pengenalan pengukuran produksi minyak standard

7/25/2019 Pengenalan Pengukuran Produksi Minyak Standard

1/18

PENGENALAN PENGUKURAN

PRODUKSI MINYAK STANDARDDAN

SISTEM PELAPORAN

| 1

Bab I

PENDAHULUAN

Minyak dan gas bumi merupakan suatu komoditi strategis yang diperdagangkan secaraluas di dunia Internasional. Bagi Indonesia sebagai negara penghasil minyak dan gasbumi, selain sebagai sumber energi dan BBM dalam negeri, minyak dan gasmerupakan komoditi ekspor dan sumber penerimaan devisa untuk menunjangpembangunan nasional.

Oleh karena itu pengelolaan minyak dan gas bumi sebagai sumber daya alam yang takterbarukan, harus dilakukan se-efisien mungkin, disamping itu pencarian sumber

cadangan baru tetap harus diusahakan. Berkaitan dengan hal itu, perlu diingat bahwacadangan minyak dan gas bumi secara alamiah akan mengalami penurunan, dan akanberdampak kepada kebijakan pengelolaan lapangan lapangan minyak yang ada.

Pada era tahun 1970, Lapangan Rantau pernah mencatat sejarah sebagai Lapanganbesar dengan hasil puncaknya rata-rata 5500 m3 minyak bumi/hari. Denganberjalannya waktu, dan sudah merupakan proses alamiah, produksi lapangan Rantausaat ini berkisar di 410 m3/hari.

Pencarian sumber-sumber baru masih tetap dilakukan, walaupun tidak selalumemberikan hasil yang memuaskan. Sistem pemboran juga dirubah dari konvensional(lurus) menjadi berarah (directional) bahkan sampai pada posisi horizontal.

Selain operasi pemboran, juga dilakukan usaha perekahan terhadap sumur - sumuryang masih menunjukkan potensi produksi yang menguntungkan (salah satunyaSBL-04).

Juga dilakukan perubahan pengangkatan produksi terhadap beberapa sumur yangsebelumnya menggunakan metode gas lift, dirubah dengan menggunakan metodepompa bawah tanah (electric submersible pump) yang sudah dilakukan di P-270,P-385, KSB-44, KSB-51 dan KSB-52.

Jika dilihat dari pemaparan diatas, usaha - usaha yang sudah dilakukan di LapanganRantau untuk mempertahankan bahkan meningkatkan produksi sudah dimulai sejak

lama. Terlihat dari adanya usaha untuk mempertahankan produksi di Struktur Rantau(daerah Tanjung Sementok) dengan didirikannya Secondary Recovery (Sec Rec) yangdikelola oleh Japex dari tahun 1983 sampai 1994.

Usaha ini sampai sekarang masih berlanjut, bahkan akan ditingkatkan denganmelakukan studi reservoir pada lapisan-lapisan lainnya. Usaha-usaha ini tentu sajaharus memperhitungkan segi keekonomian yang akan berdampak pada baiayacost/barrel lapangan


2/18



SISTEM PELAPORAN

| 2

Bab II

STASIUN PUSAT PENGUMPULAN PRODUKSI

Hasil produksi minyak gross dari sumur ditampung sementara di Stasiun Pengumpul(SP). Ada 8 lokasi stasiun pengumpul aktif, masing-masing adalah:

Wilayah Rantau : SP-I, SP-V, SP-VII, SP-VIII.

Wilayah Kuala Simpang Barat : SP-XIl dan SP XIII

Wilayah Serang Jaya : SP-X dan XV

Angka produksi di SP-SP merupakan hasil pengukuran secara sederhana, denganmenggunakan measuring tape standard, namun angka ini belum menunjukkan angka

yang ditetapkan pada Quantity Accounting System (QAS) minyak. Angka produksi inidikenal dengan angka pengamatan (observed).

Semua hasil produksi SP-SP Lapangan Rantau (termasuk air) selanjutnya dikirim kePusat Penampungan Produksi (PPP) . Air dan minyak ini ditampung sementara dalamtangki-tangki timbun. Kapasitas total yang tersedia di PPP dengan kondisi 70 %sebesar 12.000 m3 terdiri dari 6 unit tangki dengan kapasitas masing-masing (hasilkalibrasi) yakni:

Tangki No.1 kapasitas 4975 m3






Hasil produksi ini akan dikirim ke Kilang Pangkalan Berandan, dengan menggunakanjalur pipa 6" sepanjang 67 km.

Air yang terbawa saat pengiriman dari SP ke PPP harus dibebaskan (drain) sehinggabenar-benar hanya minyak bersih yang siap dikirim ke Kilang Pangkalan Berandan.

Banyak persyaratan yang harus dipenuhi sebelum produksi minyak lapangan dikirim ke

Kilang Pangkalan Berandan. Hal ini sudah merupakan kesepakatan bersama antaraPertamina DOH NAD-Sumbagut dengan Pertamina Hilir Pangkalan Berandan, dantertuang dalam S.O.P (Standard Operating Procedure) Minyak Mentah.

Diantaranya, Basic Sediment & Water (BS&W), kandungan air (water content),kandungan garam (salt content), serta pengukuran volume minyak denganmenggunakan tabel-tabel yang dipersyaratkan American Petroleum Institute (API)


3/18



SISTEM PELAPORAN

| 3

Bab III

PROSEDUR PENGUKURAN MINYAK DI PPP

3.1 Peralatan Ukur

Dalam pelaksanaan perhitungan, peralatan ukur yang digunakan merupakanperalatan yang sudah standard digunakan dalam dunia perminyakan,diantaranya :

1) M e as u r i n g T ap e ( m e t er a n ) dilengkapi bob (bandul pemberat) : Untuk

mengukur tinggi cairan di dalam tangki.

Gambar .1. Measuring tapes with bobs

2) C u p C as e A s s e m b l y :

Untuk mengukur temperatur dalam tangki, bersamaan pada saatpengukuran tinggi tangki.

Gambar .2. Cup Case Assembly


4/18



SISTEM PELAPORAN

| 4

3) B o t t l e S am p l i n g :

Untuk pengambilan sample minyak dari tangki

Gambar.3. Bottle Sampling

4) G el as U k ur :

Digunakan untuk mengukur jumlah sample minyak yang akan dianalisa

Gambar.4. Gelas Ukur

5 ) C one Shaped C entr i fuge Tube

Digunakan untuk mengukur Basic Sediment & Water (BS&W) yang diambildari sample minyak. Sample minyak dimasukkan ke dalam alat ini, dandiputar di dalam centrifuge dengan rpm tertentu dan lama perputaranminimum 3 menit.


5/18



SISTEM PELAPORAN

| 5

Gambar.5. Cone Shaped Centrifuge Tube

6) Centrifuge :

Digunakan untuk memutar sample minyak di dalam Cone ShapedCentrifuge, dengan perputaran tertentu. Hasil yang didapat adalah BasicSedimen & Water (BS&W) yang merupakan unsur-unsur ikutan di dalamminyak (bisa berupa air, Lumpur, wax dll).

7) Thermometer

Untuk pengukuran sample minyak pada saat melakukan analisa di Lab.

8) Hydrometer:

Hydrometer digunakan untuk membaca secara langsung Specific Gravity(SG) minyak yang dianalisa. Bentuknya seperti thermometer suhu, namunalat ini akan mengapung bila dicelupkan kedalam minyak.

3.2. Pengukuran Tinggi Cairan

Pengukuran tinggi cairan dilakukan pada setiap ada pergerakan / perubahan isidari tangki diantaranya :

(a) Angka Stock(b) Angka Produksi(c) Angka Pengeluaran(d) Angka Perpindahan Antar Tangki

a . A n g k a S t o ck

Angka Stock adalah angka saat pengukuran tinggi awal/akhir cairan dalamtangki yang dilakukan pada jam 00:00,(awal) dan 24:00 (akhir) dinyatakan


6/18



SISTEM PELAPORAN

| 6

sebagai stock awal/akhir pada tanggal berjalan. Tinggi cairan ini dikonversikanke bentuk liter dengan menggunakan tabel yang dikeluarkan oleh Dinas

Metrologi. Volume ini yang akan menjadi angka patokan untukpenambahan/pengurangan volume tangki yang akan diperhitungkan pada hariitu. Pengukuran menggunakan measuring tape (meteran) yang sudahdirekomendasikan untuk perminyakan. Angka ini sudah merupakan angkayang diakui secara perdagangan.

Untuk mendapatkan angka standard ini dilakukan tahapan seperti diagramdibawah ini:

Semua angka hasil pengukuran di catat di dalam Tank Ticket berwarna biru,bersama dengan hasil analisa lab. Tank Ticket ini selanjutnya diserahkan keFungsi Keuangan.

Contoh perhitungan :

1. Menghitung Koreksi Volume terhadap muai tangki No.4

Tinggi Cairan : 71,5 cm (0 m, 71 cm, 5 mm)

Hasil pengukuran suhu : 28C

Volume yang didapat menggunakan Tabel Volume Tangki No.4 =45.621 liter

Koreksi muai tangki terhadap Volume dengan rumus :1 + (t - 29C) dimana suhu standard adalah 29C = koefisien muai tangki =0,0000348t = temperatur tangki

= 1 + 0,0000348 (28C-29C)= 0,9999652

Volume tangki yang dikoreksi := 45.621 x 0,9999652= 45.619 liter

Ukur tinggicairan dalam

tanki

Gunakan table

konversi volume

Lakukan koneksi

terhadap muaitanki

Hitung angka

konversi ke suhu15oC

Didapat angka

volume standard

15oC


7/18



SISTEM PELAPORAN

| 7

2. Menghitungan angka volume minyak standard 15C

Dalam perhitungan ini, hanya mengkalkulasi volume minyak saja.Tabel-tabel yang digunakan (menggunakan American PetroleumInstitute = API)

SG Observed menggunakan tabel 23 SG 60F

SG 60F menggunakan tabel 21 Density 15C

Density 15C menggunakan tabel 54 liter 15C

Dari hasil analisa Laboratorium didapat:

Temperatur C/F = 29 / 84,2

SG Observed = 0,7950

SG observed dilakukan dengan membaca langsunghydrometer yang diapungkan ke dalam sample minyak dalamgelas ukur.

SG 60F = 0,8044

SG 60F didapat dengan menggunakan tabel 23 pada suhu84,2F dan SG Observed untuk 0,7950

Density 15C = 0,8041

Density 15C didapat dengan menggunakan tabel 21 padasuhu 84,2F dan SG Observed 0,7950

API didapat dengan menggunakan tabel 21 = 44,4API

Faktor koreksi untuk volume minyak pada suhu 15C didapat denganmenggunakan tabel 54, yaitu sebesar 0,987464

Dengan didapatnya angka koreksi 15C, maka volume minyak padaangka standard 15C adalah :

= 45.619 x 0,987464= 45.04712 liter

b. A n g k a P r o d u k s i

Angka ini merupakan selisih dari angka stock awal tangki, dengan saatdilakukannya pengukuran pada volume tangki yang sedang menampung hasilpemompaan produksi SP. Untuk pengukuran rutin biasa dilakukan 4 jamsekali, dan angka yang didapat adalah angka pengamatan, sampai saatpengukuran di tutup (closing time) pada pukul 24:00 menggunakan angkastandard 15C.

Angka hasil pengukuran produksi dicatat dalam Tank Ticket warna hijau,bersama dengan hasil analisa Lab.


8/18



SISTEM PELAPORAN

| 8

c. Ang k a Pengel uaran

Pengeluaran cairan dari dalam tangki dapat dibagi menjadi :

Drain (astap) :

Pengeluaran cairan (air) berupa pembuangan air formasi yang terikutproduksi, dan dibuang ke oil catcher.

Pengiriman ke kilang Pangkalan Berandan:

Pengeluaran cairan (minyak) yang sudah bersih dari kandungan air, yangditujukan ke sales point (kilang). Angka pengeluaran dari tangki harusdipantau terus menerus setiap jam, dan di cek ke kilang, untuk memantaukeadaan selisih pemompaan.

Penggunaan sendiri (own use)Pengeluaran yang dipakai untuk keperluan Perawatan Sumur (Hoist)ataupun keperluan LK3.

Semua pengeluaran cairan ini, dicatat pada Tank Ticket warna putih,disertai hasil analisa lab.

Setiap selesai melakukan pengeluaran cairan dari tangki, harus selaludiukur ulang dan volume minyak dinyatakan dengan angka standard 15C.

d . A n g k a P er p i n d a h a n A n t a r Ta n g k i

Angka ini menunjukkan jumlah pengeluaran cairan dari satu tangki ke tangkilain, guna keperluan penimbunan minyak yang sudah bersih dalam satutangki penimbun khusus. Sama seperti butir (c) diatas, selesai melakukanperpindahan antara tangki, harus dilakukan perhitungan volumestandard 15*C.

3.3. Sistem Pengukuran

Sistem pengukuran yang digunakan adalah innage gage, dimana measuring tape(meteran) ditempatkan sampai kedasar tangki. Selanjutnya measuring tape ini diangkat untuk mengetahui batas cairan yang membasahi measuring tape, dan darisini ditemukan tinggi cairan yang ada dalam tangki.

Ada 2 jenis tinggi cairan yang diukur, yaitu air dan minyak. Pengukuran tinggimasing-masing cairan ini menggunakan media pembantu berupa pasta. Untukpengukuran minyak menggunakan oil finding pasta (warna putih), dan untuk airmenggunakan water finding pasta (warna kuning).

Dengan bantuan pasta ini, akan ditemukan batas (tinggi) minyak dantinggi air.

Minyak dalam tangki masih mengandung butiran-butiran air yang terikat dalamkomposisi minyak. Pemisahannya dilakukan dengan bantuan bahan kimiademulsifier. Bahan kimia ini berfungsi sebagai pemecah emulsi (air yang terikat


9/18



SISTEM PELAPORAN

| 9

dalam minyak). Pemakaian demulsifier sudah diatur dosisnya, untuk PPP Rantaumenggunakan 6,5 ppm. Demulsifier disuntikkan kedalam aliran minyak yang

dipompakan dari SP melalui manifold yang akan masuk ke tangki.

3.4. Tabel Log Sheet

Tabel log-sheet berguna untuk menghitung pergerakan cairan dalam tangkiselama 24 jam. Setiap 1 tangki mempunyai 1 log-sheet. Dengan menggunakantabel ini akan dengan mudah menghitung volume minyak sesuai perhitunganperdagangan minyak yang dipersyaratkan. Tabel ini juga sangat berguna untukmelihat aktifitas operasi PPP.

3.5. Tabel Volume Tangki

Tabel volume tangki ini dikeluarkan oleh Departemen Perindustrian danPerdagangan , Direktorat Metrologi. Tabel tangki berlaku selama 6 (enam) tahun,dan harus diperbarui setelah masa berlaku habis.

Semua angka tabel volume tangki harus di serahkan ke Fungsi Keuangan danakan dimasukkan ke dalam sistem QAS minyak menjadi angka perhitungan disistem on line.


10/18

PRO

ENGENALANPENGUKURAN

DUKSI MINYAK STANDARDDA

SISTEM PELAPORAN

| 10


11/18



SISTEM PELAPORAN

| 11


12/18



SISTEM PELAPORAN

| 12


13/18



SISTEM PELAPORAN

| 13

Bab - IV

SISTEM ADMINISTRASI ARUS MINYAK DAN GAS

4.1. Laporan Harian Produksi

Semua hasil produksi sumur yang sudah diterima di Stasiun Pengumpul (SP),dimasukkan ke dalam Laporan Harian Produksi.

Dalam pembuatan laporan produksi, dibagi menjadi 2 wilayah kerja yaitu:

a. Distrik-1 meliputi: Rantau (SP-I, SP-V)

Tanjung Seumeuntoh (SP-VII, SP-VIII, HPCS)

b. Distrik-II meliputi: Kuala Simpang Barat (SP-XII, SP-XIlI)

Serang Jaya (SP-X, SP-XV)

Ada 2 lembar formulir laporan yang harus diisi oleh petugas SP masing-masingDistrik setiap harinya, masing-masing adalah:

4.1.1. Form ul i r Lapor an Produ k s i Mi ny ak dan G as s et i ap SP

Dalam laporan ini, digambarkan secara singkat dan lengkap hasil produksi(minyak dan gas) serta pergerakan hasil produksi dan pemanfaatannya. Hal-halyang perlu diketahui dalam pengisian laporan antara lain:

stock awal per SP (m3)

hasil produksi gabungan (m3)

jumlah minyak yang dipompakan ke PPP (m3)

stock akhir per SP (m3)

hasil produksi test sumur individu (m3)

low and off produksi (m3)

produksi gas per SP (Mm3)

arus keluar gas per SP (kirim, bakar, langsung tangki, pemakaian sendiri, gas

Iift, well to well) (Mm3

) jumlah sumur menurut sistem pengangkatan (pompa,sb,sa,sg)

jumlah kompresor yang aktif, stand by atau rusak

Semua data masukan ini akan dapat menggambarkan perbandingan hasilproduksi had sebelumnya, apakah produksi turun /naik dan penyebab perubahanturun / naiknya produksi juga dapat diketahui langsung. Hasil produksi di dalamlaporan ini harus balance antara masuk dan keluar.


14/18



SISTEM PELAPORAN

| 14

4.1.2. Formul i r Laporan Produk s i Tes t Sumur Indi v i du mas i ng- mas i ng SP

Dalam formulir ini-dilaporkan hasil test masing-masing sumur dari setiapSP yang di test. Prosedur test sumur dilakukan sesuai kebutuhan, dandikarenakan terbatasnya fasilitas test di SP-SP, biasanya test sumur tidakdilakukan secara terus menerus 24 jam, namun hasil test sumur akan tetapdikonversikan ke produksi selama 1 hari.

Bila terjadi hambatan I gangguan pada saat sumur diproduksikan, maka hasilproduksi harus dikoreksi sesuai dengan Iamanya hambatan / gangguan.

Hal-hal yang perlu dimasukkan dalam laporan ini: nomor sumur potensi sumur status sumur lama test / uji hasil test (gin) hari sebelumnya (m3) hasil test (g/n) hari ini (m3) kadar air (persen) tekanan casing (kg/cm2) tekanan tubing (kg/cm2) tekanan flow line (kg/cm2) tekanan separator (kg/cm2) jumlah gas yang masuk dalam Mm3 (bila sumur sembur buatan atau gas lift,

bila sembur alam tidak ada penggunaan gas) jumlah gas yang keluar (Mm3 )

jumlah gas yang dihasilkan (Mm

3

), merupakan selisih dari jumlah gas yangkeluar dikurangi jumlah gas yang masuk, dikenal dengan "own gas" dari hasiltest hari sebelumnya dan test saat ini, dapat diketahui berapa kenaikan /penurunan dari suatu sumur.

Pada halaman berikut ini, dilampirkan dua jenis formulir Laporan Harlan Produksi.


15/18



SISTEM PELAPORAN

| 15


16/18



SISTEM PELAPORAN

| 16


17/18



SISTEM PELAPORAN

| 17

4.2. On Line System

Semua perhitungan minyak dan gas yang dilakukan oleh Sub Fungsi OperasiProduksi dan sudah menjadi Laporan Harian Produksi, akan dijadikan datamasukan ke dalam sistem komputer terpadu. Data keluaran dari komputer akanmenjadi suatu laporan yang dapat digunakan oleh semua fungsi terkait.

Data yang dimasukkan meliputi:

Data Laporan Minyak PPP (QAS)

Data Laporan per Sumur (TPS)

Data Laporan Minyak PPP akan menghasilkan keluaran-keluaran:

a) Laporan harian administrasi Rantau.

b) Neraca Minyak di PPP.

Data Laporan per Sumur akan menghasilkan keluaran-keluaran:

a) Low and Off produksi lapangan.

b) Kumulatif Produksi SP-SP.

Data-data produksi dimasukkan secara terus menerus setiap hari, dan akanmenjadi data kumulatif pada akhir bulannya. Dari data ini akan dapat diketahuiberapa produksi lapangan Rantau selama satu bulan, jumlah sumur yangproduktif, kumulatif produksi persumur selama satu bulan (termasuk didalamnyaproduksi air dan gas per sumur)

Hasil pemasukan data ini akan disimpan dalam komputer mainframe di IMPD.Selanjutnya dengan dasar data-data ini akan dimanfaatkan oleh fungsi Eksploitasi(EPT) untuk menganalisa hasil produksi dan dapat dikembangkan lagi serta dibagi-bagi menjadi :

produksi per SP

produksi per struktur

produksi sumur per lifting system

jumlah sumur existing

jumlah sumur baru/kupl

status sumur

kumulatif produksi yang sudah dicapai sejak dibukanya sumur dll

Dari data-data ini, fungsi EPT dapat memperkirakan cadangan yang ada padastruktur-strukturi lapisan di Lapangan Rantau. Dengan mengacu data-dataproduksi ini, dapat diambil kebijakan / keputusan yang secara bisnis akanmemperoleh nilai keekonomian.

Misalnya, untuk membuka satu sumur baru pada suatu lapisan existing denganmengacu data produksi, akan dapat diperkirakan sisa cadangan dari lapisantersebut. Dari perkiraan data cadangan yang ada, akan dapat diambil keputusanapakah membuka sumur baru dapat menghasilkan keuntungan.


18/18



SISTEM PELAPORAN

| 18

Selain fungsi EPT, fungsi Iainnya yakni Keuangan akan mengacu hasil produksi

berdasarkan hasil dari keluaran QAS PPP. Dari data ini, Fungsi Keuangankhususnya Akuntansi Minyak, dapat menghitung berapa besar pemasukan arusdana dari hasil penjualan minyak ke Kilang Pangkalan Berandan. Selain itu, dataini bermanfaat untuk menghitung biaya operasi pengangkatan produksi setiapbarrelnya secara nyata.

pengenalan pengukuran produksi minyak standard

Documents