Proses Produksi Gas Alam _ Interpretasi Proses Flow Diagram MGDP

Untuk bisa menjalankan tugas dengan baik ada beberapa hal yg harus dipelajari,anatara lain alur proses dari plant yg akan kita bangun,jd kita bisa menentuka area mana yg harus diselesaikan dahulu,sebagai seorang construction engineer yg merupakan perpanjangan tangan dan otak dari construction  manager wajib hukumnya untuk mengerti bagaimana proses flow diagram terartikan,sehingga bisa align kan rencana kerja dengan target yg diharapkan.
Jadi running work terhadap member konstruksi baik ke level leader sampai direct worker selalu terjaga.
Berikut paparannya:

Gas alam merupakan salah satu sumber energi terbesar di dunia, Berikut ini adalah deskripsi proses eksplorasi dan produksi gas alam.

Pertama-tama gas yang mengandung CH4 (methane), H2S (asam sulfat), CO2 Karbondioksida), H2O, dan senyawa Hidrokarbon lainnya diambil dari sumur gas (well), kemudian gas tersebut kemudian disalurkan ke pipa-pipa produksi yang menuju manifold, terdapat tiga aliran manifold yaitu, production manifold, test manifold (Baca : Flowline dan Manifold), dan blowdown header.dari production manifold gas kemudian dialirkan menuju inlet separator yang akan memisahkan gas dan liquid (oil dan H2O) yang terdapat dalam gas. Sedangkan dari aliran test manifold gas akan dialirkan menuju test separator yang berfungsi untuk mengukur laju alir wellhead (sumur gas). Sementara untuk blowdown header gas akan dikembalikan ke dalam well (sumur) untuk situasi darurat ( misalnya, saat terjadi kebocoran).

Dari production separator gas akan dialirkan menuju cooler yang berfungsi untuk menurunkan suhu karena gas tersebut akan memasuki pipa dan selanjutnya gas tersebut akan dialirkan menuju production separator yang akan memisahkan kembali dari air dan kondensat.

Kemudian gas mengalir menuju amine unit dan membrane unit yang berfungsi untuk memisahkan kandungan gas beracun H2S yang ada dalam gas secara kimiawi dengan menggunakan MDEA (Methyl Di Ethanol Amine).sour gas ini dialirkan dari bawah amine contactor sedangkan lean amine dalam bentuk liquid yang panas dialirkan dari atas, sehingga gas yang bergerak keatas bersinggungan dengan lean amine yang bergerak turun. Liquid amine ini lalu mengikat unsure H2S yang ada dalam gas, kemudian amine yang kaya akan H2S (rich amine) dialirkan ke unit amine regenerator untuk di daur ulang, sedangkan sisa gas H2S dalam bentuk SO2 di bakar di flare.Lean MDEA di pompa dibagian atas amine contactor dan mengalir kebawah dari tray berikutnya yang berlawanan arah dengan aliran gas yang mengalir dari bawah ke atas. Gas yang telah dibersihkan akan keluar melalui bagian atas amine contactor setelah melalui tray dan mist extractor. Amine akan bereaksi secara kimiawi dengan gas asam dan rich amine (amine yang kaya akan gas) keluar melalui bagian bawah peralatan dan masuk ke system regenerasi.

Gas alam yang mengandung gas asam dilepaskan dari gas asam tersebut oleh proses absorbs. Larutan amine menyerap gas asam, sehingga melepaskan sweet gas (gas yang tidak mengandung atau sedikit mengandung gas asam). Rich amine kemudian melewati proses destilasi dimana gas asam dilepaskan dari amine. Lean amine (amine yang tidak mengandung gas asam) kemudian dibawa kembali untuk difungsikan lagi dalam proses pemurnian gas asam. Dengan kata lain, dalam hal ini amine di daur ulang.

Biasanya temperature meningkat bila larutan mengalir kebawah menuju accumulator, kenaikan temperature dipengruhi oleh persentase gas yang mengalir. Selanjutnya gas keluar melalui bagian atas menara dan menuju Tri Ethylen Glycol (TEG) contactor unit. Untuk selanjutnya akan melalui proses penyerapan kandungan air yang terdapat didalam gas.
Setelah meninggalkan amine contactor, rich amine masuk ke flash amine tank, sehingga gas yang terlarut dapat dilepaskan yang kemudian dikirim ke flare untuk dibakar. Setelah dari flash tank rich amine masuk ke Heat exchanger system dimana temperature aliran dinaikkan sampai mendeketi 245 F.
Gas asam (H2S dan CO2) dan MDEA memasuki stripper dan mengalir kebawah dan melalui tray yang mirip dengan contactor. Pada saat jatuh temperature MDEA akan meningkat akibat mengalami kontak dengan uap yang dibangkitkan oleh reboiler tempearatur tinggi akan merubah ikatan gas asam (H2S dan CO2) dan MDEA sehingga diperoleh gas asam dan MDEA murni. Gas dan uap akan bergerak keatas sedangkan MDEA jatuh kebawah. Selama perjalanan kebawah MDEA mengalami beberapa kali pemurnian.

Sekilas Tentang Proyek Baru - Matindok Gas Development Project

Setibanya di kota kecil di Sulawesi Tengah , di kenal dengan nama Luwuk, dengan fasilitas bandara perintis tepat pukul 16.00 WIT, saya takjub dengan pemandangan sekitar bandara yang ada di pinggir laut, perjalanan menuju tempat singgah pun tak kalah menarik , berjejer pohon kelapa bertiup anggun di hempas angin sepoy pantai di seluruh perjalan saya, mungkin cerita luwuk akan saya sambung ditulisan berikutnya. hahahaha

Dan saya cukupkan ya , tapi entah kapan lagi mau nulis,,welewele

Oke langsung aja ke topik cerita,

Cerita singkat mengenai proyek baru.

Luwuk - Proyek Pengembangan Gas Matindok (PPGM) Kabupaten Banggai, Propinsi Sulawesi Tengah, ini merupakan proyek yang penting bagi industri minyak dan gas bumi di Indonesia dan nantinya akan berperan penting dalam mempertahankan dan memperkuat posisi Indonesia sebagai negara pengekspor LNG terbesar di dunia. Pembangunan PPGM diyakini akan meningkatkan kontribusi sektor minyak dan gas bumi dalam menyumbangkan devisa bagi negara dan kemungkinan sebagian untuk substitusi BBM dalam negeri.

PPGM memiliki fasilitas yang lengkap mulai dari memproduksi gas bumi dari sumur yang telah dieksplorasi maupun dari rencana sumur pengembangan yang berasal dari 5 lapangan gas bumi, yaitu: lapangan-lapangan gas Donggi, Matindok, Maleo Raja, Sukamaju, dan Minahaki.. Kemampuan produksi gas dari Blok Matindok diperkirakan ± 105 MMSCFD (gross), dengan kandungan kondensat ± 850 bopd, dan air yang terikut diproduksikan diperkirakan ± 2500 bwpd, dengan prakiraan umur produksi 20 tahun yang didasarkan atas besarnya cadangan gas yang ada dan hasil kajian kelaykan ekonomi untuk pengembangan lapangan. Gas yang diproduksi mengandung CO2 ± 2,5%, Total Sulfur ±3.000 ppm dan kemungkinan juga mengandung unsur yanglainnya. Kegiatan pengembangan gas Matindok sebagai upaya mendorong gas dari area Matindok sebesar 105 MMSCFD (net) untuk kebutuhan kilang LNG dan PLN. Rencana pasokan ke kilang LNG adalah sebesar 85 MMSCFD dan pasokan untuk PLN sebesar 20 MMSCFD. Pasokan tersebut sudah termasuk pasokan gas untuk pupuk dan industri baja. Selain itu, 28,5persen produksi gas Pertamina dipasok untuk pembangkit listrik, termasuk listrik untuk industri. Sedangkan sisa produksi gas dipasok untuk memenuhi kebutuhan gas kota serta bahan bakar gas.

Tujuan proyek ini adalah memproduksi gas bumi, menyalurkan gas ke kilang LNG, memproses gas menjadi Liquid Natural Gas (LNG), serta mengangkut LNG dan hidrokarbon cair (kondensat) ke pasaran. Dalam upaya untuk mencapai tujuan itu maka PPGM merencanakan akan melakukan kegiatan pengembangan Sumur Gas, pembangunan Block Station (BS) atau Fasilitas Pemrosesan Gas (Gas Processing Facility, disingkat GPF), pemasangan Pipa Penyalur Gas dan pembangunan Fasilitas Kilang LNG, termasuk fasilitas pelabuhan laut khusus. Pelabuhan laut khusus tersebut direncanakan akan dibangun pada dua alternatif lokasi yaitu di daerah Kecamatan Batui dan Kecamatan Kintom Kabupaten Banggai, Provinsi Sulawesi Tengah. Berikut ini adalah cakupan rencana kegiatan pengembangan Lapangan Gas Matindok.

A.    Pemboran 21 sumur yang terdiri dari 17 sumur pengembangan dan 4 sumur kerja ulang (work over) dengan perincian. No. Lapangan Jenis Kegiatan Pemboran Wilayah terbagi menjadi beberapa wilayah antara lain:

o   Donggi 4 sumur work over  sumur pengembangan Kecamatan Toili Barat

o   Minahaki 4 sumur pengembangan Kecamatan Toili

o   Sukamaju 2 sumur pengembangan Kecamatan Batui

o   Matindok 4 sumur pengembangan Kecamatan Batui

o   Maleoraja 3 sumur pengembangan Kecamatan Batui

Pembangunan Block Station (BS) di Donggi, Sukamaju dan Matindok, sedangkan gas yang berasal dari sumur-sumur Matindok, Maleoraja dan Minahaki akan dialirkan melalui Manifolding Station (MS);

B.     Pembangunan fasilitas pemrosesan gas atau Gas Processing Facility (GPF) akan ditempatkan satu area dengan Block Station yang berada di dua lokasi yaitu di Donggi dan Matindok;

C.     Pembangunan Kilang LNG dalam hal ini adalah Donggi-Senoro LNG (DSLNG) beserta fasilitas pendukung seperti perkantoran dan pelabuhan khusus akan ditempatkan di dua alternatif lokasi yaitu Uso, Kecamatan Batui atau Padang, Kecamatan Kintom.

D.    Pemasangan pipa:

o   Pemasangan pipa flow line berdiameter 4” s/d 6" di darat sepanjang sekitar 35 km dari sumur-sumur ke BS di masing-masing lapangan.

o   Pemasangan pipa gathering line diameter 16” dan 18”, sepanjang 40 km dari BS ke GPF kemudian diteruskan ke fasilitas bersama JOB Pertamina-Medco Tomori Sulawesi di Senoro yang akan melewati beberapa desa di Kecamatan Toili Barat, Toili dan Batui.

o   Pemasangan pipa trunk line penyaluran gas berdiameter 32" di darat sepanjang sekitar 23 km dari Fasilitas bersama JOB Pertamina-Medco Tomori Sulawesi di Senoro ke Kilang LNG, yang terletak di Desa Uso Kecamatan Batui atau Desa Padang Kintom, yang akan melewati beberapa desa di Kecamatan Batui dan Kintom

E.     Pengangkutan kondensat dengan mobil tangki Kondensat dari Block Station Donggi, Sukamaju dan Matindok ke Tangki Penampung Kondensat JOB Pertamina-Medco Tomori Sulawesi di Bajo.

F.      Pembebasan lahan untuk rencana kegiatan pemboran sumur, pemasangan pipa, pembangunan BS, GPF, Kilang LNG, pelabuhan dan pemasangan pipa darat seluruhnya sekitar 595 ha.

G.    Sistem Pemipaan Gas

Hasil produksi gas dari tiap-tiap sumur dialirkan melalui pipa produksi (flowline) dengan

diameter yang sesuai, sebagian besar menggunakan pipa berdiameter 4 inch dan ada sebagian yang menggunakan pipa berdiameter 6 inch. Pipa flowline dimaksud dirancang menggunakan material baja carbon yang didalamnya dilapisi Stainless-Steel agar tahan terhadap gas H2S untuk menuju Blok Station (BS). Lebar lahan yang akan digunakan untuk pipa produksi tersebut sekitar 8 meter dengan panjang kumulatif ± 35 km untuk 21 sumur.

Disain Pipa

Material yang digunakan untuk flowline mengikuti NACE MR175 (Metals for Sulfide Stress Cracking and Stress Corrosion Cracking Resistence in Sour Oilfield Environments). Material yang dipilih adalah material tahan korosi (316 SS lined steel pipe untuk temperatur < 140oF dan Alloy 825 lined steel pipe untuk temparatur > 140oF). Disain pipa dan pemasangan pipa akan mengacu pada beberapa standard nasional (Departemen Pertambangan dan Energi tentang Insatalasi Minyak dan Gas Bumi No. 01/P/M/Pertamb/1980; Kep.Men PE No. 300.K/38/M.PE/1997 dan Peraturan Ditjen MIGAS: Standar Pertambangan MIGAS (SPM, 1992) 50.54.0-50.54.1) dan internasional (antara lain API 5 SL – Specification for Line Pipe, API 1104 – Welding of Pipeline and Related facilities, ASME B31.8 – Gas Distrbution and Tranportation Piping System).Material pipa penyalur (flowline) menggunakan clading pipe CRA, dan isolasinya berupa Wrapping Insulation. Untuk material Pipeline (Trunkline) menggunakan Carbonsteel API 5L, dan isolasinya berupa Manufacture Insulation. Proteksi Korosi (Corrosion Protection) Pipa Proteksi korosi luar pipa gas dilakukan dengan sistem proteksi katodik (anoda karbon) yang diharapkan mampu mengendalikan semua bentuk korosi luar di bawah tanah agar dapat melindungi pipa dari korosi luar. Selain itu pipa dilengkapi dengan pembalut luar pipa yang juga berfungsi melindungi pipa dari korosi luar. Sedangkan proteksi korosi internal dilakukan dengan menginjeksi corrosion inhibitor ke dalam pipa gas secara berkala. Untuk memudahkan dalam pengukuran potensial dan arus yang mengalir pada pipa, maka dipasang test box pada setiap jarak ± 1 km.

H. Block Station (BS) Gas dari sumur produksi dialirkan ke 3 Stasion Pengumpul (Gathering station/Block Station) yang terletak di masing-masing lapangan (Donggi, Matindok, dan Sukamaju). Sedangkan di lapangan Matindok, Maleoraja dan Minahaki, hanya ada fasilitas Manifold Station (MS). Di dalam BS terdapat Unit separasi, Unit kompresi, Tangki penampung, Unit utilitas dan Unit pengolah limbah (Flaring system dan IPAL). Berikut ini adalah unit-unit operasi yang digunakan untuk pemrosesan gas di BS. Seluruh Blok Station atau Stasiun Pengumpul Gas di Blok Matindok terdiri dari sistem pengumpulan (gathering system) dan sistem separasi gas bumi yang terdiri dari separator dan tangki kondensat. Unit dehidrasi diperlukan untuk mengurangi kandungan air dalam gas bumi agar tercapai spesifikasi gas pipeline yaitu maksimum 7 lb/MMSCF.

H.    Unit Separasi

Hidrokarbon dari sumur produksi mengandung kondensat, air dan gas dimana jumlah terbesar adalah gas. Langkah awal untuk memisahkan kondensat, air dan gas adalah dengan menggunakan separator gas. Di dalam alat tersebut kondensat dan air terpisah dari gas. Kondensat dan air akan mengalir dari bagian bawah separator sedangkan gas akan mengalir dari bagian atasnya. Proses pemisahaan di dalam alat tersebut hanya merupakan proses fisika dan tanpa penambahan bahan kimia. Kondensat dan air dipisahkan dengan prinsip ketidak-saling-larutan dan perbedaan berat jenis. Kondensat ditampung di tangki penampung, sedangkan air diproses lebih lanjut dalam sistem pengolah air (waste water treatment). Apabila tekanan gas dari sumur berkurang akibat penurunan tekanan reservoir secara alami, maka akan dilakukan pemasangan kompresor di Gathering Station/ Block Station guna menjaga stabilitas tekanan gas yang masuk ke System CO2/ H2S Removal maupun ke konsumen gas tetap stabil. Kondensat ditampung di tangki penampung untuk dikirim ke Kilang LNG di Batui menggunakan mobil tangki.

I.       Tangki penampung

Tangki penampung dipakai untuk menampung kondensat yang berasal dari separator, sebelum diangkut ke Batui. Jumlah tangki penampung yang dipakai sebanyak 2 buah dengan kapasitas masing-masing sebesar ± 1300 m3. Kondensat akan diangkut dari Block Station ke fasilitas JOB di Desa Bajo dengan menggunakan road tank atau mobil tangki.

J.       Kompresor

Kompresor yang akan dipergunakan untuk menjaga tekanan keluar dari Block station tetap sebesar 900 psig. Kompresor ini dipasang di block station. Jumlah kompresor yang ditempatkan di Block Station rata-rata 3 unit per lokasi. Hal ini dikarenakan pada umumnya tekanan gas yang keluar dari sumur akan mengalami penurunan secara alamiah selama proses produksi, sehingga diperlukan tambahan kompresor baru di Gathering Station/ Block Station.

K.    Unit pengolah air

Unit pengolah air atau Unit “Effluent Treatment” atau Instalasi Pengolah Air Limbah (IPAL) dipakai untuk mengolah limbah cair yang berasal dari separator dan lain-lain.

L.     Unit Proses atau GPF (Gas Processing Facility)

Di lokasi BS terdapat unit proses atau GPF yang meliputi AGRU, SRU, dehydration unit, dew point control.

M.   Unit Penghilangan CO2/H2S (AGRU)

Gas yang mengalir dari Block Station sebelum masuk ke Kilang LNG akan dikurangi kandungan CO2 dan H2S nya dengan proses absorbsi menggunakan larutan MDEA (Methyl Diethanol Amine) dalam Unit Penghilangan CO2/H2S (Acid Gas Removal Uni = AGRU). Prinsip kerja unit tersebut adalah penyerapan gas CO2 dan H2S di dalam RINGKASAN EKSEKUTIF Proyek Pengembangan Gas Matindok 15 PT PERTAMINA EP –PPGM absorber dan melepaskannya lagi di dalam menara stripper atau column, sehingga diperoleh sweet gas dengan kandungan CO2 dan H2S yang rendah. Gas dari Block Station dialirkan melalui pipa ke Acid Gas Removal Unit yang terletak di BS di Donggi dan Matindok.

N.    Sulfur Recovery Unit (SRU)

Sulfur recovery dimaksudkan untuk memenuhi ketentuan dan perundangan- undangan lingkungan sesuai dengan nilai ambang batas yang diizinkan pada Kepmen LH No.129 Tahun 2003. Terdapat beberapa proses yang tersedia untuk memproduksi sulfur dari hydrogen sulfide. Beberapa proses didesain dengan maksud untuk memproduksi sulfur dan beberapa proses juga dikembangkan dengan tujuan utama untuk menghilangkan kandungan H2S dari gas bumi dengan produksi sulfur hanya sebagai hasil dari proses lanjutan yang harus dilakukan.

O.    Dehydration Unit (DHU)

Setelah gas keluar dari unit proses, gas tersebut selanjutnya dialirkan ke Dehydration Unit. Dehydration unit berfungsi untuk mengeringkan gas, yaitu untuk menyempurnakan pengurangan air yang terikut di dalam gas. Proses yang berlangsung di dalamnya adalah proses absorbsi (penyerapan) air dengan menggunakan bahan kimia triethyleneglycol (TEG), yang mana TEG dapat dipakai lagi setelah dibersihkan dari air secara fisis (close cycle). Hasil dari proses tersebut adalah gas yang sudah memenuhi syarat untuk dikirim ke konsumen.

P.      Dew Point Control Unit (DCU)

Setelah gas keluar dari unit dehidrasi, gas masuk ke unit Dew Point Control yaitu unit untuk menjaga suhu embun dari hydrocarbon mencapai maksimum 75oF pada tekanan 750 psig. Guna unit ini adalah untuk menjaga agar cairan tidak timbul selama pengiriman gas akibat turunnya temperatur udara. Prosesnya didasarkan pada JT valve expansion dan pendinginan dengan cara recompression. Proses cara lain dengan menggunakan sistem propane refrigeration juga akan dipertimbangkan pada rekayasa (engineering) front end engineering design (FEED) tahap berikutnya.

Q.    Sistem Keselamatan Pengiriman Gas dan Kondensat

Pada waktu pengiriman gas sepenuhnya telah berjalan, sistim operasi tersebut dilengkapi dengan SCADA yang dapat memantau serta melakukan tindakan pengamanan terhadap seluruh kegiatan operasi, termasuk apabila terjadi gangguan operasi lainnya. Apabila terjadi gangguan operasi apapun bentuknya SCADA secara otomatis akan melakukan tindak lanjut sesuai dengan program yang telah dibuat. Tindak lanjutnya bisa langsung menutup aliran gas ke lokasi tertentu (automatic shutdown valve), memberikan tanda bahaya sampai mematikan operasi unit-unit peralatan baik semuanya maupun sebagian tergantung dari gangguan operasi yang terjadi.

By Gud P

source : Pertamina EP-PPGM

Purna Tugas dari NDD A13 Project Chevron Duri

Dari defiisi project , salah satu nya adalah dibatasi oleh waktu dan  berbanding lurus dengan yang akan di olah ditulisan  ini

Bertepatan dengan itu , maka berakhir pula masa tugas saya di Proyek North Duri Development Area 13. Tepat dua tahun sudah saya berada di proyek ini , proyek oil and gas terbesar dari beberapa proyek yang sudah  saya  jalani. Rabu , 15 juni besok kami sekeluarga akan terbang meninggalkan kenangan di kota minyak duri menuju Jakarta sebelum akhirnya ke kampung halaman. Sedih ?? sudah pasti , banyak hal yang sudah dilewati khususnya dilingkungan keluarga dan masyarakat di duri ini , yang lebih mengesankan , mahira anak saya , selalu menyebut rumah yang saya kontrak sebagai rumah nya , maklum dia pindah ke duri dari usia 1 tahun , dan sekarang sudah hampir 3 tahun , jadi wajar saja kalau memori terbanyak ada di duri.

Flash back  ke project , 30 June 2014 , senin pertama saya berangkat menuju kantor proyek yang berada di lingkungan lapangan minyak duri ,yang berada di J3. Jam 6.15 pagi , bis yang mengantar kita berangkat dengan kecepatan tidak lebih dari 40 km/jam sesuai dengan  regulasi yang ada di chevron.

Nah ,,, di moment ini untuk pertama kali saya melihat langsung pompa angguk yang sudah bercokol di tanah  riau ini dari puluhan tahun silam.

That it , saya langsung berpikir , inilah proyek saya,

Ditugaskan untuk pertama  kali , menghandle pekerjaan instalasi pipa flow line dan juga utilitas line dari F4 ke utara samapai dengan E8 ( info NDD 13 mempunya koridor yang terbentang dari J2 s/d E8). Berjalan selama kurang lebih 3 bulan setelah penugasan pertama , saya kemudian dipindahkan keposisi PIC POP ( Put on Producer),milestone terbesar proyek karena berhubungan dengan produksi minyak,  yang kurang lebih sampai dengan 1 tahun , dan bertugas menyelesaiakn 358 well POP. Disitu banyak rekan baik dari klien maupun internal yang banyak membantu untuk suksesnya program POP ini. Ada manfaatnya juga berbadan besar,dg kulit gelap untuk menjalani posisi koordinator POP,setidaknya masih selalu didengarkan dan diikuti , seandainya rekan semua tahu kalau umur saya masih belasan,,,,cie msh belasan,,

Dan di bulan September 2015 , kemudian saya di berikan mandat baru sebagai Construction Planner On Plot  dan juga wakil area manager ON Plot, dimana on plot merupakan jantung dari project ini karena bertugas sebagai metering dan juga prosesing plant dari fasilitas offplot berupa CVC System.

Yang pada akhirnya bertepatan dengan selesainnya kontruksi dan kommsioning , dan akan di start up system terakhir yaitu North , dan jauh berkurangnya beban kerja , maka saya pun purna tugas di proyek NDD A13 ini dan segera menyongsong priyek baru di PPGM Matindok untuk gas ekploration Project.

Terimaksih untuk anak dan istriku telah setia menemani dan mengikuti selama proyek ini , dan untuk semua rekan NDD 13 Team ,chevron , wika ,dan juga RPE

Banyak ilmu yang saya dapat disini

North Duri Development Project A13 - Belajar Part 1

NDD Area 13 - Part 1

Proyek di Duri ini merupakan proyek kedua diluar Pulau Jawa pada saat itu, kesempatan yang luar biasa bisa tergabung dalam sebuah Mega Project di kawasan yang sudah sangat terkenal di seantero Indonesia, dimana lapangan minyak duri ini sudah dimulai bahkan sebelum negara kita ini merdeka gaeees, yes yakni di tahun 1944 sudah mulai dilakukan pengebroran d sumur Minas 1 (dari catatanaktivitas seismic sduah mulai dilakukan dari tahun 1939 loh), dan di tahun 1970 an produksi minyak di Duri menjadi tulang punggung produksi minyak nasional hingga mencapai 1 juta barrel oil per days.

Dan singkat cerita saya di tugaskan disana untuk menambah pasokan minyak Nasional dengan estimasi sekitar 17 ribu barrel oil per days.  29 Juni 2014 lalu saya tiba di sebuah kota kecil di Provinsi Riau yang sangat terkenal dengan hasil minyak buminya,,yup duri , " markas raksasa minyak Chevron"

Mungkin ulasan tentang duri dan Chevron sudah banyak di bahas.

Dan yang akan di paparkan adalah beberapa pengalaman saya selama berkarya di Proyek NDD A13. Sebuah proyek yang berhasil di dapat oleh perusahaan kami waktu itu, masih masuk pelat merah, BUMN, PT Wijaya Karta atau lebih dikenal dengan istilah WIKA.

Di Project itu Wika bekerja sama atau konsortium dengan dua perusahaan lain yaitu Inwha dan Singgar mulia, walaupun pada kenyataannya keseluruhan Project di kerjakan hanya oleh WIKA, mungkin sebagai salah satu syarat saja pada saat bidding dulu.

Ya secara garis besar ada 3 milestone di Project ini, yang pertama POP untuk pengambilan minyak (lengkap beserta fasilitasnya) , kemudian POI untuk inejction uap ke dalam bumi, dan yang terakhir adalah fasilitas metering (yang kita kerjakan di sana ada beberapa antara lain : AWT, CVC dll.)

Ndd A13 terdiri dari 2 item penggolongan yaitu :

1.      Offplot facility

Offplot facility adalah fasilitas yang terdiri dari surface facilities (well injector,well producer , flow line , utilitas line , & steam line ) dan juga infrastruktur facilities ( Road , corridor , bridge & saluran air)

Di assign sebagai POP Coordinator sekaligus pipe line non steam ( Kill Water & CVC) , pada awalnya jujur saya masih bingung apa itu sebenarnya yang disebut dengan POP , mungkin kalau konstruksi pipa sudah tidak asing lagi karena beberapa proyek sebelumnya memang itu tugas saya. Jadi secara garis besar ada 2 mile stone besar yang ada di offplot yaitu POP dan juga POI , untuk tulisan sekarang mungkin saya tidak membahas masalah Poi , hanya garis besar nya kalau POI itu adalah inject upa ke dalam tanah untuk menambah produksi minyak.

Dan berikut jabaran tentang POP yang memang menjadi tanggung jawab saya

Yaa,, POP ( Put On Producer ) adalah suatu kegiatan yang mengindikasikan sebagai sebuah pengambilan minyak dari sumur produksi. Untuk mencapai deal POP , ini berhubungan dengan berbagai disiplin kerja atau complicated interface activity antara lain :

-          Mechanical      : Instalasi Pompa Angguk

-          Piping              : instalasi flow line dan juga utilitas line

-          Electrical          : Instalasi medium voltage – sumber daya

-          Instrument       : Constrol dan automation system berupa scada & Presure controle (yang safe atau mati ketika maks dan juga min)

-          Sipil                 : Build Well pad & corridor

-          Struture                        : Dudukan pompa angguk

Integrasi dari banyak disipiln ilmu ini yang mungkin membuat prosesnya lumayan lama. Diawal saya di assign untuk mengkordinasikan semua bagian baik kontruksi , engineering  , QC dan juga commisoning tercatat baru 59 well POP dari toal 358 Well.

Dengan komuniaksi yang baik , dan control serta monitoring yang kuat maka diawal bulan kerjasama tercatat 50 well POP dalam sebulan dan ini adalah rekor POP dalam sebulan di lingkungan Chevron Sumatra

Dan berikut hal penting yang digunakan sebagai to do list , check list , control dan monitoring dilapangan antara lain follow up status :

1.      Corridor

2.      Well hook up

3.      Power Pole & stringing cable

4.      Trafo & PDB

5.      Underground cable

6.      Termination

7.      PU base

8.      Pumping unit install

9.      Flow Line

10.  Radiografi

11.  Pigging

12.  Hydrotest

13.  Solorun

14.  Function test

15.  Bump test

16.  Walktrought

17.  PSSR

18.  POP

Umumnya dari proses awal diluar pengerjaan koridor , well pad , drilling membutuhkan waktu sekitar 14 ahri kerja untuk bisa POP

By Gud Purmala Putra