laporan tugas umum

LAPORAN KERJA PRAKTEKSINGA CENTRAL PROCESSING PLANT (CPP)PT. MEDCO E&P LEMATANG - INDONESIA

LAPORAN PRAKTEK KERJA

LAPORAN PRAKTEK KERJA

DI SINGA CENTRAL PROCESSING PLANT (CPP)

PT MEDCO E&P, LEMATANG

Disusun Oleh :

Danugra Martantyo NIM 21030112140054 Ignatius Ivan Hartono NIM 21030112140047

JURUSAN TEKNIK KIMIA

FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS DIPONEGORO – SEMARANG

2016

i JURUSAN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK – UNIVERSITAS DIPONEGORO


HALAMAN PENGESAHAN ILAPORAN TUGAS UMUM

UNIVERSITAS DIPONEGORO

FAKULTAS TEKNIK

JURUSAN TEKNIK KIMIA

Nama/NIM : Danugra Martantyo / 21030112140054

Ignatius Ivan Hartono/ 21030112140047

Pabrik : SINGA CENTRAL PROCESSING PLANT (CPP)

PT. MEDCO E&P LEMATANG – INDONESIA

Semarang, 2 Juni 2016

Menyetujui,

Dosen Pembimbing

Teknik Kimia Universitas Diponegoro

Ir. Slamet Priyanto, M.S.

NIP. 195807121983031032

ii JURUSAN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK – UNIVERSITAS DIPONEGORO


HALAMAN PENGESAHAN IILAPORAN TUGAS UMUM

SINGA CENTRAL PROCESSING PLANT (CPP)


TANGGAL : 1-30 APRIL 2016

Oleh:

Danugra Martantyo NIM.21030112140054

Ignatius Ivan Hartono NIM.21030112140047

Palembang, Juni 2016

Menyetujui,

Pembimbing Lapangan


Rustian Aquadesianto Octensi H.

iii JURUSAN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK – UNIVERSITAS DIPONEGORO


PRAKATAPuji syukur penyusun panjatkan kehadirat Tuhan Yang Maha Esa atas segala limpahan rahmat, karunia dan hidayah-Nya sehingga penyusun dapat menyelesaikan Laporan Praktek Kerja di Singa Central Processing Plant (CPP), PT. Medco E&P Lematang – Indonesia dengan baik dan lancar tepat pada waktunya. Laporan Praktek Kerja ini dibuat sebagai salah satu Laporan yang wajib diselesaikan oleh Mahasiswa Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Diponegoro dalam rangka menempuh pendidikan Sarjana Teknik.

Dalam penyusunan Laporan Praktek Kerja ini, penyusun menyakini sepenuhnya bahwa tidaklah mungkin menyelesaikan Laporan ini tanpa doa, bantuan dan dukungan baik secara langsung maupun tidak langsung dari berbagai pihak. Pada kesempatan ini penyusun ingin memberikan rasa terima kasih kepada :

Ir. Slamet Priyanto, M.S selaku dosen pembimbing Praktek Kerja Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Undip yang telah meluangkan waktu untuk memberikan pengarahan dan bimbingan dalam penyusunan Laporan Praktek Kerja.

Ir. Herry Santosa selaku Koordinator Praktek Kerja Lapangan Departemen Teknik Kimia Fakultas Teknik Undip.

Bapak Rustian Aquadesianto Octensi H selaku pembimbing Lapangan Singa Central Processing Plant (CPP), PT. Medco E&P Lematang – Indonesia yang telah meluangkan waktu dalam memberikan ilmu yang bermanfaat dan pengarahan mengenai sistem proses serta studi kasus di Singa Central Processing Plant (CPP).

Segenap Manajer, Lead, Supervisor, dan Karyawan Tim Produksi di Singa Central Processing Plant (CPP), PT. Medco E&P Lematang – Indonesia yang tidak bisa kami sebutkan satu persatu yang telah memberikan bantuan berupa informasi, pengalaman kerja, dan ilmu yang bermanfaat.

Kedua orang tua atas doa, kesabaran, limpahan kasih sayang, dukungan, dan pengorbanan yang telah diberikan.

Penyusun menyadari bahwa Laporan Praktek Kerja ini masih jauh dari kesempurnaan. Mohon maaf apabila terdapat kekurangan atau kesalahan. Penyusun mengharapkan kritik dan saran yang membangun dari semua pihak berkaitan dengan Praktek Kerja ini. Akhir kata, semoga Laporan Kerja Praktek ini dapat bermanfaat bagi semua pihak dan dapat berguna sebagai bahan penambah ilmu pengetahuan.

Semarang, Juni 2016

Penyusun

iv JURUSAN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK – UNIVERSITAS DIPONEGORO


DAFTAR ISI

LAPORAN PRAKTEK KERJA............................................................................................................... i

HALAMAN PENGESAHAN I............................................................................................................. ii

HALAMAN PENGESAHAN II...........................................................................................................iii

PRAKATA............................................................................................................................................ iv

DAFTAR ISI..............................................................................................................................................v

DAFTAR GAMBAR...............................................................................................................................viii

DAFTAR TABEL..................................................................................................................................... ix

1. BAB I..................................................................................................................................................1

1.1. Sejarah Pendirian Pabrik...........................................................................................1

1.1.1. Sejarah Singkat PT. Medco Energi Internasional Tbk............................................1

1.1.2. Sejarah Singkat PT. MEDCO E & P Lematang, SINGA Central Processing Unit (CPP) 3

1.2. Lokasi Pabrik...............................................................................................................4

1.3. Bahan Baku dan Produk.............................................................................................5

1.4. Manajemen Perusahaan dan Struktur Organisasi...................................................6

1.4.1. Visi dan Misi Perusahaan...........................................................................................6

1.4.2. Tata Nilai Perusahaan.................................................................................................7

1.4.3. Strategi Perusahaan....................................................................................................7

1.4.4. Logo PT. Medco E&P Indonesia................................................................................8

1.4.5. Area Operasional.........................................................................................................9

1.4.6. Struktur Organisasi dan Kepegawaian Perusahaan...............................................12

2. BAB II...............................................................................................................................................14

2.1. Konsep Proses............................................................................................................14

2.2. Deskripsi Proses.........................................................................................................18

2.2.1. Gas-Liquid Separation..............................................................................................20

2.2.2. Unit Penghilangan Gas Asam (AGRU)....................................................................21

2.2.3. Unit Membran...........................................................................................................22

2.2.4. Unit Amine System.....................................................................................................24

v JURUSAN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK – UNIVERSITAS DIPONEGORO


2.2.5. Unit Dehidrasi (Dehydration Unit)............................................................................28

2.2.6. TEG Absorbers..........................................................................................................29

2.2.7. TEG Regeneration System........................................................................................29

2.2.8. Unit Oksidasi Termal (Thermal Oxidizer)................................................................30

3. BAB III.............................................................................................................................................32

3.1. Alat Utama.................................................................................................................32

3.1.1. Pressure Vessel..........................................................................................................32

3.1.2. Column.......................................................................................................................34

3.1.3. Heat-Cooling Devices................................................................................................35

3.1.4. Pumps.........................................................................................................................36

3.1.5. Tanks..........................................................................................................................37

3.2. Alat Pendukung (Utility System)...............................................................................39

3.2.1. Pressure Vessel..........................................................................................................39

3.2.2. Gas Turbin Generator...............................................................................................40

3.2.3. Pumps.........................................................................................................................41

3.2.4. Filter...........................................................................................................................43

3.2.5. Tanks..........................................................................................................................44

3.2.6. Air Compresor Unit..................................................................................................46

3.2.7. Receiver......................................................................................................................46

3.2.8. Metering.....................................................................................................................47

3.2.9. Pig Launcher..............................................................................................................47

4. BAB IV.............................................................................................................................................49

4.1. Penyediaan Air..........................................................................................................49

4.1.1. Fire Water..................................................................................................................51

4.1.2. Potabel Water............................................................................................................51

4.1.3. Demineralized Water................................................................................................52

4.2. Penyediaan Pemanas Hot Oil System........................................................................53

4.3. Penyediaan Tenaga Listrik.......................................................................................54

4.4. Penyediaan Udara Tekan..........................................................................................55

4.5. Penyediaan Fuel Gas System....................................................................................56

4.5.1. Penanganan Limbah..................................................................................................58vi

JURUSAN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK – UNIVERSITAS DIPONEGORO


4.5.2. Sistem Pengolahan Limbah Cair Singa CPP...........................................................59

4.5.3. Karakteristik Air Limbah.........................................................................................60

4.5.4. Unit Pengolahan Produced Water.............................................................................62

5. BAB V...............................................................................................................................................64

5.1. Program Kerja Laboratorium..................................................................................64

5.2. Alat-Alat Utama di Laboratorium...........................................................................65

5.2.1. Gas Chromatography................................................................................................65

5.2.2. Cara Kerja Kromatografi Gas.................................................................................66

5.2.3. Cara Pengoperasian Gas Kromatografi...................................................................67

5.2.4. Sistem Peralatan Kromatografi Gas (GC)...............................................................68

DAFTAR PUSTAKA..............................................................................................................................73

6. LAMPIRAN.....................................................................................................................................74

DAFTAR GAMBARvii

JURUSAN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK – UNIVERSITAS DIPONEGORO


Gambar 1.1 Peta Wilayah Kerja Sumatera Selatan dan Peta Blok Lematang..............................................5Gambar 1.2 Logo PT. Medco E&P Indonesia.............................................................................................8Gambar 1.3 Peta Operasional dalam Negeri (Sumber: Medco Energi Annual Report, 2012)....................10Gambar 1.4 Peta Operasional di Wilayah Luar Negeri..............................................................................11Gambar 2.1 Plot persamaan Archenius laju reaksi CO2-MDEA sebagai fungsi temperatur.......................17Gambar 2.2 Skema Membran Unit............................................................................................................22Gambar 2.3 Skema Amine Unit.................................................................................................................25Gambar 2.4 Skema Dehydration Unit (DHU)............................................................................................28Gambar 2.5 Skema Thermal Oxidizer Unit...............................................................................................30Gambar 4.1 Blok Diagram Sistem Penyediaan Air....................................................................................50Gambar 4.2 Unit Thermal Oxidizer...........................................................................................................54Gambar 4.3 Unit Penyediaan Listrik (Gas Turbin Generator)...................................................................54Gambar 4.4 Blok Diagram Penyediaan Sistem Udara Tekan....................................................................55Gambar 4.5 Blok Diagram Sistem Penyediaan Fuel Gas System..............................................................57Gambar 4.6 Skema Produced Water Treatment Unit.................................................................................58Gambar 4.7 Drilling Waste Water Treatment Unit PT. ASRY Amanah Timur.............................................63Gambar 5.1 Alat Instrumentasi Gas Kromatografi.....................................................................................65Gambar 5.2 Skema Peralatan Gas Kromatografi.......................................................................................69Gambar 5.3 Kolom dalam Gas Kromatografi............................................................................................70Gambar 6.1 Proses Overall........................................................................................................................74Gambar 6.2 Manifold................................................................................................................................75Gambar 6.3 Production Separator.............................................................................................................75Gambar 6.4 Test Separator........................................................................................................................75Gambar 6.5 Inlet Separator.......................................................................................................................75Gambar 6.6 Inlet Cooler............................................................................................................................75Gambar 6.7 Gas Filter................................................................................................................................75Gambar 6.8 Amine System........................................................................................................................75Gambar 6.9 Membrane System.................................................................................................................75Gambar 6.10 Dehidration Unit..................................................................................................................75Gambar 6.11 Amine Flash Column............................................................................................................75Gambar 6.12 Instrument Air......................................................................................................................75Gambar 6.13 Thermal Oxidizer Unit..........................................................................................................75Gambar 6.14 Water Treatment.................................................................................................................75

viii JURUSAN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK – UNIVERSITAS DIPONEGORO


DAFTAR TABELTable 1.1 Spesifikasi Feed Gas Singa CPP pada kondisi jenuh (Sumber: Enginerring Design Basiss, 2008)...........................................................................................................................................................5Table 1.2 Spesikasi Sales Gas Singa CPP (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)..............................6Table 1.3 Wilayah Operasional Luar Negeri (Sumber: MedcoEnergi Annual Report, 2012)....................11Table 2.1 Spesifikasi untuk Pipeline Quality Gas......................................................................................15Table 4.1 Kondisi Air Sumur (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)...............................................49Table 4.2 Kualitas Air Sumur (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)..............................................49Table 4.3 Spesifikasi Fire Water (Sumber : Engineering Design Basis, 2008).........................................51Table 4.4 Buku Mutu Potable Water (Sumber : Permenkes, 2002)...........................................................52Table 4.5 Kondisi Distribusi Potable Water System (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)...........52Table 4.6 Kondisi Demineralized Water (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)..............................53Table 4.7 Kualitas Demineralized Water (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)............................53Table 4.8 . Spesifikasi TOTAL Seriola 1510 ( Sumber : TOTAL Seriola 1510 Data Sheet).....................53Table 4.9 Sistem Peneyediaan Listrik untuk Fasilitas Singa Gas Plant (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)...............................................................................................................................................55Table 4.10 Standar Kualitas Sistem Penyediaan Udara Tekan (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)..................................................................................................................................................................56Table 4.11 Spesifikasi Produced Water yang dibuang ke lingkungan (Sumber : Engineering Design Basis, 2008).........................................................................................................................................................59Table 4.12 Hasil Analisa Kandungan Limbah Produced Water CPP Singa...............................................62Table 5.1 Sifat Detektor dalam Gas Kromatografi....................................................................................71

ix JURUSAN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK – UNIVERSITAS DIPONEGORO


INTISARI

Gas alam merupakan senyawa hidrokarbon ringan yang terbentuk dari mahkluk hidup yang telah mati jutaan tahun yang lalu di dalam perut bumi. Kandungan gas alam adalah senyawa hidrokarbon ringan maupun hidrokarbon berat serta gas non hidrokarbon seperti CO2

dan H2S. Sumur yang diolah adalah sumur gas tapi tidak memungkiri adanya sebagian kecil liquid maka digunakan Separator. Salah satu sistem separator adalah Inlet Separator. Didalam inlet separator akan terjadi pemisahan antara dua fasa (gas-cair), biasanya, laju alir dari sumur gas, manifold, pemipaan gas/cairan memilihi dua fase. Keluaran gas dari separator atau peralatan proses biasanya mengandung cairan dalam jumlah yang relative sedikit tetapi tidak dianggap memiliki 2 fase karena jumlah cairannya yang sangat sedikit. Aliran sistem multifase gas-cair dapat menyebabkan erosi jika dalam kecepatan tinggi. Dalam sistem multifase kecepatan fluida yang tinggi sering diinginkan untuk mengurangi kemungkinan penggumpalan atau pengendapan partikel. Sedangkan Terminal velocity adalah kecepatan actual yang terjadi didalam pipa.

Pengolahan data untuk menghitung erosional velocity didapat dari berbagai data pada dari lapangan PT Medco E&P CPP Singa. Analisa perhitungan erosional velocity dan terminal velocity menggunakan rumus yang didapat dari literature. Nilai tekanan pada perhitungan erosional velocity sangat berpengaruh pada perhitungan, yaitu semakin besar tekanan maka nilai erosional velocity makin rendah dan terminal velocity juga akan semakin rendah. Trend erosional tidak terlalu berpengaruh selama nilai terminal velocity tidak melebihi nilai dari erosional velocity karena pada dasarnya erosional velocity hanya sebagai indicator pembatas dan terminal velocity adalah laju actualnya. Data perhitungan yang didapat dari data PT Medco E&P Lematang CPP Singa nilai terminal tidak melebihi erosional velocity maka desain dari PT Medco E&P Lematang sudah memenuhi kriteria dan desain tersebut sudah memenuhi syarat umur desain yaitu selama 20 tahun.

Saran berdasarkan studi & analisa yang telah dilakukan adalah agar terminal velocity didalam pipa cairan, gas dan fluid tetap kecil pada fase cairan memperbesar ID pipa dan memperkecil liquid flow rate. Untuk fase gas salah satu saran menurunkan suhu gas didalam pipa. Untuk multiphase salah satu saran memperbesar tekanan pada pipa multiphase.

x JURUSAN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK – UNIVERSITAS DIPONEGORO

DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA

FAKULTAS TEKNIK – UNIVERSITAS DIPONEGORO

1


BAB IPENDAHULUAN

1.1. Sejarah Pendirian Pabrik

1.1.1.Sejarah Singkat PT. Medco Energi Internasional Tbk

PT. Medco Energi Internasional Tbk. (Medco Energi Korporat / Medco Energi / Perseroan) didirikan pada 9 Juni 1980 oleh pengusaha muda Indonesia, Bp. Arifin Panigoro berdasarkan hukum Republik Indonesia. Nama Perseroan telah berubah tiga kali, dari PT. Meta Epsi Pribumi Drilling Company pada saat awal pendiriannya pada tahun 1980 dan saat itu ditetapkan sebagai perusahaan kontraktor pengeboran nasional pertama. Kemudian berubah nama menjadi PT. Medco Energi Corporation sebelum Penawaran Perdana saham ke Publik di tahun 1994 dan yang terakhir berubah menjadi PT. Medco Energi Internasional Tbk. pada tahun 2000, sebagai tindak lanjut dari selesainya restrukturisasi hutang pada akhir tahun 1999. Perseroan Medco Energi beserta entitas anak (anak perusahaan) memulai usahanya sebagai perusahaan penyedia jasa anjungan pemboran dan merupakan kontraktor pemboran swasta Indonesia.

Dalam upaya mendukung Pemerintah Indonesia agar dapat memenuhi kebutuhan minyak dan gas bumi yang terus meningkat, sejak tahun 1992 Medco Energi memasuki industri E&P migas. Sampai dengan saat ini, Medco Energi telah mendapatkan kepercayaan dari Pemerintah Indonesia untuk melakukan ekpansi usaha melalui ekplorasi, pengembangan, partisipasi ekonomi, produksi, Coal Bed Methane (CBM) dan kontrak jasa pada industri minyak dan gas yang tersebar di wilayah Indonesia yaitu Sumatra (Blok A – Provinsi Aceh, Blok Merangin, Blok South Central Sumatra - Kampar, Blok CBM Sekayu, Blok Merangin, Blok Lematang, Blok CBM Muralim), Jawa Timur (Blok Eksplorasi Jeruk, Blok Bawean), Kalimantan (Blok Bangkanai, Blok Bengara, Blok Sembakung, Blok Tarakan, Blok Simenggaris, Blok Nunukan), dan Sulawesi Tengah (Blok Senoro-Toili). Eksplorasi dan produksi yang telah dilakukan oleh Medco Energi di Indonesia telah memberikan kontribusi yang cukup signifikan bagi pembangunan bangsa dan negara. Pada tahun 2004, Medco Energi mulai memasuki kancah E&P Internasional dengan berpartisipasi dalam operasi lapangan ekplorasi di negara Oman, Yaman, Libya, dan Teluk Meksiko di Amerika Serikat. Eksplorasi dan produksi oleh pihak Medco Energi dimana dikendalikan oleh anak perusahaan baik kontrak dalam negeri maupun luar negeri memiliki penamaan perseroan yang berbeda-beda tergantung dari letak operasional plant, sebagai contoh PT. Medco E&P Lematang, PT. Medco E&P Tarakan, Medco Yemen Amed Ltd., Medco Oman LLC, dan lain-lain. Di dalam pengelolaan suatu blok eksplorasi minyak dan gas, Medco Energi melalui anak perusahaannya yang menganut sistem kontrak Production Sharing Contract (PSC), Technical Asistant Contract (TAC), dan Joint Operating Body (JOB) dengan bekerja sama dengan perusahaan migas lain dalam mengoperasikan plant migas mempunyai status kepemilikan hak partisipasi yang bervariasi antara 15% hingga 100%. Beberapa status kepemilikan hak partisipasi entitas anak Medco Energi yang mencapai 100% atas blok ekplorasi minyak dan gas antara lain Blok Lematang (gas), Blok Sembakung (minyak), Blok Tarakan (minyak dan gas), dan Blok Bawean (minyak).



2


Entitas Anak (anak perusahaan) Medco Energi yang bergerak dalam bidang eksplorasi dan produksi minyak dan gas di Indonesia beroperasi berdasarkan berbagai kesepakatan bagi hasil dengan SKK Migas yang sesuai dengan Undang-Undang Minyak dan Gas dan Peraturan Pemerintah yang berlaku. Bentuk kesepakatan bagi hasil yang dilakukan oleh Medco Energi dengan SKK Migas adalah sebagai berikut :

1. Production Sharing Contract (PSC)Production Sharng Contract atau sering disebut Kontrak Bagi Hasil diberikan untuk mencari dan mengembangkan cadangan hidrokarbon komersial di area tertentu sebelum berproduksi secara komersial. Tanggung jawab kontraktor PSC umumnya termasuk menyediakan dana atas semua aktivitas dan menyiapkan serta melaksanakan program kerja dan anggaran. Sebagai imbalannya, kontraktor diizinkan untuk melakukan lifting atas minyak mentah dan produksi gas yang menjadi haknya. Bagi hasil dalam bentuk First Tranche Petroleum (FTP) pada kisaran 10 - 20% dari total produksi sebelum dikurangi pemulihan biaya (cost recovery) tersedia untuk Pemerintah dan kontraktor sesuai dengan persentase hak bagi hasil masing-masing.

2. Technical Asistant Contract (TAC)Technical Assistant Contract atau sering disebut Kontrak Bantuan Teknis merupakan suatu kontrak pengelolaan lapangan migas yang dimiliki PT Pertamina (Persero) (Pertamina). Kontrak diberikan pada wilayah yang belum atau telah berproduksi untuk jangka waktu tertentu. Produksi minyak atau gas bumi akan dibagi terlebih dahulu menjadi bagian yang tidak dapat dibagikan (non-shareable) dan bagian yang dapat dibagikan (shareable). Bagian yang tidak dapat dibagikan merupakan produksi yang diperkirakan dapat dicapai dari suatu wilayah pada saat perjanjian TAC ditandatangani dan menjadi hak milik Pertamina. Dalam TAC, bagian yang dapat dibagikan berkaitan dengan penambahan produksi yang berasal dari investasi pihak kontraktor terhadap wilayah yang bersangkutan secara umum dibagikan kepada kedua belah pihak dengan cara yang sama seperti PSC

3. Joint Operating Body (JOB)Dalam JOB, kegiatan operasional dilakukan oleh badan operasi bersama yang dikepalai oleh Pertamina dan dibantu oleh kontraktor sebagai pihak kedua dalam JOB. Dalam JOB, sebagian produksi merupakan milik Pertamina dan sisanya adalah bagian yang dapat dibagikan kepada kedua belah pihak dengan cara yang sama seperti PSC. Pada saat kontrak berakhir atau diputuskan, pelepasan sebagian kontrak area, atau penutupan lapangan, kontraktor mungkin diharuskan untuk memindahkan semua peralatan dan instalasi dari kontrak area dan melakukan seluruh aktivitas restorasi sesuai dengan syarat - syarat yang tercantum di kontrak atau peraturan pemerintah yang berlaku.

Di usianya yang ke-30 di tahun 2010 yang lalu, Medco Energi telah tumbuh menjadi kelompok usaha yang maju, berkantor pusat di Indonesia, dan bergerak di sektor energi terpadu dengan fokus pada industri Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas (E&P Migas), Ketenagalistrikan dan Industri Hilir. Medco Energi mampu mempertahankan komitmen untuk terus mengejar berbagai peluang guna mengembangkan kegiatan usahanya di bidang energi yang didukung keberadaan Unit Inkubator Bisnis Baru.



3


1.1.2.Sejarah Singkat PT. MEDCO E & P Lematang, SINGA Central Processing Unit (CPP)

Kegiatan hulu Medco Energi dimulai dengan pengambilalihan kontrak E&P Migas milik Tesoro di Kalimantan Timur (Blok Sanga-Sanga / Samboja / Tarakan TAC dan Blok Tarakan PSC) pada tahun 1992, dimana Medco Energi telah berhasil menunjukkan kemampuannya dalam mengembangkan kembali dan meningkatkan produksi dari lapangan - lapangan matang di Kalimantan Timur. Dengan kemampuan dan kepiawaian yang terbukti dalam mengembangkan kembali dan meningkatkan kinerja lapangan yang sudah matang, serta keberhasilan Penawaran Perdana saham ke Publik pada awal kuartal keempat 1994 dan dicatatkan di Bursa Efek Jakarta (BEJ) telah memperkokoh keyakinan Medco Energi untuk memperluas kegiatan hulu dengan mengakuisisi 100 % saham PT. Stanvac Indonesia yang memiliki beberapa kontrak E&P Migas (PSC) dengan wilayah resmi meliputi : Blok Kampar, Blok Rimau, dan Pasemah di Sumatera Selatan dari Exxon dan Mobil Oil pada akhir 1995. Minyak bumi yang dapat diproduksi oleh Perseroan saat itu 25.000 barel ekuivalen minyak per hari. Pada tahun tersebut, tingkat produksi ini menjadikan Perseroan sebagai produsen minyak nasional terbesar setelah Pertamina. Kemudian PT. Stanvac Indonesia berubah nama menjadi PT. Exspan Sumatera.

Kemampuan dan kepiawaian PT. Exspan Sumatera dalam mengelola lapangan matang ini semakin terbukti setelah ditemukannya lapangan minyak baru di Blok Rimau PSC, Kaji dan Semoga, yang memiliki potensi kandungan minyak mentah terbesar di Indonesia pada saat itu di tahun 1996. Produksi minyak perdana lapangan Kaji ini sebanyak 3000 BOPD pada tahun 1997. Di tahun 2000, PT. Ekspan Sumatera dan PT. Ekspan Kalimantan digabung menjadi PT. Exspan Nusantara yang bertaraf internasional. Pada tahun tersebut, produksi minyak mulai diekspor perdana secara langsung dari lapangan Kaji-Semoga. Pada tahun 2004, PT Exspan Nusantara dengan berbagai pertimbangan berubah nama menjadi PT. Medco E&P Indonesia.

Lapangan Singa adalah salah satu kawasan sumur penghasil gas milik PT. Medco E&P Indonesia yang berlokasi di wilayah Blok Lematang, lebih tepatnya berada di Desa Suka Menanti, Kecamatan Gunung Megang, Kabupaten Muara Enim, Provinsi Sumatera Selatan. Awalnya, wilayah ekplorasi lapangan ini beroperasi berdasarkan PSC Blok Lematang yang dimiliki oleh Enim Oil Company yang telah menandatangani kesepakatan dengan Pemerintah Republik Indonesia pada tanggal 6 April 1987. Pada tahun 2003, Medco Energi melalui entitas anak PT. Medco E&P Lematang memegang hak partisipasi atas Blok Lematang sebesar 74,12 %. Kemudian eksplorasi dan produksi minyak dan gas di Blok Lematang ini dijalankan atau dioperasikan oleh PT. Medco E & P Lematang.

Wilayah atau Blok Lematang terdiri dari beberapa lapangan eksplorasi, meliputi lapangan Harimau, Singa, Tapir-1, Tupai-1, Kijang-1, dan Banteng. Seluruh Blok Lematang memiliki luas area

sekitar 409 km2. Eksplorasi Blok Lematang dimulai pada Agustus 1989 dengan membuat sebuah sumur di Lapangan Harimau. Dengan keahlian dan kepiawaian para pekerja, di Sumur Harimau 1 ditemukan cadangan minyak dan gas didalamnya, kemudian dilanjutkan dengan pembuatan 11 sumur di sekitar Lapangan Harimau yang dapat menghasilkan total minyak hingga 38,52 BOPD dan gas sejumlah 1,2 MMSCFD. Minyak dan gas yang dihasilkan dari Lapangan Harimau kemudian dijual ke Pertamina Plaju dan Perusahaan Listrik Negara (PLN) hingga produksinya berhenti pada tahun 2007. Pada tahun 1997, bersamaan proses pengembangan eksplorasi Lapangan Harimau, dilakukan juga



4


ekplorasi gas alam di Lapangan Singa. Tempat eksplorasi sumur di Lapangan Singa ini disebut dengan Singa Central Processing Plant (CPP). Singa CPP memiliki 4 sumur eksplorasi, yaitu Sumur Singa-1, Singa-2, Singa-3, dan Singa-4. Namun, saat ini sumur yang beroperasi adalah sumur 1 dan sumur 3. Produksi gas (sales gas) yang dihasilkan oleh areal ekplorasi Singa ini mencapai ± 50 MMSCFD. Produk gas hasil pengolahan di Singa Gas Plant akan dijual kepada Meppogen Power Plant, PLN-Indralaya Power Plant, PLN-Keramasan Power Plant, PLN-Borang power Plant produksi yang diperkirakan dapat dicapai dari suatu wilayah pada saat perjanjian TAC ditandatangani dan menjadi hak milik Pertamina. Dalam TAC, bagian yang dapat dibagikan berkaitan dengan penambahan produksi yang berasal dari investasi pihak kontraktor terhadap wilayah yang bersangkutan secara umum dibagikan kepada kedua belah pihak dengan cara yang sama seperti PSC.

1. Joint Operating Body (JOB)

Dalam JOB, kegiatan operasional dilakukan oleh badan operasi bersama yang dikepalai oleh Pertamina dan dibantu oleh kontraktor sebagai pihak kedua dalam JOB. Dalam JOB, sebagian produksi merupakan milik Pertamina dan sisanya adalah bagian yang dapat dibagikan kepada kedua belah pihak dengan cara yang sama seperti PSC. Pada saat kontrak berakhir atau diputuskan, pelepasan sebagian kontrak area, atau penutupan lapangan, kontraktor mungkin diharuskan untuk memindahkan semua peralatan dan instalasi dari kontrak area dan melakukan seluruh aktivitas restorasi sesuai dengan syarat - syarat yang tercantum di kontrak atau peraturan pemerintah yang berlaku.

Di usianya yang ke-30 di tahun 2010 yang lalu, Medco Energi telah tumbuh menjadi kelompok usaha yang maju, berkantor pusat di Indonesia, dan bergerak di sektor energi terpadu dengan fokus pada industri Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas (E&P Migas), Ketenagalistrikan dan Industri Hilir. Medco Energi mampu mempertahankan komitmen untuk terus mengejar berbagai peluang guna mengembangkan kegiatan usahanya di bidang energi yang didukung keberadaan Unit Inkubator Bisnis Baru.

1.2. Lokasi Pabrik

Singa Central Processing Plant (CPP) merupakan salah satu fasilitas pengolahan dan produksi gas alam yang dihasilkan dari sumur Singa-1 dan Singa-3. CPP Singa terletak di Blok Lematang, lebih tepatnya di Desa Suka Menanti, Kecamatan Gunung Megang, Kabupaten Muara Enim, Provinsi Sumatera Selatan. Blok Lematang terletak di sebelah Barat Daya kota Palembang dan dapat ditempuh melalui jalur darat dari Kota Palembang sekitar 4 - 5 jam dengan jarak tempuh sekitar ±430 kilometer. Kota terdekat dari Singa CPP (Blok Lematang) adalah kota Prabumulih dan Muara Enim yang berjarak masing-masing ±68 km dan ±54 km.



5


Gambar 0.1 Peta Wilayah Kerja Sumatera Selatan dan Peta Blok Lematang

1.3. Bahan Baku dan Produk

Singa Central Processing Plant (CPP) merupakan salah satu fasilitas pengolahan gas alam yang dihasilkan oleh sumur gas Singa-1 dan Singa-3, dimana kedua sumur tersebut terletak di Blok Lematang. Kedua sumur gas tersebut termasuk dalam kategori sumur gas HPHT (High Pressure High Temperature) dimana gas yang dihasilkan dari kedua sumur tersebut memiliki tekanan yang tinggi dan suhu yang tinggi. Pada Wellhead Singa-1 tercatat gas dengan flowrate ±20 MMSCFD keluar

pada tekanan ±5300 Psig pada suhu ±320oF, sedangkan pada Wellhead Singa-3 gas dengan

flowrate ±45 MMSCFD keluar pada tekanan tekanan ±4700 Psig pada suhu ±340oF. Gas dari kedua tersebut kemudian diturunkan tekanannya menggunakan Choke Valve hingga tekanan ±1200 Psig.

Akibat penurunan tekanan tersebut maka gas juga terjadi penurunan suhu hingga ±270oF. Choke Valve tersebut dikontrol oleh Wellhead Controller (WHCP) yang dapat dikendalikan secara otomatis dari Control Room menggunakan DCS (Distributed Control System) yang dapat dikontrol dan dimonitor secara realtime. Gas tersebut kemudian dialirkan menggunakan pipa 12 inchi menuju inlet manifold untuk selanjutnya diolah di Singa CPP. Raw feed gas yang masuk sebagai bahan baku utama memiliki spesifikasi yang ditunjukkan pada Tabel 1.1 dan Tabel 1.2. sebagai berikut :

Table 0.1 Spesifikasi Feed Gas Singa CPP pada kondisi jenuh (Sumber: Enginerring Design Basiss, 2008)

PARAMETER NILAI

Kondisi Gas Jenuh dengan air (water saturated)

Preassure 1270 Psig

Temparature 250oF

COMPOSITION (DRY BASIS)CO2 38,41 %vol.



6


H2S 350 ppmv

N2 0,03 %vol.

C1 61,20 %vol.

C2 0,17 %vol.

C3 0,01 %vol.

i-C4 0,01 %vol.

H2O + 3000 BPD (saturated)

Table 0.2 Spesikasi Sales Gas Singa CPP (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)

PARAMETER NILAIFlowrate 50 MMSCFD

Pressure Max. 1194 Psig / Normal. 1025 Psig

Water Content Max. 8 lb/MMSCF

GHV Min. 950 BTU/SCF

CO2 Content Max. 4% vol.

H2S Content Max. 4 ppm vol.

HC Dew Point Max. 55oF at 1050 PsigWobbe Index 1320

BTU/SCF Total Sulphur Content 30

ppm weight N2 Content Max. 5% mole

Solid Particle Max. 3 ppm, not greater than 10

micron Lead Content 1 ppm weight

Total Inerts Max. 10% mole

1.4. Manajemen Perusahaan dan Struktur Organisasi

1.4.1. Visi dan Misi Perusahaan

Visi PT. Medco E&P Indonesia adalah menjadi Perusahaan Energi pilihan bagi investor, pemegang saham, mitra kerja, karyawan serta masyarakat umum. Visi tersebut tercapai apabila PT. Medco E&P



7


Indonesia memiliki misi mengembangkan sumber daya energi menjadi portofolio investasi yang menguntungkan (MedcoEnergi Annual Report, 2012).

1.4.2. Tata Nilai Perusahaan

Dalam rangka mencapai visi dan misi PT. Medco E&P Indonesia, maka terdapat beberapa tata nilai perusahaan yang harus diamalkan, tata nilai perusahaan tersebut adalah sebagai berikut :

PROFESIONAL

o Kompeten dalam bidangnya.

o Memiliki ―semangat juara.

o Meningkatkan kemampuan diri setiap saat.

o Memiliki kemampuan professional dan mengetahui batas kemampuannya.

ETIS

o Menjalankan usaha secara adil dengan integritas moral yang tinggi.

o Menerapkan standar etika tertinggi setiap saat.

o Mengerti dan mentaati etika Perseroan dan kebijakan Tata Kelola Perusahaan yang baik. TERBUKA

o Mendorong informalitas dan keterbukaan dalam berkomunikasi di semua tingkatan.o Membangun suasana rasa saling percaya di antara karyawan dan manajemen di Medco

Energi.o Saling menghormati, berpikiran terbuka dan memiliki etika kerja yang tinggi.

INOVATIF

o Membangun budaya untuk selalu ingin lebih maju.

o Senantiasa mencari terobosandemi tercapainya hasil yang lebih baik, lebih aman, lebih murah, dan lebih cepat.

o Memiliki kematangan intelektual.

1.4.3. Strategi Perusahaan

Visi, Misi dan tata nilai perusahaan harus didukung dengan strategi-strategi yang dimiliki perusahaan (MedcoEnergi Sustainability Report, 2010), antara lain :

1. Membangun usaha dengan pertumbuhan yang menguntungkan berdasarkan tiga kegiatan usaha utama, yaitu E&P Migas, Ketenagalistrikan, dan Industri Hilir dengan memanfaatkan sumber bahan bakar fosil maupun bahan bakar yang dapat diperbarui.

2. Mengembangkan posisi yang kuat di bidang industri bahan bakar yang dapat diperbarui dalam lima sampai delapan tahun ke depan melalui rekonfigurasi dan fokus ulang terhadap kegiatan



8


industri hilir dengan memanfaatkan sumber daya pertanian Indonesia yang berlimpah.3. Meningkatkan posisi Perseroan di pasar migas global dengan memperjelas arah dari kegiatan

internasional Perseroan.4. Mengembangkan kegiatan Perseroan dengan pengalokasian modal secara fleksibel dan inovatif

melalui unit ―Inkubator Kegiatan Usaha Baru.5. Meningkatkan efektifitas organisasi dengan menerapkan pengawasan keuangan secara disiplin,

menanamkan budaya kinerja tinggi dan mengembangkan kompetensi karyawan.1.4.4. Logo PT. Medco E&P Indonesia

PT. Medco E&P Indonesia merupakan salah satu perusahaan di Indonesia yang bergerak di bidang Eksplorasi migas (minyak & gas), pengembangan lapangan migas dan kegiatan produksi migas. PT. Medco E&P Indonesia memiliki logo yang ditunjukkan pada Gambar 1.2. sebagai berikut :

Gambar 0.2 Logo PT. Medco E&P Indonesia

Logo PT. Medco E&P Indonesia merupakan titik pusat sistem identifikasi visual perusahaan, sebagai ekspresi utama dari brand Medco Energi. Logo tersebut merupakan satu kesatuan yang tidak dapat dipecah maupun penggunaan bagian dari logo tersebut digunakan secara terpisah, sehingga penggunaan dan visualisasi logo tersebut secara konsisten dan menyeluruh dapat digunakan sebagai identitas utama dan branding dalam perusahaan.

Simbol dan huruf logo mencerminkan atribut yang disandang oleh brand MedcoEnergi mencerminkan profesional, simpel dan modern. Tipografi yang digunakan modern dan bold/kokoh, secara inovatif melahirkan visual identitas yang menarik bagi perusahaan. Logo tersebut terdiri dari beberapa kesatuan antara lain :

Cincin Biru

M

Σ

Wordmark ―MedcoEnergi‖

Descriptor ―Oil & Gas‖

Arti dan makna dari kesatuan logo tersebut adalah



9


Cincin biru secara grafis melambangkan Bumi, atau planet biru, seperti yang nampak dari luar angkasa. Hal ini berkaitan dengan identitas Medco Energi dalam upaya menjawab tantangan untuk membangun dunia yang lebih baik, sekaligus mencerminkan komitmen Medco Energi terhadap kelestarian energi.

Dengan memutar huruf ―M‖ sembilan puluh derajat, maka tercipta huruf ―E‖ untuk Energi, dan menyerupai simbol ―sigma‖ dalam rumus matematika yang berarti penjumlahan. Pendekatan yang inovatif ini mencerminkan fokus Medco Energi pada aspek inovasi dan kinerja dalam industrinya. Sigma yang terletak diluar cincin biru menggambarkan peluang tak terbatas yang terdapat dalam sektor bisnis energy

Wordmark ―MedcoEnergi‖ menunjukan sebagai identitas perusahaan yang bergerak di sektor energi. Descriptor ―Oil & Gas‖ mendeskripsikan bahwa perusahaan Medco Energi bergerak di sektor energi khususnya di bidang minyak dan gas dalam bentuk eksplorasi, pengembangan maupun kegiatan produksi (MedcoEnergi Brand Book, 2006).

1.4.5. Area Operasional

PT. Medco Energi E&P Indonesia memiliki daerah operasional yang cukup luas, daerah operasional tersebut terdapat di dalam negeri maupun di luar negeri. Medco Energi telah terbukti dan teruji dalam meningkatkan produksi sumur - sumur minyak tua di Sumatera dan Kalimantan. Wilayah operasional PT. Medco Energi E&P Indonesia terbagi menjadi dua bagian yaitu daerah operasional dalam negeri dan daerah operasional luar negeri. Seluruh kepentingan blok minyak dan gas di Indonesia dikendalikan melalui anak perusahaan (Entitas Anak) yang dimiliki sepenuhnya oleh Medco Energi Korporat. Sedangkan kegiatan eksplorasi, pengembangan dan produksi di Indonesia dikelola dan dilakukan, baik secara langsung melalui PT Medco E&P Indonesia (MEPI), Entitas Anak maupun bersama-sama dengan mitra strategis.

Daerah operasional di luar negeri tersebar di Amerika Serikat, Libya, Yaman, Oman. Sedangkan di Indonesia PT. MedcoEnergi E&P Indonesia beroperasi di Sumatera, Kalimantan, Sulawesi dan di Pulau Jawa. Detail secara rinci mengenai daerah operasional PT. Medco Energi E&P Indonesia dapat dilihat pada Gambar 1.3. & 1.4. dan Tabel 1.3. & 1.4. sebagai berikut :



10


Gambar 0.3 Peta Operasional dalam Negeri (Sumber: Medco Energi Annual Report, 2012)

BLOK ENTITAS ANAK PERUSAHAAN

WILAYAH STATUS

RimauPT. Medco E&P Rimau

Sumatra Selatan Produksi

SCSPT. Medco E&P Indonesia


TarakanPT. Medco E&P Tarakan

Kalimantan Timur Produksi

SembakungPT Medco E&P Sembakung

Kalimantan Timur Produksi

Senoro-ToiliPT. Medco E&P Tomori Sulawesi

Sulawesi TengahProduksi (Lapangan Tiaka)

BaweanCamar Resources Canada,

Jawa Timur Produksi

LematangPT Medco E&P Lematang


Block APT Medco E&P Malaka

Aceh Pengembangan

Simenggaris PT Medco E&P Simenggaris PT Medco E&P



11


MeranginPT Medco E&P Merangin

Sumatra Selatan Eksplorasi

Bangkanai Bangkanai Petroleum Bangkanai Bangkanai Petroleum

BengaraPT Medco E&P Bengara

Kalimantan Timur Eksplorasi

NunukanPT Medco E&P Nunukan

Kalimantan Timur Eksplorasi

JerukMedco Straits Services Pte Ltd

Jawa Timur Partisipasi Ekonomi

CBM SekayuPT Medco CBM Sekayu


CBM MuralimPT Medco CBM Pendopo


CBM LematangPT Medco CBM Lematang


Gambar 0.4 Peta Operasional di Wilayah Luar Negeri

Table 0.3 Wilayah Operasional Luar Negeri (Sumber: MedcoEnergi Annual Report, 2012)

Entitas Anak Kepemilikan Blok Negara Jenis Kontrak

Medco Energi US LLC Main Pass 64/65, East Amerika Serikat Lease Agreement



12


Cameron 316/317/318

Medco International Ventures Ltd.

Area 47 Libya Exploration and Production Sharing

Medco Yemen Amed Ltd.

Blok 82 Yaman Production Sharing Agreement-2027

Medco Yemen Arat

Ltd.

Blok 83 Yaman Production Sharing

Agreement-2027

Medco Yemen Malik Ltd.

Block 9 Yaman Production Sharing Agreement

Medco Oman LLC Service

Karim Small Field Oman Service Agreement

1.4.6.Struktur Organisasi dan Kepegawaian Perusahaan

1.4.6.1. Struktur Organisasi Utama PT. Medco E&P Lematang

1.4.6.2. Struktur Organisasi Bidang Produksi PT. Medco E&P Lematang



13


1.4.6.3. Struktur Organisasi Bidang Maintenance Operasi PT. Medco E&P Lematang

1.4.6.4. Struktur Organisasi Bidang Field Service PT. Medco E & P Lematang



14


2. BAB II DESKRIPSI PROSES

2.1. Konsep Proses

Lapangan Singa Central Processing Plant (CPP) yang berada di Blok Lematang merupakan daerah ekplorasi dan produksi gas alam on-shore yang dioperasikan oleh PT. Medco E&P Lematang. Eksplorasi yang telah dilakukan merupakan kesepakatan bagi hasil dengan SKK Migas (pemerintah) yang sesuai dengan Undang-Undang Minyak dan Gas dan Peraturan Pemerintah yang berlaku. Untuk eksplorasi dan produksi gas alam Singa CPP, PT. Medco E&P Lematang mengoperasikannya dengan sistem kontrak bagi hasil (PSC), dimana pembagian prosentase bagi hasilnya untuk pemerintah sebesar 70% dan kontraktor perseroan sebesar 30% setelah dikurangi untuk pemulihan total biaya produksi (cost recovery).

Gas alam yang dieksplorasi dan diproduksi di Lapangan Singa CPP, Lematang merupakan gas alam yang masuk kategori non-associated gas dimana di dalam reservoir hanya terdapat sedikit kandungan atau tidak mengandung crude oil atau hidrokarbon berat (Kidnay & Parrish, 2006). Sumur gas yang tidak terasosiasi ini juga bisa disebut sebagai sumur gas kering (dry gas). Dry gas yang dieksplorasi dari Sumur lapangan Singa ini masih terdapat kandungan komponen hidrokarbon yang lebih berat seperti C2 (etana), C3 (propana), C4 (butana), C5 (pentana), dan C6 (Heksana), tetapi dalam jumlah persen volume yang sedikit, sehingga tidak memberikan pengaruh yang besar dan masih masuk dalam spesifikasi pada pipeline quality gas.

Pemrosesan gas alam secara umum di industri digunakan untuk bahan bakar dan bahan baku petrokimia. Pemrosesan raw natural gas diklasifikasikan menjadi tiga bagian yaitu purifikasi, separasi, dan pencairan (liquefaction) (Kidnay & Parrish, 2006). Jika didalam gas alam terkandung impuritas gas asam berupa H2S dalam jumlah sedikit, maka gas H2S ini harus dihilangkan, dibakar pada suhu tinggi, dan dibuang ke atmosfer dalam bentuk SO2 yang tidak berbahaya, proses ini disebut purifikasi. Sedangkan apabila terdapat sejumlah kandungan H2S yang cukup tinggi di dalam gas alam, maka gas H2S harus dihilangkan dan dikonversi menjadi elemental sulfur, proses ini disebut dengan separasi. Beberapa penggunaan sulfur dalam industri antara lain : untuk rubber vulcanization, produksi asam sulfat dan pembuatan black gunpowder (Georgia Gulf Sulfur Corporation, 2005). Untuk kemudahan transportasi, penyimpanan gas alam dalam kuantitas yang tinggi, dan agar ukuran tangki penyimpanan gas alam tidak terlalu besar, maka beberapa perusahaan pengolah gas, mengkonversi gas alam menjadi liquefied natural gas (LNG). Pemrosesan gas alam oleh PT. Medco E&P Lematang di Singa Gas Plant termasuk kedalam proses purifikasi karena kandungan H2S dalam gas alam sebesar 346 ppm-v tidak dimanfaatkan atau dikonversi menjadi elemen sulfur. Gas H2S hanya dioksidasi dalam thermal oxidizer dan kemudian dibuang ke atmosfer.

Komposisi gas alam bervariasi dan berbeda-beda pada daerah eksplorasi satu dan daerah lainnya. Spesifikasi gas alam yang dapat dijual setelah melalui serangkaian pemrosesan gas secara umum dapat dilihat dari komposisi dan beberapa kriteria performance. Kriteria performance untuk gas alam ini termasuk yaitu bilangan Wobbe, nilai bakar, total inert, air, oksigen, dan kandungan sulfur. Bilangan



15


Wobbe dan nilai bakar merupakan kriteria paling prinsip karena berkaitan dengan penggunaan gas alam sebagai bahan bakar. Spesifikasi gas alam dalam industri biasanya ditetapkan melalui perjanjian jual beli gas (PJBG) dan harus memenuhi semua kriteria komponen produk yang ditentukan. Spesifikasi untuk pipeline quality gas dapat dilihat di tabel 2.1, tetapi penentuan ini tidak pasti.

Table 2.4 Spesifikasi untuk Pipeline Quality Gas

MAJOR COMPONENT MINIMUM MOL % MAXIMUM MOL%

Methane 75 -Ethane - 10Propane - 5Butanes - 2Pentanes & heavier - 0,5Nitrogen & other inerts - 3Carbon dioxide - 2-3Total diluents gases - 4-5

TRACE COMPONENTS

Hydrogen Sulfide 0,25-0,3 g/100 scf (6-7 mg/m )

Total sulfur 5-20 g/100 scf(115-460 mg/m )

Water vapour 4,0-7,0 lb/MM scf(60-110 mg/m )

Oxygen 1,0 %OTHER CHARACTERISTICSHeating value (gross, saturated) 950-1150 Btu/scf

(35400-42800 kJ/m3)Liquids Free of liquid water and hydrocarbons at delivery

temperature and pressureSolids Free of particulates in amunts deleterious to

transmission and utilization equipment

Proses eksplorasi gas alam yang dilakukan oleh PT. Medco E&P Lematang di Lapangan Singa, Blok Lematang merupakan proses purifikasi gas alam dari material kontaminan berupa gas asam sampai menjadi sales gas dengan spesifikasi tertentu untuk didistribusikan kepada konsumen (PT. Perusahaan Gas Negara) melalui pipeline berdasarkan perjanjian jual beli gas yang isinya gas harus :

memiliki hidrokarbon dengan dewpoint tidak lebih dari 55oF, memiliki GHV yang berkisar antara 950 dan 1050 BTU/SCF, memiliki wobbe index yang berkisar +7% atau -8% dari 1320 BTU/SCF, mengandung karbon dioksida tidak lebih dari 5% terhadap volume,



16


mengandung sodium dan potassium tidak lebih dari 0,5 ppm-v, mengandung H2S tidak lebih dari 8 ppm-v, mengandung total komponen sulfur tidak lebih dari 30 ppm-v, mengandung total inerts tidak lebih dari 10% terhadap volume, mengandung nitrogen tidak lebih dari 5% terhadap volume, mengandung oksigen tidak lebih dari 1 ppm-v, mengandung timbal tidak lebih dari 1 ppm-v, mengandung magnesium tidak lebih dari 2 ppm-v, mengandung air tidak lebih dari 15 lbs/MMSCF, mengandung metana tidak kurang dari 80% terhadap volume total reaktan, mengandung partikulat tidak lebih dari 3 ppm-v dan tidak ada partikulat yang lebih besar dari

10μm. memiliki tekanan penyerahan dengan tekanan minimum sebesar 700 PSIG dan maksimum

sebesar 1050 PSIG.

Singa Central Processing Plant memiliki 4 sumur gas yaitu sumur Singa-1, Singa-2, Singa-3, dan Singa-4. Namun, sumur Singa-2 dan Singa-4 tidak beroperasi dikarenakan pada saat pengeboran dan analisis kandungan komposisi gas alamnya terdapat H2S yang tinggi dan apabila dieksplorasi tidak ekonomis. Gas alam yang masih menghasilkan dan menguntungkan dari segi ekonomi adalah sumur Singa-1 dan Singa-3. Kedua sumur gas tersebut termasuk dalam kategori sumur gas HPHT (High Pressure High Temperature) dimana gas yang dihasilkan dari kedua sumur tersebut memiliki tekanan yang tinggi dan suhu yang tinggi. Karakteristik gas alam yang dihasilkan di sumur Singa-1 dan Singa-3 merupakan gas yang tergolong sour gas ditunjukkan dengan kandungan CO2 dan H2S yang cukup tinggi yaitu ±38,41%mol CO2 dan ±350 ppmv H2S. Menurut (Engineering Data Book, 2004) spesifikasi untuk pipeline quality gas dengan parameter komponen CO2 kandungannya sekitar 2-4%mol sedangkan komponen H2S sekitar 4-16 ppmv. Oleh karena itu, diperlukan unit sistem pengolahan terintegrasi (gas treating) untuk memenuhi spesifikasi gas jual.

Untuk treating gas alam dengan kandungan jumlah hidrogen sulfida dan atau karbon dioksida yang tinggi dapat menggunakan proses absorption dengan chemical solvents (e.g., alkanolamines). Jenis alkanolamines yang dipakai oleh PT. Medco E&P Lematang untuk mengolah gas alam Lapangan Singa adalah solven berbasis MDEA. Solven ini bernama Ucarsol yang diproduksi oleh Dow Chemical. Reaksi antara gas asam (CO2 dan H2S) dengan amines dipelajari oleh (Ko & Li, 2000) yaitu mengenai laju reaksi untuk absorbsi CO2 kedalam larutan MDEA. Dari ekperimen yang dilakukan oleh dua peneliti diatas didapatkan sebuah persamaan laju reaksi order dua yatu :

(2.1)



17


Dari persamaan 2.1 dapat dijelaskan bahwa seiring kenaikan temperatur reaksi yang terjadi pada kolom absorber maka laju reaksi akan meningkat, sehingga kemampuan absorbsi gas asam (CO2 dan H2S) oleh amines meningkat dan kualitas sales gas meningkat. Dari persamaan 2.1 dapat dibuat profil kecepatan reaksi vs temperatur seperti pada gambar 2.1.

Gambar

2.5 Plot persamaan Archenius laju reaksi CO2-MDEA sebagai fungsi temperatur



18


2.2. Deskripsi Proses

Fasilitas Proses pengolahan gas alam secara keseluruhan dari Singa Gas Plant dapat ditunjukkan pada Gambar 2.1.

Proses utama yang berada di fasilitas pengolahan Singa CPP adalah proses terintegrasi yang mencakup Gas Gathering and Gas-Liquid Separation (Sistem Flowline Manifold dan Sistem Pemisahan berdasarkan fase cair dan fase gas), Acid Gas Removal Unit (Amine Sistem dan Membran Sistem), Dehydration Unit, dan Thermal Oxidizer Unit.Pada Wellhead Singa-1 tercatat gas dengan flowrate ±20

MMSCFD keluar pada tekanan ±5300 Psig pada suhu ±320oF, sedangkan pada Wellhead Singa-3 gas

dengan flowrate ±45 MMSCFD keluar pada tekanan ±4700 Psig pada suhu ±340oF. Gas dari kedua sumur tersebut kemudian diturunkan tekanannya menggunakan Choke Valve yang terletak diatas wellhead masing-masing hingga tekanan ±1200 Psig. Akibat penurunan tekanan tersebut maka gas juga

mengalami penurunan suhu hingga ±270oF. Choke Valve tersebut dikontrol oleh Wellhead Controller Pressure (WHCP) yang dapat dikendalikan secara otomatis dari Control Room



19


menggunakan DCS (Distributed Control System) yang dapat dimonitor secara realtime. Aliran Gas dari Singa-1 dan Singa-3 tersebut kemudian dialirkan menggunakan pipa 12‖ menuju Flowline Manifold (31-ZZZ-507) untuk proses gas gathering atau penggabungan aliran. Raw gas kemudian masuk kedalam production manifold lalu dialirkan menuju inlet separator (31-MBD-127) dan bila diperlukan untuk pengecekan raw gas juga dapat dialirkan menuju test manifold.

Didalam inlet separator akan terjadi pemisahan antara dua fasa (gas-cair). Komponen air yang ada didalam raw gas, dengan prinsip settling gravity, maka air akan terkondensasi, ditampung di bagian bawah vessel, sedangkan raw gas yang terbebas dari liquid akan keluar dari bagian atas vessel. Kemudian aliran raw gas dari atas vessel dan liquid dari bawah vessel dialirkan menuju inlet cooler (31-HAL-201). Keberadaan kandungan H2O dalam raw gas akan mengurangi nilai panas atau bakar. Selain itu, dengan keberadaan juga berpotensi membentuk kristal gas hydrate pada kondisi diatas titik beku air yang bisa menyebabkan plugging pada pipeline dan meningkatkan pressure drop pada aliran pipa.

Untuk analisis laboratorium mengenai kemungkinan adanya condensate atau hidrokarbon berat dari raw gas yang keluar dari sumur, maka gas dialirkan juga menuju ke test manifold. Suhu keluar dari test manifold masih cukup tinggi, maka raw gas dimasukkan terlebih dahulu di dalam inlet cooler

(31-HAL-201) sehingga suhunya turun menjadi 120oF yang bertujuan untuk mendekati kondisi operasi dari Acid Gas Removal Unit (membran dan amine). Dengan adanya penurunan suhu, sebagian dari kandungan gas ada yang terkondensasi. Kemudian untuk memisahkan cairan yang terkondensasi dari gas, raw gas dimasukkan ke dalam test separator (31-MBD-102). Awalnya, test separator ini difungsikan sebagai pengambilan sampling kondensat. Namun, seiring berjalannnya waktu saat ini tidak terdapat kondensat dalam jumlah yang banyak, sehingga sekarang test separator hanya difungsikan untuk membantu kinerja dan mengurangi beban pada production separator (31- MBD-101).

Inlet cooler akan mendinginkan tiga aliran yaitu raw gas dan liquid dari inlet separator serta raw

gas dari test manifold. Proses pendinginan tersebut dilakukan hingga temperatur 120oF, bertujuan untuk mendekati kondisi operasi pada proses amine unit. Penurunan suhu menyebabkan aliran raw gas yang telah dipisahkan sebelumnya di inlet separator dan raw gas yang berasal dari test manifold, maka sebagian gas (H2O) ada yang terkondensasi menjadi cairan. Untuk memisahkan fase gas dari liquid nya akibat penurunan suhu dari inlet cooler, maka raw gas (from inlet separator) dialirkan menuju production separator, sedangkan raw gas (from test manifold) dialirkan menuju test separator.

Cairan (H2O) yang terkondensasi didalam dua separator tersebut, kemudian akan bergabung dengan aliran liquid inlet separator yang telah didinginkan di inlet cooler. Ketiga aliran liquid yang bercampur menjadi satu tersebut merupakan produced water. Aliran produced water tersebut dapat ditunjukkan dengan garis warna biru pada [Gambar 2.1]. Produced water tidak dapat langsung dibuang ke lingkungan tanpa dilakukan treatment, karena produced water tersebut masih mengandung gas H2S terlarut, padatan terlarut, Chemical Oxygen Demand (COD) yang tinggi dan berpotensi mencemari lingkungan. Oleh karena itu, dilakukan pretreatment produced water dengan menggunakan H2S



20


Stripper. Dimungkinkan air yang keluar dari H2S stripper itu masih mengandung komponen pencemar, sehingga perlu diolah terlebih dahulu didalam Instalasi Pengolahan Air Limbah (IPAL), dimana IPAL tersebut dioperasikan oleh PT. ASRY Amanah Timur.

Raw gas yang dihasilkan dari production separator dan test separator, kemudian akan bergabung menjadi satu aliran menuju gas filter (35-MAJ-103). Didalam gas filter terjadi pemisahan partikel padat yang terdapat dalam raw gas, dimana gas filter tersebut memiliki ukuran filter sebesar 10μm. Raw gas yang bebas dari partikel padat selanjutnya dialirkan menuju sistem Acid Gas Removal Unit (AGRU) yang bertujuan untuk mengurangi kandungan acid gas (gas sweetening process). Terdapat dua sistem AGRU yang digunakan di Singa CPP, yaitu amine system dan membran system. Sehingga ±45 MMSCFD raw gas masuk ke dalam AGRU-membran unit dan ±48 MMSCFD mengalir ke amine system. Amine unit akan menghasilkan sweet gas, tetapi sweet gas tersebut masih mengandung H2O (jenuh) akibat proses aborbsi CO2 dan H2S menggunakan solven amine. Untuk mengurangi kandungan H2O dalam sweet gas¸maka gas tersebut dialirkan menuju dehydration unit (DHU). Sementara itu, gas keluaran dari membrane unit masih mengandung kadar H2S yang belum memenuhi spesifikasi gas jual sehingga gas perlu dilewatkan ke H2S Scavenger. Gas keluaran dari H2S Scavenger dan Dehydration Unit akan bergabung menjadi satu sebagai sales gas. Selain menghasilkan sales gas, amine unit dan membran unit juga menghasilkan acid gas. Sebelum dibuang ke lingkungan, acid gas tersebut dilakukan pembakaran atau oksidasi di thermal oxidizer dan flare system. Sales gas yang dihasilkan dari CPP Singa juga diambil sebagian kecil ±2.3 MMSCFD yang digunakan sebagai fuel gas. Fuel gas tersebut digunakan sebagai bahan bakar Gas Turbine Generator (GTG), stripping agent dan gas blanketing. Sebelum dikirim menuju Pagardewa Station, maka sales gas yang dihasilkan oleh CPP Singa dilakukan metering system menggunakan orifice. Sales gas yang telah dilakukan metering, kemudian akan bercampur dengan gas dari SSE (South Sumatra Extension) dalam satu pipeline untuk dikirim menuju Pagardewa station (±42 km - 12‖). Sesampainya di Pagardewa station, maka dilakukan sales gas mettering menggunakan sistem ultrasonik. Sales gas yang telah dilakukan proses metering, kemudian dialirkan menuju receiver station milik Perusahaan Gas Negara (PGN).

2.2.1.Gas-Liquid Separation

Gas-liquid separation merupakan proses pretreatment awal gas alam untuk memisahkan cairan atau liquid dalam kandungan raw gas, sehingga gas yang akan diolah di Acid Gas Removal Unit (AGRU) telah bersih dari kontaminan liquid. Pemisahan cair – gas melibatkan beberapa alat, yaitu inlet separator, production separator, test separator. Ketiga separator tersebut menggunakan separator horizontal karena jumlah kandungan liquid (jenuh atau saturated) dalam raw gas tinggi. Dari segi dimensi, horizontal separator memiliki ukuran (luas permukaan) yang lebih kecil daripada vertikal separator, tetapi membutuhkan ruang yang lebih besar, sehingga horizontal separator sering digunakan di onshore. Sedangkan vertikal separator sering digunakan di offshore. Semakin rendah flowrate gas yang masuk ke dalam separator, maka akan meningkatkan waktu tinggal dan pemisahan gas-cair menjadi lebih efektif. Dengan luas permukaan yang lebih besar, maka pengontrolan ketinggian liquid (liquid level) lebih mudah dan cenderung lebih stabil. Dalam setiap



21


separator tersebut terjadi empat mekanime pemisahan, yaitu 1. Primary Separation

Primary separation menggunakan perbedaan momentum gas-liquid sebagai driving force dalam mekanisme pemisahan. Perbedaan momentum terebut disebabkan ketika gas yang masuk kedalam separator akan bertumbukan dengan inlet wall atau baffle, sehingga akibat dari tumbukan tersebut, maka liquid akan mempunyai momentum yang lebih rendah dibandingkan gas dan akhirnya terbentuk liquid droplet yang akan ditampung dalam liquid collecting section.

2. Gravity SettlingGravity settling menggunakan prinsip gaya gravitasi, dimana gas pada kecepatan rendah didalam separator (turbulensi minimal), maka sejumlah masa liquid (jenuh) dengan berat molekul yang lebih tinggi dari gas akan jatuh ke bawah separator membentuk liquid dropplet dan akan ditampung oleh liquid collection section.

3. CoalescingPada bagian atas separator terdapat coalescing section dalam bentuk mesh pad. Didalam coalescing section, gas akan terjebak didalam saluran – saluran kecil yang berkelok-kelok didalam mesh pad dan pada akhirnya titik-titik embun atau liquid akan terperangkap dan ditampung sementara.

4. Liquid CollectionLiquid collection section merupakan salah satu bagian yang ada didalam separator yang berfungsi untuk sejumlah liquid. Jika terdapat sejumlah air yang volumenya besar, maka pada bagian bawah horizontal separator dilengkapi dengan ―boot‖ yang berfungsi untuk memisahkan air dari kondensat atau hidrokarbon berat (jika ada) karena ketika air dan kondensat bercampur, air yang mempunyai berat molekul yang lebih besar akan berada dilapisan bawah. Di CPP Singa, hanya production separator saja yang dilengkapi dengan boot.

2.2.2.Unit Penghilangan Gas Asam (AGRU)

Raw gas yang berasal dari production separator (31-MBD-101) dan test separator (31- MBD-102), kemudian dialirkan menuju gas filter. Raw gas dengan kondisi flowrate ±93 MMSCFD,

temperatur 119oF, dan tekanan 1235 psig masuk kedalam gas filter (35-MAJ- 103). Didalam gas filter terjadi pemisahan gas dari partikulat padat, yang mana komponen filternya terbuat dari serat kain katun atau nilon yang memiliki ukuran pori 10μm. Gas yang telah bersih dari komponen liquid dan padatan, maka siap untuk proses sweetening gas.



22


2.2.3.Unit Membran

Gambar 2.6 Skema Membran Unit

Raw gas yang diolah dalam unit membran masuk ke dalam gas/gas exchanger (35- HBG-281)

pada temperatur 119oF dan tekanan 1230 psig akan mengalami pertukaran panas. Raw gas didalam

gas exchanger mengalami pendinginan hingga suhu 87oF, karena didinginkan oleh aliran gas yang

berasal dari residu membran Skid package 1st stage. Setelah mengalami pendinginan, raw gas

dimasukkan kedalam 1st stage filter colescer (35-MAJ-181).

Akibat dari pendinginan, dimungkinkan sebagian dari raw gas ada yang terkondensasi, sehingga setelah keluar dari filter coalescer, gas dalam kondisi kering. Gas yang telah kering kemudian

dipanaskan dalam 1st stage electric heater (35-NAP-681) sampai 109oF. Pemanasan tersebut bertujuan untuk menyesuaikan temperatur raw gas yang akan masuk kedalam membran. Sebelum

gas masuk ke dalam membran, maka raw gas akan masuk ke dalam 1st stage guard bed (35-

MBA-182) dan 1st stage particle filter (35-MAJ-183). Guard bed dan particle filter berfungsi untuk mengadsorbsi komponen hidrokarbon berat dan partikel padat yang masih terbawa dalam raw gas.



23


Raw gas yang telah terbebas dari liquid, hidrokarbon berat, dan padatan akan memasuki 1st stage

membran skid package pada kondisi tekanan 1209 psig dan temperatur 109oF. membran skid package yang digunakan di CPP Singa ini merupakan membran dengan jenis modul spiral wound. Skid membran terdiri dari dua bank yaitu Bank A dan Bank B. Masing-masing Bank terdiri dari dua paket membran A1 dan A2 serta B1 dan B2 dengan masing-masing paket berisi 7 tabung, sehingga terdapat 28 tabung dalam satu skid membran. Didalam setiap satu tabung terdapat spiral wound membran yang dilengkapi dengan insulator dan 4 nozzle. Empat nozzle dalam satu tabung membran adalah

Satu nozzle inlet gas umpan, Satu nozzle outlet gas residu, Dua nozzle outlet gas permeat.

CPP Singa menggunakan elemen Separex Membrane (UOP Licensor), dimana material penyusun membran berasal dari Cellulose Acetate (CA). Lembaran membrane Celluose Acetate dalam bentuk Flatsheet kemudian akan disusun bersama lapisan feed spacer & permeate spacer. Aliran gas yang masuk kemudian akan mengalir sepanjang feed spacer, kemudian gas CO2 & H2S yang memiliki permeabilitas yang lebih tinggi dibandingkan CH4 kemudian akan terpermeasi ke dalam membrane dan akhirnya acid gas yang terpermeasi akan masuk permeate spacer dan kemudian mengalir keluar mealui nozzle outlet gas permeate. Sedangkan gas CH4 karena tidak terdifusi di dalam membrane tersebut kemudian mengalir menuju outlet gas residu. Unit membran dapat mengurangi kandungan CO2 dan H2S pada gas umpan dari sekitar 38,4 % mol menjadi 4% mol dan 346 ppm-v ke 18 ppm-v, dan menghasilkan gas residu sekitar 24,7 MMSCFD yang kemudian masuk ke gas/gas exchanger

sehingga mengalami pemanasan hingga suhu 111oF.

Gas residu yang dihasilkan oleh unit membrane masih mengandung H2S sekitar 18 ppm-v, tetapi dengan spesifikasi tersebut belum memenuhi syarat sebagai sales gas ( H2S sekitar 4 ppm-v). Oleh karena itu gas residu yang keluar dari gas/gas exchanger akan masuk ke dalam H2S scavenger. CPP Singa mempunyai dua buah H2S Scavenger (35-MBA- 187A/B), dimana hanya satu buah yang beroperasi. Sementara itu, H2S Scavenger yang lain disiapkan sebagai cadangan apabila yang sedang beroperasi ingin diperbaiki atau di maintainance. Didalam H2S Scavenger tersebut berisi komponen adsorben zinc oxide (ZnO). Zinc oxide akan mengabsorbsi H2S dengan mekanisme reaksi dibawah ini :

ZnO(s) + H2S(g) ZnS(s) + H2O(l) (2.2)

Gas yang keluar dari H2S Scavenger, kemudian siap untuk digabung bersama sweet gas yang berasal dari DHU untuk menjadi sales gas.



24


2.2.4.Unit Amine System

Unit amine merupakan salah satu unit yang terintegrasi dimana unit tersebut berfungsi untuk memurnikan raw gas menjadi sweet gas. Pada amine absorber (35-MAF- 104), raw gas yang mengandung acid gas (CO2 dan H2S) akan mengalami proses absorbsi dengan pelarut amine. Raw gas yang masuk melalui bagian bawah kolom akan mengalami kontak pertama kali dengan semi - lean amine yang masuk melalui bagian tengah kolom absorber, kemudian terjadi kontak dengan lean amine pada bagian atas kolom absorber. Akibat dari kontak antar fasa dalam proses absorbsi tersebut, maka rich amine yang keluar dari bawah absorber kaya akan CO2 dan H2S, sedangkan sweet gas yang keluar dari puncak kolom absorber mengandung ≤ 4%mol CO2 dan ≤ 4 ppm H2S. Meskipun, sweet gas tersebut telah memenuhi spesifikasi produk (dari segi kandungan gas asam), tetapi sweet gas tersebut masih jenuh dengan air. Sehingga, sweet gas tersebut kemudian perlu diproses kembali didalam dehydration unit (DHU) dan menghasilkan sales gas yang memiliki water content ≤ 8 lbm/MMSCF.

Amine Absorber

± 48 MMSCFD Feed gas masuk pada kondisi 117oF dan 1194 psig masuk melalui bagian bawah kolom absorber. Kemudian gas tersebut akan terjadi kontak pertama kali dengan semi lean amine yang masuk melalui bagian tengah kolom absorber. Semi lean amine dengan

flowrate ±73234.7 BPD pada tekanan 1193 psig dan temperatur 173oF. Setelah terjadi kontak dengan semi - lean amine, kemudian feed gas akan mengalami kontak dengan

±11393.6 BPD lean amine pada kondisi tekanan 1191 psig dan temperatur 129oF melalui bagian puncak absorber.



25


Gambar 2.7 Skema Amine Unit

Kontak antar feed gas dengan amine dikontakkan secara counter current. Jenis pelarut yang digunakan disistem amine unit CPP Singa adalah Ucarsol. Ucarsol merupakan salah satu nama dagang amine (MDEA) yang diproduksi oleh Dow Chemical. Amine yang kontak dengan feed gas, maka amine akan bereaksi dengan gas asam sesuai dengan reaksi dibawah ini :

Reaksi diatas merupakan reaksi eksotermis, sehingga reaksi tersebut akan menghasilkan panas. Akibat dari panas reaksi yang dihasilkan, maka sweet gas dan richamine yang keluar meninggalkan absorber akan memiliki suhu yang lebih tinggi dibanding masuk absorber. Sweet

gas dari absorber didinginkan hingga 115oF oleh sweet gas cooler (35-HAL-210) dan kemudian masuk ke dalam sweet gas KO drum (35-MBD- 108). Pendinginan dan pemisahan yang terjadi di sweet gas KO drum bertujuan untuk merecovery kemungkinan solven amine yang kondisinya jenuh didalam sweet gas, sehingga setelah dipisahkan didalam KO drum, sweet gas yang keluar



26


tidak mengandung solven. Solven amine yang terkondensasi dan terpisah didalam KO drum, makan akan dicampurkan dengan rich amine yang keluar melalui bagian bawah kolom absorber.

Amine RegeneratorRich amine yang keluar melalui bagian bawah kolom, kemudian akan bercampur dengan solven amine yang terkondensasi didalam KO drum. Rich amine tersebut diturunkan tekanannya hingga 13 psig. Akibat dari penurunan tekanan tersebut, maka rich amine akan memasuki daerah dua fase (flashing). Peristiwa flashing tersebut terjadi didalam amine flash column (35-MBF-105). Didalam amine flash terjadi pemisahan sebagian gas (CO2 dan H2S) dari solven amine (cair). Gas asam akan keluar melalui puncak kolom dan kemudian didinginkan hingga

140oF oleh condenser (35-HAL-203).

Pendinginan acid gas bertujuan untuk merecovery solven yang terdapat didalamnya. Solven yang terkondensasi akan ditampung didalam accumulator (30-MBD-106), sedangkan acid gas akan keluar dari puncak akumulator. Selanjutnya acid gas dialirkan ke thermal oxidizer unit (35-EZZ-603) untuk dibakar dengan fuel gases agar mendapatkan emisi dengan kadar yang diijinkan sesuai peraturan sebelum dilepas ke atmosfer. Solven yang keluar dari bawah akumulator kemudian dipompa menggunakan reflux pump (35-PBA-332A/B) menuju amine flash column sebagai aliran recycle.

Amine yang keluar dari bawah amine flash column mempunyai kandungan acid gas relatif lebih sedikit dari rich amine yang keluar dari bawah kolom absorber. ±86158.5 BPD amine yang keluar dari bawah amine flash kemudian aliran tersebut dipecah menjadi dua aliran yaitu ±73234.7 BPD menuju semi - lean pumps (35-PBA-331A/B/C) untuk kemudian dimasukkan kembali kedalam amine absorber dan ±12923.8 BPD akan dipompa oleh rich pumps (35-PBA-333A/B) menuju lean/rich exchanger (35-HBG-204). Lean/rich exchanger didalam CPP singa merupakan plate and frame heat exchanger.

Didalam lean/rich exchanger akan terjadi pertukaran panas antara lean amine dari bawah regenerator dengan rich amine yang akan masuk ke regenerator. Akibat pertukaran panas tersebut,

temperatur rich amine akan meningkat dari 168oF menjadi 218oF sedangkan temperatur lean amine akan

mengalami penurunan dari 259oF menjadi 186oF. Rich amine yang telah mengalami pemanasan kemudian akan masuk kedalam amine regenerator (35- NAF-107).

Didalam amine regenerator akan terjadi proses pemisahan acid gas dari rich amine yang lebih sempurna bila dibandingkan didalam amine flash. Rich amine yang masuk ke dalam amine regenerator kemudian dipanaskan didalam reboiler (35-HBC-205). Sumber panas yang digunakan pada reboiler adalah minyak bakar (hot oil). Didalam reboiler, rich amine dipanaskan hingga

temperatur 250oF, sehingga CO2 dan H2S akan menguap dan terpisah dari rich amine. Penguapan acid gas tersebut disebabkan CO2 dan H2S jauh lebih volatile dibandingkan amine. Pemanasan amine

dijaga pada range temperature 250oF - 260oF supaya amine tidak mengalami degradasi. Acid gas



27


yang keluar dari atas regenerator akan direcycle kembali ke amine flash, sedangkan rich amine yang keluar dari bawah kolom regenerator telah bersih dari acid gas disebut sebagai lean amine.

Didalam proses regenerasi, akibat adanya pemanasan dari reboiler, maka dimungkinkan adanya penguapan amine. Sehingga, didalam amine regenerator dilengkapi dengn sistem amine make-up (penambahan amine). Larutan amine make-up berasal dari amine sump vessel (35-MBH-402) dan amine storage tanks (35-ABC-401). Jika suatu saat amine harus ditambahkan, maka amine yang berada didalam amine sump vessel dan amine storage tanks akan dipompa menuju amine sump filter (35-MAJ-110) oleh amine sump pump (35-PBH-336) dan amine transfer pumps (35-PBH-335A/B). Setelah dipompa dan disaring, kemudian dialirkan masuk menuju kolom regenerator sebagai make-up amine.

Larutan lean amine panas keluar dari bagian bawah regenerator dan mengalir menuju lean/rich amine exchanger dengan bantuan lean booster pump (35-PBA-337A/B) dan terjadi pertukaran panas dengan rich amine dingin dari flash column. Lean Amine didinginkan lebih lanjut hingga temperatur 125°F pada lean cooler (35-HAL-202). Lean amine yang telah didinginkan pada lean cooler kemudian mengalir menuju amine absorber (35-MAF-104).

Sebelum memasuki absorber, 10% dari aliran lean amine dari booster pump, dialirkan menuju amine partikulat pre-filter (35-MAC-108) oleh (35-FIC-712), dan 40% dari aliran ini akan dialirkan munuju amine charcoal filter (35-MAC-109) dan amine partikulat after filter (35-MAC-111) untuk memisahkan semua partikulat kontaminan. Larutan lean amine 40% ini akan digabungkan lagi dengan 60% lean amine dari amine partikulat pre-filter (35-MAC-108). Selanjutnya 90% aliran sisa akan bergabung dengan 10% aliran keluaran dari sistem filtrasi. Setelah semua lean amine bersih dari kontaminan partikulat padat, kemudian lean amine akan dialirkan menuju absorber oleh lean pumps (35-PBA-334A/B). Lean pumps merupakan pompa jenis centrifugal yang menaikkan tekanan lean amine dari tekanan 140 psig hingga tekanan 1282 psig yang akan masuk ke dalam absorber. Didalam CPP Singa, proses sweetening gas terdiri dari dua unit yaitu membrane unit dan amine unit. Dari 93 MMSCFD gas, maka 45 MMSCFD akan diolah di membrane unit, sedangkan 48 MMSCFD akan diolah di amine unit.

Amine Antifoam Injection SystemFoaming merupakan salah satu permasalahan yang terjadi didalam operasional. Foaming disebabkan oleh terjadinya perubahan kimia permukaan pada larutan amine. Faktor-faktor penyebab foaming pada larutan amine dapat diindikasikan dari peningkatan viskositas amine dan turunnya tegangan permukaan amine. Foaming pada larutan amine biasanya disebabkan oleh berbagai kontaminan dibawah ini :

- Hidrokarbon cair

- Corrosion inhibitor (surfaktan)

- Oil and greace (pelumas-pelumas yang digunakan dalam rotating equipment)

- Suspended solid and particulat

- Degraded amine



28


- Improper make-up water (penambahan air yang berlebihan)

Foaming berpotensi menyebabkan amine loss dan methane loss, sehingga dapat mengakibatkan sales gas off-spec. Untuk mengatasi foaming tersebut, maka didalam aliran amine diinjeksikan antifoam. Lokasi injeksi antifoam adalah sebagai berikut :

1. Suction of reflux pumps (35-PBA-332A/B)

2. Suction of rich pumps (35-PBA-333A/B)

3. Suction of lean pumps (35-PBA-334A/B)

2.2.5.Unit Dehidrasi (Dehydration Unit)

Gambar 2.8 Skema Dehydration Unit (DHU)



29


Gas Olahan keluaran absorber amina masih mengandung air didalamnya. Oleh karena itu, air tersebut harus dipisahkan dari gas melalui unit dehidrasi yang menggunakan triethylene glikol (TEG) sebagai agen dehidrasi. Unit ini terdiri dari 2 bagian yaittu dehidrasi dan regenerasi.2.2.6.TEG Absorbers

Dehidrasi gas umpan dilakukan dengan mengalirkan gas umpan dari sweet gas KO Drum secara counter current dengan TEG pada tekanan gas umpan yang tinggi. Gas yang basah akan melewati sebuah integral scrubber knocking out, Large moisture droplets, sementara gas yang lebih kering melewati mist pad pada bagian atas kontaktor untuk memperkecil kehilangan pelarut glikol. Gas dengan kandungan air 8 lb/MMScfd selanjutnya akan mendinginkan Lean TEG dengan suhu

kontak sekitar 25oF didalam gas-glikol heatexchanger (36-HBG-206). Rich TEG (93,72%w) bertekanan 1183 psig meninggalkan bagian bawah kontaktor TEG dan kemudian mengalami flash sampai bertekanan 85 psig hingga selanjutnya mengalir menuju ke glikol still coloumn (36-HBA-209).2.2.7.TEG Regeneration System

Rich TEG (93,72% w) pada tekanan 1183 psig meninggalkan bagian bawah glikol kontaktor, untuk selanjutnya mengalami flash hingga mencapai tekanan 85 psig dan kemudian mengalir menuju glikol flash separator (36-MBD-115) melalui pengontrol ketinggian 369 LV-112A. Sebagian besar gas asam dan hidrokarbon tak larut terpisahkan dari TEG didalam flash drum. Rich TEG (yang masih mengandung air) keluaran flash drum memasuki sistem filtrasi 2 tahap, yaitu TEG partikulat filter (36-MAC-116) untuk memisahkan partikel yang berukuran lebih besar dari 5 mikron dan TEG karbon filter (36-MAC117) untuk memisahkan kontaminan hidrokarbon berat yang tak terlarut dan komponen-komponen organik lainnya.

Rich TEG dengan kadar air yang telah berkurang selanjutnya mengalir menuju hot glikol/glikol exchanger (36-HBG-207A) yang diatur dengan pengontrol ketinggian pada flash drum. Rich TEG

dipanaskan hingga suhu 335oF melalui pengontakkan dengan lean TEG panas keluaran glikol reboiler surge tank (35-MBD-113). Rich TEG yang telah mengalami pemanasan ini, lalu masuk ke dalam low pressure still colomn (36-HBA-209). Didalam TEG still coloumn, Air sisa dan sejumlah hidrokarbon akan terevaporasi keluar dari glikolo akinat panas yang dihasilkan dari still colomn packing.

TEG memasuki reboiler akan dipanaskan hingga mancapai suhu dibawah suhu penguapan glikol,

tetapi tetap mampu menguapkan sejumlah komponen tertentu. Lean TEG pada temperatur 385oF, kemudian mengalir menuju surge vessel diujung reboiler, dimana ketinggian cairan diatur dengan menggunakan weir. TEG kemudian akan mengalir dengan bantuan gravitasi dari reboiler menuju shell/hot glikol/glikol exchanger (36-HBG-207A) dan cold glikol/glikol exchanger (36-HBG-207B),

dimana TEG akan didinginkan hingga suhu 170oF melalui pertukaran panas dengan rich TEG.Larutan Lean TEG keluar dari pertukaran panas dan mengalir dengan bantuan gravitasi

menuju lean TEG pumps (36-PBA-337A/B). Lean TEG ini selanjutnya akan dipompa menuju

gas/glikol exchanger (36-HBG-206) untuk mengalami pendinginan dengan suhu 138oF melalui cross



30


exchanger dengan gas kering dari kontaktor TEG. Lean TEG yang sudah dingin kemudian mengalir menuju bagian atas tray kontaktor.2.2.8.Unit Oksidasi Termal (Thermal Oxidizer)

Gambar 2.9 Skema Thermal Oxidizer Unit

Permeate gas dan acid gas yang mengandung gas H2S dan CO2 tidak dapat langsung dibuang ke lingkungan bebas karena paparan H2S dan CO2 sangat berbahaya bagi manusia dan lingkungan sekitar. Sehingga, acid gas dan permeate gas akan dioksidasi (reaksi pembakaran) didalam thermal oxidizer unit. Reaksi pembakaran didalam thermal oxidizer membutuhkan panas yang berasal dari pembakaran fuel gas dengan udara. Sebelum digunakan sebagai bahan bakar, fuel gas dan udara dicampur terlebih dahulu di dalam mixer. Kemudian dialirkan menuju burner. Campuran fuel gas dan udara tersebut kemudian didorong oleh udara yang berasal dari force draft fan (37-CBE-325A/B). Ketika reaksi pembakaran berlangsung, maka secara bersamaan gas asam yang masuk ke dalam thermal oxidizer mengalami oksidasi sesuai dengan persamaan dibawah ini :

Untuk mencapai proses oksidasi yang sempurna, maka thermal oxidizer dioperasikan pada

temperatur 1400–1600oF, tetapi untuk alasan keamanan TOx akan otomatis shutdown bila suhunya

mencapai 1900oF. Setelah mengalami proses oksidasi, maka akan dihasilkan flue gas yang mengandung CO2, SO2, dan H2O. Flue gas yang keluar melalui stack masih memiliki temperatur yang tinggi, sehingga flue gas dialirkan ke Waste Heat Recovery Unit (WHRU) (37-EBN-611) oleh induced draft fan (37-CBE-326). Panas dari flue gas akan digunakan untuk memanaskan media



31


pemanas hot oil yang digunakan didalam amine reboiler, kemudian flue gas akan dikembalikan lagi ke stack dan dibuang ke lingkungan.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

10.

11.

12.

13.

14.

15.

16.



32


17. BAB III SPESIFIKASI ALAT

17.1. Alat Utama17.1.1. Pressure Vessel

1.

Nama Alat : Production Separator

Kode Alat : 31-MBD-101 Dimensi AlatDiameter Dalam (mm) : 1412 (Drum), 457 (Boot) Panjang (mm)

: 457 (Drum), 1017 (Boot)

Desain Temperatur (°f ) :170

Desain Tekanan (Psig) :1315

Bahan Insulasi Alat/Tebal Insulasi : -

Material Alat : Carbon Steel Nace + Alloy 825 Cladded

2.



: 457 (Drum), 1017 (Boot)

Desain Temperatur (oF) 170

Desain Tekanan (Psig) 1315



3.



: 457 (Drum), 1017 (Boot)





4. Nama Alat : Production Separator



33



: 457 (Drum), 1017 (Boot)





5.



: 457 (Drum), 1017 (Boot)





6.

Nama Alat : Sweet Gas KO DrumKode Alat : 31-MBD-108 Dimensi AlatDiameter Dalam (mm) 1000

Panjang (mm) : 2400 Desain Temperatur (oF)150



Material Alat : KCS + Internal Coating

7.

Nama Alat : Accumulator

Kode Alat : 31-MBD-106 Dimensi AlatDiameter Dalam (mm) : 2100


Desain Tekanan (Psig) 75Material Alat : Stainless Steel 304 L

8. Nama Alat : Glycol Flash Separator Tipe : HorizontalKode Alat : 31-MBD-115 Dimensi Alat



34


Diameter Luar (mm) : 914,4



Tebal Insulasi (inch) : 1 ½

Kapasitas Alat (gal) 250

Material Alat : Carbon Steel

9.

Nama Alat : H2S ScavengerKode Alat : 31-MBA-187A/B Dimensi AlatDiameter Dalam (mm) 1525

Panjang (mm) : 8895

Desain Temperatur (oF) : 160 (maks), 50 (min)



17.1.2. Column

1.

Nama Alat : Amine Absorber

Kode Alat : 35 MAF-104Dimensi Alat

Diameter Dalam (mm) : 1220 (Top), 1830 (Bottom) Panjang (mm): 15865 (Top), 25285 (Bottom)

Desain Temperatur (oF) : 250 (maks), 68 (min)


Bahan Insulasi : Polipropilen

Tebal Insulasi (inch) 1Material Alat : KCS + 304 L Cladded (Top), KCS (Bottom)

2. Nama Alat : Amine Regenerator

Kode Alat : 35-NAF-107Dimensi Alat



35


Diameter Dalam (mm) 1220

Panjang (mm) : 34770

Desain Temperatur (oF) 310Desain Tekanan (Psig) 75

Bahan/Tebal Insulasi (inch) : H/2,5

Material Alat : KCS + 304 L Cladded (Top), KCS (Bottom)

3.

Nama Alat : Glycol ContactorKode Alat : 36-MAF-112Dimensi Alat

Diameter Dalam (mm) : 914,4



Material Alat : Carbon Steel (Top), Carbon Steel (Bottom)

17.1.3. Heat-Cooling Devices

1.

Nama Alat : Inlet Cooler

Tipe : Forced DraftKode Alat : 31-HAL-201A/B/C

Duty (MMBTU/Hr) : 22,26 (A); 9,66 (B); 6,27 (C)


Desain Tekanan (Psig) : 1315 (A,B), 135 (C)

Motor Rating (HP) : 50 x 2 (A), 40 x 2 (B & C)Material Alat : Duplex aluminium (Tube), Duplex (Header)

2. Nama Alat : Solven Amine Lean / Rich ExchangerTipe : Plate and FrameKode Alat : 35-HZZ-204

Duty (MMBTU/Hr) : 11,3

Desain Temperatur (oF) : 390 (Hot & Cold)



36


Desain Tekanan (Psig) : 260 (Hot & Cold)

Motor Rating (HP) : -

Material Alat : 316 L SSS (Transfer Plate), Killed CS (Frame)

3.

Nama Alat : Sweet Gas CoolerTipe : Forced DraftKode Alat : 35-HAL-210


Desain Temperatur (oF) : 250 (maks)


Motor Rating (HP) : 7,5Material Alat : 316 L SS + Aluminium (Tube), 316 L SS (H)

4.

Nama Alat : Gas/Glycol Heat Exchanger Tipe : Shell & TubeKode Alat : 36-HBG-206


Desain Temperatur (oF) : 500 (Shell), 500 (Tube) Desain Tekanan (Psig) : 150 (Shell), 150 (Tube)Motor Rating (HP) : -Material Alat : By Vendor (Shell & Tube)

17.1.4. Pumps1.

Nama Alat : Semi Lean Pumps Tipe : Horizontal CentrifugalKode Alat : 35-PBA-331A/B/C

Kapasitas (GPM) : 1108,83

Desain Tekanan Suction (Psig) : 27,25

Desain Tekanan Discharge (Psig) : 1385,6 Motor

Rating (HP) 1500



37


Head (ft) : 2960Material Alat : 316 L SS (Impeller), 316 L SS (Casing)

2.

Nama Alat : Semi Lean Pumps

Tipe : Horizontal CentrifugalKode Alat : 35-PBA-331A/B/C



Desain Tekanan Discharge (Psig) : 1385,6

Motor Rating (HP) 1500Head (ft) : 2960Material Alat : 316 L SS (Impeller), 316 L SS (Casing)

3.

Nama Alat : Rich Pumps

Tipe : Horizontal Centrifugal

Kode Alat : 35-PBA-333A/B

Kapasitas (GPM) 391



Motor Rating (HP) 40Head (ft) : 190,3Material Alat : 316 L SS (Impeller), 316 L SS (Casing)

4.

Nama Alat : Rich Pumps

Tipe : Horizontal Centrifugal

Kode Alat : 35-PBA-333A/B

Kapasitas (GPM) 391



Motor Rating (HP) 40Head (ft) : 190,3Material Alat : 316 L SS (Impeller), 316 L SS (Casing)



38


17.1.5. Tanks

1.

Nama Alat : Amine Storage Tank

Tipe : Conical Fixed Roof

Kode Alat : 35-ABJ-401

Dimensi Alat

Diameter Luar (mm) : 9000

Panjang (mm) : 4500

Desain Temperatur (oF) 122Desain Tekanan (Psig) : 0,36

Kapasitas Alat (m3) : -Material Alat : Carbon Steel + Glass Flake Lining

2.

Nama Alat : Amine Storage Tank

Tipe : Conical Fixed Roof


Dimensi Alat


Panjang (mm) : 4500

Desain Temperatur (oF) 122Desain Tekanan (Psig) : 0,36

Kapasitas Alat (m3) : -Material Alat : Carbon Steel + Glass Flake Lining

3. Nama Alat : Produced Water Tank Tipe : Conical Fixed Roof


Dimensi Alat


Panjang (mm) : 6700



39


Desain Temperatur (oF) 122Desain Tekanan (Psig) : Full Liquid

Kapasitas Alat (m3) : 222,45

Material Alat : Carbon Steel + Glass Flake Lining

17.2. Alat Pendukung (Utility System)

17.2.1. Pressure Vessel

1.

Nama Alat : Hot Oil Expansion Vessel Kode Alat : 41-BBJ-457

Kapasitas (m3) : Hold-2

Dimensi Alat

Diameter Dalam (mm) : 2600

Panjang (mm) : 5000


Bahan Insulasi Alat/Tebal Insulasi : -Material Alat : Carbon Steel

2.

Nama Alat : Hot Oil Expansion Vessel Kode Alat : 41-BBJ-457

Kapasitas (m3) : Hold-2

Dimensi Alat


Panjang (mm) : 5000



Material Alat : Carbon Steel3. Nama Alat : Hot Oil Drain Vessel




40


Kapasitas (m3) 140

Dimensi Alat


Panjang (mm) : 5300

Desain Temperatur (oF) 385Desain Tekanan (Psig) : Full LiquidBahan Insulasi Alat/Tebal Insulasi : -Material Alat : Carbon Steel

4.

Nama Alat : Hydrocarbon Close DrainKode Alat : 41-MBL-162Dimensi Alat


Panjang (mm) : 6300



Material Alat : Carbon Steel + Nace

17.2.2. Gas Turbin Generator

1.Nama Alat : GTG A

Kode Alat : 41-ZAN-557AKapasitas (KVA) : 4533

2.Nama Alat : GTG A

Kode Alat : 41-ZAN-557AKapasitas (KVA) : 4533

3.

Nama Alat : GTG B

Kode Alat : 41-ZAN-557BKapasitas (KVA) : 4533

4. Nama Alat : GTG C

Kode Alat : 41-ZAN-557C



41


Kapasitas (KVA) : 4533

17.2.3. Pumps

1.

Nama Alat : Flare KO Drum Pumps

Tipe : Horizontal CentrifugalKode Alat : 45-PBA-391A/B

Kapasitas (GPM) 117



Motor Rating (HP) 20Head (ft) 200

Material Alat : 316 SS (Impeller), 316 SS (Casing)

2.



Kapasitas (GPM) 117



Motor Rating (HP) 20Head (ft) 200Material Alat : 316 SS (Impeller), 316 SS (Casing)



42


3.



Kapasitas (GPM) 117



Motor Rating (HP) 20Head (ft) 200Material Alat : 316 SS (Impeller), 316 SS (Casing)

4.

Nama Alat : Potabel Water PumpsTipe : Vertical In LineKode Alat : 41-PBE-363A/B




Motor Rating (HP) : 1,5Head (ft) 184Material Alat : Carbon Steel (Impeller), Carbon Steel (Casing)Nama Alat : Potabel Water PumpsTipe : Vertical In LineKode Alat : 41-PBE-363A/B




Motor Rating (HP) : 1,5Head (ft) 184Material Alat : Carbon Steel (Impeller), Carbon Steel (Casing)

Nama Alat : Hot Oil Circulating Pumps Tipe : Horizontal CentrifugalKode Alat : 41-PBE-369A/B/C

Kapasitas (GPM) 1147



43




Motor Rating (HP) : -Head (ft) : 367,75Material Alat : Carbon Steel (Impeller), Carbon Steel (Casing)Nama Alat : Close Drain Pump PumpsTipe : Horizontal CentrifugalKode Alat : 41-PBE-372




Motor Rating (HP) 10Head (ft) : 19,3

Material Alat : Carbon Steel (Impeller), Carbon Steel (Casing)

17.2.4. Filter

1.

Nama Alat : HP Fuel Gas Filter

Kode Alat : 41-MAJ-152Dimensi Alat

Diameter Luar (mm) 324

Panjang (mm) : 2794



Ukuran Filter (mikron) : 0,5Material Alat : Carbon Steel

2. Nama Alat : Carbon FilterTipe : Cylinder Vertical

Kapasitas (GPM) 125

Kode Alat : 41-MAJ-166

Dimensi Alat



44



Panjang (mm) : 1800

Desain Temperatur (oF) : -

Desain Tekanan (Psig) : 56,89

Ukuran Filter (mikron) : -Material Alat : SS 400



45


17.2.5. Tanks

1.

Nama Alat : Raw Water Storage Tank

Tipe : Conical Fixed RoofKode Alat : 41-ABJ-451

Dimensi Alat


Panjang (mm) : 6600


Kapasitas Alat (m3) : 283,9Material Alat : Carbon Steel + Epoxy

2.

Nama Alat : Raw Water Storage Tank


Dimensi Alat


Panjang (mm) : 6600


Kapasitas Alat (m3) : 283,9Material Alat : Carbon Steel + Epoxy

3. Nama Alat : Potabel Water Storage TankTipe : Conical Fixed RoofKode Alat : 41-ABJ-452

Dimensi Alat


Panjang (mm) : 2500




46


Kapasitas Alat (m3) : 13,3

Material Alat : Force Reinforced Plastic (FRP)

4.

Nama Alat : Demin Water Storage Tank


Dimensi Alat


Panjang (mm) : 5700


Kapasitas Alat (m3) 167

Material Alat : 304 Stainless Steel

5.

Nama Alat : Demin Water Storage Tank


Dimensi Alat


Panjang (mm) : 5700


Kapasitas Alat (m3) 167

Material Alat : 304 Stainless Steel



47


17.2.6. Air Compresor Unit

1.

Nama Alat : Air Compresor Package Unit

Tipe : Oil Flooded ScrewKode Alat : 41-CBE-312A/B/C



Kapasitas Alat (SCFM) 510

Rate Power (KW/HP) : 111,855/150

Material Alat : Carbon Steel (Impeller), Carbon Steel (Casing)

17.2.7. Receiver

1.

Nama Alat : Utility Air Receiver

Kode Alat : 41-CBE-321A/B

Dimensi AlatDiameter Dalam (mm) : 3500

Panjang (mm) : 7700

Desain Temperatur (oF) 122Desain Tekanan (Psig) 170Material Alat : Carbon Steel

2.

Nama Alat : Instrument Air Receiver

Kode Alat : 41-MBL-156

Dimensi Alat


Panjang (mm) : 6400




48



3.

Nama Alat : Nitrogen ReceiverKode Alat : 41-MBL-160Dimensi Alat


Panjang (mm) : 2743



17.2.8. Metering

1.

Nama Alat : Sales Gas Fiscal Metering

Kode Alat : 52-ZAU-50Dimensi Alat

Diameter Dalam (mm) : By Vendor

Panjang (mm) : By Vendor


Flow (MMSCFD) 50


17.2.9. Pig Launcher1.

Nama Alat : Pig Launcher

Kode Alat : 33-L-1310Dimensi Alat

Diameter Dalam (Inch) 36




49



Material Alat : -



50


BAB IVUTILITAS

Utilitas merupakan sekumpulan unit proses dalam suatu industri kimia yang berfungsi untuk menunjang proses utama pabrik. Unit utilitas yang terdapat pada PT. Medco E&P Lematang – Indonesia meliputi:

Penyediaan Air dan Pengolahannya Penyediaan pemanas Hot Oil System Penyediaan tenaga listrik Penyediaan Udara Tekan Penyediaan Fuel Gas System

17.3. Penyediaan Air

Air yang ada di dalam Singa CPP diambil dari dua deep well water. Air yang keluar dari sumur tersebut memiliki kondisi dan spesifikasi sebagai berikut :

Table 0.5 Kondisi Air Sumur (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)

Parameter Preassure (Psig) Temperature (oF)Normal 30 95Mechanical Design 75 145

Table 0.6 Kualitas Air Sumur (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)

Color 5 Pt Co scale Aluminium ** < 0.25 mg/L

Conductivity @20oC 264 µS/cm Dissolved Oxygen 5.28 mg/L

pH 8.22 Dissolved Solid 185 mg/L

Turbidity 4.85 NTU Suspended Solid 5 mg/L

Calcium ** 31.53 mg/L Free CO2 0.06 mg/L

Iron Total ** 0.36 mg/L Oil and Grease < 0.01 mg/L

Magnesium ** 8.64 mg/L Silica 52.16 mg/L

Sodium ** 10.18 mg/L M.O Alkalinity as CaCO3 112 mg/L

Zinc ** 2.65 mg/L P.P Akalinity as CaCO3 -

Chloride 10.07 mg/L Total Hardness CaCO3 114 mg/L

Phospate 0.43 mg/L Odor Odorless



51


Sulphate 5.97 mg/L Taste Tasteless

COD (K2CrO7) 1.64 mg/L Potassium 3.14 mg/L

** for metal reported as total

Karena spesifikasi Raw Water yang berasal dari sumur belum memenuhi spesifikasi Potabel Water dan Demineralized Water maka di dalam Singa CPP dilakukan proses pengolahan air untuk kebutuhan utilitas. Pengolahan air sebagai bahan utilitas (water treatment system) tersebut dapat ditunjukan melalui Gambar 4.1. sebagai berikut :

Gambar 0.10 Blok Diagram Sistem Penyediaan Air

Bahan baku air (Raw water) dari sumur dipompa oleh pompa jenis submerged electric pumps & column (41-PBE-361A/B), kemudian air tersebut dimasukan ke dalam bak yang berisi pasir (sand geotextile) dan gravel sebagai media penyaring utama. Air yang telah tersaring dan bebas dari partikel kasar pengotor, kemudian ditampung di bak penampungan (41-ABH-461). Air dipompa oleh centrifugal pumps (41-PBE-371A/B) dari bak penampung menuju ke Clarifier (41-ZBE-555) untuk mengendapkan pengotor - pengotor yang masih terbawa. Sebelum masuk ke dalam Clarifier, air akan dicampur dengan Poly Aluminium Chloride (PAC),NaOH,NaOCl yang berfungsi sebagai coagulant. Di dalam clarifier maka akan terjadi peristiwa koagulasi partikel-partikel pengotor sehingga terbentuk



52


flocculant yang akan mengendap pada dasar clarifier. Setelah koagulasi di Clarifier, kemudian air disaring kembali oleh Filtering Package Unit (41-ZBE-551). Filter yang berisi pasir (sand) dan karbon aktif akan menahan dan menyerap partikel pengotor dalam air seperti senyawa logam. Air yang sudah terfiltrasi kemudian dibagi menjadi dua aliran, aliran tersebut menuju penyimpanan air pemadam (41-ABJ-455) dan raw water storage (41-ABJ-451). Dari raw water storage (41-ABJ-451) kemudian air akan dipompa oleh pompa sentrifugal (41-ZBE- 362A/B) menuju Potabel Water Treatment (41-ZBE-552) dan Demin Water Treatment Package (41-ZBE-553).

Air yang masuk ke Potabel Water Treatment (41-ZBE-552) akan melewati Carbon Filter (41-MAJ-150A/B).Carbon filter berfungsi untuk menyerap kontaminan organik dan menyerap kontaminan logam berat yang terdapat di dalam air. Setelah melalui carbon filter kemudian air akan dilewatkan sinar Ultra Violet (UV) yang berfungsi untuk membunuh bakteri - bakteri yang masih ada di dalam air. Potabel water kemudian disimpan di dalam Potabel Water Storage Tank (41-ABJ-452) dan kemudian dipompa oleh Potabel Water Pumps (41-PBE-363A/B) menuju saluran pipa air yang digunakan untuk kebutuhan sehari- hari di sekitar plant.

Air yang masuk ke dalam demin water treatment package (41-ZBE-553) kemudian akan masuk ke dalam membrane Reverse Osmosis (41-PBE-519A/B). Air yang masih mengandung mineral logam dan suspended solid maka akan tertahan di dalam elemen membrane, sehingga air yang dihasilkan dari Membran RO merupakan pure water memenuhi persyaratan sebagai demineralized water dan bersih dari komponen mineral logam dan suspended solid.

17.3.1. Fire Water

Fire water merupakan air yang digunakan sebagai media pemadam api apabila terjadi emergency di plant (kebakaran). Persediaan air sebagai pemadam kebakaran di plant telah dirancang untuk mampu mensuplai kebutuhan air pemadam hingga 4 jam, suplai tersebut telah memenuhi persyaratan dari standar National Fire Protect Agency (NFPA) yang merekomendasikan suplai air pemadam harus cukup selama 55 menit. Air pemadam dalam plant CPP Singa memiliki spesifikasi sebagai berikut :

Table 0.7 Spesifikasi Fire Water (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)

Kondisi Preassure (Paig) Temparature (OF)Normal 30 Ambient

Mechanical Design 75 122

17.3.2. Potabel Water

Potabel water merupakan air yang digunakan untuk kebutuhan sehari-hari di sekitar plant yang digunakan untuk mandi, mencuci, memasak dan kebutuhan sehari-hari lainnya. Oleh sebab itu, kualitas air tersebut harus memenuhi Peraturan Kementerian Kesehatan yang diatur dalam Permenkes No.907/MENKES/SK/VII/2002. Standar kualitas air tersebut dapat dilihat pada [Tabel 4.4] sebagai berikut :



53


Table 0.8 Buku Mutu Potable Water (Sumber : Permenkes, 2002)

Parameter NilaiColor 15 TCUTurbidity 1 NTUpH 6.5 – 8.5Iron Content Max. 0.3 ppm as FeManganese Max. 0.05 ppm as MnChloride (Cl) Max. 250 ppmSulphate (SO4) Max. 250 ppmAluminium Max. 0.2 ppmZinc Max. 3 ppmCopper (Cu) Max. 1 ppmOdor Max. 3 (Odor Thresshold Number)Total Dissolved Solid (TDS)

Max. 500 ppm

Suspended Solid Max. 5 ppmPotabel water yang telah diproses dan memenuhi syarat kemudian dialirkan di dalam

bangunan di sekitar plant untuk digunakan dalam kebutuhan sehari-hari pada kondisi sesuai dengan Tabel 4.5. sebagai berikut

Table 0.9 Kondisi Distribusi Potable Water System (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)

Kondisi Pressure ( Psig ) Temperature (oF)Minimum 14.2 68Normal 30 AmbientMechanical Design 75 122

17.3.3. Demineralized Water

Demineralized Water digunakan sebagai make-up water dalam Amine System. Air demin akan digunakan sebagai pengencer senyawa amina dan kemudian solven amina tersebut akan digunakan dalam Amine Absorber (35-MAF-104) untuk mengabsorbsi gas asam berupa CO2 dan H2S sebagai impuritas dalam gas alam. Spesifikasi air demin ditunjukan oleh Tabel 4.6. & 4.7. sebagai berikut :



54


Table 0.10 Kondisi Demineralized Water (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)

Kondisi Pressure (Psig) Temperature (oF)Normal 30 AmbientMechanical Design 75 122

Table 0.11 Kualitas Demineralized Water (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)

Parameter NilaiChloride Max. 2 ppmwTotal Dissolved Solid (TDS) Max. 100 ppmwTotal Hardness Max. 50 ppmwSodium / Potassium Max. 10 ppmIron Max. 0.1 ppm

17.4. Penyediaan Pemanas Hot Oil System

Hot Oil merupakan salah satu fluida pemanas (Hot Oil Transfer Fluid) yang digunakan dalam reboiler amina untuk memanaskan & meregenerasi amina. Hot Oil yang digunakan dalam Singa CPP adalah Hot Oil TOTAL Seriola 1510 dengan spesifikasi yang dapat ditunjukan pada Tabel 4.8. sebagai berikut :

Table 0.12 . Spesifikasi TOTAL Seriola 1510 ( Sumber : TOTAL Seriola 1510 Data Sheet)

Karakteristik SpesifikasiDensity at 20oC 870 Kg/m3

Viscosity at 40oC 30.6 mm2/s

Viscosity at 100oC 5.2 mm2/

Flash Point 210 oC

Pour Point -12 oCConradson Carbon Residue 0,03%weight Bulk Temp. Limit 280 oC

Limit Temp. of Oil Film 300 oC

Hot Oil ini akan dipanaskan oleh WHRU (Waste Heat Recovery Unit), dimana WHRU akan mendapatkan energi panas dari udara panas yang berasal dari pembakaran dalam Thermal Oxidizer (TOX). Kemudian udara panas tersebut akan ditarik oleh Induced Draft Fan (37-CBE-326) menuju WHRU (37-EBN-611). Di dalam WHRU unit Hot Oil yang masuk akan dipanaskan oleh udara panas, sehingga Hot Oil yang keluar dari WHRU memiliki suhu yang



55


cukup untuk digunakan sebagai pemanas di Reboiler Amina.

Gambar 0.11 Unit Thermal Oxidizer

17.5. Penyediaan Tenaga Listrik

Gambar 0.12 Unit Penyediaan Listrik (Gas Turbin Generator)

Kebutuhan listrik di Singa CPP disuplai oleh generator turbin gas yang terdapat di area plant Singa CPP. Ada tiga gas turbin generator yang terdapat di area Singa CPP, dua generator digunakan untuk memenuhi kebutuhan operasional sehari-hari, sedangkan satu generator sebagai generator cadangan. Selain tiga gas turbin generator, terdapat satu generator diesel yang hanya digunakan dalam keadaan darurat.

Pengoperasian gas turbin generator menggunakan bahan utama berupa gas yang dihasilkan dari proses pengolahan di Singa CPP. Prinsip kerja gas turbin generator adalah pemanfaatan kalor hasil pembakaran gas dari proses pengolahan Singa CPP untuk memutar turbin. Udara panas hasil pembakaran dikonversi menjadi energi kinetik dengan dialirkan melalui nozzle ke turbin section, tempat terjadi lanjutan konversi energi dari energi kinetik menjadi energi mekanik, yang digunakan untuk memutar sudu-sudu turbin.

Ketiga gas turbin generator yang terdapat di Singa CPP merupakan generator identik dengan spesifikasi sama, yaitu masing-masing 6.6 kV AC, 50 Hz, 3 fasa, 0.8 pf, dan kapasitas 3.6 MW. Daya listrik yang dihasilkan oleh gas turbin generator didistribusikan ke seluruh area Singa CPP dengan menggunakan medium voltage switchgear dan low voltage switchgear.



56


Apabila terjadi kondisi darutat, maka digunakan emergency generator diesel dengan spesifikasi 400 V AC, 50 Hz, 3 fasa , 0.8 pf, dengan kapasitas 1000 kW.

Adapun pendistribusian listrik yang dihasilkan oleh gas generator turbin untuk kebutuhan penerangan dan fasilitas disekitar Singa CPP adalah sebagai berikut :

Table 0.13 Sistem Peneyediaan Listrik untuk Fasilitas Singa Gas Plant (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)

1. Daya Motor diatas 150 kW 6000 V, AC, 3 fase, 50 Hz

2. Daya Motor sampai 150 kW 400 V, AC, 3 fase, 50 Hz

3. Instalasi pencahayaan dan Instalasi tenaga rendah

230 V, AC, 1 fase 50 Hz

4. Kontrol kelistrikan 230 V, AC, 1 fase, 50 Hz

5. Pengisian battery 125 V, DC

6. Uninterruptible power suppy 230 V, AC, 1 fase, 50 Hz

17.6. Penyediaan Udara Tekan

Udara tekan merupakan salah satu utilitas vital yang digunakan dalam industri. Udara tekan digunakan sebagai penggerak pada alat instrument control yang masih bekerja secara pneumatic. Selain digunakan sebagai penggerak alat instrument control secara pneumatic, udara tekan juga digunakan dalam proses maintenance seperti pembersihan strainer & proses maintenance. Sistem penyediaan udara tekan dalam Singa CPP dapat dijelaskan dengan bantuan blok diagram proses di bawah ini :

Gambar 0.13 Blok Diagram Penyediaan Sistem Udara Tekan



57


Udara pada kondisi atmosferik akan dikompressi oleh kompressor (41-CBE-321A/B) hingga tekanan 120 Psig, kemudian udara yang telah dikompresi maka akan masuk ke dalam vessel Utility Air Receiver (41-MBL-155). Sebagian akan diteruskan sebagai utility air, namun sebagian udara akan masuk ke dalam Air Dryer Package Unit (41-ZBE-554). Di dalam Air Dryer Package maka udara akan dikeringkan, sehingga udara yang dihasilkan bebas dari kandungan uap air yang dapat merusak alat instrument control secara pneumatic. Udara kering kemudian ditampung di dalam vessel Instrument Air Receiver (41-MBL-156) dan dialirkan sebagai udara instrument. Udara instrument dan udara yang dihasilkan dari proses di atas akan menghasilkan udara dengan spesifikasi yang ditunjukkan pada Tabel 4.10. sebagai berikut :

Table 0.14 Standar Kualitas Sistem Penyediaan Udara Tekan (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)

Kondisi Instrument Air Utility AirNormal Supply Pressure (Psig) 120 100Minimum Supply Pressure (Psig) 80 50Mechanical Design Pressure (Psig)

Temperature (oF)

Design Temperature (oF)

Dew Point (oF)

170Ambient

122

-40 oF @ 120 Psig

150Ambient

122-

Characteristic Oil Free, Max. 1 Oil Freemicron dust/impurities

17.7. Penyediaan Fuel Gas System

High Pressure gas (sales gas) yang dihasilkan dari sistem dehidrasi menggunakan TEG dan sistem penghilangan H2S menggunakan katalis aktif berupa zinc oxide (H2S Scavenger) dimanfaatkan sebagai bahan bakar selama proses pengolahan gas berlangsung secara normal. Adapun spesifikasi sales gas yang digunakan sebagai bahan bakar adalah sebagai berikut :

Max CO2 : 12.79 % mol Max H2S : 4 ppm mol Temperatur Pengenmbunan : Tergantung Kebutuhan



58


Gambar 0.14 Blok Diagram Sistem Penyediaan Fuel Gas System

Campuran sales gas yang berasal dari unit dehidrasi dan unit H2S scavenger dijadikan sebagai input di High Pressure Fuel Gas Scrubber (41-MBF-161). Pada scrubber ini sales gas mengalami proses pemisahan dari liquid atau cairan yang masih terbawa yang dioperasikan pada tekanan 460 Psig sehingga diharapkan dapat menjadi fuel gas dengan spesifikasi yang diinginkan. Dengan tekanan yang tinggi, sales gas yang sudah menjadi fuel gas didistribusikan melalui fuel gas header untuk menjalankan turbin generator yang dioperasikan pada tekanan 410 Psig, tetapi sebelumnya fuel gas mendapatkan treatment dengan dimasukkan ke dalam High Pressure Fuel Gas Filter (41-MAJ-152) dengan tujuan untuk memisahkan partikulat gas dengan ukuran lebih dari 0,5 mikron sehingga sistem turbin dapat berjalan dengan efisien yang maksimal. Nantinya, turbin generator ini akan digunakan sebagai penyediaan listrik untuk operasi dan sarana penunjang lain disekitar plant Singa CPP. Jika terjadi over pressurized didalam aliran menuju HP. Fuel Gas Filter, maka Blow Down Valve akan terbuka secara otomatis maupun dibuka manual untuk kemudian gas dialirkan menuju flare KO Drum (42-MAB-191). Fuel gas dari scrubber tidak hanya digunakan sebagai pembangkit turbin generator tetapi juga didistribusikan ke Low Pressure Gas Scrubber (41- MBF-153). Secara prinsip scrubber tekanan rendah ini memiliki fungsi yang sama denganscrubber yang dioperasikan pada tekanan tinggi. Scrubber tekanan rendah ini, fuel gas akan diturunkan tekanannya sampai 110 Psig. Kemudian fuel gas dari LP. Gas Scrubber didistribusikan melalui fuel gas header dengan tekanan 60 Psig sebagai bahan bakar pada beberapa unit sistem sebagai berikut :

H2S Stripper (34-MBF-120)

Dehydration Package Unit (36-ZZZ-501)

Ignition Flare System

Thermal Oxidizer (37-EZZ-603)



59


Blanketing System

17.7.1. Penanganan Limbah

Limbah yang dihasilkan dari proses pengolahan gas alam di Singa CPP Lematang yang dibuang ke lingkungan dapat dibagi menjadi dua, yaitu limbah cair atau produced water, dan limbah yang berupa gas asam (H2S & CO2). Limbah produced water dihasilkan dari proses awal separasi untuk memisahkan liquid atau cairan dari gas (C1). Limbah air terproduksi ini bersumber dari Flare Knock Out Drum (42-MAB-191), Inlet Separator (31-HAL-201), Production Separator (31-MBD-101), Test Separator (31-MBD-102), dan Close Drain System (41-MBL-162). Sedangkan limbah acid gas dihasilkan dari proses AGRU (Acid Gas Removal Unit) yang terdiri dari sistem absorbsi CO2 & H2S dengan solvent absorption (sistem amina) dan dengan sistem membran.

Gambar 0.15 Skema Produced Water Treatment Unit

Pengolahan limbah cair (produced water) merupakan limbah yang mengandung liquid dengan partikulat kontaminan, total suspended solid, dan sulfida terlarut dengan kadar yang cukup tinggi diatas batas yang diijinkan agar dapat dibuang ke lingkungan. Untuk memenuhi baku mutu air limbah Kegiatan E&P migas dari fasilitas darat (On-Shore) agar dapat dibuang ke lingkungan sesuai Peraturan Menteri Negara Lingkungan Hidup No. 19 Tahun 2010 diperlukan serangkaian unit pengolahan secara primer, sekunder, dan kimia. Untuk pengolahan limbah air terproduksi, Singa CPP Lematang tidak mengolah secara langsung, tetapi ada pihak ketiga yang mengolah air limbah tersebut yaitu PT. ASRY Amanah Timur. Plant Singa hanya menampung limbah air terproduksi dalam produced water tank (34-ABJ- 405). Pendistribusian produced water yang ditampung dalam sebuah tangki dialirkan menggunakan produced water unloading pumps (34-PBA-342A/B) menuju unit pengolahan water treatment milik PT. ASRY. Unit produced water system yang dimiliki oleh Singa CPP berupa H2S stripper berfungsi untuk mengurangi kadar acid gas yang larut ke dalam air limbah. Fuel gas dimasukkan dari bawah kolom stripper sedangkan feed air limbah dari atas kolom. Prinsip utama dari



60


H2S stripper, yaitu penurunan tekanan dari 1230 Psig menjadi 50 Psig secara tiba-tiba untuk melucuti komponen-komponen berupa gas acid dalam produced water. Komponen gas asam yang rilis ke atas kolom dibawa oleh fuel gas untuk menuju unit thermal oxidizer.

Table 0.15 Spesifikasi Produced Water yang dibuang ke lingkungan (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)

Komponen KadarMikron Kandungan Hidrokarbon Maks. 0.1 % wt.

Kandungan Sulfida (H2S) Maks. 0.1 mg/l

Gas asam merupakan limbah yang dihasilkan dari proses sweetening gas yang berlangsung di sistem membran dan sistem amina. Senyawa-senyawa yang terkandung dalam gas asam berupa H2S dan CO2 apabila langsung dibuang ke lingkungan akan sangat berbahaya karena pada batas kadar tertentu dapat menyebabkan keracunan ataupun kematian. Oleh karena itu, diperlukan unit pengolahan acid gas yaitu unit thermal oxidizer (TOX). Unit TOx ini berfungsi untuk mengoksidasi gas H2S menjadi gas SO2 yang tidak beracun sedangkan CO2 yang terbawa akan keluar langsung ke lingkungan.17.7.2. Sistem Pengolahan Limbah Cair Singa CPP

Pada pengolahan limbah cair diperlukan pengolahan supaya ketika air limbah dilepaskan ke alam tidak akan mencemari lingkungan. Pengelolaan limbah cair pada kegiatan eksplorasi dan produksi migas (produced water) secara teoritik hampir sama dengan pengolahan limbah cair industri, ataupun domestik, terutama unit-unit pengolahannya. Tujuan dari pengolahan air limbah adalah untuk mengurangi menurunkan kadar COD, kadar minyak dan lemak, H2S terlarut, NH3, Phenol, temperatur, pH, TDS, sehingga sesuai dengan standar baku mutu dan tidak mencemari lingkungan. Pengolahan limbah dapat disesuaikan dengan parameter yang terdapat pada Peraturan Menteri Lingkungan Hidup nomor 19 tahun 2010, yaitu dengan cara ataupun unit pengolahan sebagai berikut :

a. Pengolahan Pendahuluan (pre treatment)

Pada Pengolahan pre treatment yang terjadi adalah pengolahan secara fisika. Dapat dilakukan dengan penyaringan (screening) benda-benda kasar, terapung dan berukuran besar, kerikil serta pasir yang mengendap. Alat yang digunakan dapat berupa saringan kasar (bar screen) dan bak pengendap. Selain itu, manfaat pre treatment dengan pengendapan pada pengolahan produced water adalah untuk memisahkan minyak yang terbawa.

1. Pengolahan Pertama (primary treatment)Proses yang terjadi pada pengolahan kedua ini adalah pengendapan (sedimentation) zat tersuspensi, koloid, dan memisahkan minyak dari produced water.

2. Pengolahan Kedua (secondary treatment)Pada secondary treatment, umumnya mencakup proses biologis untuk mengurangi bahan-



61


bahan organik melalui mikroorganisme yang ada didalamnya atau dengan menambah kadar oksigen. Terdapat dua hal penting dalam proses biologis ini, yaitu :

a. Aerasib.Proses pertumbuhan bakteri

3. Pengolahan Ketiga (tertiary treatment)Pengolahan ketiga dilakukan jika hasil dari proses-proses sebelumnya kurang maksimal atau masih banyak mengandung zat-zat berbahaya bagi manusia dan lingkungan. Proses yang dilakukan pada pengolahan ini adalah :

a. Filtrasi

b. Adsorbsi

c. Reduksi Fe dan Mnb. Pengolahan secara Kimia

Pengolahan secara kimia dapat dilakukan dengan pemberian koagulan pada limbah tersebut.1. Pengolahan Lanjutan

Pembuangan lanjutan ini ditujukan pada lumpur yang merupakan hasil akhir dari proses pengolahan limbah tersebut. Lumpur itu diolah dengan proses :

a. Pemekatan

b. Stabilisasi

c. Conditioning

d. Dewatering

e. Pengeringan

f. Pembuangan17.7.3. Karakteristik Air Limbah

Karakteristik limbah cair berdasarkan parameter Peraturan Menteri Negara Lingkungan Hidup Nomor 19 Tahun 2010 dapat dibagi secara fisika, yaitu pH, TDS, dan temperatur. Sedangkan, secara kimiawi, yaitu COD, H2S, NH3, phenol total, minyak & lemak. Berikut penjelasan tiap parameter sebagai baku mutu air limbah :

1) pH

pH adalah cara untuk menyatakan konsentrasi aktivitas ion hidrogen dalam larutan. Faktor pH sangat penting dalam proses penyedia air bersih, sedangkan untuk air limbah pH sangat penting khususnya untuk pengolahan dengan proses biologis, dimana pH harus dikontrol pada daerah yang baik untuk pertumbuhan mikroorganisme yang digunakan. Limbah cair yang memiliki pH ± 7, memungkinkan sekali untuk tumbuh atau hidupnya mikroorganisme sebagai bagian dari ekosistem air itu sendiri sebelum air tersebut dibuang ke perairan umum. Dapat dianalisa dengan prinsip kalorimetri dan potensiometri.

2) Temperatur



62


Temperatur adalah parameter yang mempengarui banyak variabel dalam proses pengolahan air buangan. Naiknya temperatur akan menimbulkan akibat sebagai berikut:

a) Menurunkan jumlah oksigen terlarut

b) Meningkatkan kecepatan reaksi kimia

c) Mengganggu kehidupan ikan dan hewan air lainnya

Jika melampaui batas temperatur yang ditentukan akan membawa dampak kematian bagi ikan atau hewan lainnya.

3) TDS

TDS atau total dissolve solid adalah ‖benda padat‖ zat organik maupun anorganik yang terlarut pada air limbah, benda tersebut dapat berupa mineral, garam, logam, serta kation-anion. Secara umum, konsentrasi benda-benda padat terlarut merupakan jumlah antara kation dan anion di dalam air. TDS terukur dalam satuan Parts per Million (ppm) atau perbandingan rasio berat ion terhadap air. Umumnya, tingginya angka TDS disebabkan oleh kandungan potassium, khlorida dan sodium yang terlarut di dalam air. Ion-ion ini memiliki efek jangka pendek (short-term effect), tetapi ion-ion yang bersifat racun (seperti timah arsenic, kadmium, nitrat dan banyak lainnya) banyak juga yang terlarut di dalam air.

4) COD

Chemical Oxygen Demand (COD) adalah jumlah oksigen (mg O2) yang dibutuhkan untuk mengoksidasi zat-zat organik yang ada dalam satu Liter sampel air, dimana pengoksidasi K2Cr2O7 digunakan sebagai sumber oksigen (oxidizing agent). Angka COD merupakan ukuran bagi pencemaran air oleh zat-zat organik yang secara alami dapat dioksidasikan melalui proses mikrobiologis dan mengakibatkan berkurangnya oksigen terlarut dalam air.

5) H2S

Gas H2S mempunyai sifat tidak berwarna dan berbau khas seperti gas telur busuk. Merupakan jenis gas yang sangat beracun, bersifat korosif, dan dapat terlarut dalam air. Adanya gas ini di dalam air limbah mengindikasikan dekomposisi secara anaerobic. Adanya gas ini dalam jumlah yang besar dapat membuat korosi pada saluran pembuangan dan menghasilkan bau di bangunan pengolahan limbah. H2S dapat dioksidasi dengan cara dibakar supaya menjadi SO2 yang sifat pencemarnya lebih ringan.

6) NH3

Amoniak biasanya didapati berupa gas tak berwarna dengan bau tajam yang khas. Amoniak merupakan senyawa kaustik yang dapat merusak kesehatan. Amonia umumnya bersifat basa (pKb = 4.75), tetapi dapat juga bertindak sebagai asam yang amat lemah (pKa = 9.25).

7) Phenol total

Fenol amat toksik dalam lingkungan baik bagi lingkungan manusia maupun binatang. Netralisasi dapat



63


dilakukan dengan larutan soda. Sisa-sisa pakai atau limbah fenol dapat dikubur di tempat yang aman atau dapat pula dimusnahkan dengan membakar dalam incinerator ( suhu pembakaran lebih dari

10000C ). Cemaran fenol yang masuk ke dalam air baku akibat proses klorinasi dapat berubah menjadi senyawa- senyawa klorofenol yang berbahaya. Fenol dalam air limbah dapat dioksidasi dengan ozon atau dapat didegradasi dengan senyawa khusus.

8) Minyak & Lemak

Minyak yang terdapat pada limbah cair merupakan minyak petroleum, minyak mineral, kerosene, coaltar, road oil mempunyai struktur kimia hanya karbon dan hidrogen sehingga dapat mengakibatkan efek menutupi permukaan air. Minyak merupakan senyawa volatil. Oleh karena itu, minyak akan mudah menguap. Namun, sisa minyak yang tidak menguap akan mengalami emulsifikasi yang mengakibatkan air dan minyak dapat bercampur. Ada 2 macam yang dapat terjadi antara minyak dengan air, yaitu :

Emulsi minyak dala air terjadi bila droplet - droplet minyak terdispersi di dalam air dan distabilkan dengan interaksi kimia dimana air mnutupi permukaan droplet - droplet tersebut.

Emulsi air dalam minyak terjadi bila droplet - droplet air tertutup oleh lapisan minyak.Berdasarkan karakteristik tersebut, kemudian dilakukan analisa terhadap air limbah (produced water) dan dibandingkan dengan Peraturan Menteri Negara Lingkungan Hidup Nomor 19 Tahun 2010, baku mutu air limbah kegiatan eksplorasi dan produksi migas on-shore. Hasil analisa pada tabel berikut :

Table 0.16 Hasil Analisa Kandungan Limbah Produced Water CPP Singa

Berdasarkan analisa, didapatkan bahwa semua nilai parameter yang terdapat pada produced water melebihi baku mutu. Oleh karena itu, dibutuhkan suatu treatment untuk menurunkan kadar pada parameter, baik secara fisika, kimia, ataupun biologis.



64


17.7.4. Unit Pengolahan Produced Water

Unit pengolahan dikelola oleh kontraktor PT. ASRY Amanah Timur supaya limbah air terproduksi dapat dibuang ke sungai tanpa mencemari lingkungan. Hasil proses pada Central Processing Plant Lapangan Singa PT. Medco E&P Lematang menghasilkan limbah cair salah satunya berupa air terproduksi yaitu air yang tidak diperlukan hasil dari pemboran gas. Proses pengolahan produced water dapat dilihat pada gambar flow diagram di bawah ini :

Proses-proses pengolahan produced water menggunakan unit dan langkah, yaitu influent, equalization pond, zat koagulan, sedimentation tank, sludge drying bed, intermediate tank, sand filter, carbon filter, dan bak effluent.

Gambar

0.16 Drilling Waste Water Treatment Unit PT. ASRY Amanah Timur



65


BAB VLABORATORIUM

17.8. Program Kerja Laboratorium

Perkembangan ilmu pengetahuan dan teknologi telah mengenalkan berbagai macam alat untuk melakukan analisis baik kualitatif maupun kuantitatif tentang komosisi suatu bahan kimia yang terkandung dalam minyak, gas alam, air, sedimen, maupun dari suatu bahan yang akan di uji. Kecanggihan suatu alat akan menjadi sia-sia apabila prosedur dan pengetahuan tenttang alat-alat tersebut tidak dikuasai. Oleh karena itu, perlu ada pengembangan pengetahuan dalam menggunakan alat-alat tersebut untuk menyelesaikan masalah-masalah analisis dan untuk memaksimalkan fungsi alat agar bias mendapatkan hasil yang diinginkan.

Dalam kaitannya dengan proses pemurnian gas alam, diperlukan suatu analisis lebih jauh agar dapat mendeteksi kandungan dalam gas alam tersebut. Seperti halnya di dalam Singa CPP memiliki 1 ruangan laboratorium khusus untuk mendeteksi sampel gas alam setiap harinya apakah sudah sesuai dengan spesifikasi gas yang diinginkan.

Penelitian yang berkaitan dengan lingkungan, misalnya perairan memerlukan berbagai data penunjang hasil analisis instrumentasi kimia. Untuk mengetahui kandungan dan konsentrasi bahan kimia yang ada dalam cuplikan air dapat dilakukan dengan menggunakan berbagai instrumen. Prinsip dasar kerja dari instrument tersebut menggunakan metode yang sudah standar (ASTM). Masing-masing instrument memiliki kemampuan untuk menganalisa bahna kimia yang berbeda.

Unit Laboratorium di SINGA CPP yang tersedia di lapangan telah dipersiapkan untuk mengukur volume gas (gas content) dan komposisi gas (gas composition). Pengukuran kandungan gas dilakukan dengan metode Fast Desorption (pelepasan gas secara cepat) yang mengacu pada Australian Standard AS 3980-1999. Dimana volume gas yang diambil dari instrumen tertentu dimasukkan dalam tabung dan diukur komposisinya gasnya menggunakan gas kromatografi. Pengambilan gas dengan mempergunakan gas trap yang dipasang pada selang penghubung canister dengan alat pengukur volume gas. Dengan menggunakan alat gas kromatografi akan doperoleh data komposisi gas metana, butana, etana, propana, pentana, karbondioksida, nitrogen, dan lain-lain. Hasil metode uji ini akan digunakan untuk mengetahui kualitas gas yang terkandung dalam gas alam sumur SINGA CPP.



66


17.9. Alat-Alat Utama di Laboratorium

17.9.1. Gas Chromatography

GC (Gas Chromatography) yang biasa disebut juga Kromatografi gas (KG) merupakan teknik instrumental yang dikenalkan pertama kali pada tahun 1950-an. GC merupakan metode yang dinamis untuk pemisahan dan deteksi senyawa-senyawa organik yang mudah menguap dan senyawa-senyawa gas anorganik dalam suatu campuran Perkembangan teknologi yang signifikan dalam bidang elektronik, komputer, dan kolom telah menghasilkan batas deteksi yang lebih rendah serta identifikasi senyawa menjadi lebih akurat melalui teknik analisis dengan resolusi yang meningkat. GC menggunakan gas sebagai gas pembawa/fase geraknya. Ada 2 jenis kromatografi gas, yaitu :

1. Kromatografi gas–cair (KGC) yang fase diamnya berupa cairan yang diikatkan pada suatu pendukung sehingga solut akan terlarut dalam fase diam.

2. Kromatografi gas-padat (KGP), yang fase diamnya berupa padatan dan kadang- kadang berupa polimerik.

Kromatografi gas-cair (GLC), atau hanya kromatografi gas (GC), merupakan jenis kromatografi yang digunakan dalam kimia organik untuk pemisahan dan analisis. GC dapat digunakan untuk menguji kemurnian dari bahan tertentu, atau memisahkan berbagai komponen dari campuran. Dalam beberapa situasi, GC dapat membantu dalam mengidentifikasi sebuah kompleks. Dalam kromatografi gas, fase yang bergerak (atau "mobile phase") adalah sebuah operator gas, yang biasanya gas murni seperti helium atau yang tidak reaktif seperti gas nitrogen. Stationary atau fasa diam merupakan tahap mikroskopis lapisan cair atau polimer yang mendukung gas murni, di dalam bagian dari sistem

Gambar

0.17 Alat Instrumentasi Gas Kromatografi



67


pipa-pipa kaca atau logam yang disebut kolom. Instrumen yang digunakan untuk melakukan kromatografi gas disebut gas chromatograph (atau "aerograph", "gas pemisah").

Kromatografi gas yang pada prinsipnya sama dengan kromatografi kolom (serta yang lainnya bentuk kromatografi, seperti HPLC, TLC), tapi memiliki beberapa perbedaan penting. Pertama, proses memisahkan senyawa dalam campuran dilakukan antara stationary fase cair dan gas fase bergerak, sedangkan pada kromatografi kolom yang seimbang adalah tahap yang solid dan bergerak adalah fase cair. Jadi, nama lengkap prosedur adalah "kromatografi gas- cair", merujuk ke ponsel dan stationary tahapan, masing-masing. Kedua, melalui kolom yang lolos tahap gas terletak di sebuah oven dimana temperatur gas yang dapat dikontrol, sedangkan kromatografi kolom (biasanya) tidak memiliki kontrol seperti suhu. Ketiga, konsentrasi yang majemuk dalam fase gas adalah hanya salah satu fungsi dari tekanan uap dari gas.

17.9.2. Cara Kerja Kromatografi GasDalam pelaksanaan mengerjakan kromotografi, berikut adalah langkah-langkah yang harus dikerjakan yaitu

1. Hidupkan power ―on‖ pada alat. pada display alat akan keluar perintah ―press any key to cannect the network‖. tekan tombol ―stop‖ untuk mengaktifkan alat GC,

2. Sementara itu putar keran gas N2, H2, dan O2 dan atur aliran gasnya sesuai dengan yang dibutuhkan,

3. Hidupkan juga komputer dan aktifkan software GC di komputer,

4. Setelah alat GC aktif, atur suhu injektor, kolom dan detektornya. Atur juga aliran gas N2, H2 dan O2 yang masuk ke alat GC. Atur juga pergerakan suhu kolom sesuai dengan sampel yang akan dirunning,

5. Tunggu sampai suhu injektor dan detektor mancapai suhu yang diinginkan. Sementara itu masukkan sampel yang akan diukur ke dalam ―syringe‖. Setelah suhu tercapai dan lampu ―run‖ hidup, maka sampel yang ada dalam ―syringe‖ dapat disuntikkan ke dalam injektor,

6. Tunggu dan lihat kromatogram yang ada pada layar komputer,

7. Setelah semua sampel yang disuntikkan selesai dirunning dan waktu yang diprogram selesai, maka alat GC akan berhenti secara automatis dan suhu kolom akan turun ke posisi awal secara automatis juga,

8. Kromatogram yang diperoleh di layar komputer dapat di riset, seperti membuat waktu retensi, persentase komponen yang ada dalam sampel dan lain-lain, sesuai data yang diinginkan. Jangan lupa untuk saving di memori komputer atau dapat langsung di print-out,

9. Perhatikan pada alat GC. Setelah suhu kolom kembali ke awal, maka pengaturan suhu dapat di ―off‖ kan. Tunggu sampai suhu injektor dan detektornya turun sampai posisi awal. Sementara itu



68


tutup keran N2, H2 dan O2,

10. Setelah suhu injektor dan detektor turun dan gas tidak mengalir lagi, alat GC dapat di ―off‖ kan, dan komputer juga dapat dimatikan,

11. Bersihkan alat dan ―syringe‖ yang telah digunakan.

17.9.3. Cara Pengoperasian Gas Kromatografi

Selain prosedur kerja di atas, pengoperasian kromatografi gas dapat dilakukan dengan tiga cara khususnya untuk penentuan kadar zat, sebagai berikut:

Sesudah alat-alat disiapkan, kolom, alat pendeteksi, suhu dan aliran gas pembawa diatur hingga kondisi seperti yang tertera pada masing-masing monografi, suntikkan larutan zat sejumlah yang tertera pada masing-masing monografi atau larutan baku pada tempat penyuntikan zat menggunakan alat penyuntik mikro. Pemisahan komponen-komponen dideteksi dan digambarkan dalam kromatografi. Letakkan kurva pada kromatogram dinyatakan dalam waktu retensi (waktu dari penyuntikan contoh sampai puncak kurva pada kromatogram) atau volume retensi (waktu retensi x kecepatan alir gas pembawa) yang tetap untuk tiap zat pada kondisi yang tetap. Dasar ini digunakan untuk identifikasi. Dari luas daerah puncak kurva atau tinggi puncak kurva, komponen zat dapat ditetapkan secara kuantitatif. Umumnya penetapan kadar dapat dilakukan dengan salah satu cara berikut :

1. Cara baku internal

Pada satu seri zat baku internal dengan jumlah tertentu, masing-masing tambahkan sejumlah zat dengan jumlah yang berbeda-beda. Dari masing-masing larutan baku tersebut, suntikan dengan jumlah yang sama pada tempat penyuntikan zat. Garis kalibrasi diperoleh dengan menggambarkan hubungan antara perbandingan luas daerah puncak kurva atau tinggi puncak kurva zat dengan zat baku internalnya, pada sumbu vertikal, dan perbandingan jumlah zat baku dengan jumlah zat baku internal, atau jumlah zat baku, pada sumbu horizontal.

Buat larutan zat seperti yang tertera pada masing-masing monografi, tambahkan zat baku internal dengan jumlah sama seperti pada larutan zat baku di atas. Dari kromatogram yang diperoleh dengan kondisi yang sama seperti cara memperoleh garis kalibrasi, hiitung perbandingan luas daerah puncak kurva atau tinggi puncak kurva zat dengan luas daerah puncak kurva zat baku internal. Jumlah zat dapat ditetapkan dari garis kalibrasi.

Untuk baku internal, gunakan senyawa yang mantap yang puncak kurvanya terletak dekat puncak kurva zat tetapi cukup terpisah dari puncak kurva zat, serta puncak kurva komponen-komponen lain.

2. Cara garis kalibrasi mutlak



69


Buat satu seri larutan baku. Suntikan dengan volume sama tiap larutan ke dalam tempat penyuntikan zat. Gambar garis kalibrasi dari kromatogram, dengan berat zat pada sumbu horizontal, dan tinggi puncak kurva atau luas daerah puncak kurva pada sumbu vertikal. Buat larutan zat seperti yang tertera pada masing-masing monografi. Dari kromatogram yang diperoleh dengan kondisi yang sama seperti cara memperoleh garis kalibrasi, ukur luas daerah puncak kurva atau tinggi puncak kurva. Hitung jumlah zat menggunakan garis kalibrasi. Dalam cara kerja ini, semua harus dikerjakan dengan kondisi yang betul-betul tetap.

3. Cara luas daerah normalisasi

Jumlah luas daerah puncak kurva komponen-komponen yang bersangkutan dalam kromatogram dinyatakan sebagai angka 100. Perbandingan kadar komponen-komponen dihitung dari harga prosen luas daerah tiap puncak kurva masing-masing.

Dalam tiga cara yang dinyatakan di atas, tinggi puncak kurva atau luas daerah puncak kurva ditetapkan sebagai berikut :

a. Tinggi puncak kurvaUkur tinggi dari titik puncak kurva sepanjang garis tegak lurus hingga berpotongan dengan garis yang menghubungkan kedua kaki dari puncak kurva.

b. Luas daerah puncak kurva

- Lebar puncak kurva pada pertengahan tinggi puncak kurva x tinggi puncak kurva.- Gunakan planimeter untuk mengukur daerah puncak kurva.

17.9.4. Sistem Peralatan Kromatografi Gas (GC)



70


Keterangan Gambar :Kontrol dan penyedia gas pembawa ruang suntik sampel kolom yang diletakkan dalam

oven yang dikontrol secara termostatik sistem deteksi dan pencatat (detektor dan recorder) serta komputer yang dilengkapi dengan perangkat pengolah data.

17.9.4.1. Aspek penting dalam Gas Kromatografi

Fase Gerak

Fase gerak pada GC juga disebut dengan gas pembawa karena tujuan awalnya adalah untuk membawa solut ke kolom, karenanya gas pembawa tidak berpengaruh pada selektifitas. Syarat gas pembawa adalah: tidak reaktif; murni/kering karena kalau tidak murni akan berpengaruh pada detektor; dan dapat disimpan dalam tangki tekanan tinggi (biasanya merah untuk hidrogen, dan abu-abu untuk nitrogen)

Ruang Suntik Sampel

Lubang injeksi didesain untuk memasukkan sampel secara cepat dan efisien. Desain yang populer terdiri atas saluran gelas yang kecil atau tabung logam yang dilengkapi dengan septum karet pada satu ujung untuk mengakomodasi injeksi dengan semprit (syringe). Karena helium (gas pembawa) mengalir melalui tabung, sejumlah volume cairan yang diinjeksikan (biasanya antara 0,1-3,0 mL) akan segera diuapkan untuk selanjutnya dibawa menuju kolom. Berbagai macam ukuran semprit saat ini tersedia di pasaran sehingga injeksi dapat berlangsung secara mudah dan akurat. Septum karet, setelah dilakukan pemasukan sampel secara berulang, dapat diganti dengan mudah. Sistem pemasukan sampel

Gambar

0.18 Skema Peralatan Gas Kromatografi



71


(katup untuk mengambil sampel gas) dan untuk sampel padat juga tersedia di pasaran.Pada dasarnya, ada 4 jenis injektor pada kromatografi gas, yaitu:

a. Injeksi langsung (direct injection), yang mana sampel yang diinjeksikan akan diuapkan dalam injector yang panas dan 100 % sampel masuk menuju kolom.

b. Injeksi terpecah (split injection), yang mana sampel yang diinjeksikan diuapkan dalam injektor yang panas dan selanjutnya dilakukan pemecahan.

c. Injeksi tanpa pemecahan (splitness injection), yang mana hampir semua sampel diuapkan dalam injektor yang panas dan dibawa ke dalam kolom karena katup pemecah ditutup.

d. Injeksi langsung ke kolom (on column injection), yang mana ujung semprit dimasukkan langsung ke dalam kolom.

Teknik injeksi langsung ke dalam kolom digunakan untuk senyawa-senyawa yang mudah menguap; karena kalau penyuntikannya melalui lubang suntik secara langsung dikhawatirkan akan terjadi peruraian senyawa tersebut karena suhu yang tinggi atau pirolisis.

Kolom

Kolom merupakan tempat terjadinya proses pemisahan karena di dalamnya terdapat fase diam. Oleh karena itu, kolom merupakan komponen sentral pada GC. Ada 3 jenis kolom pada GC yaitu kolom kemas (packing column), kolom kapiler (capillary column), dan kolom preparative (preparative column). Perbandingan kolom kemas dan kolom kapiler dtunjukkan oleh gambar berikut :

Gambar 0.19 Kolom dalam Gas Kromatografi

Kolom kemas terbuat dari gelas atau logam yang tahan karat atau dari tembaga dan aluminium. Panjang kolom jenis ini adalah 1–5 meter dengan diameter dalam 1-4 mm. Kolom kapiler sangat banyak dipakai karena kolom kapiler memberikan efisiensi yang tinggi (harga jumlah pelat teori yang sangat besar > 300.000 pelat). Kolom preparatif digunakan untuk menyiapkan sampel yang murni dari adanya senyawa tertentu dalam matriks yang kompleks.

Fase diam yang dipakai pada kolom kapiler dapat bersifat non polar, polar, atau semi polar. Fase diam non polar yang paling banyak digunakan adalah metil polisiloksan (HP-1; DB-1; SE-30; CPSIL-5) dan fenil 5%-metilpolisiloksan 95% (HP-5; DB-5; SE-52; CPSIL- 8). Fase diam semi polar adalah seperti fenil 50%-metilpolisiloksan 50% (HP-17; DB-17; CPSIL-19), sementara itu fase diam yang polar adalah seperti polietilen glikol (HP-20M; DB-WAX; CP-WAX; Carbowax-20M).



72


Detektor

Komponen utama selanjutnya dalam kromatografi gas adalah detektor. Detektor merupakan perangkat yang diletakkan pada ujung kolom tempat keluar fase gerak (gas pembawa) yang membawa komponen hasil pemisahan. Detektor pada kromatografi adalah suatu sensor elektronik yang berfungsi mengubah sinyal gas pembawa dan komponen- komponen di dalamnya menjadi sinyal elektronik. Sinyal elektronik detektor akan sangat berguna untuk analisis kualitatif maupun kuantitatif terhadap komponen-komponen yang terpisah di antara fase diam dan fase gerak.

Pada garis besarnya detektor pada KG termasuk detektor diferensial, dalam arti respons yang keluar dari detektor memberikan relasi yang linier dengan kadar atau laju aliran massa komponen yang teresolusi. Kromatogram yang merupakan hasil pemisahan fisik komponen-komponen oleh GC disajikan oleh detektor sebagai deretan luas puncak terhadap waktu. Waktu tambat tertentu dalam kromatogram dapat digunakan sebagai data kualitatif, sedangkan luas puncak dalam kromatogram dapat dipakai sebagai data kuantitatif yang keduanya telah dikonfirmasikan dengan senyawa baku. Akan tetapi apabila kromatografi gas digabung dengan instrumen yang multipleks misalnya GC/FT- IR/MS, kromatogram akan disajikan dalam bentuk lain.

Beberapa sifat detektor yang digunakan dalam kromatografi gas adalah sebagai berikut :

Table 0.17 Sifat Detektor dalam Gas Kromatografi

Jenis Detektor Jenis Sampel Batas DeteksiKecepatan Alir (ml/menit)

Gas Pembaw

a

H2 Udara

Hantaran panas Senyawa umum

5-100 ng 15-30 - -

Ionisasi nyawa Hidrokarbon 10-100 pg 20-60 30-60 200-500Penangkap elektron Halogen organic,

pestida0,05-1 pg 30-60 - -

Nitrogen-fosfor Senyawa nitrogen organik dan fospat organik

0,1-10 g 20-40 1-5 700-100

Fotometri nyala (393 nm)

Senyawa- senyawa sulfur

10-100 pg 20-40 50-70 60-80



73


Fotometri nyala (526 nm)

Senyawa- senyawa fosfor

1-10 pg20-40

120 -170100-150

Foto ionisasi Senyawa yang terionisasi dg UV

2 pg C/detik

30-40 - -

Konduktivitas elektrolitik Fourier

Halogen, N, S 0,5 pg C12 pg S4 pg N

20-40 80 -

Transform- inframerah (FTIR)

Senyawa- senyawa organik

1000 pg 3-10 - -

Selektif massa Sesuai untuk senyawa apapun

10 pg-10ng

0,5-30 - -

Emisi atom Sesuai untuk elemen apapun

0,1-20pg

60-70 -

Komputer

Komponen GC selanjutnya adalah komputer. GC modern menggunakan komputer yang dilengkapi dengan perangkat lunaknya (software) untuk digitalisasi signal detektor dan mempunyai beberapa fungsi antara lain:

Memfasilitasi setting parameter-parameter instrumen seperti: aliran fase gas; suhu oven dan pemrograman suhu; serta penyuntikan sampel secara otomatis.

Menampilkan kromatogram dan informasi-informasi lain dengan menggunakan grafik berwarna.

Merekam data kalibrasi, retensi, serta perhitungan-perhitungan dengan statistik.

Menyimpan data parameter analisis untuk analisis senyawa tertentu



74


DAFTAR PUSTAKA

Engineering Data Book. (2004). Product Spesification (12th Edition ed., Vol. Sec 2). Tulsa OK: Gas Processors Supply Association.

Georgia Gulf Sulfur Corporation. (n.d.). Retrieved August 2005,from www.georgiagulfsulfur.com

Kidnay, A. J., and Parrish, W. R. (2006). Fundamental of Natural Gas Processing. Boca Raton: CRC Press Taylor and Francis Group, LLC.

Ko, J.-J., and Li, M.-H. (2000). Kinetics of absorption of carbon dioxide into solutions of N- methyldiethanolamine+water. Chemical Engineering Science , 55, 4139-4147.

PT. Medco E & P Indonesia. 2006. Brand Book MedcoEnergi 2006.

PT. Medco E & P Indonesia. 2008. Singa Development Gas Project Engineering Design Basis.

PT. Medco E & P Indonesia. 2009. Perjalanan Menuju yang Terbaik.

PT. Medco E & P Indonesia. 2010. Annual Report 2010.

PT. Medco E & P Indonesia. 2012. Annual Rep



75


18. LAMPIRANProcess Flow Diagram Central Processing Unit Plant Singa (PT. Medco E&P Indonesia)

Gambar 18.20 Proses Overall



76


Gambar 18.21 Manifold

Gambar 18.22 Production Separator



77


Gambar 18.23 Test Separator



78


Gambar 18.24 Inlet Separator



79


Gambar 18.25 Inlet Cooler



80

Gambar 18.26 Gas Filter




81


Gambar 18.27 Amine System

Gambar 18.28 Membrane System



82


Gambar 18.29 Dehidration Unit



83


Gambar 18.30 Amine Flash Column



84


Gambar 18.31 Instrument Air



85


Gambar 18.32 Thermal Oxidizer Unit



86


Gambar 18.33 Water Treatment

laporan tugas umum

Documents