1 yaitu aliran diagram proses di Aceh Production Operation (APO) dan Unit Fasilitas Operasi dan Sarana Pendukungnya. Seperti yang dapat dilihat pada gambar berikut ini :
Gambar 3.1 Aliran diagram proses di Aceh Production Operation (APO)
Sumur Produksi
Disetiap Cluster pada Arun Field banyaknya sumur yang masih beroperasi berbeda-beda, Cluster-I jumlah sumur keseluruhan 21 buah sumur, dan sekarang yang masih berproduksi 7 sumur, Cluster-II jumlah sumur keseluruhan 21 buah sumur, yang masih berproduksi 11 sumur, Cased Flow 2 sumur dan yang sudah tidak berproduksi lagi saat ini (abandon) yaitu 8 buah sumur, Cluster-III jumlah sumur keseluruhan 21 buah sumur, yang masih berproduksi 17 sumur, cased flow 2 sumur dan yang sudah tidak berproduksi lagi saat ini (abandon) yaitu 2 buah sumur dan yang terakhir yaitu Cluster-IV, jumlah sumur keseluruhan yaitu 19 buah sumur, yang masih berproduksi 9 sumur, Cased Flow 3 sumur dan yang sudah tidak berproduksi lagi saat ini (abandon) yaitu 7 buah sumur. Untuk setiap sumur yang tidak lagi beroperasi disebabkan karena sumber gas alam yang ada pada cadangan produksi sumur tersebut sudah tidak mampu lagi untuk keluar yang disebabkan oleh tekanannya yang lebih rendah dari tekanan rata-rata, sumur-sumur produksi yang lain dan juga cadangan gas alam yang ada pada sumur tersebut sudah tidak bisa diproduksikan
Di arun field terdapat 2 buah jenis Well, ada yang Single Lube dan ada yang double lube, pada saat gas alam masih melimpah dan tekanan masih sangat tinggi, digunakanlah Well Double Lube, yang tujuannya adalah supaya pipa pada aliran Well tersebut seimbang, tidak mengalami goncangan, dan pada saat sekarang dengan kondisi gas yang semakin menipis digunakan yang Single Lube, karena tekanan sudah tidak tinggi lagi, dan yang Double Lube juga masih digunakan. Pada Cluster-IV gas alam yang keluar dari setiap sumur produksi di dialirkan melalui pipa gas ukuran 12 inci ke pipa pengumpul induk gas alam yang berukuran 18 inci sebelum memasuki inlet pendinginan gas alam yang disebut dengan inlet Wellstream Cooler Header. Hal ini dilakukan untuk memudahkan pengumpulan gas alam dari semua sumber sumur produksi sebelum di alirkan ke fasilitas pendinginan gas alam. Berikut ini adalah gambar dari proses yang terjadi pada Train-1 Well Stream Coller dan dapat dilihat pada gambar 3.2.
Gambar 3.2 Flow gas dari wellhead menuju wellsteram cooler
Gambar 3.2. Train-1 Well Stream Coller
Berikut ini adalah gambaran kondisi sumur produksi yang digunakan di fasilitas produksi yang ada pada Cluster-IV, seperti terlihat pada gambar dibawah ini :
\
Gambar 3.3 Tipikal Sumur Produksi Cluster-IV
Disetiap sumur produksi, terdapat 1 buah katup induk utama atau disebut dengan Master Valve-1 (MV-1), kemudian disusul dengan 1 buah katup pendamping katup induk utama disebut dengan Master Valve-2 (MV-2) berikutnya disusul dengan katup pengaman pertama disebut dengan Safety Valve-1 (SV-1) dan pada puncak sumur produksi terdapat 1 buah katup pelepasan gas pada saat ada aktivitas perbaikan sumur produksi yang disebut dengan Crown Valve. Katup pengaman kedua yang disebut dengan Safety Valve-2 (SV-2) juga dipasang pada pipa penyaluran gas basah untuk menambahkan pengamanan berganda apabila terjadi kebocoran pada pipa gas basah.
Semua katup yang terpasang pada sumur-sumur produksi di operasikan dengan menggunakan fasilitas udara bertekanan dan minyak Hidraulic yang dibantu oleh sistem elektrik (Electric Power Supply) sehingga katup-katup yang ada pada sumur produksi dapat dioperasikan secara lokal atau secara jarak jauh (remote) kecuali katup induk utama yang disebut dengan Master Valve-1 (MV-1) yang hanya dapat dioperasikan secara manual. Katup induk utama ini tidak dioperasikan secara Automatic untuk menghindari kegagalan operasional pada saat tidak tersedianya fasilitas bantu operasi seperti udara bertekanan, minyak Hidraulic atau sistem elektrik. Hal ini dilakukan untuk memberikan pengaman yang cukup kepada sumur produksi dan menghindari sekecil mungkin kegagalan operasi yang bisa berakibat fatal kepada sumur produksi itu sendiri atau kepada para operatornya saat melakukan inspeksi ke setiap sumur pada setiap saat yang telah di jadwalkan.
Sumur- sumur produksi di bor dengan kedalaman yang bervariasi rata - rata kedalaman dari pada semua sumur produksi adalah 10.000 kaki, ada yang di bor vertikal dan ada juga yang di bor horizontal.
Setiap sumur produksi di pasang alat pencegah ledakan sumur tiba-tiba atau disebut dengan Well Blow-Out Preventer. Pemasangan ini dilakukan untuk menghindari terulang kembali kejadian yang menimpa sumur produksi Arun Operation pada tahun 1978 dulu.
Di setiap sumur produksi juga dipasang alat pemantau tekanan gas yang disebut dengan Pressure Gauge dan alat pemantau suhu gas yang disebut dengan Temperature Gauge. Kedua alat ini dipantau secara terjadwal untuk mengetahui sedini mungkin apabila terjadi perubahan tekan atau suhu sumur produksi yang tidak bisa ditolerir. Untuk keperluan pemantauan secara jarak jauh disetiap sumur produksi juga dipasang alat pemantau tekanan jarah jauh atau disebut dengan Presure Transmitter dan alat pemantau suhu jarak jauh yang disebut dengan Temperture Transmitter. Kedua alat ini bisa dipantau melalui ruang monitor operasi di ruang Control Room Cluster-IV.
Fasilitas pendukung lainnya yang ada pada sumur produksi adalah panel alat bantu operasi secara lokal atau disebut dengan Local Panel. Sumur produksi dapat dioperasikan dengan menggunakan lokal panel tersebut dan dapat juga dioperasikan secara jarak jauh dengan bantuan fasilitas computerisasi dari ruang monitor di Cluster-IV. Lokal Panel tersebut dilengkapi dengan 3 buah tangki minyak Hidraulic yang bertekanan rata-rata 3000 psig untuk alat bantu mengoperasikan katup – katup sumur produksi. Udara yang bertekanan rata-rata 110 psig juga di koneksikan ke setiap lokal panel untuk alat bantu operasi katup sumur produksi. Solenoid valve dipasang disetiap alat kontrol katup untuk membantu operasi jarak jauh atau remote operation.
Untuk menghindari efek pencemaran lingkungan dengan sebab tetesan gas cair yang keluar dari setiap penyambungan pipa atau saluran sambung lainnya yang gagal, maka pada setiap sumur produksi dilengkapi Dengan bak penampung cairan yang terkontaminasi atau disebut dengan Well Cellar. Bak ini akan dikosongkan secara terjadwal apabila permukaan cairan yang terkumpul dalam bak tersebut sudah mencapai permukaan yang tidak dapat ditolerirkan lagi. Cairan ini diangkut dengan mobil pengangkut cairan kotor ke tempat penjernihan air limbah atau disebut dengan Water Treatment Plant.
Apabila ada hal keadaan darurat, maka sumur -sumur produksi yang ada di Cluster-IV dapat ditutup secara automatic dengan menggunakan fasilitas remote kontrol atau penutupan sumur - sumur dalam kedaan darurat yang disebut dengan Emergency Shut Down (ESD) system. Tombol Emergency Shut Down system dipasang di ruang monitor Cluster-IV untuk menutupkan sumur-sumur produksi di Cluster-IV dan juga satu buah tombol Emergency Shut Down system dipasang di lokasi South Lhoksukon Cluster-D untuk menutup sumur-sumur produksi yang ada di South Lhoksukon Cluster-D. Tombol Emergency Shut Down sytem yang dipasang di lokasi Cluster-IV dioperasikan oleh petugas yang mengawasi Cluster-IV hanya apabila diperlukan dan pengoperasiannya harus atas instruksi dari operator yang memonitor operasi di ruang kontrol Cluster-IV.
Tombol-tombol Emergency Shut Down system tersebut dioperasikan menggunakan fasilitas elektronik sistem yang dikombinasikan dengan alat bantu udara bertekanan dan minyak Hidraulic. Tombol – tombol Emergency Shut Down system tersebut dapat bekerja secara manual dan secara Automatic. Untuk menutupkan sumur-sumur produksi secara darurat, maka operator yang ada di ruang monitor South Lhoksukon Cluster-A bisa langsung menekan tombol Emergency Shut Down system yang ada di tempat tersebut sesuai kebutuhan atau sekaligus secara keseluruhan tergantung bagaiman kebutuhan emergensi tersebut. Tombol-tombol Emergency Shut Down system tersebut akan bekerja secara automatic apabila hal – hal seperti yang tersebut dibawah ini terpenuhi, yaitu :
Hilangnya arus listrik yang disebut 125 VDC power.
Berkurangnya tekanan udara dari 110 psig sampai ke 70 psig.
Berkurangnya tekanan minyak hidraulic dari 3000 psig sampai ke 1500 psig.
Terjadi peledakan pipa gas yang mengakibatkan berkurangnya tekanan gas dalam pipa pada batas yang telah ditentukan.
Skema dibawah ini adalah gambaran sederhana cara kerja kombinasi antara minyak Hidraulic (Hydraulic Oil), udara bertekanan (Air Supply) dan tenaga elektrik arus lemah (Electric Power Supply) 125 Volt DC dalam mengoperasikan katup – katup yang ada pada semua sumur produksi dan dapat dilihat pada gambar 3.4 berikut ini :
Katup utama
Katup utama
Electric power supplyAir supply lineHidrolic supply line
Electric power supply
Air supply line
Hidrolic supply line
Selenoid valve
Selenoid valve
Gambar 3.4 Schematic Drawing of Hydraulic Valve Operation
Fasilitas Pendinginan Gas Alam
Gas basah dari semua sumur-sumur produksi, baik yang dari Cluster-IV maupun yang dari Cluster-cluster lain dikumpulkan kedalam satu pipa penampung induk masukan gas basah yang disebut dengan Inlet Wellstream Cooler Header. Fasilitas proses di Cluster-IV dibagi kepada dua jalur aliran atau disebut dengan Train yaitu proses train-1 dan proses train-2. Pembagian ini dimulai semenjak gas basah memasuki Inlet Wellstream Cooler Header. Ukuran pipa Gas Inlet wellstream Cooler header masing-masing adalah 16 inci dan panjang keseluruhannya 50 meters. Gas basah yang terkumpul dalam pipa ini kemudian secara berkesinambungan dialirkan ke fasiltas pendinginan gas basah yang disebut dengan Wellstream Cooler Train-1 dan Wellstream Cooler train-2. Gas basah yang keluar dari fasilitas pendinginan kemudian dialirkan ke dalam fasilatas unit pemisahan gas, minyak kondensat dan air. Fasilitas pemisahan ini disebut dengan Gas Condensate and Water Separators.
Fasilitas pendinginan gas basah atau yang disebut dengan Wellstream Cooler dilengkapi dengan beberapa komponen penunjang lainnya seperti berikut :
Motor listrik atau disebut dengan Electric Motor.
Pipa pendingin atau disebut dengan Cooler tube.
Pipa penyalur masukan atau disebut Inlet Riser.
Pipa penyalur keluaran atau disebut Outlet Riser
Pipa pengumpul masukan atau disebut dengan Inlet Wellstream Header
Pipa pengumpul keluaran atau disebut dengan Outlet Wellstream Header.
Sudu – sudu pendinginan atau disebut dengan fin cooler.
Kipas pendinginan atau disebut dengan cooler fan.
Proses kerja pendinginan gas basah adalah, gas basah yang terkumpul di dalam Inlet Wellstream Header di masing- masing train dialirkan melalui pipa Inlet Riser yang berukuran 6 inci ke dalam Cooler Tube di masing- masing train secara berkesinambungan. Gas yang masuk ke Cooler Tube yang berukuran 1-1/4 inci didinginkan dengan menggunakan kipas pendingin Cooler Fan yang berukuran diameter 4 meter untuk menurunkan suhu gas basah tersebut dari suhu rata- rata 235F ke suhu rata-rata 110F. Penurunan suhu gas ini selain dengan menggunakan kipas pendinginan cooler fan juga dibantu oleh teknologi sudu - sudu pendinginan yang disebut dengan Fin – Fan Cooler yaitu sudu – sudu dari bahan alumunium yang di lilitkan pada semua pipa pendingin atau Cooler Tube untuk memperluas area permukaan pendinginan sampai dengan 1900 kali lipat ukuran pipa polos, sehingga suhu panas gas basah yang ada dalam pipa pendinginan atau Cooler Tube bisa menerima lebih banyak proses pendingnan dibandingkan dengan menggunakan pipa polos yang tidak dililitkan dengan sudu -sudu pendingin atau Fin – Fan Cooler. Gas yang telah mencapai suhu yang diinginkan yaitu rata- rata 110F kemudian dialirkan keluar melalui pipa penyalur keluar yang berukuran 6 inci dari masing-masing train untuk selanjutnya dikumpulkan dalam pipa pengumpul keluaran atau disebut dengan Outlet Wellstream Header dari masing – masing train menuju fasilitas pemisahan atau separation unit.
Gas yang berada pada suhu rata – rata 110F akan lebih mudah untuk dilakukan proses pemisahannya dari kondisi gas basah menjadi kondisi gas kering dalam arti tidak mengandung air dan minyak kondensat. Untuk
menjaga agar suhu gas basah yang keluar dari ruang pendinginan tetap stabil, maka dipasanglah kisi – kisi pengontrolan laju udara dari kipas pendinginan yang sebut dengan Louvers.
Dengan menggerakkan Louvers sesuai dengan kebutuhan maka laju udara yang melewati pipa-pipa pendinginan dapat diatur sedemikian rupa sehingga kebutuhan pendinginan yang sesuai dapat dicapai dan pengaturan ini bisa dilakukan secara automatic atau manual. Pada saat kondisi cuaca sedang hujan maka umumnya Louver ditutup rapat untuk menghindari pengembunan pada dinding pipa pendinginan yang disebabkan oleh suhu yang lebih dingin dari pada suhu udara luar atau suhu yang diharapkan. Pada kondisi udara sangat panas semua Louvers harus dibuka melebar untuk memberikan peluang yang lebih leluasa bagi udara yang melewati pipa pendinginan sehingga lebih banyak panas dari pipa pendinginan tersebut yang bisa dihembuskan keluar oleh udara yang melewatinya.
Fasilitas Pemisahan Gas, Minyak Kondensat dan Air (Production Separator)
Gas yang keluar dari sistem pendinginan gas basah dari masing – masing train memasuki unit pemisahan gas atau disebut juga dengan Three Phase Separator (D-416), untuk kemudian dengan menggunakan fasilitas pemisahan gas basah dan cairan, gas tersebut dipisahkan menjadi tiga klasifikasi pokok yaitu gas kering (Dry Gas), minyak kondensat (Condensate) dan air ikutan produksi (Produced Water). Proses pemisahan ini mengacu pada sistem pemisahan secara grafitasi yaitu cairan yang massa jenisnya lebih berat seperti air akan turun ke lapisan separator yang paling bawah sedangkan yang massa jenisnya lebih ringan seperti minyak kondensat akan terapung di separator bagian tengah dan gas yang massa jenisnya lebih ringan diantara air dan minyak kondensat akan naik dengan sendirinya ke permukaan separator yang paling atas dan dengan mudah dialirkan ke fasilitas proses selanjutnya.
Pemisahan akan lebih sempurna apabila kondisi suhu dan tekanannya berada pada posisi yang stabil yaitu tidak Fluktuative atau berubah-ubah selama proses pemisahan tersebut terjadi. Berikut ini adalah Typical dari alat pemisahan yang digunakan pada claster IV, dapat dilihat pada gambar dibawah ini :
Gambar 3.5 Tipikal Produksi Separator Cluster-I
Unit Pendingin Gas (Propane Chiller)
Gas kering yang keluar dari unit pemisahan dan telah terpisah dari cairan atau liquidasi lainnya dari masing – masing train belum sempurna kering dan suhu nya perlu di turunkan dahulu tanpa menurunkan tekanannya, sebelum memasuki fasilitas pendingin gas atau disebut dengan Propane Refrigeration System dari masing-masing train yang terdiri dari beberapa fasilitas yaitu, Scrubber (D-4504 dan D-4505), Booster Compresor (K-4504 dan K-4505), Condenser (E-4504 dan E-4505), Accumulator (D-4507), Propane Chiller (E-4501 dan E-4502), dan Scrubber (D-4504).
Gas yang keluar dari unit pemisahan atau separation unit dari masing-masing train tersebut dialirkan ke Low Pressure Dehidration Unit (E-218) untuk penurunan tekanan setelah penerapan pada Production Separator. Kemudian gas kering yang telah tersaring impuritis tersebut dialirkan ke unit High Presurre Dehidration Unit, kemudian di alirkan ke propane Refrigeration atau unit pertemuan awal antara gas kering dengan Propana. Gas masuk kedalam Propane Chiller dimana terjadi kontak antara propane dan Gas yang terjadi diantara Tube and Shell. Uap air yang ada setelah proses pendinginan karena gas terjadi kondensasi dialirkan melalui pipa menuju Booster Kompresor guna menaikkan tekanannya kembali.
BAB IV
TUGAS KHUSUS
Judul Tugas Khusus
Judul yang diberikan kepada penulis saat melaksanakan kerja praktek di PT. Pertamina Hulu Energi NSB adalah Preventive Maintenance pada Jockey Pump.
4.2 Tujuan
Untuk mempelajari kinerja Jockey Pump.
Untuk menjaga umur Jockey Pump.
Mempelajari fungsi Jockey Pump.
4.3 Waktu dan Tempat Pelaksanaan
Pelaksanaan kerja praktek dilakukan di PT. Pertamina Hulu Energi (NSB) Lhoksukon, Aceh Utara dimulai sejak tanggal 01 Agustus s/d 30 September 2017. Penulis ditempatkan di Mechanical Field Maintenance Department dan di lapangan.
4.4 Metodelogi Pelaksanaan
Metode yang dilakukan selama melakukan kerja praktek adalah sebagai berikut :
Studi langsung bersama Mechanical Point-A
Studi langsung ke lapangan Produksi
Konsultasi dengan Mentor
4.4.1 Metodelogi Pengumpulan Data
Dalam penyelesaian laporan ini, data yang diperoleh dari Departemen Mechanical pada tanggal 1 Agustus s/d 30 September 2017 berdasarkan data di Mechanical Field Maintenance Department Point A.
4.5 Landasan Teori Tugas Khusus
Jockey Pump
Jockey pump adalah pompa yang berfungsi untuk menjaga tekanan air didalam instalasi sistem fire hydrant maupun sistem sprinkler tetap stabil, sehingga apabila terjadi sedikit kebocoran pada pompa, valve dan perlengkapan lainnya dalam instalasi, maka jockey pump akan mengembalikan pada tekanan yang telah di tetapkan dan tentukan.
Gambar.4.1 Jockey pump
Fungsi jockey pump dapat beroprasi secara manual ataupun otomatis yang diatur pada Panel Kontrol. Jika pada toggle/selector switch di control panel diposisikan pada manual maka untuk mengoprasikan kita tekan tombol on dan untuk mematikan tekan tombol off. Jika Toggle/selector switch diposisikan pada auto maka sepenuhnya jockey pump bekerja secara otomatis dan dikendalikan menggunakan pressure switch. Pressure switch biasanya di setting antara 6 s/d 8 bar atau 8 s/d 10 bar. Pada tekanan minimum maka jockey pump akan beroperasi dan pada tekanan maksimal jockey pump akan berhenti.
Komponen – Komponen Utama Jockey Pump
Komponen utama dari jockey pump dapat dilihat pada Tabel 4.1 berikut ini:
Tabel 4.1 Tabulasi Komponen Utama Dari Jockey Pump
No
Nama
Gambar
Fungsi
1
Casing atas
Sebagai dudukan seluruh komponen pompa.
2
Shaft
Untuk meneruskan putaran dari motor.
3
Impeller
Untuk mentransfer energi dari motor dengan mempercepat cairan keluar dari rotasi.
4
Lock Nut impeller
Untuk mengunci bagian kiri dan kanan dari Impeller
5
Bearing Housing
Berfungsi sebagai dudukan dan pelindung bearing.
6
Bearing
Untuk menghindari gesekan shaft terhadap casing.
7
Wearing impeller
Berfungsi sebagai penahan gesekan yang terjadi pada impeller terhadap housing impeller.
8
Adjuster
Berfungsi sebagai penahan gland packing.
9
Gland Packing
Sebagai penahan keluarnya liquid dari dalam pompa.
10
Bushing
Berfungsi sebagai penahan antara shaft dengan impeller.
11
Spacer
Berfungsi sebagai pemisah antara casing pompa dengan housing bearing.
12
Retainer
Berfungsi sebagai dudukan spacer.
13
Cover House Bearing
Berfungsi sebagai pelindung house bearing.
4.9 Proses Perawatan Jockey Pump
Cara merawat Jockey Pump supaya awet, tahan lama dan terus bekerja optimal memerlukan perlakuan yang tepat mulai dari teknik pemasangan sesuai prosedur hingga penanganan yang benar selama penggunaannnya dan diperlukan pemeriksaan secara berkala (PMJS).
Berdasarkan jenis pompa, masing – masing memiliki perbedaan teknis dalam upaya merawat pompa mulai dari penempatan unit pompa agar mempermudah perawatan berkala, hingga penanganan yang cepat ketika terjadi masalah darurat seperti penggatian alat (Spare Part) sampai yang paling fatal yaitu penggantian unit pompa.
Langkah-langkah pembongkaran
Lepaskan Penutup Kopling
Lepaskan Sambungan Kopling
Lepaskan Casing atas pompa
Lepaskan Bearing
Lepaskan Pompa dari dudukannya
Lepaskan house bearing cover (out board bearing) lock nut
Buka rumah bearing
Lepaskan out board bearing
Lepaskan house bearing/periksa seal oil
Lepaskan protector seal oil
Lepaskan glang paking
Lepaskan wearing and make sure
Lepaskan impeller
Lepaskan sleve ring impeller
Lepaskan impeller lock (outboard-inboard)
Proses perawatan pada Jockey Pump
Dalam proses perawatan Jockey Pump ada beberapa proses yaitu ;
Periksa gland packing jangan terlalu besar atau terlalu kecil clearance – nya.
Periksa kerusakan bearing (melalui vibration test).
Periksa oil Sight Glass (level oil jangan berkurang).
Periksa baut – baut dan pastikan tidak ada yang longgar.
BAB V
PENUTUP
5.1 Kesimpulan
Kesimpulan yang dapat diambil dalam melakukan perawatan dan pemeliharaan pada jockey pump adalah sebagai berikut:
Dapat mengetahui apabila terjadi kerusakan pada komponen pompa.
Dapat memperpanjang usia pemakaian pompa.
Mencegah terjadinya trip pada pompa.
5.2 Saran
Lakukan perawatan pada pompa sesuai prosedur.
Perawatan pompa harus dilakukan secara rutin atau berkala.
Utamakan keselamatan dalam melakukan pekerjaan.
.
DAFTAR PUSTAKA
Aryandi, 2015, Pemisahan Dalam Separator, Universitas Gajah Mada, 2016.
Aceh Production Operation, Cluster IV Production Operation.8 Oktober 2013. Lhoksukon.
Hendra, dkk, Modul praktikum indstri kimia Production searator , Pertamina Hulu Energi.2012.
https://surabaya.proxsisgroup.com/jenis-jenis-separator-dalam-industri-migas.
http://www.prosesindustri.com/2015/01/jenis-jenis-seperator-berdasarkan-bentuk-dan-metode-pemisahnya.html?m=1
LAMPIRAN